Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии



Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии
Способы и системы для компенсированной межскважинной томографии

 


Владельцы патента RU 2577418:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

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.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ

В настоящее время для работ на нефтяном промысле требуется большое количество информации, относящейся к параметрам и условиям, встречающимся в забое скважины. К необходимой информации принадлежат объем и распределение флюидов в пластах-коллекторах. Хотя можно прояснять общую картину при использовании наземных исследований, такие исследования ограничены влияниями подземных слоев, перекрывающих представляющую интерес область. Такие явления можно исключать или ослаблять при использовании буровых скважин в или вблизи представляющей интерес области. При наличии подходящей компоновки скважинных передатчиков и приемников межскважинную томографию можно использовать для получения сравнительно детального изображения представляющей интерес области, пригодного для планирования и мониторинга добычи из коллектора.

Первоначально межскважинную томографию выполняли с использованием сейсмических излучателей и приемников, но позднее сосредоточили внимание на использовании электромагнитных (ЭМ) передатчиков и приемников. Как при любом геофизическом исследовании, шум и неточности системы исследований отрицательно влияют на качество изображения. Одной важной причиной такого ухудшения в межскважинной томографии является рассогласование между предполагаемыми и реальными значениями усилений и фаз датчиков. Эти рассогласования могут быть следствием ряда причин, включая различия датчиков по типам, погрешности калибровки, изменение конфигураций буровых скважин (например, состава бурового раствора и радиуса буровой скважины) и параметров окружающей среды, таких как температура и давление. Фазовые рассогласования могут вызываться или усиливаться задержками в электронных системах и погрешностями синхронизации пространственно рассредоточенных компонентов типичной межскважинной томографической системы. В традиционных способах межскважинной томографии не проводится надлежащий учет таких неточностей.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На сопровождающих чертежах:

фиг.1 - вид обстановки бурения;

фиг.2А - вид окружения многоствольной скважины при межскважинной томографии;

фиг.2В - вид окружения многочисленных буровых скважин при межскважинной томографии;

фиг.3 - структурная схема иллюстративной системы для компенсированной межскважинной томографии;

фиг.4А и 4В - иллюстративные конфигурации электромагнитных (ЭМ) передающих и приемных антенн;

фиг.5 - блок-схема последовательности действий высокого уровня, иллюстрирующая процесс инверсии;

фиг.6 - детальная блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая процесс инверсии;

фиг.7 - вид иллюстративной модели коллектора, предназначенной для моделирования;

фиг.8 - результаты традиционной инверсии при иллюстративном моделировании;

фиг.9 - компенсированные результаты инверсии при иллюстративном моделировании; и

фиг.10 - блок-схема последовательности действий способа компенсированной межскважинной томографии.

Наряду с тем, что для изобретения допускаются различные альтернативные формы, эквиваленты и модификации, конкретные варианты осуществления его показаны для примера на чертежах и будут подробно описаны в этой заявке. Однако следует понимать, что раскрытие не ограничено чертежами и подробным описанием, а наоборот, ими обеспечивается основа для определения специалистом в данной области техники альтернативных форм, эквивалентов и модификаций, которые совместно с описываемыми вариантами осуществления охватываются объемом прилагаемой формулы изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Проблемы, идентифицированные при рассмотрении предпосылок, по меньшей мере частично устраняются раскрытыми способами и системами для компенсированной межскважинной томографии. В по меньшей мере некоторых вариантах осуществления способа данные получают с по меньшей мере двух приемников в ответ на действие каждого из по меньшей мере двух передатчиков, при этом передатчики и приемники располагают в буровых скважинах вблизи представляющей интерес области. Данные объединяют для образования по меньшей мере одного компенсированного значения, в котором компенсированы неточности усиления и фазы любого передатчика и приемника. Затем выполняют инверсию для идентификации подземной структуры, которая наилучшим образом соответствует этим компенсированным значениям. По меньшей мере в некоторых вариантах осуществления системы этот способ выполняют с использованием программного обеспечения и затем выводят одно или несколько образованных изображений подземной структуры.

Раскрытые системы и способы используют в по меньшей мере одной буровой скважине или вблизи представляющей интерес области геологической среды. Такие буровые скважины можно пробуривать так, как показано на фиг.1. Буровая платформа 2 снабжена буровой вышкой 4, которая поддерживает подъемный механизм 6 для подъема и спуска бурильной колонны 8. К подъемному механизму 6 подвешен верхний привод 10, который используется для вращения бурильной колонны 8 и спуска бурильной колонны через устье 12 скважины. Секции бурильной колонны 8 соединены резьбовыми соединителями 7. С нижним концом бурильной колонны 8 соединено буровое долото 14, которое вращается для создания и продолжения буровой скважины 16 по заданной траектории 18. Насос 20 осуществляет циркуляцию бурового раствора по подающей трубе 22 к верхнему приводу 10, вниз по стволу скважины по внутренней стороне бурильной колонны 8, через отверстия в буровом долоте 14, обратно к поверхности по кольцевому пространству вокруг бурильной колонны 8 и в сточный резервуар 24. Буровым раствором обломки выбуренной породы транспортируются из буровой скважины в резервуар 24, и это способствует поддержанию целостности буровой скважины 16.

Каротажные приборы 26 могут быть расположены на бурильной колонне 8. Телеметрический модуль 28 может обеспечивать связь между каротажными приборами 26 и наземным интерфейсом 34 при использовании любой одной из различных доступных телеметрических технологий. В одном примере акустическими датчиками 30 и 32 обнаруживаются данные телеметрии по гидроимпульсному каналу связи от каротажных приборов. Система 38 обработки данных, предназначенная для контроля и регистрации измерений от каротажных приборов 26, связана с наземным интерфейсом 34 по проводной или беспроводной линии 36 связи. Показанная система 38 обработки данных представляет собой компьютер общего применения с одним или несколькими устройствами 42 ввода и одним или несколькими устройствами 44 вывода для взаимодействия с пользователем. Программное обеспечение на носителе 40 информации (или во внутренней памяти компьютера) конфигурирует внутренний процессор (процессоры) компьютера для регистрации межскважинных томографических измерений и построения модели подземной структуры с отображением пользователю.

Предпочтительно, чтобы каротажные приборы 26 включали в себя акустические преобразователи для передачи и/или приема акустических сигналов или электромагнитные антенны для передачи и/или приема электромагнитных (ЭМ) сигналов. Хотя каротажные приборы показаны на бурильной колонне, в дополнение к этому они могут транспортироваться на каротажном кабеле или колонне гибких труб. С использованием многочисленных передатчиков и приемников в системе 38 обработки данных регистрируются измерения в различных местах и вокруг представляющей интерес области.

На фиг.2А показана иллюстративная конфигурация, в которой различные передатчики (Т) и приемники (R) расположены в каждом из ответвлений многоствольной скважины, в том числе в по существу вертикальном ответвлении, проникающем в представляющую интерес область, и пяти по существу горизонтальных ответвлениях, продолжающихся в стороны в различных направлениях вдоль кровли пласта. На фиг.2В показана другая иллюстративная конфигурация, в которой многочисленные приемопередающие узлы (передатчики и приемники) расположены на протяжении представляющей интерес области при использовании многочисленных вертикальных скважин, некоторые из которых могут включать в себя боковые ответвления, имеющие дополнительные приемопередающие узлы. Некоторые или все буровые скважины могут быть открытыми (то есть, необсаженными). Аналогично, некоторые или все буровые скважины могут быть обсаженными, а датчики расположены внутри обсадной колонны. Когда обсадная колонна создает слишком большое затухание, датчики могут быть выполнены с возможностью передачи/приема низкочастотных магнитных волн. В некоторых системах могут использоваться дополнительные датчики, расположенные на поверхности.

Количество и положение узлов зависят от объема области, свойств (удельного сопротивления или акустического импеданса) и заданного разрешения модели. Однако в общем случае при большем числе узлов обеспечивается лучшая точность модели, а трехмерная компоновка узлов может быть предпочтительней, чем двумерная компоновка, которая, в свою очередь, может быть предпочтительней, чем одномерная компоновка. Когда некоторые из узлов расположены слишком далеко от представляющей интерес области, чтобы быть полезными, их можно пропускать, чтобы исключать внесение ненужного шума в процесс инверсии.

На фиг.3 представлена структурная схема системы для компенсированной межскважинной томографии. Каждый из узлов из фиг.2А-2В включает в себя по меньшей мере один датчик 302 для передачи и/или приема акустических или электромагнитных сигналов. В случае электромагнитной системы датчики представляют собой антенны или магнитометры. Подходящие конфигурации антенн включают в себя цилиндрическую спиральную антенну (см., например, фиг.4А) с используемой по желанию компенсирующей катушкой (см., например, фиг.4В), тороидальную антенну, искровую разрядную антенну, антенну с разнесенными электродами и рупорную антенну. В случае акустической системы подходящие датчики включают в себя пьезоэлектрические преобразователи, громкоговорители с магнитными катушками, пьезоэлектрические изгибные стержни и обычные сейсмические источники.

Некоторые датчики соединены с передатчиком 304 для передачи сигналов в пласт, некоторые соединены с приемником 306 для приема сигналов из пласта, некоторые могут переключаться между режимом передачи и приема. В последнем случае переключатель 308 может быть предусмотрен между датчиком 302 и соответствующими передатчиком 304 и приемником 306. В некоторых вариантах осуществления для данного датчика могут быть предусмотрены многочисленные передатчики и приемники, например, для сигналов различных частот. И наоборот, система может включать в себя многочисленные датчики 302, соединенные с данным передатчиком 304 или приемником 306, чтобы, например, передатчик или приемник мог передавать сигналы по различным направлениям или принимать сигналы с различных направлений, или передавать или принимать сигналы с разными поляризациями. Наклонные антенны предусматриваются для выполнения измерений ортогональных или линейно независимых составляющих электромагнитного сигнала.

Каждый узел включает в себя телеметрический блок 310, который управляет соответствующими передатчиками 304 и приемниками 306 (и переключателями 308) в соответствии с командами из центра 314 управления системой. Сеть 312 связывает центр 314 управления различными узлами по обычным проводным или беспроводным линиям связи с устьем каждой скважины в системе, а интерфейсный блок на каждом устье скважины завершает цепь связи с помощью внутрискважинного телеметрического канала, такого как каротажный кабель, электромагнитная телеметрическая линия, акустическая телеметрическая линия или телеметрическая система с гидроимпульсным каналом связи. Для сети 312 можно использовать любую подходящую конфигурацию.

Во время обычной работы центр 314 управления выполняет циклы с помощью каждого из имеющихся передатчиков 304, возбуждая их поочередно, и в то же время устанавливает все другие узлы в состояние обнаружения и захвата любого возникающего сигнала приема. Телеметрические блоки 310 захватывают сигналы приемников для каждого возбуждения передатчиков и передают их в центр 314 управления. Такие измерения могут повторяться и объединяться для повышения отношения сигнала к шуму. В блоке 38 обработки данных регистрируется набор откликов приемников на каждое возбуждение передатчиков и осуществляется обработка их так, как изложено ниже, для построения модели подземной структуры. Пользователь может наблюдать модель и взаимодействовать с ней через посредство блока 44 визуализации.

На фиг.5 показана блок-схема высокого уровня, иллюстрирующая процесс инверсии. Исходные данные (амплитуда и фаза всех откликов приемников на действие каждого передатчика) обрабатываются в блоке 502 для получения компенсированных данных. В блоке 504 итеративным процессом инверсии структурная модель представляющей интерес области адаптируется до тех пор, пока компенсированные данные не будут соответствовать прогнозным данным. В блоке 506 прямой модели создаются прогнозные данные на основании текущей структурной модели, а в блоке инверсии в ответ на это структурная модель адаптируется до тех пор, пока погрешность между значениями прогнозных и компенсированных данных не станет ниже порога. Затем адаптированная структурная модель выводится блоком 504 для визуализации и/или анализа, чтобы определить количество и распределение флюидов в коллекторе.

Компенсированные данные образуют построением отношений исходных данных. Эти отношения предназначены для компенсации любых систематических погрешностей в характеристиках передачи/приема различных датчиков. Вследствие этой компенсации результаты процесса инверсии намного улучшаются по сравнению с результатами процесса инверсии, выполняемого непосредственно над исходными данными. Кроме того, при таком подходе ослабляются ограничения на структуру системы, что позволяет использовать датчики различных видов и работать в различных буровых скважинах и окружающих условиях. Требования к синхронизации ослабляются, и система может легко приспосабливаться к разрегулировке или дрейфу параметров датчиков.

Пусть V i j ' - комплексная величина, представляющая амплитуду и фазу измерения сигнала приемником i в ответ на действие передатчика j. Пусть она связана с истинным измерением Vij сигнала соотношением

V i j ' = c i c j V i j ,

где ci и cj - комплексные величины, представляющие погрешности усиления и фазы между реальными и предполагаемыми характеристиками приемника i и передатчика j. Эти погрешности можно исключить путем объединения этого измерения с измерением приемника i в ответ на действие второго передатчика m и измерений второго приемника k относительно обоих передатчиков j и m для образования компенсированного значения Pikjm:

P i k j m = V i j ' V k m ' V i m ' V k j ' = c i c j V i j c k c m V k m c i c m V i m c k c j V k j = V i j V k m V i m V k j .

Заметно исключение погрешностей усиления и фазы. Если система включает в себя в сумме Т передающих антенн и в сумме R приемных антенн, то будет в сумме Т!/(2(Т-2)!) пар передатчиков и в сумме R!/(2(R-2)!) пар приемников, что даст T!R!/(4(T-2)!(R-2)!) компенсированных значений. В случае системы с Т=4 и R=16 будет 64 измерения, по которым можно вычислить до 720 компенсированных значений. На практике измерения можно выполнять на многочисленных частотах, при этом дополнительно возрастает число измерений, подходящих для процесса инверсии.

На фиг.6 представлена более детальная блок-схема процесса инверсии. Исходные данные обозначены как vt,r,f, где нижними индексами t, r и f представлены конкретные передатчик, приемник и частота соответственно. После получения исходных данных их пропускают через каскад первоначальной обработки, чтобы получить компенсированные данные pt1,t2,r1,r2,f. Заметим, что до определения компенсированных значений в некоторых вариантах осуществления нормируют исходные данные относительно измерений, прогнозируемых в соответствии с принятой (возможно, с постоянным удельным сопротивлением) исходной моделью. Такое нормирование может быть полезным для снижения доминирования каналов с сильными сигналами в процессе инверсии.

Параллельный маршрут из фиг.6 начинают с использования исходной модели подземной структуры в представляющей интерес области, представленной на фигуре значениями σ i , j , k 1 удельной проводимости, где верхним индексом обозначено число итераций, а i, j, k представляют собой пространственные индексы в направлениях x, y и z для ячеек в сетке удельной проводимости. Сетку удельной проводимости необходимо выбирать достаточно большой, чтобы охватывать представляющую интерес область и другие объекты, которые могут влиять на измерения. В прямой модели 604 производятся операции на основании исходной модели для прогнозирования измерений сигнала для каждого сочетания передатчик-приемник и частоты при использовании первоначальной приближенной оценки удельной проводимости пласта. Прогнозные данные, обусловленные этим профилем удельной проводимости (обозначенные как v t , r , f F ), обрабатывают в соответствии с блоком 606, при этом выполняют такие же операции, как в блоке 602. Выходные данные блока 606 обозначены как p t 1, t 2, r 1, r 2 F . Согласно блоку 608 определяют разность между выходными данными блоков 602 и 608, образуя pDIFt1,t2,r1,r2,f. В соответствии с блоком 610 оценивают величину этой разности, чтобы определить, сходится ли модель. В некоторых вариантах осуществления сходимость определяют путем сравнения величины разности с величиной компенсированных данных pt1,t2,r1,r2,f, например, проверяя, будет ли P ¯ D I F c P ¯ , где P ¯ D I F и P ¯ являются векторами, элементы которых образуют pDIFt1,t2,r1,r2,f и pt1,t2,r1,r2,f, соответственно, а с является постоянной. Если сходимость удовлетворяется, в соответствии с блоком 611 выводят модель удельной проводимости. В противном случае в соответствии с блоком 612 получают набор изменений для модели удельной проводимости на основании pDIF и согласно блоку 614 применяют изменения к модели удельной проводимости, чтобы получить обновленную модель σn+1i,j,k на этапе n итераций.

На фиг.7 показан вид сверху имитационной модели, представленной для сравнения характеристик раскрытого способа и способа томографии, в котором отсутствует компенсация исходных данных. В имитационной модели имеется пластовый слой с девятью вертикальными буровыми скважинами, в каждой из которых имеется приемопередатчик, расположенный на 70 м выше подошвы пластового слоя. Буровые скважины равномерно разнесены на 500 м в направлениях X и Y. Пластовый слой предполагается имеющим две аномалии сопротивления в однородной в других отношениях среде с удельным сопротивлением 1 Ом·м. Обе аномалии имеют толщину 65 м в направлении Z. Если средний приемопередатчик принять за начало отсчета, то первая аномалия будет находиться в объеме, ограниченном между 155 м и 285 м в направлении X и от -130 до 130 м в направлении Y. Эта аномалия имеет удельное сопротивление 25 Ом·м. Вторая аномалия ограничена между -290 и -150 м в направлении X и между 120 и 330 м в направлении Y. Удельное сопротивление этой аномалии принято равным 20 Ом·м. Рассматривалась многочастотная система с передатчиками, снабженными направленными рамками, ориентированными в направлении Z, с рабочими частотами 1, 2, 5 и 10 Гц. Синтетические данные формировались при использовании кода во временной области с конечной разностью (ВОКР) в соответствии с профилем удельной проводимости, описанным выше. На синтетические данные был наложен 5%-ный мультипликативный шум.

Результаты традиционной инверсии этих данных показаны на фиг.8. Истинные местоположения аномалий показаны пунктирными линиями. Вследствие шума обращенное изображение имеет несколько артефактов. Хотя вблизи целевых объектов наблюдаются несколько пиков, на результатах также видны многочисленные ложные позитивы и невозможно надежно определить форму и границы коллектора.

Результаты инверсии с использованием компенсированных значений в соответствии со способом, раскрытым выше, показаны на фиг.9. На изображение удельного сопротивления не влияет наличие погрешностей усиления и фазы датчиков. Можно видеть, что области более высокой интенсивности очень точно соответствуют границам коллектора и исключены любые ложные позитивы, возникающие вследствие шумов усиления и фазы датчиков.

На фиг.10 показана иллюстративная блок-схема последовательности действий при компенсированной межскважинной томографии. В соответствии с блоком 1002 получают данные с по меньшей мере двух приемников в ответ на передачи от по меньшей мере двух передатчиков. По меньшей мере один из приемников или передатчиков расположен внутри буровой скважины. Кроме того, передатчики и приемники могут быть распределены по двум или большему количеству буровых скважин и по поверхности. Согласно блоку 1004 данные получают с дополнительных пар приемников в ответ на действия дополнительных пар передатчиков. В соответствии с блоком 1006 по меньшей мере одно компенсированное значение получают на основании откликов приемников на действия передатчиков. Компенсированное значение можно выразить как

V i j ' V k m ' V i m ' V k j ' ,

где i и k - индексы приемников, а j и m - индексы передатчиков. Как показано в блоке 1008, инверсию выполняют на основании, по меньшей мере частично, полученного компенсированного значения (значений). Наконец, согласно блоку 1010 изображение целевой области геологической среды создают на основании инверсии. Из изображения можно получать информацию относительно по меньшей мере свойств пласта, таких как скорость акустических волн, затухание, коэффициент отражения сейсмической волны, электромагнитное удельное сопротивление или электрическая проницаемость.

Действия, представленные на фиг.10, можно выполнять как программное обеспечение на компьютере общего применения. Процессор (процессоры) в таком компьютере сконфигурированы для выполнения программного обеспечения, сохраняемого на диске или в памяти, при этом программное обеспечение побуждает процессоры к получению данных, обработке их и отображению результирующих изображений в соответствии с командами пользователя.

Специалист в данной области техники при рассмотрении изложенного выше раскрытия выявит различные альтернативные формы, эквиваленты и модификации раскрытых элементов и действий. Например, доктрина компенсированного измерения заключается не только в обеспечении исключения погрешностей усиления и фазы, но и в обеспечении аналогичного исключения при объединении измерений тремя приемниками в ответ на действия трех передатчиков или четырьмя приемниками в ответ на действия четырех передатчиков и т.д. Когда это возможно, в нижеследующей формуле изобретения охватываются такие альтернативные формы, эквиваленты и модификации.

1. Способ повышения качества изображения межскважинной томографии, содержащий этапы, на которых:
получают данные с по меньшей мере двух приемников в ответ на передачи от по меньшей мере двух передатчиков, при этом передатчики и приемники распределяют по двум или большему количеству буровых скважин;
образуют по меньшей мере одно компенсированное значение, в котором объединяют данные из по меньшей мере двух откликов приемников на действия по меньшей мере двух передатчиков в виде отношения, в котором исключены погрешности между реальными и предполагаемыми характеристиками по меньшей мере двух приемников и по меньшей мере двух передатчиков; и
выполняют инверсию на основании, по меньшей мере частично, указанного компенсированного значения, чтобы получить изображение геологической среды, и
причем в указанном компенсированном значении компенсированы неточности, включая вариации усиления и фазы датчиков.

2. Способ по п. 1, в котором при указанной инверсии используют прямую модель, которая связывает свойства подземного пласта с указанным по меньшей мере одним компенсированным значением.

3. Способ по п. 1, в котором указанное компенсированное значение можно выразить следующим уравнением: V i j V k m V i m V k j , где i и k являются индексами приемников и j и m являются индексами передатчиков.

4. Способ по п. 1, в котором указанное получение данных дополнительно включает в себя получение данных с дополнительных приемников в ответ на действия дополнительных пар передатчиков.

5. Способ по п. 1, в котором указанные данные можно выразить в виде комплексной величины для представления усиления и фазы.

6. Способ по п. 1, в котором приемники включают в себя по меньшей мере одно из магнитного диполя, электрического диполя, разнесенных электродов.

7. Способ по п. 1, в котором указанным изображением обеспечивается информация относительно по меньшей мере одного свойства пласта, выбираемого из набора, состоящего из скорости акустической волны, затухания, коэффициента отражения сейсмической волны и электромагнитного удельного сопротивления.

8. Система для повышения качества изображения межскважинной томографии, содержащая:
блок памяти, в котором сохраняется программное обеспечение инверсии; и
процессор, соединенный с указанной памятью, для выполнения программного обеспечения, при этом указанное программное обеспечение конфигурирует указанный процессор для:
получения данных с по меньшей мере двух приемников в ответ на передачи от по меньшей мере двух передатчиков, при этом один из указанных приемников или передатчиков находится в буровой скважине;
образования по меньшей мере одного компенсированного значения на основании откликов указанных приемников на действие каждого из указанных передатчиков, которые объединяются в виде отношения, в котором исключены погрешности между реальными и предполагаемыми характеристиками указанных приемников и указанных передатчиков; и
выполнения инверсии на основании, по меньшей мере частично, указанного компенсированного значения для получения изображения геологической среды, и
причем в указанном компенсированном значении компенсированы неточности, включая вариации усиления и фазы датчиков.

9. Система по п. 8, дополнительно содержащая сеть, электрически соединенную с указанным процессором, по меньшей мере два передатчика и по меньшей мере два приемника, при этом по меньшей мере один из указанных передатчиков или один из указанных приемников расположен внутри указанной буровой скважины.

10. Система по п. 8, в которой указанная сеть электрически соединена с по меньшей мере одним датчиком, по меньшей мере одним передатчиком и по меньшей мере одним приемником.

11. Система по п. 8, в которой указанное компенсированное
значение может выражаться следующим уравнением: V i j V k m V i m V k j , где i и k являются индексами приемников, a j и m являются индексами передатчиков.

12. Система по п. 8, в которой указанное программное обеспечение дополнительно конфигурирует процессор для получения данных с дополнительных приемников в ответ на действия дополнительных пар передатчиков.

13. Система по п. 8, в которой указанные данные могут выражаться в виде комплексной величины для представления усиления и фазы.

14. Система по п. 8, в которой указанные передатчики и приемники распределены по двум или большему количеству буровых скважин.

15. Система по п. 8, в которой указанным изображением обеспечивается информация относительно по меньшей мере одного свойства пласта, выбранного из набора, состоящего из скорости акустической волны, затухания, коэффициента отражения сейсмической волны и электромагнитного удельного сопротивления.

16. Система по п. 8, в которой каждый из передатчиков и приемников соединен с антенной, при этом антенна находится в наборе, состоящем из рамок, соленоидов, проволочных антенн, электродов, искровых разрядных антенн и тороидов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения информации о подземной формации. В некоторых вариантах осуществления способ получения информации о по меньшей мере одной переменной, существующей при целевом местоположении в стволе подземной скважины и/или окружающей подземной формации, включает в себя этапы, на которых доставляют множество генерирующих сигнал устройств в целевое местоположение(я), излучают по меньшей мере один детектируемый сигнал из целевого местоположения и принимают по меньшей мере один такой сигнал.

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения объема интервала формации, окружающей ствол скважины, подлежащего исследованию.

Изобретение относится к области геофизических исследований в скважинах и может быть использовано для измерения электрических характеристик горных пород, находящихся вокруг скважин, бурящихся на нефть и газ.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при каротажных работах. Сущность: устройство содержит следующие элементы: датчики (1-3) геоакустических сигналов, первый коммутатор (4), первый усилитель (5), блок фильтров (6), блок выпрямителей (7), второй коммутатор (8), аналого-цифровой преобразователь (9), блок (10) передачи цифрового сигнала, датчик (11) магнитной восприимчивости, измерительная схема (12) магнитометра, аналоговые запоминающие устройства (13, 14), вычитающий усилитель (15), генератор (16) прямоугольного напряжения, ферритовая антенна (17), третий коммутатор (18), три конденсатора (19), второй усилитель (20), смеситель (21), фильтр нижних частот (22), переключаемый генератор (23), выпрямитель (24), блок (25) управления, блок (26) питания.

Устройство для измерения удельной электропроводности и электрической макроанизотропии горных пород относится к области геофизических исследований в нефтегазовых скважинах и может быть использовано для изучения электрических свойств горных пород (коллекторов), окружающих скважину, зондами (скважинными излучателями) методом электромагнитного каротажа.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при изучении электрических свойств горных пород. Заявлен способ измерения удельной электропроводности и электрической макроанизотропии горных пород, включающий электромагнитное возбуждение тока, текущего вдоль проводящей поверхности металлического корпуса каротажного прибора, тороидальной катушкой.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин, а именно к приборам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения насыщения флюидом порового пространства пород исследуемых пластов. Способ определения насыщения водой в подземном пласте включает в себя определение глубины проникновения в пласт на основании множества измерений, выполняемых в стволе скважины, пробуренном сквозь пласт.

Изобретение относится к области исследования обсаженных скважин и предназначено для оценки электрохимической активности среды в заколонном пространстве методом вызванной поляризации (ВП).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при электрическом каротаже скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта. Техническим результатом является повышение точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами.

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.

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.
Наверх