Sistema y método para estimar la relación de velocidad de compresión a velocidad de corte (Vp/Vs) en una región remota de un hoyo.

Un método para estimar la relación de velocidad de compresión a velocidad de corte (Vp/Vs) en una región remota de un hoyo usando una herramienta de registro transportado,

el método comprende:

disponer una primera fuente en el hoyo y generar energía elástica de compresión a una primera frecuencia;

disponer una segunda fuente en el hoyo y generar energía elástica de corte a una segunda frecuencia, en donde la energía elástica a la primera frecuencia y la segunda frecuencia se interceptan en una zona de mezclado localizada lejos del hoyo;

recibir, por medio de un conjunto de sensores, en el hoyo, una tercera onda elástica, creada por un proceso de mezclado no colineal de tres ondas en una zona de mezclado no lineal, con una frecuencia igual a la diferencia entre la primera y segunda frecuencias y una dirección de propagación hacia el hoyo;

identificar una ubicación de la zona de mezclado de tres ondas en base a la disposición de la primera y segunda fuentes, la dirección de la tercera onda y reglas de selección que gobiernan el mezclado no colineal en medios acústicamente no lineales; y

estimar la relación Vp/Vs usando los datos registrados al repetir la generación, recepción e identificación en una pluralidad de acimutes, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del hoyo.

Sistema y método para estimar la relación de velocidad de comprensión a velocidad de corte (vp/vs) en una región remota de un hoyo.

Referencia cruzada a solicitudes relacionadas Esta solicitud reivindica el beneficio de la solicitud de patente de los Estados Unidos serie No. 12/463, 796 presentada en mayo 11, 2010, que reivindica prioridad de la solicitud de patente provisional de los Estados Unidos número 61/170, 070 presentada el 16 de abril de 2009.

Derechos del Gobierno Esta invención fue hecha con apoyo del gobierno de acuerdo con el Contrato Cooperativo de Investigación y Desarrollo (CRADA) Contrato Número DE-AC52-06NA25396 otorgado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos. El Gobierno puede tener ciertos derechos en esta invención.

Campo La presente invención se relaciona de manera general a la interrogación sísmica de formaciones rocosas, y de manera más particular, a la creación de imágenes tridimensionales de propiedades no lineales y a la relación de velocidad de compresión a velocidad de corte en una región remota de un hoyo usando una combinación de fuentes en un hoyo 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 alámbrica. Las señales de alta frecuencia tienen una distancia de penetración relativamente corta, en tanto que las señales de baja frecuencia requieren en general fuentes grandes, sujetadas a la pared del hoyo, para aumentar al máximo la transferencia de energía a la formación y reducir al mínimo las señales indeseadas dentro de la boca de pozo. Actualmente, se diseñan herramientas acústicas para hoyo con fuentes acústicas en el hoyo para detectar las ondas acústicas de retorno que se están propagando a lo largo de las paredes del hoyo o se dispersan por falta de homogeneidad de las propiedades lineales de las formaciones rocosas que circundan el hoyo. La patente de los Estados Unidos No. 7, 301, 852 de Leggett, III et al., describe una herramienta de registro de perfilaje de la perforación, diseñada para detectar límites de formaciones rocosas, con dos conjuntos de fuentes acústicas que emiten desde un hoyo que generan una tercera onda por 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 dispersada se detecta por sensores en la herramienta de registro. Los conjuntos de fuentes se describen solo como direccionales sin ninguna descripción adicional.

Se han hecho intentos para caracterizar las propiedades no lineales de una formación en el área de prospección de petróleo y gas de hoyos, pero cada uno tiene sus propias limitaciones. Por ejemplo, la patente de los Estados Unidos No. 5, 521, 882 de D'Angelo 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 hoyo con penetración limitada en la formación rocosa circundante y se refractan de regreso en el fluido del pozo. La patente de los Estados Unidos No. 6, 175, 536 de Khan describe un método para estimar el grado de no linealidad de formaciones terrestres del análisis espectral de señales sísmicas transmitidas hacia la formación desde un hoyo y recibidas en un segundo hoyo. A la luz de estos intentos anteriores, existe la necesidad de un aparato y método para genera imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota de un hoyo.

Resumen De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se describe un método para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota de un hoyo usando una herramienta de registro transportado. El método incluye disponer, con una configuración espacial específica, una primera fuente en el hoyo y generar un haz primario guiable de energía elástica a una primera frecuencia; disponer una segunda fuente en el hoyo y generar un haz primario guiable de energía elástica a una segunda frecuencia, tal que los dos haces guiables se crucen en una ubicación lejos del hoyo; recibir por un conjunto de sensores en el hoyo el arribo de la tercera onda elástica, creada por un proceso de mezclado de tres ondas en la formación rocosa, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencia primaria, que se propaga de regreso al hoyo en una dirección especifica; localizar la

región de mezclado de tres ondas en base al conjunto de la primera y segunda fuentes y en base a las propiedades de la señal de la tercera señal de onda; y crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales usando los datos registrados al repetir los pasos de generación, recepción y localización en una pluralidad de acimutes, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del hoyo.

De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se describe un método para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota de un hoyo usando una herramienta de registro transportado. El método incluye disponer, con una configuración espacial específica, una primera fuente en el hoyo y generar una onda primaria de energía elástica a una primera frecuencia; disponer una segunda fuente en el hoyo y generar una onda primaria de energía elástica a una segunda frecuencia; recibir por un conjunto de tres sensores componentes en el hoyo el arribo de la tercera onda elástica creada por un proceso de mezclado de tres ondas, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencias primarias, que se propaga de regreso a el hoyo; determinar la dirección de propagación de la tercera onda de las señales recibidas por el conjunto de sensores; formar en imagen la ubicación de la región de mezclado de tres ondas con base en el conjunto de la primera y segunda fuentes y la dirección de propagación de la tercera onda; y crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales usando los datos registrados al repetir los pasos de generación, recepción, determinación y formación de imágenes en una pluralidad de acimutes, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del hoyo.

De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se describen métodos adicionales para crear imágenes tridimensionales de propiedades no lineales en una región remota de un hoyo usando una herramienta de registro transportada. Estos comparten la configuración común de dos fuentes y un conjunto de sensores en el hoyo, pero difieren en que una u otra de las fuentes pueden generar un haz guiable o una onda de energía elástica, y las unidades de sensor en el conjunto pueden ser una combinación de dispositivos no direccionales y de tres componentes. El método incluye disponer con una configuración espacial específica una primera fuente en el hoyo y generar ya sea un haz primario guiable de energía elástica o una onda primaria de energía elástica a una primera frecuencia; disponer una segunda fuente en el hoyo y generar ya sea un haz primario guiable de energía elástica o una onda primaria de energía elástica a una segunda frecuencia tal que la energía de las dos fuentes se mezcla en ubicaciones lejos del hoyo; recibir por un conjunto de sensores en el hoyo el arribo directo de la tercera onda elástica, creada por un proceso de mezclado de tres ondas, con una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y segunda frecuencias primarias, que se propaga de regreso al hoyo en una dirección específica; localizar la región de mezclado de tres ondas en base al conjunto de la primera y segunda fuentes y en base a las propiedades de la señal de la tercera onda; y crear imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales usando los datos registrados al repetir los pasos de generación, recepción y localización en una pluralidad de acimutes, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del hoyo.

De acuerdo con algunos aspectos de la descripción, se transforman las imágenes tridimensionales de las propiedades no lineales de las formaciones que rodean el hoyo a propiedades de yacimiento que utilizan relaciones apropiadas entre la no linealidad de la formación y dichas propiedades. Las imágenes pueden ser de propiedades en el momento del registro, o pueden representar cambios entre dos corridas de registro separadas por el paso del tiempo.

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

1. Un método para estimar la relación de velocidad de compresión a velocidad de corte (Vp/Vs) en una región remota de un hoyo usando una herramienta de registro transportado, el método comprende:

disponer una primera fuente en el hoyo y generar energía elástica de compresión a una primera frecuencia;

disponer una segunda fuente en el hoyo y generar energía elástica de corte a una segunda frecuencia, en donde la energía elástica a la primera frecuencia y la segunda frecuencia se interceptan en una zona de mezclado localizada lejos del hoyo;

recibir, por medio de un conjunto de sensores, en el hoyo, una tercera onda elástica, creada por un proceso de mezclado no colineal de tres ondas en una zona de mezclado no lineal, con una frecuencia igual a la diferencia entre la primera y segunda frecuencias y una dirección de propagación hacia el hoyo;

identificar una ubicación de la zona de mezclado de tres ondas en base a la disposición de la primera y segunda fuentes, la dirección de la tercera onda y reglas de selección que gobiernan el mezclado no colineal en medios acústicamente no lineales; y estimar la relación Vp/Vs usando los datos registrados al repetir la generación, recepción e identificación en una pluralidad de acimutes, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del hoyo.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además crear imágenes tridimensionales de la relación Vp/Vs utilizando los datos registrados al repetir la generación, recepción e identificación a una pluralidad de acimutes, inclinaciones y ubicaciones longitudinales dentro del hoyo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la primera fuente y la segunda fuente se configuran para generar energía elástica seleccionada del grupo que consiste de: haces guiables, ondas con direccionalidad limitada, y combinaciones de las mismas.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, que comprende generar la onda en la segunda frecuencia a un rango de frecuencias f2 de la forma f2 = f1, y los valores de barrido de .

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, que comprende repetir la concentración de energía de la onda a la segunda frecuencia a un acimut e inclinación seleccionados, con relación a un eje longitudinal del hoyo y generar la onda a 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 a un acimut seleccionado con respecto a un eje longitudinal del hoyo, después de mover las fuentes y/o el conjunto sensor a lo largo del eje longitudinal del hoyo.

6. El método de conformidad con la reivindicación 4, que comprende chirriado codificado o tanto chirriado como codificado cualquiera o ambas de la energía acústica transmitida por la primera fuente o la segunda fuente.

7. El método de conformidad con la reivindicación 4, que comprende modular una amplitud, una fase, un periodo o cualquier combinación de los mismos de la energía acústica en la primera frecuencia o la energía acústica en la segunda frecuencia.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende, además:

variar un de la primera o la segunda frecuencia mientras se fija la otra frecuencia y medir una amplitud de la tercera onda elástica recibida;

identificar una frecuencia en la cual la señal recibida alcanza una intensidad de amplitud máxima para cada receptor en el conjunto sensor; y medir in situ las relación Vp/Vs de una región de mezcla particular alejada del hoyo al determinar el ángulo de intersección de los haces de compresión de la primera frecuencia y los haces de corte en la segunda frecuencia y un ángulo de regreso de la tercera onda elástica desde la geometría de la primera y la segunda fuentes, el conjunto sensor y las reglas de selección que gobiernan las propiedades de mezcla no lineales y no colineales.

9. Un aparato para estimar la relación Vp/Vs de las formaciones rocosas remotas de un hoyo usando una herramienta de registro transportada, el aparato comprende:

una primera fuente dispuesta en el hoyo y configurada para generar energía elástica de compresión a una primera frecuencia;

una segunda fuente dispuesta en el hoyo y configurada para generar energía elástica de compresión a una segunda frecuencia, en donde la energía en la primera frecuencia y a la segunda frecuencia se interceptan en un sitio alejado del hoyo;

un conjunto sensor configurado para recibir una tercera onda elástica cuando las propiedades no lineales de una región de interés dan como resultado la creación, por un proceso de mezcla de tres ondas, una tercera onda elástica, que tiene una frecuencia igual a una diferencia entre la primera y la segunda frecuencias y una dirección de propagación hacia el hoyo; y un procesador dispuesto para estimar la relación Vp/Vs basada, en parte, en la tercera onda elástica recibida y la disposición de las primera y la segunda fuentes.

10. El aparato de conformidad con la reivindicación 9, en donde el procesador esta, además, dispuesto para crear las imágenes tridimensionales basadas, en parte, en las propiedades de la tercera onda recibida y la disposición de la primera y segunda fuentes.

11. El aparato de conformidad con la reivindicación 9, que comprende adicionalmente:

un dispositivo configurado para transmitir datos hacia arriba del hueco a través de un cable de línea alámbrica para un herramienta de línea alámbrica; y un procesador posterior dispuesto en el hoyo para controlar los registros de la tercera onda elástica.

12. El aparato de conformidad con la reivindicación 9, en donde la primera fuente y la segunda fuente se configuran para generar energía elástica seleccionada del grupo que consiste de: haces guiables, ondas con direccionalidad limitada, y combinaciones de las mismas.

13. El aparato de conformidad con la reivindicación 9, en donde el conjunto sensor comprende uno o más hidrófonos montados sobre un cuerpo de herramienta, o uno o más geófonos de tres componentes, o acelerómetros, fijados a la pared del hoyo, o ambos.

14. El aparato de conformidad con la reivindicación 9, en donde a una ubicación de hoyo dada, la segunda fuente se configura para ser controlada en un rango de frecuencias f2 de la forma f2 = f1, barriendo los valores de .

15. El aparato de conformidad con la reivindicación 9, en donde el proceso se configura además, y se dispone para identificar una frecuencia en la cual la señal recibida alcanza una intensidad de amplitud máxima para cada receptor en el conjunto sensor y para medir la relación Vp/Vs in situ para la región de mezclado particular alejada del hoyo al determinar el ángulo de intersección de los haces de compresión de la primera frecuencia y los haces de corte en la segunda frecuencia y un ángulo de regreso de la tercera onda elástica desde la geometría de la primera y la segunda fuentes, el conjunto sensor y las reglas de selección que gobiernan las propiedades de mezclado no lineales y no colineales.

16. Un método ejecutado por ordenador dispuesto para efectuar procesamiento de una tercera onda generada a través de un proceso de mezclado de tres ondas de dos haces primarios no colineales u ondas en una región no lineal remota de una formación que circunda un hoyo, y registrada en el hoyo, con el fin de estimar la relación Vp/Vs de una formación que circunda el hoyo, el método ejecutado por ordenador comprende:

Analizar el contenido de frecuencia de una tercera onda registrada mediante análisis espectral y seleccionar una señal que corresponde a una frecuencia de diferencia para aislar la tercera señal de onda generada por el proceso de mezclado no lineal;

Analizar una amplitud de la tercera onda registrada como una función de las relaciones de frecuencia de los haces de mezclado primarios u ondas y determinar una ubicación de mezclado donde las terceras señales de onda originadas, de las reglas de selección de la mezcla no colineal en medios no lineales, los números de onda del primer y segundo haces u ondas y la tercera onda y las ubicaciones de las dos fuentes primarias y un conjunto sensor;

Confirmar una dirección de la tercera onda que incide sobre el hoyo y registran el conjunto sensor basado en analizar la tercera onda elástica detectada en el conjunto sensor; y 14

Estimar la relación de Vp/Vs de la zona de interacción de los dos haces primarios no colineales u ondas de la amplitud y dirección de los arribos de la tercera onda elástica.