CN101258423B - 井中地震采集*** - Google Patents

井中地震采集*** Download PDF

Info

Publication number
CN101258423B
CN101258423B CN200680032419.9A CN200680032419A CN101258423B CN 101258423 B CN101258423 B CN 101258423B CN 200680032419 A CN200680032419 A CN 200680032419A CN 101258423 B CN101258423 B CN 101258423B
Authority
CN
China
Prior art keywords
well
cable
group
pressure
seismic
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN200680032419.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101258423A (zh
Inventor
爱弗哈德·约翰·莫扎特
詹姆士·爱德华·马丁
朱利安·爱德华·克拉夫
格文罗拉·克莱尔·玛丽·米高德
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Prad Research and Development Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Prad Research and Development Ltd filed Critical Prad Research and Development Ltd
Publication of CN101258423A publication Critical patent/CN101258423A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101258423B publication Critical patent/CN101258423B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)

Abstract

公开了一种具有多个传感器的井中地震采集***，多个传感器布置成用以在由压力传感器测得的数据中识别在井眼边界处转变成压力波的P波和S波相关信号，传感器最好布置成对一个或多个方向上的压力梯度敏感的组或簇。

Description

井中地震采集***
技术领域
本发明涉及利用用于井眼中的电缆型或者类似井中地震电缆的地震采集***中的地震传感器子阵列获取地震数据的方法和装置。
背景技术
目前的井中地震学涉及这样的技术，在或靠近地球表面或在井眼中产生的地震信号由井壁不同深度处的地震检波器来记录。不同于陆地地震或水平地震剖面测验更常使用的那样使地震检波器沿着地面排成一列，井中地震学使用沿着井眼轴线间隔开的位置处的地震检波器。这些地震检波器对于速度变化或加速度敏感且与通常不能对向下行进的地震事件直接作出反应的水平地震剖面测验相反，通常对于向上行进的和向下行进的地震事件都能作出反应。
井中地震测量能够了解正在传播的地震波的一些基本性质并有助于地表下地层的结构的、地层学的和岩石学诠释。例如，垂直地震剖面测量(vertical seismic profiling，VSP)结果的重要应用是帮助阐释地球内部的向上行进和向下行进地震事件从而帮助确定到达地面的哪些事件是主要反射而哪些是复合的。井中地震学的其他应用包括反射器倾斜的估测、剪切波反射与压缩波反射的相关性、断层面的位置、传播小波上的岩石效应、寻找钻头前面的反射器、确定传播小波上的碳氢化合物效应、内地层多层的识别、压缩和剪切波速度两者的测量以及地球内部压缩转变到剪切和剪切转变到压缩的能量模式的估测。有关井中地震学的背景信息，尤其是VSP可以在Hardage，B.A.，Vertical Seismic Profiling，Part A：Principles，Geophysical Press，1983，Volume 14A of Handbook of GeophysicalExploration，Section I.Seismic Exploration，Helbig and Treitel(编者)；Society of Exploration Geophysics，Expanded Abstracts of the TechnicalProgram with Authors’Biographies，Sept.11-15，1983，Las Vegas，Nev.，pp.522-540；Wuenschel，P.C.，The Vertical Array in ReflectionSeismology-Some Experimental Studies，Geophysics，Volume 41，No.2(Apr.1976)，pp.219-232；以及U.S.专利No.4383308和4563757中找到。
如通过引用结合于此的这些背景文献中更详细讨论地那样，原理上、井中地震学包括在或靠近地球表面和靠近井眼处提供地震源，并通过位于井眼中选择的深度处的地震检波器提供垂直地震剖面测量。该地震源还可放置在容纳有接收器的井眼中。尽管将地震检波器放置在井眼中每一个想要的深度从而所有的都能够对于由地震源产生的相同地震事件作出反应是可能的，但相信通常改为使用由单个地震设备(或地震检波器)携带的地震检波器(一个或多个)，该地震设备通过井眼中的电缆悬挂并且继而夹紧到井壁上选择的深度处，从而在不同深度处对于来自地震源的不同小波作出反应。
可使用各种类型的地震源，通常理想的是地震源产生一致和可重复的***小波，尤其是当使用单个井下地震检波器设备时。例如，地震源可以是靠近相对浅的、有套管的和灌水泥的井的底部的小的化学***，在井眼的附近钻出该井，或者可以是冲击地面源，比如使用***性气体或压缩空气以驱动厚的衬垫随着很大的力垂直下降的重的落下物或装置，或者用作碳氢化合物中的能源的这种振动器。地震源可选地放置在邻近的井中或者甚至在与接收器相同的井中。
井眼可以是垂直的或偏斜的，只要在解释测量结果时考虑这种偏离，并且可以是有套管的或者没有套管的。垂直地震剖面中使用的典型井底工具通常包含至少一个地震检波器，其被充分保护以经得起深井中的不利环境并仍能够获得与地层的令人满意的声音耦合。两种典型的构造是具有可收缩的电操纵枢轴臂的设备(该枢轴臂能将地震检波器压靠着选择的深度处的井壁)和具有可收缩的电从动伸缩式闸板的设备，该闸板用于与枢轴臂相同的目的。VSP设备中的地震检波器传感器元件可以是仅仅垂直定向或者可以是例如在3元定向(例如，xyz正交或相对于彼此以另一个角度例如以54度倾斜)。在3元xyz几何体系中，垂直井眼中的z(深度)轴度量垂直粒子运动，且沿着x和y方向定向的地震检波器度量沿着水平平面内两个正交方向的粒子运动。通常三个地震检波器设计成显示非常匹配的幅度和相位响应，且将设备压靠着井壁的装置设计成产生地震检波器到地层的结合，其导致水平地震检波器以与垂直地震检波器相同的方式机械式地耦合到地层。3元设备通常还包括方向测量装置(通常由一个或多个测量方位离开磁北的方位角的磁力计和一个或多个测量离开垂直方向的偏差的重力传感加速度计组成)，能够数字化设备内部的地震检波器传感器的输出并通过悬挂设备的电缆中的电线向上发送数字化信号至地面的井底数字化***，以及其他装置，比如检查与地层的声音耦合的质量的装置。在地面可使用已知的处理装置和技术以记录该设备的输出并进行初步校正，比如对于设备的定向，从而产生矢量测量并可命名为u(x＝0，z，t)。每一个这种测量都可以是识别、整个选择的时间间隔上的每一个采样时刻t、在深度z由井眼(x＝0)处的3元VSP设备的测得的空间的方向和地震能量的大小的数字化矢量组。更多的细节可在U.S.专利No.4563757中找到。
典型地、任何给定的地震检波器的输出包含来自压缩和剪切波成分的作用(并可包含来自其他波成分的作用)，甚至当地面地震源设计成最优化压缩波的产生并最小化剪切波的产生的时候也如此。即使地面地震源能够产生纯压缩波，相当多的压缩波能量仍可转换成剪切波模式，只要正在传播的压缩波以倾斜的入射角遭遇到反射表面。相信这些转换后的剪切波模式能够对解释地表下面的地质条件有价值，就像由剪切波能源故意产生的剪切模式那样。例如，当与压缩波能量测量相一致地使用时，转换的剪切波模式可能是特别有价值的地震测量，以便解释岩石的弹性常数或预测岩石单元中的孔流体类型或预测其他地下岩石参数。此外，特定的技术可从这种分离受益，因为它们需要或者被认为利用到达井下地震检波器处的总能量的仅仅压缩波成分或者仅仅剪切波成分的直接或间接测量结果来更好地工作。一个例子是使用类似于医用计算层析X射线照相法并依赖偏移VSP，或者依赖井到井VSP测量来成像感兴趣的zx平面的技术。通过使用代表在井下地震检波器处测得的总能量的分离的压缩(或有可能是剪切)成分对这种技术有帮助。
因为这些及其他原因，过去已经建议分离在井眼接收器处测得的地震能量的压缩和剪切波成分。例如，前面列出的Hardage文件建议，例如在413页，对于3元设备，三轴地震检波器***的响应可以在数学上旋转，以使得它们代表沿着首次到达每一个记录高度的压缩波的射线路径定向的单个地震检波器的输出，且导出的数据能够代表这样的响应，即如果地震检波器位于包含压缩波首次到达的射线路径的垂直平面中并且然后在该平面中定向成垂直于压缩波射线路径，其就会进行记录，且这些数据因此会包含那些沿着与直接到达的压缩波相同的射线路径向下行进的剪切速度模式的全部响应、沿着不同于压缩波射线路径的射线路径到达三轴地震检波器装置的SV模式的部分响应，以及其射线路径与不同倾角的地震检波器组件相交的后来到达的向下行进或向上行进的压缩波的部分响应。前面列出的有关在Las Vegas，Nev.、1983年9月11-15的技术程序的文献提出，例如，在522页，对于处理来自压缩波或剪切波源的VSP数据，记录位置之间的视速度(apparent velocity)可用来分离向上行进和向下行进的波，且类似地，基于它们的正交偏振，可以分离在VSP中直接到达的P，SV和SH模式，但报告当分析复合波类型比如转换波时两种技术都失败了。同一文件在524-527页提出了一种技术，其包含考虑包括在源-井平面中的第一压缩(P)射线，导出沿着第一到达P射线的投影(projection)，其应该主要给出第一到达P射线和随后的多次波，导出垂直于该第一到达P射线并且在源-井平面内的投影，其应该给出直接的和转换的剪切SV波，并且导出垂直于源-井平面的投影，其应该给出剪切SH波。前面列出的Hardage文献观察，例如在177和178页，当在间隔时间域获取的VSP测量转换成频率-波数域时，可以在频率-波数域中的VSP数据上叠加屏蔽功能以便抑制没有以压缩速度行进的事件，并给出所谓扇形区速度通带(band pass)屏蔽功能的在图5-20的示意图，该屏蔽功能会降低除向上行进的压缩反射以外的所有能量模式的量级。在Hardage文件中还讨论了其他类型的频率-波数速度过滤，例如，在174-176页。
从VSP和/或其他记录仪(例如，声波的)得到的认识可包括局部压缩和剪切速度和/或局部迟缓，比如在矢量波场中的波的局部迟缓。因为假设邻近井眼的地层是局部各向同性的，因此对于给定的深度仅有单一的固有P或S速度，且可假定为通过声波记录设备或通过零偏移VSP测得。原则上，本发明实施例的主要步骤是将3元测量分解为局部平面波成分，通过偏振识别每一个平面波成分的P和S波，以及单独地重组所识别的P和S波。
VSP和井中地震测量方法的以上和其他方面在美国专利4870550中有所说明，还包括P和S波分离和处理的进一步细节，其可为本发明提供附加的背景信息。
由于VSP和相关井中地震测量方法的一个重要方面是分离P和S波事件，VSP电缆通常包含地震检波器或加速度计。如海洋地震采集***中主要使用的水听器，极少在井眼***中看到。地震检波器经由本领域已知的合适的弹簧或夹紧装置紧紧地结合到井壁上。如果水听器用于VSP设备中，通常与地震检波器结合来提供附加的压力测量。
在已知的海洋地震测量的方法和装置中，牵引式拖缆(streamer)包含封闭在防水套筒内并电连接到船舶上的记录装置的多个压敏水听器元件。拖缆内部的每一个水听器元件都设计成将存在于水听器元件周围的压力变化中的机械能转变为电信号。该拖缆可分成能够彼此解耦合的(decoupled)并且独立防水的许多分离的部分或模块。单独的拖缆可以通过使用扫雷器平行地牵引以产生水听器元件的二维阵列。延伸通过海洋拖缆中的每一个模块的数据总线将信号从水听器元件传送到记录装置(所谓声音数据)。当应用在井中地震测量时水听器已经用于独自地测量局部压力。
水听器可响应于横跨水听器的声波压力的变化而产生电信号。数个水听器可电耦合到一起以形成有源的声传感器阵列或拖缆部分或组。来自有源部分的多个水听器的电信号典型地组合起来以提供平均信号响应和/或增大信噪比。
根据以上，本发明的目的是提供一种改进的不需要延伸式夹紧装置的井中地震采集***。
发明内容
根据本发明的第一方面，提供一种井中地震采集***，包括一个下降到井眼中用于井中地震测量的井眼电缆，所述电缆包含柔性的外壳和固定在外壳内的井眼电缆中内部装置内的多个压力传感器，其中所述多个压力传感器布置成由至少两个压力传感器构成的组，其中所述组布置在垂直于电缆的主轴线的平面内且同一组中的传感器的距离为1到10cm，其中一个组的输出表示所述组位置处在至少一个方向上的压力梯度，该压力梯度是在井眼的边界处转变成压力波的地震信号。
可选地，本发明可视为提供一种包括压力传感器(比如水听器)的组的井中地震测量设备，适于记录P波和S波，由此后者在井眼与地层的界面转变成压缩波模式。该模式可通过根据本发明布置的压力传感器的组来记录。
横向压力梯度理解为正交于垂直压力梯度的压力梯度。这些梯度的方向可理解为绝对地关于作为参考的地球表面或者相对地关于定义为井眼局部纵轴线的正交方向。
优选地，该***能够测量垂直和横向压力梯度，且更优选地该***能够测量在三个独立方向上比如在x、y和z方向上的压力梯度，其中x、y和z是局部或全局坐标系的轴。
本发明的另一个方面是设计成检测进入井眼的地震信号中的P和S波事件的井眼电缆使用压力传感器而不是速度传感器，但在进一步的处理步骤中压力测量能够转化成粒子速度测量。尽管地震检波器可以存在于电缆中以用于各种目的，但希望可商业购得的根据本发明的电缆实施例包含多于速度传感器或地震检波器的压力传感器或水听器。该电缆是可展开的而不需要将每一个传感器组安装在夹紧装置上以便结合到井壁上。实际上本发明可以最小量的这种装置来实施，理想地可自由悬挂到(垂直的)井筒中或利用扶正器(centralizer)在井眼内部扶正，如井下设备(下井仪)技术领域实质上已知的那样。
该***还包括一个或多个机电传感器(变送器)，用于确定所述至少两个压力传感器的相对位置以便确定它们的垂直间隔。
一个组这样限定：(a)邻近；和(b)通过水听器的输出的处理来定义。水听器组本质上是最接近的相邻者。在电缆中组内的水听器通常分隔1至10cm，而组间(inter-group)距离为0.5或1米至7.5米。在优选实施例中，对代表横向压力梯度的组输出起作用的至少两个压力传感器位于电缆的小于6cm或甚至3cm长度的部分内，从而使得能够安装到电缆中一单个水听器保持器上。
在优选变体中，水听器组等距地间隔。
优选地，组内大部分或所有水听器布置在垂直于电缆的主轴线的平面内。不过，对于包含垂直(vertical)、纵向(inline)和横测线地震信号的采集的全波形记录，重要的是使至少一个压力传感器离开平面地设置。或者，可选地，相邻组的传感器提供附加的离开平面的压力测量。在本发明的一个优选变体中，组可以由成四面体布置的四个水听器构成。
有利的是组合或硬件连接(hardwire)水听器的输出信号和/或在数字化步骤之前放大它们，因为两个分隔很窄的水听器之间的压差可以极小。
本发明的另一个方面是提供一种确定组内水听器的方向的***，特别是那些水听器之间的距离在将要确定的压力梯度方向上的投影。方向或旋转角度的测量可能变得必要，因为当电缆悬挂在或者拉伸通过井眼时，电缆受到扭转和旋转的影响。在优选变体中，倾角度量***包括一个或多个非水听器的机电或电声装置。
机电或电声装置可采用多个小的倾角仪。已经发现精确测量可以利用已知的小而坚固、优选地固态的倾角仪来执行。通过沿着电缆散布足够数量的这种已知传感器，可测量其相对于垂直和/或水平方向的定向。
本发明的这些和其它方面在下面的例子和相关附图中更详细地说明。
附图说明
本发明将仅通过例子、参考附图来说明，其中：
图1A表示使用已知方法和装置的垂直地震剖面测验操作的示意图；
图1B表示使用根据本发明例子的方法和装置的垂直地震剖面测验操作的示意图；
图2是具有两个水听器的井中地震测量电缆的垂直剖面图；
图3表示具有三个水听器的井中地震测量电缆的垂直剖面图；
图4表示具有两个水听器和产生两个水听器的输出的和与差作为输出信号的单元的井中地震测量电缆的垂直剖面图；
图5是压力梯度测量的相对幅度作为信号频率和传感器间距的函数的绘图；
图6表示针对井中地震测量电缆的不同旋转角度，压力梯度测量的相对幅度作为信号频率的函数的绘图；
图7表示具有三个水听器、没有和有倾角仪的井中地震测量电缆的另一垂直剖面图；
图8表示具有布置在平面内的五个水听器的井中地震电缆的垂直剖面图；
图9表示具有两个相邻的由三个水听器组成的组的一部分井中地震测量电缆的透视图。
图10表示具有成四面体布置的由四个水听器构成的组的一部分井中地震测量电缆的示意性透视图。
具体实施方式
井眼中典型的垂直地震探测如图1A所示。该图表示了井眼10。从地面悬吊到井眼10中的是携带有多个VSP地震检波器111的电缆11。三个地震检波器111中的每一个包括设计成使地震检波器压靠或楔入地层102或者井眼10周围的任何套管的夹紧或锁定机构112。夹紧或锁定机构112可以基于如图所示的弹簧、可伸缩闸板或者枢轴臂。地震检波器111通常包含传感器元件113以测量一个或三个独立方向上的速度或加速度。夹紧机构112确保传感器113密切地结合到井壁上。重要的是注意到在通常的VSP操作，当地震检波器丧失与井眼10的壁的接触时会观察到信噪比显著增大。
在地面上，电缆盘114和进给器115支撑着电缆11。测量信号或数据通过电缆传送到地面上的基站12以便进一步处理。电缆通常是铠装电缆，如用于具有沿着其中心延伸的多个钢丝索的电缆操作中的那样。
在操作中如图所示的源103被激励产生地震能量波，其传播穿过地层102。在地层改变其阻抗的地方(如虚线104所示)部分地震能量被反射或折射。地震检波器111记录地球的运动且测量结果直接或者在并行(in-line)数字化和/或信号处理之后发送到地面基站以便存储、传输和/或进一步处理。后续数据处理步骤是已知的并且在碳氢化合物勘探和生产领域中已经很好建立。
在图1B中表示了如图1A中类似的结构(set-up)。不过图1A的带有地震检波器的电缆11由具有多个内部装置151的电缆15代替，每一个装置都容纳两个或多个水听器。于是电缆具有如海洋地震探测中使用的拖缆一样的外观，其中电缆的外壳或外层形成了接收器的外层或外壳，且因此电缆沿着含有接收器的部分和连接接收器位置的部分具有基本上均匀的直径。这是与通常的井中地震测量电缆的基本的不同，在通常的电缆中更大的地震检波器外壳通过具有与地震检波器相比缩小的直径的电缆部分连接。井中地震测量电缆可以从如图1A所示的电缆盘114展开。成圆锥形的底部152设计成有助于电缆下降到井眼中。在高度偏离或水平井中拖曳电缆通过井眼10的牵引单元(未示出)有助于电缆的布置。
与使用夹紧从而紧紧地结合到井眼的传统井眼电缆相对比，有利的是使地震测量电缆按这里设想的方式装配有扶正器(未示出)以提供接收器在井中的均匀中心布置。理想地水听器全都与井眼的壁分离。
例中所使用的水听器属于已知的压电陶瓷管型。由于水听器的几何布置是本发明的一个方面，所以在随后的附图中说明井中地震测量电缆内部的几种可能的水听器布置。
井中地震测量电缆20内部的水听器保持器21表示在图2中。两个水听器201，202在保持器21的开口203，204内部彼此直径相对地布置。柔性的外壳22保护水听器不与井眼的壁直接接触。每一个水听器由压电陶瓷材料的中空管构成。压力导致管变形继而压力管产生电信号，电信号经过适当的放大和校准用作压力的量度。
根据井中地震测量电缆的类型，辫状线形成的一个或多个应力构件23沿着井中地震测量电缆段或沿其整个长度延伸通过井中地震电缆。由多个电导体和/或光纤24组成的数据传输主干电缆沿着井中地震测量电缆的长度与拖引船来回通信数据。所示的水听器保持器21是沿着井中地震测量电缆分布的大量保持器中的一个。井中地震测量电缆通常还包括保持器之间的腔室(未示出)以充满流体(比如空气、水或煤油)和/或固体材料(比如泡沫)。因此有可能微调井眼中的井中地震测量电缆的浮力。
通常井中地震测量电缆中使用的水听器是圆柱形装置，它们的主轴线(z)平行于电缆的主轴线从而与井眼的主轴线平行。在严格垂直的井中，z轴会定向在垂直方向。X轴和Y轴分离且共同地作为成为Z轴的正交方向的横向方向。图2的横截面图显示垂直于电缆的纵轴(即z轴)的平面、且因此平行于X，Y平面。
已知在沿着井中地震测量电缆的位置z处的横向压力梯度可利用其间具有已知距离的两个水听器来测量。在井中的位置z处x方向上的横向压力梯度dP/dx可从两个水听器的记录通过两个测量结果相减再除以Δx计算得到。
[1A]    dP(z)/dx＝(P(x1，z)-P(x2，z))/(x1-x2)
其中P1(x1，z)和P2(x2，z)分别表示由水听器201和水听器202测得的压力。Y方向上的横向压力梯度的计算是相同的(用y坐标替换x)。
利用轴(垂直)向的压力扩展，即在不同的位置z1和z2，纵向压力梯度可以利用
[1B]    dP(z1)/dz＝(P(z2)-P(z1))/Δz
采用分别来自位置z1和z2处的垂直分离的水听器的测量结果。
位置z处的总压力P可从一个水听器的输出或两个水听器测量结果的平均值获得。
在图3中，表示了以上水听器组的变体。在该示例中，保持器31包括附加的中心定位水听器303，其加入由如前所述的两个横向分离的水听器301和302构成的组中。在图3的其他元件已经在图2中描述过的情况下，省略了已经使用过的对等标记和这些元件的进一步说明。在图3的变体中，可见有利的是压力梯度的测量可通过将一个水听器的(+)极与另一个水听器的(-)极相连接以及将一个水听器的(-)极与另一个水听器的(+)极电连接(visa versa)而有效地获得。两个连接之间的电势差产生了压力差dP。附加的第三水听器303用作平均压力测量P。
因为两个水听器信号之间的差非常小，在数字化之前在传感器本地执行的该减法可能比图2的布置更精确。
在图4所示的例中，两个水听器401、402用来利用恰当的由导体组成的电路或网络44来确定压力差P1-P2和压力和P1+P2。两个水听器401，402这样连接，以使得分别地，电路44的一个输出与水听器之间的差成比例从而与压力梯度成比例，同时另一个与两个水听器之间的和以及平均压力成比例，即，与P1-P2和P1+P2成比例。由于图4的其他元件已经在图2中描述，因此已经省略了已经使用过的对等标记和这些元件的进一步说明。
值得注意的是记录***的大的动态范围是必需的，以便获得压力梯度测量的所需精度。
以给定横向间距分离的两个水听器对于水平地传播通过井眼的压力波的理论幅度响应作为频率和传感器间距(separation)的函数可以表示为：
[2]    F(ω)＝|exp(-ikx)-exp(ikx)|
        ＝|1+i2sin(ωx/c)|
其中z是一半的横向传感器间距。该响应F(ω)已经针对6种不同的传感器间距建模：2cm(51)，6cm(52)，20cm(53)，1m(54)，2m(55)和5m(56)并且在图5中绘出。例如，在水听器之间的间距为6cm的情况下，曲线52预测关于在某频率下的压力的横向压力梯度信号为在5Hz为-57dB，在50Hz为-38dB且在100Hz为-32dB。
压力梯度信号的幅度随着频率的降低而降低，在5Hz其比压力信号(-57dB)弱0.001412倍。关于数字化输出，这意味着压力记录的首先10个有效位是不使用的(即，为零)。当在记录之前减去水听器时，该位损失不会出现，尽管可能需要附加的前置放大器来增强较弱的梯度信号。
在VSP数据处理中，该数据通常分成向上和向下行进的波场。此外，该处理经常针对P波场与转变的S波场的分离以及获得P波和S波流速分布图。
利用按照方程式1B的法向压力梯度dP/dz的测量和知识，用来除去海洋数据中的所谓虚数据(ghost data)的各种已知方法可应用来分离井中地震数据中的向上和向下行进波场。这些方法例如公开的国际专利申请WO 02/01254和大不列颠联合王国专利GB 2363459所述。
例如已知使用由以下给出的垂直压力梯度：
[3]    Pu(z)＝0.5[P(z)+(1/ikz)*dP(z)/dz]
其中Pu(z)是在沿着井中地震测量电缆的位置z处的向上行进波场，P(z)是未加工的压力记录而kz是垂直波数。该方程式可以在频率-波数或FK域(FK-domain)中利用井中地震测量电缆数据和水平横向与垂直波数以及已知的水速度c之间的关系求解：
[4]    k2＝ω2/c2＝kx 2+kz 2
有关P和S波场的更多数据可从井眼的壁处的剪切波到压缩波的转变来得到。阐述该转变的理论可以在例如M.Schoenberg，“Fluid and solidmotion in the passage of a low-frequency elastic plane wave”，Geophysics，51(1986)，1191-1205中找到，合并于此作为进一步参考。
类似于利用地震检波器的测量的速度测量可通过利用如下关系得到：
[1C]    dP/dx＝ρdvx/dz
其将方程式1A和1B中的任意压力梯度的测量转化为相应速度的速度测量。利用此关系来测量速度v(x)，v(y)和v(z)提供了井中地震测量电缆的测量结果，其相当于由传统的基于地震检波器的VSP测量测得的信号或数据。因此，所建立的VSP操作的处理方法原理上可以用于分离P-和S-波。
对于水听器组关于测量的坐标系的已知定向，x，y和z方向或者其他三个独立方向上的速度测量可以容易地转化成由Schoenberg使用的圆柱坐标系v(r)，
Figure GSB00000773989500121
和v(z)以表征井眼中的P波和S波事件的不同粒子速度。因此来自Schoenberg的结果可用来在测得的压力数据或波比如P波和相关S波(在井壁处转变以后)中进一步表征和识别。
在非垂直的井中，重要的是确立水听器的定向。水听器的定向也可能受到井眼内的电缆的扭转和旋转运动的影响。
这些运动在压力梯度测量中引入了误差，因为水听器的间距在任何固定方向变化中改变。
由于小的旋转角度引起的误差如具有曲线图的图6所示，曲线图表示在6cm间距情况下，对于5°(61)，10°(62)和15°(63)的旋转角度。例如在10°的旋转角度，曲线62给出了-36.2dB的误差，其关于频率几乎是恒定的。
为了减小由于井中地震测量电缆旋转产生的误差，本发明包括了确定展开的井中地震测量电缆内部的一个或多个水听器组的旋转角度的装置。
在第一实施例中，电缆的旋转角度可以利用一个或多个测量关于水平线的横测线角度的倾角仪(或陀螺仪)来测量。这种倾角仪装置已经用于近来的海底电缆(Ocean Bottom cables，OBCs)。
可选地，法向的静水压力中的差可用来确定水听器的相对深度。由于水听器旋转，它们上面的水柱的高度改变并且静压随之改变。在美国专利No.4547869中，这种方法用于光纤压力传感器，其通常比基于陶瓷的水听器对于缓慢或准静态压力变化更敏感。
一旦已知相对于给定方向的旋转角α，其在压力梯度测量结果上的影响可以利用以下方程式来校正(对于横向x方向的例子)：
[5]    dP/dx＝(P(x1，z)-P(x2，z))/(Δxcosα)
该方法最好用于接近该梯度方向的旋转角，而对于接近正交轴的角度，不测量梯度，因为差P1-P2变为零。已经认识到这是以上实施例的缺点且本发明的以下实施例和例子展示了避免该缺点的变体。
在本发明的这些优选实施例的第一个中，如图7A所示，三个水听器701，702，703包括在一组中，其中每一个水听器位于三角形的角上，从而定向在横向平面内，即垂直于电缆的纵轴线。图7中所示的相同的组的水听器701，702，703具有固态的MEMS型倾角仪71。该倾角仪确定井中地震测量电缆的周围部分的旋转，从而确定三个水听器701，702，703的定向。倾角仪71可放置在每一个水听器的位置处或者沿着井中地震测量电缆更稀疏地分布。在后一种情况下，井中地震测量电缆的力学模型用来在两个倾角仪之间内插井中地震测量部分的旋转。
其中d12＝d13的等腰三角形表示在图7C中以表示水听器之间的几何关系和距离。该图7所示的实施例具有这样的优点，能够针对井中地震测量电缆的任何旋转角度包括90度获得垂直压力梯度。另一个益处在于能够减少来自其他声源的地震干涉噪声，以下更详细地解释。
一旦已知了方向，则可以计算横向梯度。对于如图7所示的等边三角形结构，x方向上的横向压力梯度可以作为井中地震测量电缆旋转角度α的函数通过以下方程式来计算：
[6]    dP/dx＝
(P1-P2)/(2d12cos(30+α)+(P1-P3)/(2d13cos(30-α))
其中d12和d13分别是水听器701与702之间以及701与703之间的距离，如图7B所示。总压力测量可以作为所有三个压力测量结果之上的平均值来获得。
代替直接记录水听器信号，图7所示的布置可增加使用如图4所示的电路。可产生代表水听器测量的各种线性组合(加/减)的输出。例如有可能输出平均压力P1+P2+P3，和差P1-P2和P1-P3。对于已知的井中地震测量电缆旋转角度，横向压力梯度于是可以利用方程式6来计算。
另一可选结构如图8所示，具有两个正交的压力梯度传感器，每一个由两个硬接线的水听器801-804组成，结合有第五单个水听器805。该结构是图3所示的水听器组的扩展。类似于图4的例子，当两对水听器都在数字化之前利用电路进行加和减法时，图8所示的组的中心水听器805可以省略。
数据中的地震干涉可以利用适合过滤的单个传感器除去，如国际专利申请WO 97/25632中的例子所述。
在上述例子中形成组的水听器布置在基本上垂直于井中地震测量电缆的主轴线的平面内。纵向或轴向压力梯度可以利用从相邻组获得的压力数据导出。不过，对于许多地震测量应用而言，有利的是，在设备造成的限制以内记录尽可能多的压力波场成分。这种完全或接近完全的波场探测能够利用至少一个附加的水听器来完成，该水听器位于由其他水听器定义的平面以外。附加的水听器可以是相同组的一部分，即，放置成靠近该组的其他水听器，或者是远离的一员，优选地邻近水听器组。
在图9所示的例子中，表示了具有两个相邻的水听器保持器91，92的一段井中地震测量电缆。保持器由结构化的塑料制成，具有允许线缆93，94，95通过井中地震测量电缆部分的孔。两个保持器具有底板(bay)以安装六个水听器901-904，其中仅四个在图中可见。保持器还承载密封环911，912和921，922以在井中地震测量电缆之上滑过有弹性的外表或外壳(未示出)从而保护传感器免受井眼96的恶劣环境的影响。两组水听器之间通常的间距为3.125m。
纵向压力梯度dP/dz可以将一组水听器比如保持器91中的三个水听器的输出与保持器92中的相邻组的水听器的输出相结合计算得到。
在图10中，表示了可选实施例，其中在垂直于井中地震测量电缆轴线的平面内的由三个水听器1001-1003构成的组与附加的平面外的水听器1004组合。四个水听器1001-1004确定了能够用来测量全部声波场(即在纵向和横向上或者其他三个独立或正交的方向上)的四面体水听器组。

Claims (15)

1.一种井中地震采集***，包括一个下降到井眼中用于井中地震测量的井眼电缆，所述电缆包含柔性的外壳和固定在外壳内的井眼电缆中内部装置内的多个压力传感器，其中所述多个压力传感器布置成沿电缆纵向隔开的组，其中每个组包含至少三个压力传感器且所述组布置在垂直于井眼电缆的主轴线的平面内且同一组中的传感器的彼此的距离为1到10cm，其中一个组的输出表示所述组位置处在至少两个方向上的压力梯度，该压力梯度是在井眼的边界处转变成压力波的地震信号。
2.如权利要求1的地震采集***，其中压力梯度是横向压力梯度。
3.如权利要求1的地震采集***，其中压力梯度是横向和纵向压力梯度。
4.如权利要求1的地震采集***，其中该组包括成四面体配置的四个压力传感器。
5.如权利要求1的地震采集***，该***构造成测量三个独立方向上的压力梯度。
6.如权利要求1的地震采集***，其中一个组中的每一个传感器布置在基本上离所述组中的其他传感器相等的距离处。
7.如权利要求1的地震采集***，其中一个组中的压力传感器连接成提供在数字化之前表示单个传感器信号的线性组合的输出。
8.如权利要求1的地震采集***，还包括多个计量装置以确定当在井眼中布置时所述组的定向。
9.如权利要求8的地震采集***，其中当在井眼中布置时确定组的定向的多个计量装置是沿着电缆长度分布的多个倾角仪。
10.如权利要求1的地震采集***，其中压力传感器是水听器。
11.如权利要求1的地震采集***，其中压力传感器是压电装置。
12.如权利要求1的地震采集***，其中相当数量的压力传感器通过填充井眼的宏观流体层与井眼的壁分隔开。
13.一种井眼采集***，包括一个下降到井眼中用于井中地震测量的井眼电缆，所述电缆包含柔性的外壳和固定在外壳内的井眼电缆中内部装置内的多组压力传感器，其中所述多个组沿电缆的纵向隔开且每个组包含至少三个压力传感器并布置在垂直于井眼电缆的主轴线的平面内且同一组中的传感器的彼此的距离为1到10cm，其中每个组的输出表示所述组位置处在至少两个方向上的压力梯度及所述多组的压力传感器布置成检测在井眼的边界处转变成压力波的P波和S波。
14.一种在井中地震测量过程中获取声波场的P波和S波相关信号的方法，包括以下步骤：
将包含柔性外壳和固定到外壳内的井眼电缆中内部装置内的多个压力传感器的电缆下降到井眼中，其中所述多个压力传感器布置成沿电缆的纵向隔开且同一组中的传感器包含至少三个压力传感器且布置在垂直于井眼电缆的主轴线的平面内且彼此的距离为1到10cm；
其中每个组的输出表示所述组位置处在至少两个方向上的压力梯度；
使用所述多个压力传感器测量地震数据；以及
在由压力传感器测得的数据内部识别在井眼边界处转变成压力波的P波和S波相关信号。
15.根据权利要求14所述的方法，其中每组压力传感器的组输出代表组位置处的压力梯度。
CN200680032419.9A 2005-07-05 2006-06-26 井中地震采集*** Expired - Fee Related CN101258423B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0513745.0 2005-07-05
GB0513745A GB2428089B (en) 2005-07-05 2005-07-05 Borehole seismic acquisition system using pressure gradient sensors
PCT/GB2006/002352 WO2007003886A1 (en) 2005-07-05 2006-06-26 Borehole seismic acquisition system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101258423A CN101258423A (zh) 2008-09-03
CN101258423B true CN101258423B (zh) 2013-03-27

Family

ID=34856680

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200680032419.9A Expired - Fee Related CN101258423B (zh) 2005-07-05 2006-06-26 井中地震采集***

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8902700B2 (zh)
CN (1) CN101258423B (zh)
CA (1) CA2614038C (zh)
EA (1) EA011736B1 (zh)
GB (1) GB2428089B (zh)
WO (1) WO2007003886A1 (zh)

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1899825B1 (en) 2005-06-30 2009-07-22 Freescale Semiconductor, Inc. Device and method for controlling multiple dma tasks
EP1899828B1 (en) 2005-06-30 2009-11-25 Freescale Semiconductor, Inc. Device and method for arbitrating between direct memory access task requests
US8547783B2 (en) * 2007-12-12 2013-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for evaluating submarine formations
US20090168600A1 (en) * 2007-12-26 2009-07-02 Ian Moore Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
US7916576B2 (en) * 2008-07-16 2011-03-29 Westerngeco L.L.C. Optimizing a seismic survey for source separation
US8938363B2 (en) 2008-08-18 2015-01-20 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US9086507B2 (en) * 2008-08-18 2015-07-21 Westerngeco L.L.C. Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US9127543B2 (en) 2008-10-22 2015-09-08 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations
US8395966B2 (en) 2009-04-24 2013-03-12 Westerngeco L.L.C. Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
US8614578B2 (en) * 2009-06-18 2013-12-24 Schlumberger Technology Corporation Attenuation of electromagnetic signals passing through conductive material
US8514655B2 (en) * 2009-11-12 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring a hydrophone parameter
US20120002504A1 (en) * 2010-03-01 2012-01-05 Everhard Muyzert Gravity measurements in marine, land and/or seabed seismic applications
US8605542B2 (en) 2010-05-26 2013-12-10 Schlumberger Technology Corporation Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors
EP2390461A1 (en) * 2010-05-31 2011-11-30 Welltec A/S Wellbore surveillance system
CA2806192A1 (en) 2010-07-26 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic acquisition method for mode separation
US8654606B2 (en) * 2010-07-27 2014-02-18 Westerngeco L.L.C. Obtaining a response based on differencing of outputs of sensors
US8982662B2 (en) 2010-09-02 2015-03-17 Ion Geophysical Corporation Multi-component, acoustic-wave sensor and methods
US9291733B2 (en) * 2011-01-31 2016-03-22 Cggveritas Services Sa Device and method for determining S-wave attenuation in near-surface condition
US9284832B2 (en) * 2011-06-02 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for determining inclination and orientation of a downhole tool using pressure measurements
US9250347B2 (en) * 2011-06-10 2016-02-02 Baker Hughes Incorporated Method to look ahead of the bit
CN102435299B (zh) * 2011-08-12 2014-02-12 中国科学院上海微***与信息技术研究所 一种微型震动传感器阵列及在地面目标跟踪中的应用
AU2011376288B2 (en) * 2011-09-09 2015-05-14 Landmark Graphics Corporation Crosswell seismic surveying in a deviated borehole
US20130088939A1 (en) 2011-10-10 2013-04-11 Pascal Edme Wavefield separation using a gradient sensor
US9110166B2 (en) * 2011-12-01 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic imaging
US10073184B2 (en) * 2012-02-06 2018-09-11 Ion Geophysical Corporation Sensor system of buried seismic array
US10061046B2 (en) 2012-02-06 2018-08-28 Ion Geophysical Corporation Integrated passive and active seismic surveying using multiple arrays
US10310118B2 (en) * 2012-02-14 2019-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Shear wave source for VSP and surface seismic exploration
SG11201407066QA (en) * 2012-05-31 2014-11-27 Landmark Graphics Corp Systems and methods for optimal positioning of drilling pads
US9038765B2 (en) * 2012-06-26 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Neutrally-buoyant borehole investigation tools and methods
US9897710B2 (en) * 2012-06-26 2018-02-20 Schlumberger Technology Corporation Borehole seismic acquisition tools, systems and methods
WO2014065785A1 (en) * 2012-10-23 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Data double-searching apparatus, methods, and systems
US20140169129A1 (en) * 2012-12-18 2014-06-19 Schlumberger Technology Corporation Downhole Receiver Systems and Methods for Low Frequency Seismic Investigations
US9547095B2 (en) 2012-12-19 2017-01-17 Westerngeco L.L.C. MEMS-based rotation sensor for seismic applications and sensor units having same
EP2749906A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-02 Services Pétroliers Schlumberger Determining seismic sensor orientation in a wellbore
CA2905892C (en) * 2013-03-12 2019-03-19 Ion Geophysical Corporation Sensor system of buried seismic array
US10620330B2 (en) * 2013-03-19 2020-04-14 Westerngeco L.L.C. Estimating translational data
US9081112B1 (en) 2014-01-17 2015-07-14 WRHowell, LLC Borehole seismic system
WO2015175000A1 (en) * 2014-05-16 2015-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for identifying and plugging subterranean conduits
AU2014396231B2 (en) * 2014-06-04 2018-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Using seismic data to determine wellbore location while drilling
CN104111350A (zh) * 2014-06-23 2014-10-22 中国矿业大学(北京) 一种爆区附近表层岩石速度测量***及测量方法
WO2016094332A1 (en) * 2014-12-08 2016-06-16 Westerngeco Llc Seismic sensor device having multiple pressure sensors
US20190187317A1 (en) * 2016-07-27 2019-06-20 Soundsabre Limited Offshore reservoir monitoring system and method for its operation
US11892579B2 (en) * 2016-09-30 2024-02-06 Schlumberger Technology Corporation Crosswell microseismic system
US11079506B2 (en) 2016-12-16 2021-08-03 Pgs Geophysical As Multicomponent streamer
US11249210B2 (en) * 2016-12-29 2022-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Geophone depth calibration
US10684384B2 (en) * 2017-05-24 2020-06-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Systems and method for formation evaluation from borehole
CN110174668B (zh) * 2019-04-26 2022-12-20 中国矿业大学 一种矿井无源动目标轮廓识别方法
CN112649084B (zh) * 2019-10-12 2023-08-22 中国石油天然气股份有限公司 检波器阵列、光信号的检出方法及装置
US11480048B2 (en) 2020-09-17 2022-10-25 Saudi Arabian Oil Company Seismic-while-drilling systems and methodology for collecting subsurface formation data
EP4102202A3 (de) * 2021-06-11 2023-01-18 Kistler Holding AG Aufnahmeelement
US11796699B2 (en) 2021-08-24 2023-10-24 Saudi Arabian Oil Company System and methods for determining a converted wave attenuated vertical seismic profile of a hydrocarbon reservoir
US20230358906A1 (en) * 2022-05-03 2023-11-09 United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army Apparatus and method for installing sensor device to achieve a known magnetic orientation

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3437169A (en) * 1966-11-16 1969-04-08 Dresser Ind Method and apparatus for logging inclined earth boreholes
US4449208A (en) * 1981-11-23 1984-05-15 Mobil Oil Corporation Lithologic studies utilizing acoustic wave attenuation

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4383308A (en) 1980-12-29 1983-05-10 Mobil Oil Corporation Acoustic well logging device for detecting shear and compressional waves
FR2530346B1 (fr) 1982-07-13 1986-05-16 Schlumberger Prospection Procede et dispositif d'acquisition de signaux sismiques dans un forage
US4547869A (en) * 1983-04-04 1985-10-15 Western Geophysical Company Of America Marine seismic sensor
US4870580A (en) 1983-12-30 1989-09-26 Schlumberger Technology Corporation Compressional/shear wave separation in vertical seismic profiling
US4752916A (en) * 1984-08-28 1988-06-21 Dan Loewenthal Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data
US4692907A (en) * 1984-12-10 1987-09-08 Western Geophysical Company Of America Means for maintaining a fixed relative orientation of two sensors
US4648082A (en) * 1985-03-04 1987-03-03 Western Geophysical Company Of America Marine acoustic gradient sensor
US4789968A (en) * 1987-04-24 1988-12-06 Exxon Production Research Company Method and system for seismic exploration employing a dual-dipole hydrophone streamer
FR2656111B1 (fr) * 1989-12-19 1992-08-28 Geophysique Cie Gle Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques de puits selon deux directions opposees.
US5077697A (en) * 1990-04-20 1991-12-31 Schlumberger Technology Corporation Discrete-frequency multipole sonic logging methods and apparatus
US5475650A (en) * 1993-11-19 1995-12-12 Schlumberger Technology Corporation Measurement of nonlinear properties of formation using sonic borehole tool while changing pressure in borehole
GB2309082B (en) 1996-01-09 1999-12-01 Geco As Noise filtering method
US6671223B2 (en) * 1996-12-20 2003-12-30 Westerngeco, L.L.C. Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
US5808963A (en) * 1997-01-29 1998-09-15 Schlumberger Technology Corporation Dipole shear anisotropy logging
US6923273B2 (en) * 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
GB9810706D0 (en) * 1998-05-20 1998-07-15 Geco As Marine seismic acquisition system and method
GB9906995D0 (en) * 1998-09-16 1999-05-19 Geco Prakla Uk Ltd Seismic detection apparatus and related method
US6580661B1 (en) * 1998-12-22 2003-06-17 Richard Anton Marschall Hydrophone array
GB9906456D0 (en) 1999-03-22 1999-05-12 Geco Prakla Uk Ltd Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data
GB0015810D0 (en) 2000-06-29 2000-08-23 Geco As A method of processing seismic data
US6591193B2 (en) * 2000-10-12 2003-07-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for acquiring offset checkshot survey data using tube-wave conversion
GB0106091D0 (en) * 2001-03-13 2001-05-02 Geco As A method of determining the orientation of a seismic receiver, a seismic receiver, and a method of seismic surveying
AU2002349904A1 (en) * 2001-10-24 2003-05-19 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation
US6853604B2 (en) * 2002-04-23 2005-02-08 Sercel, Inc. Solid marine seismic cable
US8995224B2 (en) 2003-08-22 2015-03-31 Schlumberger Technology Corporation Real-time velocity and pore-pressure prediction ahead of drill bit
GB2410551B (en) * 2004-01-30 2006-06-14 Westerngeco Ltd Marine seismic acquisition system
US7319636B2 (en) * 2005-03-14 2008-01-15 Westerngeco, L.L.C. Calibration of pressure gradient recordings

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3437169A (en) * 1966-11-16 1969-04-08 Dresser Ind Method and apparatus for logging inclined earth boreholes
US4449208A (en) * 1981-11-23 1984-05-15 Mobil Oil Corporation Lithologic studies utilizing acoustic wave attenuation

Also Published As

Publication number Publication date
CA2614038A1 (en) 2007-01-11
CN101258423A (zh) 2008-09-03
GB0513745D0 (en) 2005-08-10
US8902700B2 (en) 2014-12-02
GB2428089B (en) 2008-11-05
CA2614038C (en) 2015-08-11
US20080316860A1 (en) 2008-12-25
EA011736B1 (ru) 2009-04-28
WO2007003886A1 (en) 2007-01-11
GB2428089A (en) 2007-01-17
EA200800256A1 (ru) 2008-04-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101258423B (zh) 井中地震采集***
CN100420960C (zh) 海洋地震数据采集***
RU2528594C2 (ru) Сейсмические датчиковые устройства
AU2011201138B2 (en) Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers
CN100385252C (zh) 地震勘测期间用于确定地震接收器定向的方法和设备
US6430105B1 (en) Sensor apparatus and method
US7957906B2 (en) Method for attenuating low frequency noise in a dual-sensor seismic streamer
US8255164B2 (en) Methods and systems for borehole seismic
BRPI0500722B1 (pt) Sistema para combinar sinais de sensores de pressão e sensores de movimento de partícula em serpentinas sísmicas marinhas
JPH0374349B2 (zh)
US20130114375A1 (en) Seismic Acquisition Method for Mode Separation
MXPA05000180A (es) Ezploracion sismica.
US20040073373A1 (en) Inertial augmentation of seismic streamer positioning
US20190187317A1 (en) Offshore reservoir monitoring system and method for its operation
CN111708080B (zh) 阵列式井中四分量光纤地震数据采集装置及数据采集方法
CN212364605U (zh) 阵列式井中四分量光纤地震数据采集装置
US20160320511A1 (en) A borehole seismic tool and method of seismic surveying
CN111708080A (zh) 阵列式井中四分量光纤地震数据采集装置及数据采集方法
Degauque et al. Comparison between attenuation seismic tomography and hole to hole electromagnetic measurements at 200 MHz in granite sites
NO342751B1 (en) Offshore reservoir monitoring system for installation in a seabed and method for its operation
Bona Wu et al. Integration of VSPs with oil sands SAGD operations
WO1989007774A1 (en) Method for vertical-seismic profiling in wells

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20130327

Termination date: 20150626

EXPY Termination of patent right or utility model