Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин



Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин
Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин
Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин
Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин

 


Владельцы патента RU 2471206:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (RU)

Изобретение относится к области исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований нефтегазовых скважин. В заявленном способе исследования геологического разреза нефтегазовых скважин осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве. Осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины. Определяют коэффициенты С1, С2 и их среднее значение. Определяют произведение значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины, определяют произведение значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины. Определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной и поперечной волн. При соблюдении условия последовательного трехкратного попадания скоростей распространения продольной и поперечной волн в границы доверительного интервала истинных скоростей судят о наличии перспективно продуктивного интервала. Технический результат: повышение достоверности и оперативности прогнозирования перспективно продуктивных интервалов пласта. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований нефтегазовых скважин.

Известен способ исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований скважин в процессе бурения, основанный на регистрации на поверхности земли и анализе упругих колебаний, возбуждаемых работой долота на забое. Колебания, распространяющиеся в колонне бурильных труб и околоскважинном пространстве, несут в себе информацию о режимах бурения и свойствах разбуриваемых пород. Обработка данных, зарегистрированных на поверхности, позволяет определить кинематические и динамические параметры волн и не только соотнести их с характеристиками разбуренной части разреза, но и осуществить прогноз геологического разреза впереди забоя скважины, а также осуществить контроль текущего положения забоя скважины в пространстве. Основными способами обработки сейсмоакустической информации в настоящее время являются корреляционный и спектральный анализ. Корреляционные методы анализа решают задачу выделения полезных прямых проходящих и отраженных волн, как продольных, так и поперечных, из общей волновой картины. В качестве свип-сигнала берется либо сигнал, зарегистрированный на колонне бурильных труб (чаще всего на вертлюге), либо сигнал с ближайшего к устью скважины сейсмоприемника (см. Прогнозирование геологического разреза по данным сейсмоакустических исследований в процессе бурения нефтегазовых скважин. Нефть, газ и бизнес, 2003 г., №2, стр.42-47; Стрельченко В.В., Жуков A.M., Кожевников С.В.).

Недостатком этого способа является слабый уровень сейсмического сигнала, как следствие - невысокий уровень отношения сигнал/помеха.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ исследования геологического разреза при вертикальном сейсмическом профилировании. Способ основан на возбуждении упругих колебаний на поверхности и регистрации в скважине времени прихода волны с помощью сейсмической косы (см. Геофизические исследования скважин; Стрельченко В.В., стр.204-206, издательство «Недра», 2008 г.).

Известный способ позволяет обеспечить достаточно высокое соотношение сигнал/помеха, что, в свою очередь, позволяет надежно определить моменты прихода волн и рассчитать точные значения скоростей распространения регистрируемых упругих волн.

К недостаткам способа относятся зависимость результатов от уровня нерегулярных волн-помех, что сказывается на точности определения моментов прихода волн, и от частотного состава колебаний, что влияет на вертикальную разрешающую способность способа.

Задачей изобретения является повышение достоверности и оперативности прогнозирования перспективно продуктивных интервалов при проведении трехкомпонентного вертикального сейсмического профилирования в околоскважинном пространстве, не вскрытом бурением.

Поставленная задача достигается тем, что в способе исследования геологического разреза нефтегазовых скважин осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве, осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины, выбирают участки кривых скорости распространения продольной и поперечной волн в пределах продуктивного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов, нормализуют кривые скоростей распространения продольных и поперечных волн по стволу скважины, определяют коэффициенты С1, равные значениям отношений величины скорости распространения продольной волны на величину скорости распространения поперечной волны по стволу скважины, определяют коэффициенты С2, равные значениям отношений величины скорости распространения поперечной волны на величину скорости распространения продольной волны по стволу скважины, определяют среднее значение коэффициентов С1 в пределах продуктивного интервала, определяют среднее значение коэффициентов С2 в пределах продуктивного интервала, определяют произведение значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины, определяют произведение значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны, сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины, сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны, и при соблюдении условия последовательного трехкратного попадания скоростей распространения продольной и поперечной волн в границы доверительного интервала истинных скоростей судят о наличии перспективно продуктивного интервала.

Сущность изобретения поясняется чертежами и таблицей, где:

на фиг.1 приведена схема регистрации скоростей распространения упругих волн;

на фиг.2 изображена блок-схема алгоритма реализации предлагаемого способа;

на фиг.3 показан исследуемый интервал на газовом месторождении;

в таблице приведены данные по примеру реализации способа.

На чертежах приняты следующие обозначения: источник продольных волн 1; источник поперечных волн 2; трехкомпонентный сейсмоприемник 3; сейсмостанция 4; система синхронизации возбуждения сигнала 5.

Алгоритм работы блока реализации предлагаемого способа содержит следующие основные операторы:

6 - выбор участков кривых скоростей распространения продольной и поперечной волн в пределах продуктивного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов;

7 - нормализация кривых скоростей распространения продольных и поперечных волн по стволу скважины;

8 - определение коэффициентов С1, равных значениям отношений величины скорости распространения продольной волны на величину скорости распространения поперечной волны в пределах продуктивного интервала;

9 - определение коэффициентов С2, равных значениям отношений величины скорости распространения поперечной волны на величину скорости распространения продольной волны в пределах продуктивного интервала;

10 - определение среднего значения коэффициентов С1 в пределах продуктивного интервала;

11 - определение среднего значения коэффициентов С2 в пределах продуктивного интервала;

12 - определение произведения значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины;

13 - определение произведения значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины;

14 - определение границ доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны;

15 - определение границ доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны;

16 - сравнение истинных значений скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины;

17 - сравнение истинных значений скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины;

18 - выявление интервалов, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны;

19 - выявление интервалов, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны;

20 - принятие решения о наличии нового перспективно продуктивного интервала согласно критерию.

Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин осуществляют следующим образом.

После окончания процесса бурения, в скважине проводят испытание перспективно продуктивного пласта с помощью пластоиспытателя для определения промышленного притока. После опробования пласта, получения и определения состава промышленного притока, по всей скважине проводят трехкомпонентное вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), то есть осуществляется регистрация скоростей распространения продольных (Vp) и поперечных (Vs) волн в соответствии с фиг.1. Далее расчеты ведутся в соответствии с блок-схемой алгоритма реализации предлагаемого способа. Выбирают участки кривых скорости распространения продольной и поперечной волн 6, соответствующих интервалу продуктивности. Проводят нормализацию определенных при ВСП скоростей распространения упругих волн, то есть накладывают одну кривую на другую, в связи с чем получают нормализованные значения кривых распространения продольной и поперечной волн 7. Определяют значения коэффициентов С1 8, равных значениям отношений величин скоростей распространения продольной волны на поперечную волну в пределах продуктивного интервала. Определяют значения коэффициентов С2 9, равных значениям отношений величин скоростей распространения поперечной волны на продольную волну в пределах продуктивного интервала. Определяют среднее значение коэффициентов С1 10 в пределах продуктивного интервала с доказанной продуктивностью. Определяют среднее значение коэффициентов С2 11 в пределах продуктивного интервала с доказанной продуктивностью. Определяют произведение истинных значений скорости распространения продольной волны (Vp) на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины 12. Данное выражение характеризуется прогнозным значением Vs'. Определяют произведение истинных значений скорости распространения поперечной волны (Vs) на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины 13. Данное выражение характеризуется прогнозным значением Vp'. Определяют границы доверительного интервала 14 для истинных значений скорости распространения продольной волны (Vp). Доверительный интервал для истинных значений скорости распространения продольной волны характеризуется следующим выражением:

d=Vp(истинное)±σ, где σ - среднеквадратическое отклонение (СКО), причем

d1=Vр(истинное)-σ,

d2=Vp(истинное)+σ.

Определяют границы доверительного интервала 15 для истинных значений скорости распространения поперечной волны (Vs). Доверительный интервал для истинных значений скорости распространения поперечной волны характеризуется выражением:

D=Vs(истинное)±σ, где σ - СКО, причем

D1=Vs(истинное)-σ,

D2=Vs(истинное)+σ.

Сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины 16. Сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины 17.

Далее выявляют интервалы 18, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 11, принадлежат границам доверительного интервала 15 истинных значений скоростей распространения поперечной волны. Выявляют интервалы 19, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 10, принадлежат границам доверительного интервала 14 истинных значений скоростей распространения продольной волны. При соблюдении условия последовательного трехкратного попадания истинных значений скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 11, в границы доверительного интервала 15 и истинных значений скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 10, в границы доверительного интервала 14 судят о наличии нового перспективно продуктивного интервала 20.

Данный способ позволяет более надежно выделять в разрезе скважины продуктивный интервал до проведения геофизических исследований скважин, то есть отпадает необходимость проведения методов ГИС по всей глубине скважины, тем самым минимизируется время простоя скважины и повышается оперативность прогнозирования перспективно продуктивного интервала, в котором не проводились исследования по испытанию пластов. После проведения методов ГИС в интервалах, заданных по нормализации скоростей распространения продольных и поперечных волн, определенных при ВСП, определяется детальное положение продуктивных участков, задается интервал обсадки обсадными колоннами и, соответственно, задается интервал перфорации.

Наиболее надежное выделение перспективно продуктивного интервала возможно при соизмерении толщины продуктивного интервала с длиной волны, что составляет 10-12 метров.

Ниже приведен пример реализации способа.

Осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве. Осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины в соответствии с фиг.1. Продуктивный интервал протяженностью 180 метров, вскрытый в интервале глубин 2040-2220 метров, в котором проводились исследования по испытанию пластов, при дальнейшем прогнозе будет являться опорным. Данные примера реализации предлагаемого способа сведены в таблицу.

1. Выбирают участки кривых скоростей распространения продольной и поперечной волн в пределах опорного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов;

2. Нормализуют кривые скоростей распространения продольной и поперечной волн;

3. Определяют коэффициенты С1, равные значениям отношения величины скорости распространения продольной волны (Vp) на величину скорости распространения поперечной волны (Vs) в пределах опорного интервала;

4. Определяют коэффициенты С2, равные значениям отношения величины скорости распространения поперечной волны (Vs) на величину скорости распространения продольной волны (Vp) в пределах опорного интервала;

5. Определяют среднее значение коэффициентов С1 в опорном интервале. В данном примере среднее значение коэффициентов С1 равно 1,38;

6. Определяют среднее значение коэффициентов С2 в опорном интервале. В данном примере среднее значение коэффициентов С2 равно 0,72;

7. Определяют произведение истинных значений скоростей распространения продольной волны (Vp) на среднее значение коэффициентов С2 по всему стволу скважины, то есть Vs'=Vp·C2cp. Результат расчета показан в таблице.

8. Определяют произведение истинных значений скоростей распространения поперечной волны (Vs) на среднее значение коэффициентов С1 по всему стволу скважины, то есть Vp'=Vs·C1cp. Результат расчета показан в таблице.

9. Определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны:

d=Vр(истинное)±σ, где σ - среднеквадратическое отклонение,

d1=Vр(истинное)-σ,

d2=Vр(истинное)+σ.

В данном примере среднеквадратическое отклонение (σ) для истинных значений скорости распространения продольной волны в пределах опорного интервала равно 150 м/с. Результаты расчетов границ доверительного интервала показаны в таблице;

10. Определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны:

D=Vs(истинное)±σ, где σ - среднеквадратическое отклонение,

D1=Vs(истинное)-σ,

D2=Vs(истинное)+σ.

В данном примере среднеквадратическое отклонение (σ) для истинных значений скорости распространения поперечной волны в пределах опорного интервала равно 140 м/с. Результаты расчетов границ доверительного интервала приведены в таблице;

11. Сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1 по стволу скважины;

12. Сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2 по стволу скважины;

13. Выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны, то есть осуществляют проверку неравенства: D1<Vs'<D2;

14. Выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженных на среднее значение коэффициентов С1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны, то есть осуществляют проверку неравенства: d1<Vp'<d2;

15.Принимают решение о наличии нового перспективно продуктивного интервала согласно критерию:

А) три двойных попадания Vp' и Vs' в доверительный интервал - продуктивный интервал,

Б) три двойных непопадания Vp' и Vs' в доверительный интервал - не продуктивный интервал. В данном примере спрогнозировано два новых перспективно продуктивных интервала. Первый перспективно продуктивный интервал протяженностью 42 метра вскрыт в интервале истинное глубин 2275-2317 метров, второй перспективно продуктивный интервал протяженностью 88 метров вскрыт в интервале глубин 2347-2435 метров.

Способ исследования геологического разреза нефтегазовых скважин, характеризующийся тем, что осуществляют возбуждение упругих продольных и поперечных волн в пределах скважины и в околоскважинном пространстве, осуществляют регистрацию скоростей распространения продольных и поперечных волн по всему стволу скважины, выбирают участки кривых скорости распространения продольной и поперечной волн в пределах продуктивного интервала, ранее выявленного по данным испытателя пластов, нормализуют кривые скоростей распространения продольных и поперечных волн по стволу скважины, определяют коэффициенты C1, равные значениям отношений величины скорости распространения продольной волны на величину скорости распространения поперечной волны по стволу скважины, определяют коэффициенты C2, равные значениям отношений величины скорости распространения поперечной волны на величину скорости распространения продольной волны по стволу скважины, определяют среднее значение коэффициентов C1 в пределах продуктивного интервала, определяют среднее значение коэффициентов C2 в пределах продуктивного интервала, определяют произведение значений скорости распространения продольной волны на среднее значение коэффициентов C2 по стволу скважины, определяют произведение значений скорости распространения поперечной волны на среднее значение коэффициентов C1 по стволу скважины, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения продольной волны, определяют границы доверительного интервала для истинных значений скорости распространения поперечной волны, сравнивают истинные значения скоростей распространения продольной волны со значениями скоростей распространения поперечной волны, умноженными на среднее значение коэффициентов C1 по стволу скважины, сравнивают истинные значения скоростей распространения поперечной волны со значениями скоростей распространения продольной волны, умноженными на среднее значение коэффициентов C2 по стволу скважины, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения продольной волны, умноженные на среднее значение коэффициентов C2, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения поперечной волны, выявляют интервалы, в которых значения скоростей распространения поперечной волны, умноженные на среднее значение коэффициентов C1, принадлежат границам доверительного интервала истинных значений скоростей распространения продольной волны, и при соблюдении условия последовательного трехкратного попадания скоростей распространения продольной и поперечной волн в границы доверительного интервала истинных скоростей судят о наличии перспективно продуктивного интервала.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности к способам обработки сейсмических данных. .

Изобретение относится к способу, предназначенному для определения опасности водного потока с малой глубиной залегания путем использования сейсмических данных. .

Изобретение относится к геофизике. .

Изобретение относится к технологии каротажа для измерения физических свойств подземных формаций, в частности к способу каротажа и системе с использованием акустических волн.

Изобретение относится к сейсморазведке , в частности к изучению скоростного разреза среды с помощью каротажа скважин . .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин методом акустического каротажа. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для изучения анизотропии и трещиноватости пород методами скважинной сейсморазведки

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей различной природы при обработке данных для определения детальных (тонкослоистых) фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при оценке продуктивности скважины и эффективности ее эксплуатации

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении каротажных работ. Предложен спектральный шумомер, содержащий акустический детектор, первый частотный канал с первым каскадом усиления, выполненный с возможностью усиления первой составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором, второй частотный канал с фильтром нижних частот и вторым каскадом усиления, выполненный с возможностью фильтрации и усиления второй составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором. Устройство также содержит аналого-цифровой преобразователь, обеспечивающий возможность оцифровки усиленного выходного сигнала из первого каскада усиления, блок компьютерной обработки, обеспечивающий возможность обработки оцифрованного выходного сигнала из аналого-цифрового преобразователя так, чтобы генерировать наборы данных частотных спектров мощности, и внутреннюю память, обеспечивающую возможность сохранения одного или более наборов данных частотных спектров мощности, формируемых обработкой сигнала из блока компьютерной обработки. 2 н. и 25 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных. Предложена система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты: бурильную колонну, содержащую по меньшей мере один сейсмический датчик и встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи. Причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом. При этом отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала. Раскрыт также способ сейсмического исследования в процессе бурения с использованием указанной системы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Способ включает проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным ГИС, оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3Д, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности. Пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС. На основе результатов обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 3Д строят карты когерентности волнового поля по кровле баженовской свиты и подошве ближайшего вышележащего проницаемого пласта. Определяют критическое значение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю. Проводят совместный анализ карт когерентности и выделяют потенциально продуктивные зоны баженовской свиты. Проводят анализ зависимости мощности литотипов от запускных дебитов скважин. Затем на основе разработанных петрофизических алгоритмов и выявленных связей по данным ГИС и исследований керна рассчитывают коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, по результатам чего строят карты эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости, нефтенасыщенности и распределения плотности запасов нефти. Технический результат - повышение точности прогнозирования распространения запасов нефти. 8 ил.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля местоположения бурового инструмента при бурении скважин. Согласно заявленному способу осуществляют с помощью антенны одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний, возбуждаемых буровым инструментом в процессе бурения. Регистрацию сейсмических колебаний осуществляют с помощью датчиков давления многоэлементной гидроакустической мультилинейной кабельной антенны на морском дне. Преобразуют сигналы датчиков в цифровую форму и передают эти сигналы через оптоволоконный кабель на надводную систему запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм. Осуществляют частотную фильтрацию сигналов в нескольких частотных диапазонах. Последовательно обрабатывают сигналы во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам. Осуществляют пространственную фильтрацию плоских волн и рассчитывают функции сембланса в области под апертурой антенны. Определяют местоположения источников шума по максимуму сембланса. Вычисляют когерентные компоненты сейсмограмм для найденного источника и вычитают когерентные компоненты из сейсмограмм. Интегрируют данные о положении источников в различных частотных диапазонах и определяют траекторию скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и ее общей длины. Технический результат - повышение точности определения местоположения бурового инструмента. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении геологоразведочных работ при поиске нефти и газа. Согласно заявленному предложению выполняют измерения скоростей продольных волн в геологическом пласте, окружающем первую скважину, для получения данных об измеренных скоростях продольных волн и для последующего определения скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины. Эти скорректированные скорости продольных волн для первой скважины могут быть определены при использовании сочетания данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, а также данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, получаемых непосредственно на основании данных об измеренных скоростях поперечных волн в соответствующей одной или нескольких вторых скважинах. Затем данные о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины могут быть образованы при использовании скорректированных скоростей продольных волн. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения координат трещиноватых зон, пересекающих измерительную скважину, пробуренную в кровле выработки. Способ основан на экспериментально установленной закономерности влияния трещиноватой зоны на корреляционные характеристики шумового акустического сигнала, излучаемого в массив. Способ включает возбуждение в скважине акустического сигнала и прием его после прохождения исследуемого участка околоскважинного массива в двух точках, расположенных симметрично выше и ниже точки излучения, измерении и совместной обработке параметров принятых сигналов. При этом возбуждают сигнал в виде стационарного случайного шума со средним равным нулю. Осуществляют его прием в точках, лежащих от точки излучения на расстоянии, не превышающем 0,3 радиуса корреляции излученного сигнала в ненарушенной горной породе. Измеряют коэффициент взаимной корреляции сигналов в точках приема и интервалы автокорреляции этих сигналов. При этом по коэффициенту взаимной корреляции судят о наличии и степени трещиноватости околоскважинного массива между точками приема, а по соотношению измеренных интервалов корреляции судят о расположении трещиноватой зоны относительно точки приема. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 6 ил.
Наверх