Волоконно-оптическая скважинная сейсмическая система измерения на основе рэлеевского обратного рассеяния

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек на всем протяжении ствола скважины. Множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой. Процессор определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Бурение, возбуждение скважины и добыча на нефтяном промысле часто вызывают микроземлетрясения (микросейсмические события) в результате уплотнения породы, распространения трещин или снятия напряжения сдвига. Такие события могут быть следствием, в качестве лишь нескольких примеров, стимуляции коллектора, нагнетания рабочей жидкости и истощения коллектора. Микросейсмические события вызывают распространение продольных и/или поперечных волн по всем направлениям от места события. Находящиеся на расстоянии до километра приемники используют для обнаружения и определения местоположения таких событий в различных породах, от неуплотненных песков до меловых пород и до кристаллических пород. Предполагается, что на основании частоты, интенсивности и пространственного распределения микросейсмических событий можно выявлять ценную информацию о химических, гидравлических и/или механических процессах, происходящих в объеме вокруг стволов скважин в геологической среде. Например, микросейсмический мониторинг часто используют для картирования новых трещин, когда их образуют способами гидравлического разрыва пласта или заводнения.

Микросейсмический мониторинг обычно осуществляют из одной или более контролируемых скважин, в каждой из которых имеется группа приемников на каротажном кабеле. В случае развертывания приемников в нескольких скважинах можно осуществлять триангуляцию для определения местоположений микросейсмических событий, как это обычно делают при обнаружении землетрясения, то есть путем определения времен прихода различных p- и s-волн и использования скоростей в пласте для нахождения местоположений микросейсмических событий, имеющих наилучшее соответствие. Однако обычно не имеется в наличии множество контролируемых скважин. В случае только одной контролируемой скважины для определения местоположений микросейсмических событий можно использовать множество групп направленных приемников на каротажных кабелях. После определения местоположений микросейсмов реальную трещину обычно интерпретируют в пределах картированных микросейсмов, но обычно требуется очень точное осуществление обнаружения и определения местоположения, чтобы точно определить длину, направление и высоту создаваемых трещин. Существующие системы и способы могут быть не в состоянии обеспечить достаточную точность без значительных затрат и/или вычислительной сложности.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предложена система микросейсмического мониторинга, которая содержит оптическое волокно, расположенное в стволе скважины; источник света, который возбуждает оптическое волокно; по меньшей мере один датчик света, который анализирует свет рэлеевского обратного рассеяния, чтобы получать акустические сигналы для каждой из множества точек вдоль ствола скважины; и процессор, который определяет расстояние, направление или интенсивность микросейсмических событий на основании, по меньшей мере частично, фазовой информации упомянутых акустических сигналов.

Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял взаимную корреляцию по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.

Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял преобразование упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.

Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял преобразование Радона упомянутых акустических сигналов.

Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял операцию формирования диаграммы направленности для упомянутых акустических сигналов.

Предпочтительно, чтобы оптическое волокно проходило по кривой, имеющей более одного измерения.

Предпочтительно, чтобы процессор определял азимут микросейсмических событий по меньшей мере частично на основании упомянутой фазовой информации.

Предпочтительно, чтобы упомянутый датчик обеспечивал распределенное измерение, позволяющее разделять упомянутое множество точек не более чем на один метр.

Предпочтительно, чтобы ствол скважины включал в себя обсадную колонну с зацементированным затрубным пространством, а оптическое волокно проходило вдоль зацементированного затрубного пространства.

Предпочтительно, чтобы система дополнительно содержала второй датчик света, связанный со вторым оптическим волокном, отделенным от первого волокна, и при этом упомянутый второй датчик света обеспечивал процессор акустическими сигналами для каждой из множества точек вдоль второго оптического волокна.

Предпочтительно, чтобы второе оптическое волокно находилось во втором стволе скважины.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен способ микросейсмических измерений, который содержит передачу модулированного света в оптическое волокно, расположенное в стволе скважины; анализ света рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек вдоль ствола скважины; определение расстояния, направления или интенсивности микросейсмических событий по меньшей мере частично на основании фазовой информации упомянутых акустических сигналов; и представление упомянутого расстояния, направления или интенсивности на пользовательском интерфейсе.

Предпочтительно, чтобы упомянутое определение включало в себя выполнение взаимной корреляции по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.

Предпочтительно, чтобы упомянутое определение включало в себя выполнение преобразования упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.

Предпочтительно, чтобы упомянутое определение включало в себя применение операции формирования диаграммы направленности для упомянутых акустических сигналов.

Предпочтительно, чтобы оптическое волокно проходило по кривой, имеющей более одного измерения, и при этом способ дополнительно содержал определение азимута микросейсмических событий по меньшей мере частично на основании упомянутой фазовой информации.

Предпочтительно, чтобы упомянутое множество точек было разделено не более чем на один метр.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Лучше понять различные варианты осуществления раскрытых системы и способа можно при рассмотрении нижеследующего подробного описания в сочетании с чертежами, на которых:

фиг. 1 - вид иллюстративной скважины с волоконно-оптической системой сейсмического мониторинга;

фиг. 2A-2D - иллюстративные конструкции измерительного волокна;

фиг. 3А-3В - виды иллюстративного сборочного узла;

фиг. 4 - иллюстрация углового распределения измерительных волокон;

фиг. 5 - вид иллюстративной спиральной компоновки измерительного волокна;

фиг. 6 - иллюстрация отображения сейсмических сигналов для распределенных положений измерения;

фиг. 7 - иллюстрация изображения данных после обработки сигналов группы;

фиг. 8 - иллюстрация применения способа триангуляции к событиям; и

фиг. 9 - блок-схема последовательности действий иллюстративного способа сейсмического мониторинга.

ТЕРМИНОЛОГИЯ

Термины «включающий в себя» и «содержащий» используются как имеющие не исчерпывающее значение и поэтому должны интерпретироваться как имеющие значение «включающий в себя, не ограничиваясь, …». Термин «связанный» или «связывает» подразумевает опосредованное или прямое электрическое, механическое или тепловое соединение. Поэтому, если первое устройство связано с вторым устройством, это соединение может осуществляться путем прямого соединения или путем опосредованного соединения через другие устройства и соединения. И наоборот, термин «соединенный», если он не конкретизирован, должен интерпретироваться как означающий прямое соединение. Термин «текучая среда», используемый в этой заявке, включает в себя материалы, имеющие жидкое или газообразное состояние.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Проблемы, обозначенные в описании уровня техники, по меньшей мере частично решаются волоконно-оптическими системами сейсмического мониторинга и способами, раскрытыми в этой заявке. Система согласно по меньшей некоторым вариантам осуществления включает в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустического сигнала для каждой из множества точек вдоль ствола скважины. Один или более процессоров работают для определения направления, расстояния и/или интенсивности микросейсмического события по меньшей мере частично на основании фазовой информации упомянутых акустических сигналов. Функции взаимной корреляции, меры когерентности или меры подобия акустических сигналов с учетом фазы могут определяться в зависимости от направления сканирования для точного определения релевантной информации о микросейсмических событиях. Оптическое волокно может быть расположено в зацементированном затрубном пространстве обсаженного ствола скважины, имеющего форму более чем в одном измерении (например, L-образного ствола скважины). Способ согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления включают в себя передачу модулированного света в оптическое волокно, расположенное в стволе скважины; анализ света рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек вдоль ствола скважины; определение направления, расстояния и/или интенсивности микросейсмических событий на основании, по меньшей мере частично, фазовой информации акустических сигналов; и представление информации о микросейсмических событиях на пользовательском интерфейсе.

Раскрытые системы и способы можно лучше всего понять на примере обстановки, в которой они используются. Соответственно, на фиг. 1 показан иллюстративный ствол 102 скважины, который пробурен в геологическую среду. Такие стволы скважин обычно пробуриваются на глубину до десяти тысяч футов (3048 м) или глубже и могут направляться по горизонтали, предположительно, на в два раза большее расстояние. Во время процесса бурения бурильщик осуществляет циркуляцию бурового раствора для удаления бурового шлама из долота и выноса его из ствола скважины. В дополнение к этому состав бурового раствора обычно разрабатывают так, чтобы заданные плотность и масса приблизительно уравновешивали давление естественных текучих сред в пласте. Поэтому сам буровой раствор может по меньшей мере временно стабилизировать ствол скважины и предотвращать выбросы из скважины.

Для получения более законченного решения бурильщик вводит в ствол скважины обсадную колонну 104. Обсадную колонну 104 обычно образуют из отрезков труб, соединяемых резьбовыми трубными соединительными муфтами 106. Бурильщик соединяет отрезки труб друг с другом, когда спускает бурильную колонну в ствол скважины. Во время этого процесса буровая бригада может также прикреплять волоконно-оптический кабель 108 и/или группу датчиков к внешней стороне обсадной колонны хомутами 110 или другими приспособлениями для крепления, такими как приспособления, дополнительно рассматриваемые ниже. Поскольку трубные соединительные муфты 106 имеют увеличенные профили, кабельные протекторы 112 могут использоваться для направления кабеля поверх муфт и защиты кабеля от зажатия между муфтой и стенкой ствола скважины. Бурильщики могут прекращать спуск обсадной колонны время от времени, чтобы разматывать дополнительное количество кабеля и прикреплять кабель к обсадной колонне хомутами и протекторами. Во многих случаях может потребоваться труба небольшого диаметра для охвата и защиты волоконно-оптического кабеля. До прикрепления к обсадной колонне кабель может находиться на барабане в гибкой (но устойчивой к смятию) трубке небольшого диаметра в качестве брони или может быть расположен в негибкой поддерживающей трубке (например, в пазу). Для измерения различных параметров и/или получения избыточности множество волоконно-оптических кабелей могут быть размещены в трубке небольшого диаметра.

После того, как обсадная колонна 104 установлена в заданном положении, буровая бригада нагнетает цементный раствор 113, который втекает в затрубное пространство вокруг обсадной колонны и схватывается с уплотнением обсадной колонны относительно пласта. Кроме того, цемент 113 обеспечивает акустическую связь между волоконно-оптическим кабелем (кабелями) 108 и пластом. Кабель (кабели) отрезают и соединяют с измерительным блоком 114. С измерительного блока 114 подаются лазерные световые импульсы в кабель (кабели), а в блоке анализируется отраженный сигнал (сигналы) для осуществления распределенного измерения одного или более параметров на всем протяжении длины обсадной колонны. Предполагаемые измеряемые параметры включают в себя давление, деформацию, изменение формы или другие показатели действия энергии сейсмических волн. Волоконно-оптические кабели, которые специально рассчитаны на восприятие этих параметров и которые пригодны для использования в неблагоприятных условиях окружающей среды, доступны для приобретения. Световые импульсы с измерительного блока проходят по кабелю и сталкиваются с одним или более зависящими от параметров явлениями. Такие явления включают в себя рэлеевское обратное рассеяние когерентного света. Обычные оптические волокна на основе диоксида кремния чувствительны к изменениям плотности, которые при надлежащем выполнении волокон показывают деформацию или другие параметры, которые изменяются в ответ на энергию сейсмических волн. Такие изменения модулируют упругие световые столкновения в волокне, вызывающие поддающиеся обнаружению вариации отраженного света.

Для сбора измерений сейсмических сигналов с измерительного блока 114 в оптическое волокно могут подаваться десятки тысяч лазерных импульсов каждую секунду, а для сбора измерений параметров в различных точках на протяжении всей длины кабеля может применяться временное стробирование. В измерительном блоке каждое измерение может обрабатываться и объединяться с другими измерениями в этой точке для получения высокоразрешающего измерения этого параметра. Система 116 обработки данных общего назначения может периодически извлекать измерения как функцию положения и придавать отметки времени этим измерениям. Программное обеспечение (представленное носителями 118 для хранения информации) выполняется в системе обработки данных общего назначения для сбора данных измерений и организации их в файл или базу данных.

Программное обеспечение также реагирует на ввод данных пользователем с помощью клавиатуры или другого устройства 122 ввода, осуществляя отображение данных измерений в виде изображения или видеофрагмента на мониторе или другом устройстве 120 вывода. Как поясняется дополнительно ниже, определенные картины в данных измерений указывают на микросейсмические события. Отчасти степень микросейсмической активности может быть визуально идентифицирована при рассмотрении пользователем. Как описывается дополнительно ниже, в качестве варианта или в дополнение программное обеспечение может обрабатывать данные для идентификации индивидуальных микросейсмов и определения их направления, расстояния и/или интенсивности. Такая информация является полезной при отслеживании хода работ по гидравлическому разрыву пласта, при которых этот ствол 102 скважины или другой соседний ствол скважины снабжают перфорациями 126, через которые текучую среду закачивают в пласт для расширения и продления существующих трещин и создания новых трещин. Когда такие трещины раскрываются и перемещаются, они создают микросейсмические события 128, которые вызывает распространение упругих волн 130 через пласт. Когда такие волны распространяются, они сталкиваются со стволом скважины и волоконно-оптическим кабелем таким образом, что обеспечивается возможность определения направления на их источник и расстояния до него.

На фиг. 2A-2D показаны несколько иллюстративных конструкций волоконно-оптического кабеля, пригодных для использования в рассматриваемой системе. Предпочтительно, чтобы скважинные волоконно-оптические кабели проектировались с защитой небольших оптических волокон от коррозионных скважинных текучих сред и повышенных давлений и в то же время позволяли осуществлять непосредственную механическую связь (для измерений давления или деформации в результате действия сейсмических сигналов). Эти кабели могут быть заполнены разнообразными многомодовыми и/или одномодовыми волокнами, хотя в альтернативных вариантах осуществления могут использоваться более экзотические волоконные световоды (такие как световоды из дырчатого волокна) для получения повышенного суперконтинуума и/или выполнения усиленных оптически измерений обратного рассеяния.

Каждый из показанных кабелей имеет одну или более сердцевин 202 оптического волокна в слоях 404 оболочки, имеющей более высокий показатель преломления для удержания света в сердцевине. Буферный слой 206, защитный слой 208, бронирующий слой 210, внутренний покровный слой 212 и внешний покровный слой 214 могут окружать сердцевину и оболочку для обеспечения прочности и защиты от повреждения в результате действия различных опасностей, включая влажность, проникновение водорода (или другого химиката) и физическое воздействие, которые можно ожидать в скважинной среде. Иллюстративный кабель 220 имеет круговой профиль, который в показанных примерах позволяет иметь наименьшее поперечное сечение. Иллюстративный кабель 222 имеет квадратный профиль, который может обеспечивать лучший механический контакт и связь с внешней поверхностью обсадной колонны 104. Иллюстративные кабели 224 и 226 имеют многожильные стальные тросы 216 для обеспечения повышенной прочности на растяжение. Кабель 226 содержит множество волокон 202, которые могут быть приспособлены для различных измерений, избыточных измерений или совместной работы. (Например, при совместной работе одно волокно может использоваться как волокно оптической накачки, которое оптически возбуждает другое волокно при выполнении измерений с помощью этого другого волокна.) Внутреннее покрытие 212 может быть рассчитано из условия обеспечения жесткой механической связи между волокнами или упругости волокон для исключения передачи какой-либо деформации от одного волокна к другому.

Волоконный измерительный кабель 108 может быть прикреплен к обсадной колонне 104 устройствами прямолинейной, спиральной или зигзагообразной обвязки. На фиг. 3А и 3В показано иллюстративное устройство 302 прямолинейной обвязки, имеющее верхнее кольцо 303А и нижнее кольцо 303В, соединенные шестью ребрами 304. Каждое из колец имеет две половины 306, 307, соединенные петлей со сквозным стержнем 308. Направляющая трубка 310 проходит вдоль одного из ребер для удержания и защиты кабеля 108. Для прикрепления устройства 302 обвязки к обсадной колонне 104 буровая бригада размыкает кольца 303, замыкает их вокруг обсадной колонны и вколачивает стержни 308 на место. После этого кабель 108 может быть продет или вставлен в направляющую трубку 310. Затем обсадную колонну 104 спускают на надлежащее расстояние и процесс повторяют.

Устройство прямолинейной обвязки согласно некоторым вариантам осуществления может содержать множество кабели в направляющей трубке 310, а согласно некоторым вариантам осуществления может включать в себя дополнительные направляющие трубки вдоль других ребер 304. На фиг. 4 показана иллюстративная компоновка множества кабелей 402-416 по окружности обсадной колонны 108. Приняв, что кабель 402 расположен при азимутальном угле 0°, остальные кабели могут быть расположены при углах 45°, 60°, 90°, 120°, 135°, 180° и 270°. Конечно, для улучшения обнаружения азимутального направления может быть предусмотрено большее или меньшее количество кабелей.

Для получения более плотно расположенных измерений сейсмических сигналов кабель может быть намотан по спирали на обсадной колонне, а не проходить точно в осевом направлении. На фиг. 5 показано альтернативное устройство обвязки, которое может быть использовано для получения такой спиральной обмотки. Устройство 502 обвязки включает в себя два кольца 303А, 303В, соединенные множеством ребер 304, которые образуют клетку после того, как кольца замкнуты вокруг обсадной колонны 104. Кабель 510 намотан по спирали вокруг внешней поверхности клетки и закреплен на месте винтовыми зажимами 512. Клетка используется для помещения кабеля 510 в цементный раствор или другую текучую среду, окружающую обсадную колонну. Когда желательна большая степень защиты, кабель может быть намотан по спирали вокруг обсадной колонны 104 под клеточным устройством.

Другие способы монтажа могут использоваться для прикрепления кабелей к обсадной колонне. Например, в настоящее время производители обсадных колонн образуют формованные центраторы или отклонители на обсадных колоннах. Они могут иметь форму широких пластин из определенного материала, которые непосредственно (например, ковалентно) связаны с поверхностью обсадной колонны. Пригодные материалы включают в себя углеволоконные эпоксидные смолы. Пазы могут быть вырезаны или образованы в этих отклонителях для приема и закрепления волоконно-оптического кабеля (кабелей). В некоторых применениях обсадная колонна может быть составлена из непрерывных композитных обсадных труб с оптическими волокнами, помещенными в стенку обсадной колонны.

На фиг. 6 показаны сейсмические волны 130, распространяющиеся от микросейсмического события 128. Когда волны 130 проходят к обсадной колонне 104 и взаимодействуют с волоконно-оптическим кабелем 108, они наводят изменения интенсивности отражений рэлеевского обратного рассеяния, которые измерительный блок 114 преобразует в сейсмические сигналы 602, соответствующие различным положениям вдоль обсадной колонны. Соответствие между обнаруживаемыми сигналами и положением может быть определено, например, при выполнении калибровки с использованием каротажного кабеля, при которой источник звука транспортируют вдоль обсадной колонны. Длину каротажного кабеля измеряют, когда измерительным блоком определяется место обнаружения наибольшего акустического сигнала. В альтернативном способе калибровки используют возбуждение сейсмического источника на поверхности и модель скоростей распространения в геологической среде вокруг ствола скважины.

Следует отметить, что сейсмические сигналы 602 на различных местах имеют временной сдвиг в соответствии со временем распространения от события 128 до соответствующего места в волокне. На ближайших участках волокна сейсмическая волна обнаруживается скорее, чем на отдаленных участках. Обработка сигналов группы представляет собой способ, в котором используют разность временных сдвигов, которые ожидаются для различных мест возникновения событий. Сейсмические сигналы преобразуют в цифровую форму, сохраняют и передают на цифровой компьютер для обработки программным обеспечением, которое извлекает информацию о микросейсмических событиях, такую как направление, расстояние и интенсивность.

Один иллюстративный способ обработки сигналов группы заключается в вычислении подобия между различными сейсмическими сигналами в зависимости от одного или более параметров, относящихся к местоположению микросейсмического события. Подходящие меры подобия включают в себя взаимную корреляцию (с взаимной ковариацией в особом случае) и меру когерентности. Коэффициент взаимной корреляции двух сигналов может быть выражен как:

, (1)

где s1(t) и s2(t) - сигналы по всей последовательности временных окон шириной Т, m - индекс временного окна и τ - ориентировочный временной сдвиг между двумя сигналами. Значение τ, при котором коэффициент корреляции становится максимальным, часто называют задержкой во времени между двумя сигналами и она также соответствует временному сдвигу, при котором средний квадрат погрешности между нормированными сигналами становится минимальным. В случае более двух сигналов парная взаимная корреляция может определяться для каждой пары сигналов и систематическая вариация задержек во времени может анализироваться для нахождения параметров модели, которые обеспечивают наилучшее соответствие. Например, можно ожидать, что при плоской волне, обнаруживаемой в находящихся на равных расстояниях (и последовательно пронумерованных) точках измерения, будут образовываться сигналы, имеющие систематическую задержку во времени nΔt, где n - разность между номерами точек.

Коэффициент когерентности для набора N сигналов может быть выражен как:

, (2)

где sn(t) - сигналы от N последовательно пронумерованных точек измерения n по всей последовательности временных окон шириной Т, m - индекс временного окна и τ - временной сдвиг между сигналами от соседних точек. Значение τ, при котором коэффициент когерентности становится максимальным (или как вариант, при котором средний коэффициент взаимной корреляции становится максимальным), показывает направление падения плоской волны.

В случае, если v - скорость распространения сейсмических волн через пласт вокруг ствола скважины, d - расстояние между точками и θ - угол падения (то есть угол между нормалью плоской волны и осью ствола скважины), ожидаемая задержка во времени между сигналами с соседних точек будет:

, (3)

благодаря чему обеспечивается возможность непосредственного картирования задержки во времени относительно угла падения. Наличие или отсутствие сейсмического события можно определять путем сравнения коэффициента когерентности или среднего коэффициента взаимной корреляции с порогом. При использовании порога с поправкой на случайный системный шум этот способ обнаружения может быть очень надежным.

В соответствии с этим компьютер может анализировать сигналы, собираемые с массива точек измерения для построения такого графика, какой показан на фиг. 7. На фиг. 7 показан график значения коэффициента когерентности (или значения среднего коэффициента взаимной корреляции) 702 в зависимости от угла падения (по вертикальной оси) и временного окна (по горизонтальной оси). Цвета или линии равных значений могут использоваться для показа значений коэффициента, что делает микросейсмические события легко наблюдаемыми в виде пиков 704 на графике. На таких графиках также можно обнаруживать картины, такие как ряд событий 706 в относительно согласованном направлении, возможно, показывающем распространение конкретной трещины.

Аналогичным образом другие графики могут использоваться для обнаружения и анализа микросейсмических событий. Например, индивидуальные сигналы в каждом временном окне могут быть представлены в частотную область выполнением преобразования Фурье. После этого частотные спектры сигналов могут быть подвергнуты пространственному преобразованию Фурье. Совместными преобразованиями энергия принимаемых сигналов переводится из пространственно-временной области в частотно-волночисловую область (иногда называемую областью k-ω). Волновое число k равно cosθ/λ, где θ - угол падения и λ - длина волны. Пики в области k-ω указывают на микросейсмические события.

Когда возможно множество путей распространения, для выделения отдельных микросейсмических событий можно использовать усовершенствованные способы обработки. Например, кроссковариационную матрицу волновых чисел можно вычислять в заданном частотном диапазоне, представляющем интерес, и подвергать разложению по собственным значениям и по собственным векторам для выделения вкладов различных микросейсмических событий. Кроссковариационную матрицу волновых чисел можно находить сначала усреднением значений в области k-ω из некоторого количества соседних временных окон, затем умножением r-го среднего значения в области k-ω в заданном элементе разрешения по частоте на c-тое среднее значение в области k-ω в этом же элементе разрешения по частоте для определения матричного элемента в строке r, столбце c. Произведениями собственных векторов с вектором значений в области k-ω для заданного частотного диапазона выделяются вклады различных микросейсмических событий.

Другим примером способа обработки является операция формирования диаграммы направленности, которую можно выразить как:

, (4)

где dn и τn - веса и задержки, выбираемые из условия оптимизации чувствительности массива к сигналам с заданного направления. Система обработки может осуществлять сканирование в диапазоне направлений при использовании группы заданных весов и задержек для нахождения направления, в котором обеспечивается наиболее сильный сигнал b(t) диаграммы в любом заданном временном окне.

Предполагается, что волоконно-оптическая система измерения обеспечит частоту выборки сигнала 20 кГц (или более высокую) при пространственном разрешении 1 м на всем протяжении длины кабеля. Как показано на фиг. 8, большой массив точек измерения может быть подразделен на подмассивы 802A-802N, например, на группы из восьми или шестнадцати точек измерения. Приведенные выше способы обработки можно использовать в отношении сигналов с каждого подмассива для определения соответствующих углов падения, которые затем можно использовать для нахождения триангуляцией местоположения микросейсмического события 128. Выполнением триангуляции обеспечивается информация о расстоянии, которая в сочетании с измерениями амплитуды или энергии сигналов позволяет определять меру интенсивности микросейсмического события. Как правило, можно предполагать, что измеряемая энергия сигнала уменьшается обратно пропорционально квадрату расстояния между точкой измерения и микросейсмическим событием.

Следует отметить, что в случае строго вертикального оптического волокна сохраняется степень азимутальной неоднозначности. Если все, что можно определять, это угол падения и расстояние (триангуляцией на основании различных подмассивов), то место нахождения микросейсмического события 128 может быть где угодно на окружности, окружающей ствол скважины. Эта азимутальная неоднозначность может быть исключена и микросейсмическое событие локализовано на единственном месте, если оптическое волокно не ограничено одномерной линией, а проходит по двумерной или трехмерной траектории. Соответственно, на фиг. 8 показан волоконно-оптический кабель 108, проходящий с образованием формы в виде буквы «L», которой обеспечиваются вертикальный и горизонтальный подмассивы. Однако для определения однозначной точки триангуляцией можно использовать и другие многомерные траектории. Как вариант можно использовать две или более вертикальных скважин, чтобы получать дополнительную информацию для триангуляции. Еще один способ снижения или исключения азимутальной неоднозначности заключается в использовании дополнительных датчиков, способных обеспечивать азимутальную чувствительность, таких как акселерометры или геофоны.

На фиг. 9 представлена блок-схема последовательности действий иллюстративного способа сейсмического мониторинга. На начальном этапе в соответствии с блоком 1002 операторы развертывают волоконно-оптический кабель вдоль ствола скважины. Как установлено в приведенном выше описании, измерительный кабель или группа датчиков может быть прикреплена к обсадной колонне, но согласно вариантам осуществления альтернативная система включает в себя допускающий транспортировку измерительный кабель, который переносится на место самим цементным раствором. Как вариант или в дополнение волоконно-оптический кабель может быть объединен с каротажным кабелем, который спускают внутрь обсадной колонны, где скважинная текучая среда обеспечивает акустическую связь с обсадной колонной и пластом. В соответствии с блоком 1004 кабель фиксируется на месте при схватывании цементного раствора или закреплении скважинного конца. При необходимости траекторию кабеля можно определять путем использования способа калибровки, например, при взрыве на поверхности или спуске каротажного кабеля с акустическим источником.

В соответствии с блоком 1006 операторы собирают данные о микросейсмических волновых сигналах с помощью измерительного блока 114. Данные о сигналах передают к одному или более компьютерам для обработки сигналов группы в соответствии с блоком 1008, например, выполнения вычислений коэффициентов взаимной корреляции, вычислений коэффициентов когерентности, пространственных и/или частотных преобразований или сканирования при использовании операции формирования диаграммы направленности. При необходимости в соответствии с блоком 1010 компьютеры сравнивают результаты обработки сигналов группы с порогами для обнаружения и получения характеристик микросейсмических событий. В соответствии с блоком 1012 компьютеры обеспечивают отображение на пользовательском интерфейсе результатов обработки сигналов группы и/или информации об обнаруженных микросейсмических событиях.

Следует отметить, что действия в соответствии с блоками 1006-1012 могут выполняться параллельно для предоставления пользователю в реальном времени информации о микросейсмических событиях. Такая практика дает пользователю возможность осуществлять мониторинг хода операции гидравлического разрыва пласта, картировать структуры разрывов, отслеживать фронты текучих сред и собирать информацию о других физических процессах, происходящих вокруг ствола скважины.

После полного понимания вышеприведенного описания специалистам в данной области техники станет очевидным множество других вариантов и модификаций. Предполагается, что нижеследующая формула изобретения должна интерпретироваться таким образом, что она охватывает все такие варианты и модификации.

1. Система микросейсмического мониторинга, которая содержит:
оптическое волокно, расположенное вдоль искривленной траектории ствола скважины для обеспечения азимутальной чувствительности к микросейсмическим событиям,
источник света, который возбуждает оптическое волокно;
по меньшей мере один датчик света, который анализирует свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек измерения вдоль ствола скважины, причем множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой; и
процессор, который определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения.

2. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет взаимную корреляцию по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.

3. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет преобразование упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.

4. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет преобразование Радона для упомянутых акустических сигналов.

5. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет операцию формирования диаграммы направленности для упомянутых акустических сигналов.

6. Система по п. 1, в которой оптическое волокно проходит вдоль трехмерной траектории ствола скважины.

7. Система по п. 1, в которой упомянутый датчик обеспечивает распределенное измерение, позволяющее разделять упомянутое множество точек измерения не более чем на один метр.

8. Система по п. 1, в которой ствол скважины включает в себя обсадную колонну с зацементированным затрубным пространством, а оптическое волокно проходит вдоль зацементированного затрубного пространства.

9. Система по п. 1, дополнительно содержащая второй датчик света, соединенный со вторым оптическим волокном, отделенным от первого волокна, при этом упомянутый второй датчик света обеспечивает процессор акустическими сигналами для каждой из множества точек измерения вдоль второго оптического волокна.

10. Система по п. 9, в которой второе оптическое волокно находится во втором стволе скважины.

11. Способ микросейсмических измерений, который содержит этапы, на которых:
передают модулированный свет в оптическое волокно, расположенное вдоль искривленной траектории ствола скважины для обеспечения азимутальной чувствительности к микросейсмическим событиям;
анализируют свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек измерения вдоль ствола скважины, причем множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой;
определяют угол падения для каждого из различных подмассивов;
находят посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения; и
представляют информацию о микросейсмическом событии на пользовательском интерфейсе.

12. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение включает в себя этап, на котором выполняют взаимную корреляцию по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.

13. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение включает в себя этап, на котором выполняют преобразование упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.

14. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение включает в себя этап, на котором применяют операцию формирования диаграммы направленности к упомянутым акустическим сигналам.

15. Способ по п. 11, в котором оптическое волокно проходит вдоль трехмерной траектории ствола скважины.

16. Способ по п. 11, в котором упомянутое множество точек измерения разделено не более чем на один метр.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам дистанционного изучения геологической среды. Сущность: проводят тепловизионную съемку геологической среды.

Способ предназначен для решения задачи дистанционного обнаружения предвестников чрезвычайных ситуаций на подземных магистральных трубопроводах. Способ осуществляют получением и анализом изображений по отраженным и собственным излучениям подстилающей поверхности трассы пролегания трубопровода.

Изобретение относится к области океанографических измерений и преимущественно может быть использовано для контроля состояния поверхности океана. Технический результат - повышение точности определения характеристик морской поверхности за счет разделения воздействия на отражённый от морской поверхности радиосигнал двух факторов, доминантных ветровых волн и мелкомасштабной ряби. Сущность: формируют короткие радиоимпульсы постоянной длительности и вертикально зондируют ими морскую поверхность, регистрируют отражённые радиоимпульсы и по их форме определяют характеристики морской поверхности, при этом дополнительно формируют более длинные радиоимпульсы и вертикально зондируют ими морскую поверхность, причем длительность дополнительно сформированных радиоимпульсов обеспечивает одновременное отражение от всей площади морской поверхности, освещаемой в пределах диаграммы направленности антенны, определяют амплитуду отраженных импульсов большей длительности, по ней определяют скорость ветра, и определяют характеристики морской поверхности с учетом скорости ветра.

Изобретение относится к области океанологических измерений и преимущественно может быть использовано для контроля состояния поверхности океана. Технический результат - повышение точности определения асимметрии распределения возвышений морской поверхности. Сущность: формируют короткие радиоимпульсы постоянной длительности, зондируют ими морскую поверхность в надир и регистрируют отражённые радиоимпульсы.

Изобретение относится к области гидрофизических исследований и может быть использовано для исследований, проводимых в океане. Сущность: станция содержит плавучесть (1) из синтактика, внутри которой закреплены автономные модули (2, 3) с датчиками (4).
Способ относится к области океанографических измерений и может быть использован для контроля состояния открытых водоемов, вызванного их загрязнением, при проведении экологических и природоохранных мероприятий, а также для мониторинга гидрологических характеристик.

Изобретение относится к горному делу, а именно к исследованиям горных пород, в частности к способам исследования керна, извлеченного из скважины. Способ включает установку керна на предметный столик, освещение его поверхность направленным потоком видимого диапазона света, прием части света, отраженного от поверхности керна и обработку полученной информации.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для поиска месторождений нефти и газа. Сущность: проводят геологическую и сейсмическую съемки, а также дистанционный оптический газовый анализ с помощью дистанционного лидара.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может использоваться при разведке нефтяных и газовых залежей. Согласно заявленному решению выбирают и устанавливают фиксированную приемную базу, располагают источники возбуждения сейсмических колебаний и приемники на этой базе симметрично относительно ее центра, принятого за начало координат.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Согласно способу оценки низкочастотной резонансной эмиссии (НРЭ) для поиска УВ прогнозирование УВ осуществляется в процессе анализа геодинамического шума непосредственно по временному разрезу метода общей глубинной точки (МОГТ) в широком диапазоне частот (5-130 Гц).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке данных сейсмических исследований. Заявлен способ перестроения моделей (110) Q геологической среды на основании сейсмических данных (10) путем осуществления лучевой Q томографии сдвига центроидных частот.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных при поиске месторождений углеводородов. Заявленный способ идентификации геологических особенностей из геофизических или атрибутивных данных предполагает использование выполняемого в окне анализа главных компонент или анализа независимых компонент, либо диффузионного картирования.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных сейсморазведки. Заявлен способ преобразования сейсмических данных для получения модели объемного модуля упругости или плотности геологической среды.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения сейсмических разрезов изображений геологической среды. Способ включает последовательные действия, при которых получают и подготавливают данные методов общей глубинной точки, сейсмического каротажа, вертикального сейсмического профилирования, акустического каротажа, плотностного гамма-гамма каротажа и проверяют качество этих данных, а также получают эталонные значения интервальных скоростей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения упругих свойств горных пород по сейсмическим данным. Заявлен способ определения упругих свойств горных пород на основе пластовой адаптивной инверсии сейсмических данных, характеризующийся применением пластовых моделей среды, в которых минимальные временные мощности τmin пластов соответствуют реальной разрешающей способности сейсморазведки и геологии осадконакопления и вычисляются согласно формуле: τmin(мс)= 1 4 ∗ 1000 Δ f , где Δf - рабочая полоса частот.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных мероприятий. Модуль сейсмического модуля включает в себя чувствительные элементы, расположенные во множестве осей, чтобы детектировать сейсмические сигналы во множестве соответствующих направлений, и процессор, чтобы принимать данные из этих чувствительных элементов и определять наклоны осей относительно конкретной ориентации.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе обработки данных сейсморазведки. Способ включает в себя прием сейсмических данных, регистрируемых при исследовании района, при этом район является связанным с пунктами, обработку сейсмических данных для оценивания по меньшей мере одного частотно-зависимого свойства поверхностных волн в пределах района, определение частотно-зависимой геометрии обработки данных для каждого пункта на основании по меньшей мере отчасти оцененного частотно-зависимого свойства (свойств) поверхностных волн.

Изобретение относится к области геофизики и горного дела и может быть использовано в процессе осуществления буровых работ. Согласно общему аспекту заявленного предложения телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи используют в бурильной колонне, которая содержит буровой раствор, протекающий внутри.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек на всем протяжении ствола скважины. Множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой. Процессор определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

Наверх