Sistema y método para crear imágenes tridimensionales de propiedades acústicas no lineales en una región remota desde un agujero de pozo.

Un método para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota desde un agujero de pozo (110) utilizando una herramienta de registro transmitida,

el método comprende:

disponer una primera fuente (105) en el agujero de pozo (110) y generar energía elástica a una primera frecuencia; disponer una segunda fuente (115) en el agujero de pozo (110) y generar energía elástica en una segunda frecuencia, en donde la energía elástica en la primera y la segunda frecuencia se intersectan en una zona (130) de mezclado ubicada lejos del agujero de pozo (110);

caracterizado porque el método comprende adicionalmente:

recibir, mediante un arreglo de sensores (135), en el agujero de pozo (110) una tercera onda elástica, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencias y una dirección de propagación hacia el agujero de pozo (110) creado por un proceso de mezclado no colineal de tres ondas en una zona (130) de mezclado no lineal;

identificar una ubicación de la zona (130) de mezclado de tres ondas con base en la disposición de la primera y segunda fuentes (105, 115), la dirección de la tercera onda y reglas de selección que rigen mezclado no colineal en medios no lineales de forma acústica; y

crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales utilizando datos registrados al repetir la generación, recibir e identificar en una pluralidad de acimuts, inclinaciones y ubicaciones longitudinales de la primera fuente (105) o la segunda fuente (115), o ambas dentro del agujero de pozo (110).

Sistema y método para crear imágenes tridimensionales de propiedades acústicas no lineales en una región remota desde un agujero de pozo.

Derechos del gobierno Esta invención se realizó con el apoyo del Gobierno en virtud del Acuerdo de Cooperación en Investigación y Desarrollo (CRADA) Número de Contrato DE-AC52-06NA25396 otorgado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos. El Gobierno puede tener determinados derechos en esta invención.

Campo La presente invención se relaciona en general con la interrogación sísmica de formaciones rocosas, y más particularmente, con la creación de imágenes tridimensionales de propiedades no lineales y con la relación de velocidad de compresión con velocidad de corte en una región remota de un agujero de pozo utilizando una combinación de fuentes en un agujero de pozo configurado para proporcionar energía elástica, y recibir y analizar una tercera onda resultante formada por un proceso de mezclado de tres ondas.

Antecedentes La interrogación acústica de rasgos subsuperficiales tiende a limitarse por el tamaño y potencia de las fuentes prácticas, y en la práctica, la salida de los transductores acústicos de fondo de pozo se limita por las capacidades de transmisión de potencia del cable de línea fija. Las señales de alta frecuencia tienen una distancia de penetración relativamente corta, mientras que las señales de baja frecuencia requieren en general fuentes grandes, sujetadas a la pared del agujero de pozo, para maximizar la transferencia de energía a la formación y minimizar las señales indeseadas dentro del recinto de pozo. Actualmente, se diseñan herramientas acústicas del agujero de pozo con fuentes acústicas en el agujero de pozo para detectar ondas acústicas de retorno que se propagan a lo largo de las paredes del agujero de pozo o se dispersan mediante heterogeneidades de las propiedades lineales de las formaciones rocosas que rodean el agujero de pozo. La Patente Estadounidense No. 7, 301, 852 otorgada a Leggett, III et al., describe una herramienta de Registro Mientras que se Perfora, diseñada para detectar límites de formaciones rocosas, con dos arreglos de fuentes acústicas que se emiten desde un agujero de pozo generando una tercera onda mediante mezclado no lineal asumido en rocas en la ubicación de intersección de las señales acústicas. La tercera onda se dispersa por las heterogeneidades en las propiedades subsuperficiales, y la señal dispersa se detecta por sensores en la herramienta de registro. Los arreglos de fuentes solo se describen como direccionales sin ninguna descripción adicional.

Se han hecho intentos para caracterizar las propiedades no lineales de una formación en el área de prospectos de crudo y gas de agujeros de pozo, pero cada uno tiene sus propias limitaciones. Por ejemplo, la Patente Estadounidense No. 5, 521, 882 otorgada a DAngelo et al., describe una herramienta acústica diseñada para registrar, con receptores de presión, las ondas no lineales que se propagan a lo largo de la pared del agujero de pozo con penetración limitada en la formación rocosa circundante y se refractan de nuevo en el fluido del recinto de pozo. La Patente Estadounidense No. 6, 175, 536 otorgada a Khan describe un método para estimar el grado de no linealidad de formaciones terrestres a partir del análisis espectral de señales sísmicas transmitidas en la formación desde un agujero de pozo y recibidas en un segundo agujero de pozo. En vista de estos intentos anteriores, subsiste la necesidad de un aparato y método para generar imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota de un agujero de pozo.

Se proporciona el documento US-A-5521882 que describe un aparato y un método para determinar una indicación de una propiedad no lineal de la formación. El método comprende utilizar una herramienta acústica en un agujero de pozo para generar de forma sustancial y simultánea primera y segunda señales de diferentes frecuencias, para medir la amplitud de una señal a una frecuencia que es ya sea la diferencia o la suma de las frecuencias de la primera y segunda señales, y utilizar la amplitud medida para determinar una indicación de la no linealidad de la formación. La indicación de no linealidad de la formación se determina de acuerdo con una relación que relaciona la amplitud medida en la frecuencia medida con la amplitud (s) de la fuente (s) de la primera y segunda señales, la frecuencia de medición, la velocidad de onda medida, la distancia del receptor desde la fuente (s) , y una función de los parámetros no lineales y lineales de la formación. La indicación de no linealidad luego se utiliza para dar una indicación de la consolidación relativa de la formación que rodea el agujero de pozo.

El documento US-A-7301852 describe un método y un aparato para utilizar una herramienta de registro acústico transmitida en un agujero de pozo en una formación terrestre para determinar una característica de la formación. El método comprende utilizar una primera fuente acústica para generar una señal acústica en la formación terrestre a una primera frecuencia. Una segunda fuente acústica separada de la primera fuente se utiliza para generar una señal acústica en la formación terrestre a una segunda frecuencia diferente de la primera frecuencia. Un receptor

acústico se utiliza para recibir una tercera señal acústica indicadora de dicha característica. La tercera señal acústica puede tener una frecuencia sustancialmente igual a una diferencia entre la primera frecuencia y la segunda frecuencia. La tercera señal acústica se produce por una interacción no lineal entre la primera señal y la segunda señal en una parte de la formación terrestre.

Resumen La invención se define en las reivindicaciones adjuntas.

De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se describe un método para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota desde un agujero de pozo utilizando una herramienta de registro transmitida. El método incluye disponer con una configuración espacial específica una primera fuente en el agujero de pozo y generar un haz primario dirigible de energía elástica a una primera frecuencia; disponer una segunda fuente en el agujero de pozo y generar un haz primario dirigible de energía elástica en una segunda frecuencia, de tal manera que los dos haces dirigibles se intersectan en una ubicación lejos del agujero de pozo; recibir mediante un arreglo de sensores en el agujero de pozo la llegada de la tercera onda elástica, creada mediante un proceso de mezclado de tres ondas en la formación rocosa, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencias principales, que se propaga de nuevo al agujero de pozo en una dirección específica; localizar la región de mezclado de tres ondas con base en la disposición de la primera y segunda fuentes y en las propiedades de la tercera señal de onda; y crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales utilizando datos registrados al repetir la generación, recibir y localizar etapas en una pluralidad de acimuts, inclinaciones y ubicaciones longitudinales de la primera fuente o la segunda fuente, o ambos dentro del agujero de pozo.

De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se describe un método para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota desde un agujero de pozo utilizando una herramienta de registro transmitida. El método incluye disponer con una configuración espacial específica una primera fuente en el agujero de pozo y generar una onda principal de energía elástica a una primera frecuencia; disponer una segunda fuente en el agujero de pozo y generar una onda principal de energía elástica en una segunda frecuencia; recibir mediante un arreglo de tres sensores de componentes en el agujero de pozo la llegada de la tercera onda elástica creada mediante un proceso de mezclado de tres ondas, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencias principales, que se propaga de nuevo al agujero de pozo; determinar la dirección de propagación de la tercera onda a partir de las señales recibidas mediante el arreglo de sensor; formar imágenes del sitio de la región de mezclado de tres ondas con base en la disposición de la primera y segunda fuentes y la dirección de propagación de la tercera onda; y crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales utilizando datos registrados al repetir la generación, recibir, determinar y formar imágenes de etapas en una pluralidad de acimuts, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del agujero de pozo.

De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se describen métodos adicionales... [Seguir leyendo]

1. Un método para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota desde un agujero de pozo (110) utilizando una herramienta de registro transmitida, el método comprende:

disponer una primera fuente (105) en el agujero de pozo (110) y generar energía elástica a una primera frecuencia;

disponer una segunda fuente (115) en el agujero de pozo (110) y generar energía elástica en una segunda frecuencia, en donde la energía elástica en la primera y la segunda frecuencia se intersectan en una zona (130) de mezclado ubicada lejos del agujero de pozo (110) ;

caracterizado porque el método comprende adicionalmente:

recibir, mediante un arreglo de sensores (135) , en el agujero de pozo (110) una tercera onda elástica, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencias y una dirección de propagación hacia el agujero de pozo (110) creado por un proceso de mezclado no colineal de tres ondas en una zona (130) de mezclado no lineal;

identificar una ubicación de la zona (130) de mezclado de tres ondas con base en la disposición de la primera y segunda fuentes (105, 115) , la dirección de la tercera onda y reglas de selección que rigen mezclado no colineal en medios no lineales de forma acústica; y crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales utilizando datos registrados al repetir la generación, recibir e identificar en una pluralidad de acimuts, inclinaciones y ubicaciones longitudinales de la primera fuente (105) o la segunda fuente (115) , o ambas dentro del agujero de pozo (110) .

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la primera fuente (105) y la segunda fuente (115) se configuran para generar energía elástica seleccionada del grupo que consiste de:

haces dirigibles, ondas con direccionalidad limitada, y combinaciones de los mismos.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde la energía elástica que se propaga de nuevo al agujero de pozo (110) se genera por la interacción no lineal en la región remota del agujero de pozo (110) es de la primera fuente (105) que se configura para generar uno de compresión o corte de energía elástica en la primera frecuencia y desde la segunda fuente (115) que se configura para generar uno de compresión o corte de energía elástica en la segunda frecuencia.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde la primera fuente (105) y la segunda fuente (115) comprenden un arreglo de fuentes.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde la primera fuente (105) , la segunda fuente (115) , y el arreglo (135) de sensores se disponen sobre ya sea un cuerpo de herramienta común de la herramienta de registro transmitida o sobre cuerpos de herramienta separados que se pueden mover independientemente a lo largo de un eje longitudinal del agujero de pozo (110) de la herramienta de registro transmitida.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde el arreglo (135) de sensores comprende tres sensores de componentes sujetados a una pared del agujero de pozo (110) .

7. El método de acuerdo con la reivindicación 2, comprende concentrar la energía de la onda en la primera frecuencia y/o la onda en la segunda frecuencia en un acimut e inclinación preferida, con relación a un eje longitudinal del agujero de pozo (110) .

8. El método de acuerdo con la reivindicación 2, que comprende generar la onda en la segunda frecuencia en un rango de frecuencias f2 de la forma f2 = f1, y valores de barrido de .

9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende repetir la concentración de la energía de la onda a la segunda frecuencia en un azimut e inclinación seleccionados, con relación a un eje longitudinal del agujero de pozo (110) y la generación de la onda en la segunda frecuencia en un rango de frecuencias f2 de la forma f2 = f1, y valores de barrido de después de rotar la segunda fuente (115) a un acimut seleccionado con respecto a un eje longitudinal del agujero de pozo (110) , después de mover las fuentes y/o el arreglo (135) de sensores a lo largo de un eje longitudinal del agujero de pozo (110) , mientras que la onda en la segunda frecuencia tiene una polaridad inversa de la onda en la primera frecuencia.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende obtener una pluralidad de exploraciones radiales al alterar las separaciones entre la primera y/o la segunda fuente (115) y/o el arreglo (135) de sensores con el fin de cambiar una profundidad de investigación y resolución de las imágenes tridimensionales.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende ya sea la interferencia o codificación o tanto

interferencia como codificación en cualquiera o ambas de la energía acústica transmitida por la primera fuente (105) y la segunda fuente (115) .

12. El método de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende modular una amplitud, una fase, un periodo o cualquier combinación de los mismos de ya sea la energía acústica en la primera frecuencia o la energía acústica a la segunda frecuencia.

13. Un aparato para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales de las formaciones rocosas remotas desde un agujero de pozo (110) utilizando una herramienta de registro transmitida, el aparato comprende:

una primera fuente (105) dispuesta en el agujero de pozo (110) y configurada para generar energía elástica a una primera frecuencia;

una segunda fuente (115) dispuesta en el agujero de pozo (110) y configurada para generar energía elástica en una 15 segunda frecuencia, en donde la energía en la primera frecuencia y en la segunda frecuencia se intersectan en una ubicación lejos del agujero de pozo (110) ;

caracterizada porque el aparato comprende adicionalmente:

un arreglo (135) de sensores configurado para recibir una tercera onda elástica cuando las propiedades no lineales de una región de interés resultan en la creación, mediante un proceso de mezclado de tres ondas, una tercera onda 20 elástica, que tiene una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y la segunda frecuencias y una dirección de propagación hacia el agujero de pozo (110) ; y un procesador dispuesto para crear las imágenes tridimensionales con base, en parte, en las propiedades de la tercera onda recibida y la disposición de la primera y segunda fuentes (105, 115) .

14. El aparato de acuerdo con la reivindicación 13, comprende adicionalmente:

un dispositivo configurado para transmitir datos a la boca de pozo a través de un cable de línea fija para una herramienta cableada; y un procesador posterior dispuesto en el agujero de pozo (110) para controlar los registros de la tercera onda elástica.

15. Un método implementado por ordenador dispuesto para realizar el método de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12.