专利名称：使用方位角和/或间隙面元划分的声波波形叠加的制作方法
技术领域：
本发明大体上涉及地层的随钻声波测井。更特定来说，本发明涉及一种用于使用方位角和/或间隙面元划分的波形叠加的方法。
背景技术：
在现有技术井下应用(诸如随钻测井(LWD)、随钻测量(MWD)和电缆测井应用)中声波(例如，可听见的和/或超声波的)测量系统的使用是为人熟知的。这些声波测量系统用于多种井下应用，包括(例如)井眼的井径测量、钻井流体性质的测量和地层的不同物理性质的测定。在一个应用中，可以在部署于井眼中的一个或多个传输器处生成声波脉冲。接着可以在部署于井眼中的纵向隔开的接收器阵列处接收声波响应。以此方式，声波钻井提供井眼数据的重要集并且通常用于LWD和电缆应用两者以测定地层的压缩波速度和剪切波速度(也称作慢度)。在声波测井测量的分析中，接收的声波波形通常经过相干性处理以获得时间-慢度图。在时间-慢度图(也称作慢度-时间-相干性(STC)图或相似度图)中，通过对每个接收的信号合并单独时移来处理来自声波接收器阵列的数个信号的集。单独时移是基于为了处理波形而假设的慢度值。所述处理提供称作相干性的结果，其可表示由单独接收器接收的可辨别信号的呈现。以此方式，可根据接收的波形辨别压缩波和剪切波到达，从而导致其速度的测定。测定的压缩波和剪切波速度是与周围地层的压缩和剪切强度有关，且因此提供关于所述地层的有用信息。如同任何其它井下测量，声波测井数据常遭受声波测井工具内部和外部的不同噪声源。内部噪声可以包括仪器噪声和附近井下工具的干扰。外部噪声可以包括钻井噪声、泥流噪声、来自不稳定工具位置或泥浆性质改变时的噪声和附近井眼岩石性质的局部变化。这些噪声源通常本质上是至少有一定程度的随机性并且可明显减小检测的声波信号的信噪比。因此，需要一种用于在地层中进行随钻声波测井测量的改进型方法。特定来说，需要一种用于进行随钻声波测井测量且可实现在随钻测井操作期间改进信噪比的改进型方法。
发明内容
本发明解决了用于在地层中进行随钻声波测井测量的当前可用且切实可行的方法的一个或多个上述缺点。本发明的方面包括将接收的声波波形分组成多个组中的一个，每组代表测量的井眼条件，诸如测量的间隙值的范围和/或测量的方位角的范围。优选地，所述组是不重叠的。使存储在所述组的至少一个中的波形叠加以获得平均波形。可以(例如)经由相似度算法进一步处理平均波形以获得压缩波慢度、剪切波慢度或井眼导波慢度的一个或多个。本发明的示例性实施方案提供数个技术优点。例如，对已分类成具有类似间隙距离和/或方位角的组平均引起明显减少随机噪声。这个噪声减少引起进一步改进计算的声波慢度的准确度。波形叠加还可以提供根据其可以推断计算的慢度的品质指标的信息。例如，分组波形之间的小变化往往会指示计算的慢度更可靠。这个品质指标还可以用于(例如)使计算的慢度加权以供岩石物理学或其它用途。在一个方面中，本发明包括一种用于在地层中进行随钻声波测井测量的方法。所述方法包括使随钻声波测井工具在井眼中旋转，所述井眼具有井壁。所述工具包括:至少一个声波传输器，其被构造来将声波脉冲传输到所述井眼中；至少一个线性阵列的纵向隔开的声波接收器；和至少一个传感器，其被构造来测量井眼条件。传输器将多个连续声波能量脉冲传输到地层中并且接收器接收对应声波波形。传感器测量对应传输或接收的至少一个的井眼条件。将波形分类成多个组，每组代表井眼条件的值的范围。使来自所述组的至少一个的波形叠加以获取平均波形。在本发明的一个示例性实施方案中，使用相似度算法和平均波形计算声波慢度。在本发明的优选实施方案中，井眼条件包括间隙距离和方位角的至少一个。 更确切地说，前文已广义地略述本发明的特征和技术优点以便可以更好地理解本发明的下文详述。后文将描述形成本发明的权利要求书的主旨的本发明的额外特征和优点。所属技术领域熟练人员应明白基于用于修改或设计供实行本发明的相同目的的其它结构，可以容易地利用公开的概念和特定实施方案。所属技术领域熟练人员还应明白这些等效构造不脱离如随附权利要求书中提出的本发明的精神和范围。
为了更彻底理解本发明和其优点，现参考结合
的下文描述，其中:图1是利用本发明的示例性实施方案的近海石油或汽油钻井平台的示意图。图2描绘了可结合本发明的示例性方法使用的随钻声波测井工具的透视图。图3描绘了根据本发明的一个示例性方法实施方案的流程图。图4描绘了根据本发明的另一示例性方法实施方案的流程图。
具体实施例方式图1描绘了部署在近海石油或天然气钻井总成(通常表示成10)中的声波测井工具42。在图1中，半潜式钻井平台12位于安置在海底16下方的油层或气层(未示出)上。海底管道18是从平台12的甲板20延伸到井口设施22。所述平台可以包括用于上调和下调钻柱30的井架和起重设备，如所示，钻柱30延伸到井眼40中并且包括钻头32和声波测井工具42。如所属技术领域一般人员所知，钻柱30还可以包括井下钻井电机、泥浆脉冲遥测系统、导向工具和一个或多个其它传感器，诸如适合于感测井眼和周围地层的井下特性的核能测井传感器或电阻率传感器。本发明不限于这些方面。所属技术领域一般人员将了解本发明的方法实施方案不限于通过如图1所示的半潜式平台12使用。本发明的方法实施方案同样十分适合于用于任何类型的地下钻井操作(近海或陆上)。在下文中更详细描述本发明的方法实施方案之前，论述可以结合本发明使用的声波测井工具42的一个示例性实施方案的特征。图2描绘了随钻声波测井工具42的透视图。测井工具42与共同受让于Haugland的美国专利第7，039，524号中公开的测井工具类似并且通常是大致圆柱形的工具，在很大程度上关于柱轴54 (本文也称作纵轴)对称。声波测井工具42包括被构造来连接到钻柱(例如，图1的钻柱30)的大致圆柱形工具主体56且因此通常但未必包括螺纹端部分(未示出)。在描绘的示例性实施方案中，声波测井工具42包括部署在工具主体56上的声波传输器44和46以及纵向隔开的接收器52的线性阵列50的至少一个和优选两个(未示出)。可选地，声波测井工具42还可以包括用于测量(例如)传输器44和46与井壁之间以及接收器52与井壁之间的间隙距离的一个或多个间隙传感器58。三个或三个以上圆周隔开的间隙传感器还可以用于测量井眼的井径和工具42在井眼中的相对位置。在所属技术领域(例如，参见共同受让于Haugland的美国专利第7，260，477号)中，这些构造是为人熟知的。可选地，工具42还可以包括被构造来测量在工具42于井眼中旋转时传输器44和46以及接收器52的方位角的方位角传感器(未不出)。所属技术领域一般人员将容易明白间隙传感器和/或方位角传感器可以位于钻柱的别处。本发明不限于这个方面。所属技术领域一般人员将容易了解如本文使用的术语“方位角”和“工具面”指的是关于工具42的圆周的角度测量。特定来说，这些术语指的是从关注点(例如，LWD传感器)到参考点(例如，井眼的高端)的角距。在所属技术领域中，方位角测量是常见的并且通常运用包括加速度计和/或磁力计的常规测量传感器而进行。在声波测井操作中，传输器44和46的一个或两个将声波能量传输到井眼中。传输的能量的一部分进入地层并且引起其中的压缩波和/或剪切波。这些压缩波和剪切波趋于传播通过地层且接着通常被一个或多个接收器52接收。如所属技术领域一般人员所知，接收的压缩波和剪切波可以用来测定地层的压缩波和剪切波速度或慢度(例如，包括常规的渡越时间计算)。压缩波和剪切波速度是与周围地层的压缩和剪切强度有关，且因此提供关于所述地层的有用信息。所属技术领域一般人员将了解术语慢度和速度通常可互换着使用。而且，慢度和速度将在本文中互换着使用，因为慢度或速度彼此关系相反并且其任一个的测量可以通过简单和已知的数学计算转换成另一个。如上述，声波测井工具42经由纵向隔开的接收器52的阵列50收集波形。接收的波形通常经过相干性处理以获得地层的压缩波和剪切波慢度。如所属技术领域一般人员所熟知，在慢速地层中，折射效应抑制剪切波能量从地层传输回到井眼中，使得慢速地层中的剪切波慢度测量成问题。因此，使用用于通过井眼导波的测量测定慢速地层中的剪切波慢度的技术。在所属技术领域中，用于根据井眼导波慢度测定剪切波慢度的这些技术是为人熟知的。通常，在这些技术中，对测量的导波慢度进行校正，所述校正是基于(例如)测量的泥浆性质和测量的井眼和地层性质。这些校正通常称作色散校正。在大直径的井眼中，信噪比(SNR)通常不仅在压缩波和剪切波的快速地层中较差而且在井眼导波的慢速地层中也较差。此外，在所有钻井环境中，声波测量信号被工具模式噪声、钻井噪声和通过钻井泥浆的流动生成的噪声污染。其它噪声源可包括附近井下工具的干扰、来自不稳定工具位置或泥浆性质改变时的噪声和附近井眼岩石性质的局部变化。在这些情形下，基本上较低的信噪比影响计算的压缩波、剪切波和导波慢度的准确度。本发明的实施方案旨在改进信噪比(通过减少噪声)且从而改进井下声波慢度测量的准确度。已知波形平均(在所属技术领域中有时称作波形叠加)是用于时而减少上述噪声(例如，在收集给定接收器处的波形期间井下条件不变的情况下)。在这些实例中，探索信号趋于进行相干性添加，通常在噪声和背景污染时进行非相干性添加。结果可是改进的信噪比。但更通常地，在由相同接收器收集一个波形与收集另一波形之间，井下条件改变。因为这些改变条件，所以探索信号可以不再进行相干性添加使得如果信噪比有任何改进那么提供极少波形平均。本发明的一个方面涉及可通过根据测量的井下条件(测量的井眼条件)(例如，在传输或接收波形之时的间隙距离和/或工具面角度)对所述波形进行分组改进所述波形的叠加(平均)。通过根据特定准则对收集的波形进行分组，分组波形中的探索信号趋于具有类似(或甚至基本上相同)的到达时间。因此，探索信号趋于进行相干性添加，从而导致改进的信噪比。图3描绘了根据本发明的一个示例性方法实施方案200的流程图。方法200包括在202中将随钻声波测井工具(例如，工具42)部署在地下井眼中。在204中，(例如，使用传输器44)将多个连续声波能量的脉冲传输到地层中。在206中，接着使用线性阵列中的声波接收器(例如，阵列50中的接收器52)接收对应波形。在208中，测量对应(例如)202中传输或204中接收的间隙距离。接收的波形可以与间隙测量相关使得对每个波形指派间隙距离。优选地，间隙距离还对应传输器与井壁之间或接收器阵列与井壁之间的间隙距离。在212中，基于208中进行的间隙测量将206中接收的波形分类成多个组。每组代表间隙值的预定范围(或使用预定准则测定的间隙距离的范围)。在214中，接着使每组中的波形叠加以获得平均波形。在216中，可以可选地(例如)使用相似度算法进一步处理这些平均波形以获得地层慢度，诸如压缩波慢度、剪切波慢度或导波慢度。将了解本发明不限于任何特定数量的间隙组或任何特定间隙范围。在本发明的一个示例性实施方案中，利用三个间隙组。第一组的间隙范围可以高达约0.5英寸。第二组的间隙范围可以从约0.5英寸到约1.0英寸。并且第三组的间隙范围可以大于约I英寸。在典型应用中，每组的间隙范围是从约1/4英寸到约I英寸。然而，本发明决不限于这些方面。图4描绘了根据本发明的另一示例性方法实施方案250的流程图。方法250与图3的方法200的类似之处是其包括在202中将随钻声波测井工具部署在地下井眼中，在204中将多个连续声波脉冲传输到地层中，和在206中接收对应波形。在258中，测量对应(例如)202中传输或204中接收的方位角。接收的波形可以与方位角测量相关使得对每个波形指派方位角。在262中，基于258中进行的方位角测量将206中接收的波形分类成多个组(方位角区段)。每组代表方位角的预定范围(或使用预定准则测定的方位角的范围)。在264中，接着使每组中的波形叠加以获得平均波形。在266中，可以可选地(例如)使用相似度算法进一步处理这些平均波形以获得地层慢度，诸如压缩波慢度、剪切波慢度或导波慢度。将了解本发明不限于任何特定数量的方位角组(也称作区段或面元)或任何特定范围的方位角。在本发明的一个示例性实施方案中，利用八个方位角组。在优选实施方案中，方位角组是等角的(即，大小相同)。例如，可以利用八个45度方位角区段。在典型应用中，每组的方位角范围是从约30度到约90度。然而，本发明决不限于这些方面。在方法200和方法250中，通常可优选在204中传输大量声波脉冲(例如，10个或10个以上)和在206中接收对应波形。一般来说，增加波形数量引起对应地改进信噪比。继续参考图3和图4，将了解基本上可以使用任何合适的声波LWD工具实行方法200和方法250。例如，可以利用常规的单极工具(诸如图2描绘的工具)。或者，可以利用单极、偶极、双极或四极工具构造。本发明不限于这个方面。还将了解在206中接收器阵列中的每个接收器通常接收不同波形。在212和262中接着可以根据间隙和/或方位角测量对这些波形进行分类。例如，可以将在阵列中的第一接收器处接收的波形分类成间隙和/或方位角组的第一集，可以将第二接收器处接收的波形分类成间隙和/或方位角组的第二集等等。在本发明的特定实施方案中，可能有利的是通过间隙距离和方位角两者对波形进行分类。接着，可以如上文描述般对具有间隙距离和方位角的共同范围的波形进行叠加(平均)。还将了解步骤214和步骤264中的叠加(平均)不限于共同的算术平均。在本发明的特定实施方案中，可能有利的是计算加权平均数。例如，在本发明的一个示例性实施方案中，可以基于接收的波形中的总声波能量使波形加权。具有较多能量的波形的权重可以高于具有较少能量的波形的权重。在另一示例性实施方案中，可以基于偏心井眼使波形加权。高度偏心井眼中接收的波形的权重可以低于较不偏心井眼中接收的波形的权重。在本发明的另一实施方案中，可以基于测量的方位角使波形加权。最接近区段中心接收的波形的权重可以高于更接近区段边缘接收的波形的权重。还将了解肯定可以在进行214或264中的叠加之前使波形时移(即，时移可以施加到所述波形)。例如，可以使用208中测量的间隙距离计算时移。可以针对波形的每个分量计算不同时移，即，压缩波的第一时移、剪切波的第二时移、井眼导波的第三时移等等。时移的目的是提供叠加的波形中的不同分量之间的更好相关性。时移可以与(例如)钻井流体中测量的间隙距离或者测量的或假设的声波速度成比例。进一步参考图3和图4，通常数字地处理波形，其中每个波形表示为经过时间取样的幅值的集。基于最闻关注频率而选择取样速率。例如以8比特或12比特精度使振幅值数字化，但是可使用其它等级的精度。可以使用数字信号处理(DSP)方法将偏移(通常代表时移)施加到所述集的不同波形。将了解这个叠加描述不排除施加其它额外形式的波形操控，例如波形振幅的重新调节或对用于校正或减小因已知原因引起的失真。本发明不限于这些方面。虽然图2中未示出，但是将明白根据本发明的方法实施方案部署的井下工具通常包括电子控制器。这个控制器通常包括用于将波形施加到至少一个传输器以导致所述传输器传输声波波形的常规电驱动电压电子装置(例如，高电压电源供应器)。所述控制器通常还包括接收电子装置，诸如用于放大相对弱的回波信号(诸如与传输的信号相比)的可变增益放大器。即，所述控制器被配置来导致声波接收器的阵列通过传输的声波波形接收地层中引起的对应声波波形。所述接收电子装置还可以包括用于处理回波信号的各种滤波器(例如，带通滤波器)、整流器、多路复用器和其它电路组件。将明白所述控制器可以安置在工具主体中或可以位于远离工具主体之处(例如，钻柱的别处)。本发明不限于这个方面。合适控制器通常还包括数字可编程处理器，诸如微处理器或微控制器和处理器可读或计算机可读编程代码具体实施逻辑，包括用于控制工具的功能的指令。实质上，可以利用任何合适的数字处理器(或多个数字处理器)，例如包括可购自Analog Devices, Inc的ADSP-2191M微处理器。可以安置控制器以(例如)执行如上文参考图3和图4描述的方法步骤。例如，控制器可以被配置来导致传输器将声波波形传输到地层中以记录在启动传输器时的工具面角度，和导致接收器的线性阵列接收对应声波波形。控制器还可以被配置来测量对应传输或接收的至少一个的间隙距离和/或和方位角，和基于测量的间隙距离将接收的波形分类成多个组。控制器还可以被配置来处理接收的波形以获得声波慢度。本发明不限于任何这些方面。可选地，合适控制器还可以包括其它可控制组件，诸如传感器、数据存储装置、电源供应器、计时器等等。还可以安置控制器以与用于监控井眼的物理参数的各种传感器和/或探测器进行电通信(诸如伽马射线传感器、深度检测传感器或加速度计、陀螺仪或磁力计)，以检测井眼方位角和倾角以及接收器的工具面。可选地，控制器还可以与钻柱中的其它仪器(诸如与地表进行通信的遥测系统)进行能攻心。可选地，控制器还可以包括易失性或非易失性存储器或数据存储装置。虽然已详细描述本发明和其优点，但是应了解可在不脱离如由随附权利要求书定义的本发明的精神和范围的情况下于本文中进行各种变化、置换和替代。
权利要求
1.一种用于在地层中进行随钻声波测井测量的方法，所述方法包括: (a)使随钻声波测井工具在井眼中旋转，所述井眼具有井壁，所述工具包括:至少一个声波传输器，其被构造来将声波脉冲传输到所述井眼中；至少一个线性阵列的纵向隔开的声波接收器；和至少一个传感器，其被构造来测量井眼条件； (b)使所述传输器将多个连续声波能量脉冲传输到所述地层中； (C)使所述接收器接收对应声波波形； (d)使所述传感器测量对应(b)中所述传输或(C)中所述接收的至少一个的井眼条件； (e)将(C)中接收的所述波形分类成多个组，每组代表所述井眼条件的值的范围；和 (f)使来自所述组的至少一个的所述波形叠加以获取平均波形。
2.根据权利要求1所述的方法，其还包括: (g)使用相似度算法和(f)中获取的所述平均波形计算声波慢度。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述传输的声波波形是作为压缩波、快剪切波或导波的至少一个传播。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述井眼条件包括间隙距离。
5.根据权利要求1所述的方法，其中所述井眼条件包括方位角。
6.根据权利要求1所述的方法，其中(f)中的所述叠加包括计算所述组的至少一个中的所述波形的加权平均。
7.根据权利要求1所述的方法，其中时移是在进行(f)中的叠加之前施加到所述波形的至少一个，所述时移是基于(d)中测量的所述井眼条件。
8.一种用于在地层中进行随钻声波测井测量的方法，所述方法包括: (a)使随钻声波测井工具在井眼中旋转，所述井眼具有井壁，所述工具包括:至少一个声波传输器，其被构造来将声波脉冲传输到所述井眼中；至少一个线性阵列的纵向隔开的声波接收器；和至少一个间隙传感器，其被构造来测量所述井壁与所述传输器和所述线性阵列的至少一个之间的间隙距离； (b)使所述传输器将多个连续声波能量脉冲传输到所述地层中； (C)使所述接收器接收对应声波波形； (d)使所述间隙传感器测量对应(b)中所述传输或(C)中所述接收的至少一个的间隙距离； (e)将(C)中接收的所述波形分类成多个组，每组代表间隙距离的范围，所述分类是基于(d)中测量的所述间隙距离；和 (f)使所述组的至少一个中的所述波形叠加以获取平均波形。
9.根据权利要求8所述的方法，其还包括: (g)使用相似度算法和(f)中获取的所述平均波形计算声波慢度。
10.根据权利要求8所述的方法，其中所述传输的声波波形是作为压缩波、快剪切波或导波的至少一个传播。
11.根据权利要求8所述的方法，其中每个所述组的间隙范围是从约1/4英寸到约I英寸。
12.根据权利要求8所述的方法，其中(f)中的所述叠加包括计算所述组的至少一个中的所述波形的加权平均。
13.根据权利要求8所述的方法，其中时移是在进行(f)中的叠加之前施加到所述波形的至少一个，所述时移是基于(d)中测量的所述间隙距离。
14.一种用于在地层中进行随钻声波测井测量的方法，所述方法包括: (a)使随钻声波测井工具在井眼中旋转，所述井眼具有井壁，所述工具包括:至少一个声波传输器，其被构造来将声波脉冲传输到所述井眼中；至少一个线性阵列的纵向隔开的声波接收器；和至少一个方位角传感器，其被构造来测量所述传输器和所述线性阵列的至少一个的方位角； (b)使所述传输器将多个连续声波能量的突发脉冲传输到所述地层中； (C)使所述接收器接收对应声波波形； (d)使所述方位 角传感器测量对应(b)中所述传输或(C)中所述接收的至少一个的方位角； (e)将(C)中接收的所述波形分类成多个组，每组代表方位角度的范围，所述分类是基于(d)中测量的所述方位角；和 (f)使所述组的至少一个中的所述波形叠加以获取平均波形。
15.根据权利要求14所述的方法，其还包括: (g)使用相似度算法和(f)中获取的所述平均波形计算声波慢度。
16.根据权利要求14所述的方法，其中所述传输的声波波形是作为压缩波、快剪切波或导波的至少一个传播。
17.根据权利要求14所述的方法，其中每个所述组的方位角范围是从约30度到约90度。
18.根据权利要求14所述的方法，其中(f)中的所述叠加包括计算所述组的至少一个中的所述波形的加权平均。
19.根据权利要求14所述的方法，其中时移是在进行(f)中的叠加之前施加到所述波形的至少一个，所述时移是基于(d)中测量的所述方位角。
20.一种用于在地层中进行随钻声波测井测量的方法，所述方法包括: (a)使随钻声波测井工具在井眼中旋转，所述井眼具有井壁，所述工具包括:至少一个声波传输器，其被构造来将声波脉冲传输到所述井眼中；至少一个线性阵列的纵向隔开的声波接收器；定向传感器，其被构造来测量方位角；和至少一个间隙传感器，其被构造来测量所述井壁与所述传输器和所述线性阵列的至少一个之间的间隙距离； (b)使所述传输器将多个连续声波能量波形的突发脉冲传输到所述地层中； (C)使所述接收器接收对应声波波形； (d)使所述方位角传感器测量对应(b)中所述传输或(C)中所述接收的至少一个的方位角； (e)使所述间隙传感器测量对应(b)中所述传输或(C)中所述接收的至少一个的间隙距离； (f)将(C)中接收的所述波形分类成多个组，每组代表间隙距离的范围和方位角的范围，所述分类是基于(d)中的所述方位角测量和(e)中的所述方位角测量；和 (g)使所述组的至少一个中的所述波形叠加以获取平均波形。
全文摘要
一种用于进行声波测井测量的方法包括将接收的声波波形分组成多个组中的一个，每组代表测量的井眼条件(例如，测量的间隙值的范围和/或测量的方位角的范围)。使存储在所述组的至少一个中的所述波形叠加以获得平均波形。可以(例如)经由相似度算法进一步处理所述平均波形以获得至少一个声波慢度。
文档编号G01V1/46GK103109208SQ201180044526
公开日2013年5月15日 申请日期2011年8月10日 优先权日2010年8月18日
发明者王清丽, 保罗·博恩 申请人:史密斯运输股份有限公司