Методика и система для выполнения межскважинных исследований



Методика и система для выполнения межскважинных исследований
Методика и система для выполнения межскважинных исследований
Методика и система для выполнения межскважинных исследований
Методика и система для выполнения межскважинных исследований

 


Владельцы патента RU 2439621:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Заявленное изобретение относится к методике и системе для выполнения межскважинных исследований. В варианте осуществления изобретения методика включает в себя оборудование генератора сейсмических колебаний в первой скважине и сейсмического приемника во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного генератором колебаний. Методика включает в себя привязку генераторов синхронизирующих импульсов в генераторе колебаний и приемнике к общей опорной системе отсчета времени и определение времени в опорной системе отсчета времени, в которое генератор сейсмических колебаний генерирует сейсмическое события. При реализации заявленного изобретения будет достигаться результат, заключающийся в точной индикации начала отсчета времени для каждого сейсмического события, то есть будет реализовываться контроль каротажных инструментов в процессе бурения скважины, а также контроль команд и информации, направляемой от поверхности посредством сейсмических сигналов и/или с помощью применения специальных поверхностных управляемых процессов бурения. 1 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Изобретение, в общем, относится к методике и системе для выполнения межскважинных исследований.

Интенсификация притока в скважину, нагнетание и добыча могут приводить к изменению напряженного состояния пласта, приводящему к разрушению горной породы и высвобождению напряжения. Данное высвобождение напряжения может генерировать сейсмическую энергию как продольных волн, так и со сдвиговой диаграммой направленности. Характер и параметры регистрируемой сейсмической энергии могут давать информацию о механизме разрушения и количестве высвобождаемого напряжения.

Посредством регистрирования микросейсмического события одним или несколькими многокомпонентными датчиками можно осуществить триангуляцию места события. Этим раскрывается информация о геометрии и степени колебания давления, геометрии роста трещины и главное направление напряжения пласта.

Микросейсмический мониторинг гидравлического разрыва пласта, в общем, имеет два главных практических применения. Первым практическим применением является регистрация и определение положения микросейсмического события в режиме реального времени для мониторинга гидравлического разрыва пласта в режиме реального времени. Это позволяет специалисту по скважинным работам интенсификации притока осуществлять мониторинг и регулировать работу гидравлического разрыва пласта на основе наблюдаемой и моделируемой степени роста трещины. Вторым практическим применением является анализ и интерпретация результатов после проведения работы. Данные микросейсмического события можно обрабатывать и интерпретировать для лучшего понимания механизмов и геометрии роста трещины и текущего напряженного состояния пласта. Специалист может использовать данную информацию в планировании дополнительной обработки скважин для интенсификации притока и возможного уплотняющего бурения для улучшения добычи.

Анализ и обработка микросейсмических данных требует высококачественной записи микросейсмических событий как функции времени работы и детального знания подземных скоростей, сжатия и сдвига и количества и природы анизотропии скоростей в слое горной породы. Одним путем для определения количества и природы анизотропии скоростей является использование измерений отходящего вертикального сейсмического профиля (VSP). Вместе с тем, данные измерения могут быть слишком дорогими или могут быть непрактичными для изрезанного рельефа местности. Кроме того, инверсии скоростей под землей могут ограничивать углы падения и, таким образом, не давать завершенной картины анизотропии, присутствующей под землей.

Таким образом, существует настоятельная необходимость создания лучших путей построения и/или калибровки модели скорости распространения сейсмических волн.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В варианте осуществления изобретения методика включает в себя оборудование сейсмического источника в первой скважине и сейсмического приемника во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником. Методика включает в себя привязку генераторов синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу и определение времени в опорном временном интервале, в которое сейсмический источник генерирует сейсмическое события.

В другом варианте осуществления изобретения система включает в себя первую скважину и вторую скважину. Система включает в себя первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.

Преимущества и другие признаки изобретения должны стать ясными из подробного описания, чертежей и формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 схематично показана система скважин обработки и мониторинга согласно варианту осуществления изобретения.

На фиг.2 показана блок-схема последовательности операций методики построения скоростной модели, по меньшей мере, по одному сейсмическому источнику и, по меньшей мере, одному сейсмическому приемнику согласно варианту осуществления изобретения.

На фиг.3 и 4 показаны блок-схемы последовательности операций с более подробной методикой построения скоростной модели согласно варианту осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данном документе описаны методики и системы для выполнения межскважинных исследований для целей построения и/или калибровки сейсмических скоростных моделей. Межскважинные исследования, в общем, выполняют посредством создания сейсмического события в одной скважине, называемой «скважина воздействия на пласт», и измерением события в другой скважине, называемой «скважина мониторинга». Для эффективности межскважинных исследований запись сейсмического события скважинным инструментом в скважине воздействия на пласт должна быть точно синхронизирована с записью сейсмического события другим инструментом в скважине мониторинга. Другими словами, должно быть известно время возникновения сейсмического события для получения адекватной скоростной модели. Как описано в данном документе, система, показанная на фиг.1, сконструирована согласно вариантам осуществления изобретения для точной индикации начала отсчета времени для каждого сейсмического события.

В общем, на фиг.1 показана система 10, включающая в себя скважину 12 воздействия на пласт и скважину 40 мониторинга. Оборудование сейсмического мониторинга можно спустить в скважину 40 мониторинга с целью мониторинга ведущегося в скважине 12 воздействия на пласт работ гидроразрыва пласта (то есть с целью микросейсмического мониторинга гидравлического разрыва пласта). Вместе с тем, до проведения такого мониторинга первым делом разрабатывают сейсмическую скоростную модель, характеризующую пласт (пласты) между скважинами 12 и 40.

Как показано на фиг.1, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважины 12 и 40 могут быть обсаженными, и, таким образом, в них могут установить соответствующие обсадные колонны 16 и 44. Вместе с тем, следует заметить, что система и методики, раскрытые в данном документе, можно использовать в необсаженных стволах скважин согласно другим вариантам осуществления изобретения. Дополнительно к этому, хотя скважины 12 и 40 показаны, как подземные скважины пробуренные с суши, следует заметить, что согласно друг вариантам осуществления изобретения, системы и методики, раскрытые в данном документе, можно применять в подводных скважинах. Таким образом, множество изменений возможно в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Для целей выполнения межскважинных исследований скважинный инструмент 20 сейсмического источника спускают в скважину 12 воздействия на пласт в известное положение установки. При включении в работу скважинный инструмент 20 сейсмического источника производит «подрыв» или сейсмическое событие, измеряемое скважинным инструментом 15 с сейсмическим приемником, расположенным в скважине 40 мониторинга. Более конкретно, сейсмическая энергия, записанная скважинным инструментом 15 с сейсмическим приемником, является результатом сейсмической волны, генерируемой скважинным инструментом 20, после прохождения через окружающий пласт (пласты) и отражения от него (от них). Записанная сейсмическая энергия является функцией реагирования пласта, реагирования датчика и реагирования записывающего измерительного прибора.

Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинные инструменты 20 и 50 могут быть инструментами, спускаемыми на забой скважины на каротажных кабелях 19 и 64 соответственно. Следует заметить, что данные механизмы спуска в скважину являются только примерами, поскольку другие механизмы спуска в скважину (такие как трубная колонна, например) можно использовать согласно другим вариантам осуществления изобретения.

Точность, с которой возможна триангуляция места регистрируемого микросейсмического события, зависит от геометрии и качества источника и приемника и отношения сигнал-помеха (SNR) измерения. Методика многоскважинного мониторинга, используемая в системе 10, потенциально предлагает повышенную точность определения положения и лучший расчет механизма источника в сравнении с устройством мониторинга одиночной скважины.

С целями определения положения сейсмических событий посредством анализа трехкомпонентной диаграммы смещения частиц можно определить ориентацию скважинного инструмента. В микросейсмических исследованиях используют запись эталонного взрыва ориентации. Посредством записи и анализа высококачественного межскважинного взрыва можно точно рассчитать ориентацию скважинного инструмента.

Записанные межскважинные взрывы также дают информацию для калибровки скоростной модели. Оптимальная калибровка требует возможности знания начала отсчета времени каждого сейсмического события, генерируемого скважинным инструментом 20 сейсмического источника. Согласно вариантам осуществления изобретения, описанным в данном документе, для целей определения абсолютного времени, в которое скважинный инструмент 20 генерирует сейсмическое событие, система 10 привязывает генераторы 26 и 58 синхронизирующих импульсов скважинных инструментов 20 и 50 соответственно к сигналу опорного генератора синхронизирующих импульсов. Таким образом, хотя скважины 12 и 40 могут быть связаны с независимыми наземными системами 34 и 70 соответственно, работа скважинных инструментов 20 и 50 привязана к одному временному интервалу. По такой методике известно абсолютное время, в которое скважинный инструмент 20 инициирует сейсмическое событие, тем самым, что обеспечивает оптимальную калибровку скоростной модели.

Более конкретно, как показано на фиг.2, связанной с фиг.1, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения методика 80 включает в себя оборудование (блок 84) генератора синхронизирующих импульсов вблизи скважинного сейсмического источника в скважине воздействия на пласт и оборудование (блок 88) генератора синхронизирующих импульсов вблизи группы скважинных сейсмических приемников в скважине мониторинга. Время, указанное генераторами синхронизирующих импульсов, привязывается к опорному временному интервалу, согласно блоку 92. Затем определяется время в опорном временном интервале, в которое сейсмический источник инициирует сейсмическое событие, согласно блоку 96. Заданный момент времени инициирования используют в генерировании скоростной модели, согласно блоку 98.

Как также показано на фиг.1, использование межскважинного сейсмического мониторинга решает традиционные проблемы разработки точной и подходящей скоростной модели. Например, традиционно сложным является получение данных для расчета скорости поперечной волны в пласте. Более конкретно, микросейсмические события обычно имеют диапазон от десятков Гц до сотен Гц. Данный сигнал имеет относительно высокую частоту по сравнению сейсмическими сигналами и относительно низкую частоту при сравнении со звуковыми сигналами. При этом реализуется длина волны порядка от нескольких метров до десятков метров. Любая скоростная модель должна иметь масштаб, аналогичный преобладающей длине волны.

Для практического применения микросейсмики скоростные модели, выведенные из сейсмических измерений, часто будут слишком грубыми, и модели, выведенные из диаграмм ультразвукового каротажа, должны быть сглажены или блокированы для соответствия преобладающей длине волны.

Для группы мониторинга одиночной скважины, или в варианте многоскважинного эксперимента, записанные вступления микросейсмической волны должны часто следовать траектории косого луча. Скорость в пласте может быть зависимой от направления, или анизотропной, в особенности в случае пластов глинистых сланцев. В случае если информация имеется в наличии, анизотропию учитывают в модели. Калиброванная анизотропная скоростная модель может быть составлена из диаграммы ультразвукового каротажа и данных сейсмокаротажа вертикального сейсмического профиля (VSP). В общем, информация по продольной волне и сдвигу выводится из калиброванных/удлиненных ультразвуковых каротажных диаграмм, и параметры анизотропии рассчитывают по данным коррекции или данных бокового вертикального сейсмического профиля (VSP). Способ определения анизотропии по данным коррекции или бокового вертикального сейсмического профиля (VSP) является хорошо отработанным способом (или набором способов) для определения информации по скорости в широком диапазоне углов распространения, нужной для надежного определения положения микросейсмического события. Кроме того, что в некоторых случаях способ слишком дорог, существует, по меньшей мере, два сценария, когда он может стать менее эффективным: а) при изрезанном рельефе местности, ограничивающем доступность и обуславливающем сейсмические статические проблемы; и б) когда имеется инверсия скоростей (например, при глинистом сланце с малой скоростью под песчаником с высокой скоростью), предотвращающая любую близкую к горизонтальной направленность (распространение).

Таким образом, межскважинная система и методика, описанная в данном документе, преодолевает традиционные проблемы, особенно когда время генерирования скважинным инструментом 20 сейсмического источника сейсмического события известно.

Обращаясь к более специфическим подробностям, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения генераторы 26 и 58 синхронизирующих импульсов являются счетчиками, каждый из которых отсчитывает текущее время для своего соответствующего скважинного инструмента 20 или 50. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинный инструмент 20, 50 передает данные отсчета времени на связанную с ним наземную систему. В этом отношении согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинный инструмент 20 периодически передает данные (через свой интерфейс 22 телеметрии и проводную линию 19) отсчетов времени на наземную систему 34. Аналогично, периодически скважинный инструмент 50 передает данные (через свой интерфейс 52 телеметрии и проводную линию 64) отсчетов времени на наземную систему 70.

Наземные системы 34 и 70 являются, в общем, независимыми друг от друга. Вместе с тем, каждая наземная система 34, 70 принимает сигнал со спутника глобальной системы позиционирования (GPS), сигнал, содержащий сигнал единого гринвичского времени, сохраняющийся, как отсчет времени в формате «UTC» в наземной системе 34, 70. Отсчет времени в формате UTC, таким образом, отсчитывает единое гринвичское время наземной системе 34, 70. Таким образом, наземные системы 34 и 70 согласно вариантам осуществления изобретения содержат счетчики 36 и 72 времени в формате UTC, синхронизированные по принимаемому времени в формате UTC.

Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения каждая наземная система 34 привязывает отсчет времени связанного с ним скважинного инструмента к счетчику 38 времени работы (для наземной системы 34) или к счетчику 74 (для наземной системы 70). Счетчик 38, 74 времени работы, в общем, синхронизирован по времени и частоте со временем связанного с ним скважинного инструмента. Таким образом, счетчик 38 времени работы синхронизирован с генератором 26 синхронизирующих импульсов, счетчик 74 времени работы синхронизирован с генератором 58 синхронизирующих импульсов. Наземная система 34, 70, в свою очередь, привязывает время, указываемое счетчиками 38, 74 времени работы, к времени в формате UTC. В результате, время, которое передается по связи между иначе независимыми наземными системами 34 и 70, привязано к одному опорному временному интервалу.

В качестве более конкретного примера, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинный инструмент 20 сейсмического источника может содержать стреляющий перфоратор 28, который может выполнять двойную функцию образования соответствующих перфорационных каналов (таких как приведенные в качестве примера перфорационные каналы 30) в окружающем пласте и генерирования сейсмических событий. Когда подрывается группа перфорирующих зарядов стреляющего перфоратора 28, это создает сейсмическое событие, которое может регистрировать, по меньшей мере, один датчик 27 скважинного инструмента 20, а также группа датчиков скважинного инструмента 50 с сейсмическим приемником. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения осуществляется связь скважинного инструмента 20 с наземной системой 34 с целью отсчета времени в формате UTC для подрыва стреляющего перфоратора 28. Время подрыва в формате UTC может затем сообщаться наземной системой 34 на наземную систему 70, которая затем сообщает время подрыва в формате UTC на скважинный инструмент 50. Следует заметить, что наземная система 70 может осуществить перепривязку времени в формате UTC к временному интервалу скважинного инструмента 50 согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. Таким образом, абсолютное время подрыва становится известным обеим наземным системам 34 и 70, и скважинный инструмент 50 может начинать свою запись во время подрыва в формате UTC.

Следует заметить, что в скважинном инструменте 20 сейсмического источника можно использовать вместо стреляющего перфоратора другое устройство для генерирования сейсмических событий согласно другим вариантам осуществления изобретения. При этом скважинный инструмент 20 может использовать неперфорирующий заряд или другой сейсмический источник. Дополнительно к этому скважинный инструмент 20 сейсмического источника может использовать непробивающие кумулятивные заряды для генерирования сейсмических событий. Таким образом, возможно множество изменений в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.

Теперь рассматривая более специфические детали, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения используют асинхронную передачу данных в скважинной телеметрии с целями достижения требуемых высоких скоростей передачи данных. С асинхронной телеметрией шина передачи данных и кабельной телеметрии - каждая является полностью асинхронной. Поэтому синхронный сигнал синхронизации отсутствует. Вместо этого интерфейсы 22 и 52 скважинной телеметрии и наземные системы 34 и 70 соответственно регулярно синхронизируют свои генераторы синхронизирующих импульсов, не только частоту, но также по эквиваленту генератора синхронизирующих импульсов. Конкретнее, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения интерфейс 22, 52 телеметрии генерирует «рамочную команду пуска» при каждом сбросе данных ниже 12 бит (для примера) связанного с ним генератора 26, 56 синхронизирующих импульсов. Это может происходить каждые 16 миллисекунд (для примера). После приема данной команды контроллер скважинного инструмента 20, 50 генерирует РАМОЧНЫЙ импульс. Посмотрев на данный импульс, скважинный инструмент 20, 50 распознает (по меньшей мере) сброс счета 12 бит, как в компонентах наземной, так и скважинной телеметрии. При таком способе синхронизация счетчика генератора синхронизирующих импульсов не хуже чем +/-32 микросекунды (для примера).

Регулярно после регистрации РАМОЧНОГО импульса интерфейс 22, 52 скважинной телеметрии отправляет сообщение по каналу исходящей связи, содержащее свое собственное значение генератора синхронизирующих импульсов на поверхность скважины. Наземное программное обеспечение, исполняющееся на наземных системах 34 и 70, принимает его вместе с временной меткой. Посредством этого наземное программное обеспечение может коррелировать счетчик генератора синхронизирующих импульсов скважинного инструмента и счетчик генератора синхронизирующих импульсов счетчика времени работы.

Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения сейсмический скважинный инструмент 20 может иметь цифровое управление с поверхности и может точно устанавливаться на любой глубине. Дополнительно к этому скважинный инструмент 20 сейсмического источника можно переставлять для повторного включения в работу сейсмического источника на нескольких глубинах, не требуя извлечения из скважины. Датчик 27 скважинного инструмента 20 сейсмического источника может быть использован для измерения времени подрыва источника и может представлять собой акселерометр или гидрофон согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. Дополнительно к этому скважинный инструмент 20 сейсмического источника может быть способен ориентировать стреляющий перфоратор 28 управления диаграммой направленности источника и режимами распространения. Дополнительно к этому, в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения, скважинный инструмент 20 сейсмического источника может иметь другие датчики для сбора других данных, таких как давление и/или температура в стволе скважины.

Датчик 27 можно использовать согласно некоторым вариантам осуществления изобретения для регистрации времени включения в работу источника. В таком случае сигнал, записанный датчиком 27, может иметь форму пика или всплеска. Начало всплеска, в свою очередь, можно идентифицировать с целями точной идентификации времени включения в работу источника. Следует заметить, что время включения в работу источника можно идентифицировать с использованием других методик согласно другим вариантам осуществления изобретения. Например, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения время включения в работу источника можно регистрировать по ускорению колонны инструмента, обусловленному детонацией источника; пику давления в стволе скважины, обусловленного включением в работу источника; или потере целостности электроцепи, когда выделенный чувствительный провод разрушается детонацией. Как альтернатива измерению синхронизации, следующему за событиями, импульс взрыва можно передавать в заданное время на взрыватель с точно управляемыми параметрами синхронизации. Таким образом, многие изменения возможны и находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения одна из наземных систем 74 и 70 или отдельная система может инвертировать записанные данные и строить анизотропные скоростные модели. Для выполнения данного моделирования система может выполнять следующую последовательность операций. Первыми можно загрузить дипольные ультразвуковые каротажные диаграммы и по этим диаграммам можно разработать сглаженную упругую модель. Затем можно считывать длительности взрыва при перфорировании; и затем применяют методику решения обратной кинематической задачи, специально разработанную для мониторинга геометрии гидравлического разрыва пласта, с целями разработки скоростной модели.

Фиг.3 и 4 вместе показывают блок-схему последовательности операций, которую можно использовать для целей разработки скоростной модели, с использованием данных межскважинных сейсмических исследований, записанных на разных глубинах. В частности, на фиг.3 показан первый участок 150А методики, и на фиг.4 показан остальной участок 150В.

На фиг.3, согласно методике, скважинный инструмент 50 с сейсмоприемником развернут в скважине мониторинга согласно блоку 154. Скважинный инструмент 20 сейсмического источника развернут в скважине воздействия на пласт согласно блоку 158. Затем предпринимаются измерения (блок 162) для обеспечения того, чтобы наземные системы 34 и 70 были замкнуты на время формата UTC и отслеживали его.

Следующей выполняют передачу данных (блок 166) от скважины 12 воздействия на пласт на скважину мониторинга 40 по назначенному времени подрыва; и затем передается команда на подрыв стреляющего перфоратора 28 согласно блоку 166. В некоторых вариантах осуществления изобретения назначенное время подрыва переводится во временной интервал скважинного инструмента 50 с сейсмоприемником, и данные сообщаются на скважинный инструмент 50 с целями регулирования точного времени, в которое скважинный инструмент 50 начинает запись сейсмического события. Сейсмические данные, генерируемые во время события, затем сообщаются (блок 170) с обоих скважинных инструментов 20 и 50 на поверхность и сохраняются с временными метками.

Как показано на фиг.4, если принято решение (ромб 174), что сейсмические данные подлежат сбору на другой глубине, то скважинные инструменты 20 и 50 перемещаются на новую глубину согласно блоку 178, и управление возвращается на блок 162 для повторения блоков 162, 166 и 170. В ином случае, если измерения завершены, скважинный инструмент 20 перемещается из скважины 12 согласно блоку 182. Ориентацию датчика скважинного инструмента 50 можно затем определить (блок 186) по анализу поляризации. Затем строится или калибруется скоростная модель согласно блоку 190. Перфорирование и/или положения зарядов затем пересчитываются (блок 194) и перекрестие проверяются. На основании результатов блока 194 можно выполнить дополнительные корректировки скоростной модели согласно блоку 198.

Хотя настоящее изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся выгодами настоящего изобретения, должны быть ясны его многочисленные модификации и изменения. Прилагаемая формула изобретения направлена на охват всех таких модификаций и изменений, соответствующих сущности и объему настоящего изобретения.

1. Способ проведения межскважинных исследований, в котором:
обеспечивают источник в первой скважине и сейсмический приемник во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником, причем источник имеет первый генератор синхронизирующих импульсов, и приемник имеет второй генератор синхронизирующих импульсов;
привязывают генераторы синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу; и,
определяют время в опорном временном интервале, в котором сейсмический источник генерирует сейсмическое событие, причем источник содержит первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов, приемник содержит второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов, и действие синхронизации генераторов синхронизирующих импульсов содержит:
на поверхности первой скважины синхронизацию первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов;
на поверхности второй скважины синхронизацию второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и
синхронизацию первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий синхронизацию записи сейсмическим приемником по времени.

3. Способ по п.2, в котором действие синхронизации содержит обуславливание времени, в которое сейсмический источник включается в работу, чтобы оно было, по существу, одинаковым со временем, в которое приемник включается в работу для записи события.

4. Способ по п.1, в котором действие синхронизации первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов содержит синхронизацию каждого первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов с сигналом генератора синхронизирующих импульсов, полученным со спутника.

5. Способ по п.1, в котором действие привязки содержит: периодическое сообщение отсчета первого скважинного генератора синхронизирующих импульсов на поверхность скважины.

6. Способ по п.1, в котором действие обеспечения источником содержит обеспечение стреляющим перфоратором.

7. Способ по п.1, дополнительно содержащий использование записи сейсмических событий для генерирования анизотропной скоростной модели.

8. Способ по п.1, в котором сейсмический приемник является частью группы сейсмических приемников, в которой привязка содержит:
синхронизацию записи сейсмических событий группой.

9. Способ по п.1, в котором используют систему, содержащую:
первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину, первый скважинный инструмент, содержащий, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов;
второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину, причем второй скважинный инструмент, содержит, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов; и,
электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к общему опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.

10. Способ по п.9, в котором электрическая схема выполнена с возможностью синхронизации записи сейсмического события упомянутым, по меньшей мере, одним сейсмическим приемником со временем, в которое упомянутый, по меньшей мере, один сейсмический источник генерирует сейсмическое событие.

11. Способ по п.9, в котором электрическая схема синхронизирована для обуславливания времени, в которое упомянутый, по меньшей мере, один сейсмический источник включается в работу, чтобы оно было, по существу, одинаковым со временем, в которое упомянутый, по меньшей мере, сейсмический приемник включается в работу для записи сейсмического события.

12. Способ по п.9, в котором электрическая схема содержит: первую электрическую цепь, расположенную на поверхности первой скважины, для синхронизации первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и вторую электрическую цепь, расположенную на поверхности второй скважины, для синхронизации второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов.

13. Способ по п.9, в котором первая и вторая электрические цепи выполнены с возможностью того, чтобы каждая синхронизировала каждый из первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов по сигналу генератора синхронизирующих импульсов, полученному со спутника.

14. Способ по п.9, в котором первый скважинный инструмент выполнен с возможностью периодического сообщения отсчета первого скважинного генератора синхронизирующих импульсов на электрическую схему.

15. Способ по п.9, в котором первый скважинный инструмент содержит стреляющий перфоратор.

16. Способ по п.9, в котором первый скважинный инструмент выполнен с возможностью спуска в скважину на каротажном кабеле, тросовом канате или колонне.

17. Способ по п.9, в котором сейсмический приемник является частью группы сейсмических приемников, приспособленной для записи сейсмических событий.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к направленному бурению двойных скважин. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано при определении пространственных координат забоя скважины в процессе бурения, а так же ранее пробуренных наклонных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к сейсмическим способам и устройствам для разведки, а именно к определению степени детонации скважинного стреляющего перфоратора. .

Изобретение относится к сейсмической разведке для получения данных о характеристиках литологических формаций, пересекаемых при бурении скважины, посредством измерения распространения сейсмических сигналов через пласты.

Изобретение относится к скважинным сейсмическим исследованиям, а более конкретно - к скважинным сейсмическим методам исследования коллекторских свойств горных пород.

Изобретение относится к промысловой геофизике, а именно к способам контроля пространственного положения долота бурового инструмента в скважине в процессе бурения.

Изобретение относится к скважинным сейсмическим исследованиям и может быть использовано при поисково-разведочных работах на нефть и газ. .

Изобретение относится к поиску и разведке месторождений полезных ископаемых с применением межскважинного прозвучивания массива горных пород и может быть использовано на ранних стадиях геологоразведочных работ для определения глубины и мощности залегания полезного ископаемого.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения различных скважинных параметров во время бурения. Способ содержит перемещение прибора через подземный пласт от первой глубины на последующие глубины. Прибор принимает сейсмический сигнал в продолжении заданных временных окон. Сейсмический сигнал создают сейсмическим источником, который возбуждают в переменные моменты времени относительно заданных временных окон на основании глубины прибора. Технический результат: повышение точности и информативности данных зондирования. 4 н. и 16 з.п.ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами. Сейсмоакустические исследования в процессе добычи нефти заключаются в том, что скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы. Регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли по профилю, и измеряют амплитудо-частотные параметры проходящих сквозь толщу пласта по всей его площади продольных и поперечных волн, вызванных деформацией породы упругими колебаниями скважинного акустического излучателя. Одновременно с процессом сейсмоакустических исследований упругими колебаниями скважинного акустического излучателя обеспечивают образование градиента давления для вытеснения нефти и добывают нефть. Технический результат - повышение точности результатов сейсмоакустического исследования, увеличение коэффициента извлечения нефти. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки. Техническим результатом является повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ. Способ предусматривает межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременное измерение времени прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта. Техническим результатом является повышение точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта. Предложен способ определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта проводят расстановку сейсмических датчиков на дневной поверхности, регистрацию микросейсмических сигналов, обработку зарегистрированных сигналов. Расположение сейсмических датчиков производят на дневной поверхности в области скважины гидроразрыва, в которой отношение «интенсивность сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва» / «интенсивность сейсмического шума» является максимальным, расстояния между датчиками выбирают из набора значений L=λ(n+1/2), где L - расстояние между датчиками, λ - длина волны Релея рабочей частоты, n - неотрицательное целое число, таким образом, чтобы при используемом при мониторинге гидроразрыва количестве датчиков они образовывали кольцо вокруг скважины с наружным радиусом порядка глубины проводимого гидроразрыва, рабочую частоту выбирают из возможностей измерительной техники, а также предполагаемой доминантной частоты импульсов от трещины гидроразрыва пласта. Значение энергии сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва пласта в пункте наблюдения рассчитывают численным моделированием распространения сейсмических волн от источника в центре возможной зоны распространения трещин гидроразрыва. Значение энергии фонового шума замеряют на площади проведения работ сейсмическими датчиками до начала проведения работ ГРП в точке, наиболее удаленной от источников шума. Значение энергии шума от флота ГРП и других поверхностных источников сейсмического шума рассчитывают на основании замеров зависимости энергии шума от расстояния или исходя из предыдущих замеров энергии шума для условий, аналогичных исследуемой площади. Регистрируют микросейсмические данные во время проведения ГРП. Восстановление пространственного положения, времени и интенсивности сейсмических событий, сопровождающих формирование трещины гидроразрыва производят, используя метод максимума правдоподобия для восстановления характеристик сигнала при многоканальном приеме, для чего методом численного моделирования рассчитывают форму сигнала от микросейсмических событий в точках предполагаемой области гидроразрыва, располагаемых по дискретной сетке, с дискретностью, определяемой рабочей частотой, в узлах численной модели, соответствующих пунктам расстановки датчиков, считая каждый компонент датчика отдельным каналом. Восстанавливают плотность вероятности распределения шума для каждого канала аппроксимацией наблюденного вариационного ряда. Для каждого дискретного момента времени проведения гидроразрыва для каждой точки восстановления сигнала восстанавливают наиболее правдоподобную амплитуду сейсмической эмиссии. Производят финальную фильтрацию временных рядов в точках восстановления сигнала и пространственную интерполяцию накопленной энергии восстановленной сейсмической эмиссии с получением финальных карт распространения трещины ГРП. 7 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении межскважинной томографии. Представлены способ и система для компенсации неточностей в межскважинной томографии. Способ включает в себя получение данных с по меньшей мере двух приемников в ответ на передачи от по меньшей мере двух передатчиков. Затем по меньшей мере одно компенсированное значение образуют на основании откликов приемников на действия передатчиков. Выполняют инверсию на основании по меньшей мере частично образованного компенсированного значения. Этим способом исключают неточности, которые в процессе инверсии могут вызываться вариациями усиления, и фазы датчиков. Технический результат - получение более качественных изображений, которые могут лучше способствовать определению формы и границ коллектора. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 12 ил.
Наверх