NO963770L - A borehole acoustic reflection logging method and apparatus - Google Patents

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte og et apparat til bruk i borehullogging som innbefatter deteksjon av akustiske reflektorer i formasjonen som omgir et borehull og med bruk av akustiske signaler generert og mottatt i borehullet. The invention relates to a method and an apparatus for use in borehole logging which includes detection of acoustic reflectors in the formation surrounding a borehole and using acoustic signals generated and received in the borehole.

Akustiske teknikker for karakterisering av formasjoner er velkjente. Samtlige av disse teknikker innebærer å sende et akustisk signal fra en kilde til en mottaker via den interessante formasjonen. Signalets bølgelengde kan variere fra meget lave frekvenser ved seismiske anvenddelser over soniske frekvenser til ultralydfrekvenser, avhengig av den bestemte teknikk som benyttes. Det meste av borehullogging vedrører målingen av den tid et sonisk signal trenger for å gå hovedsakelig direkte fra kilden til mottakeren via formasjonen ved borehullveggen. Ofte blir de mottatte signaler filtrert for å fjerne eventuelle signaler på grunn av refleksjoner. Acoustic techniques for characterizing formations are well known. All of these techniques involve sending an acoustic signal from a source to a receiver via the formation of interest. The signal's wavelength can vary from very low frequencies in seismic applications over sonic frequencies to ultrasound frequencies, depending on the particular technique used. Most borehole logging concerns the measurement of the time it takes for a sonic signal to travel mainly directly from the source to the receiver via the formation at the borehole wall. Often the received signals are filtered to remove any signals due to reflections.

Seismiske undersøkelser innebærer generelt bruken av reflekterte akustiske signaler, typisk med meget lave frekvenser, for å detektere strukturer under jordens overflate. Kilden til signalene og/eller detektorene er vanligvis plassert på overflaten. Seismiske borehullteknikker plasserer en av disse inne i borehullet. Seismic surveys generally involve the use of reflected acoustic signals, typically at very low frequencies, to detect structures beneath the earth's surface. The source of the signals and/or detectors is usually located on the surface. Seismic borehole techniques place one of these inside the borehole.

I akustiske refleksjonsundersøkelser i borehull, foretas målinger med akustiske sendere og mottakere plassert i samme borehull. Denne konfigurasjon er best egnet til å registrere reflekterte bølgefelt fra akustiske reflektorer som har små vinkler i forhold til borehullaksen. F.eks. er nesten vertikale sprekker, forkastninger og saltdomflanker gode borehullrefleksjonsmål for nesten vertikale brønner. Nesten horisontale laggrenser, fluidkontaktgrenseflater (gass/olje eller olje/vann) og små ganger innenfor reservoarer er gode mål for høytavvikende og horisontale brønner. In acoustic reflection surveys in boreholes, measurements are made with acoustic transmitters and receivers placed in the same borehole. This configuration is best suited to record reflected wave fields from acoustic reflectors that have small angles in relation to the borehole axis. E.g. near-vertical fractures, faults and salt dome flanks are good borehole reflection targets for near-vertical wells. Almost horizontal layer boundaries, fluid contact interfaces (gas/oil or oil/water) and small passageways within reservoirs are good targets for highly deviated and horizontal wells.

De ønskede hendelser (refleksjoner) i refleksjonsundersøkelser av borehull er bølger R som forplanter seg fra borehullet til reflektoren i formasjonen og tilbake til borehullet som vist på fig. 1. Et signifikant parti D av den akustiske energi fra senderen T forplanter seg imidlertid direkte til mottakergruppen. Disse direkte bølger innbefatter kompresjons- og skjærrefraksjonsbølger, rørbølger (stoneley-bølger), fluid- og borehullmoder og forskjellige foringsrørmoder hvis brønnen er foret. De direkte bølger kan også innbefatte forskjellige verktøymoder som forplanter seg langs verktøylegemet. The desired events (reflections) in reflection surveys of boreholes are waves R that propagate from the borehole to the reflector in the formation and back to the borehole as shown in fig. 1. However, a significant part D of the acoustic energy from the transmitter T propagates directly to the receiver group. These direct waves include compressional and shear fractional waves, pipe waves (Stoneley waves), fluid and borehole modes, and various casing modes if the well is lined. The direct waves can also include different tool modes that propagate along the tool body.

I akustiske loggeanvendelser benyttes noen av disse direkte bølger, f.eks. refraksjonsbølger og stoneley-bølger, til å logge formasjonsegenskaper. I refleksjonsundersøkelser er de imidlertid uønsket. De direkte bølger er typisk meget større enn refleksjonene. Et av hovedproblemene i refleksjonsundersøkelser av borehull er å sikre at registreringen av de reflekterte hendelser ikke maskeres av direktebølgehendelsene. In acoustic logging applications, some of these direct waves are used, e.g. refraction waves and stoneley waves, to log formation properties. In reflection studies, however, they are undesirable. The direct waves are typically much larger than the reflections. One of the main problems in reflection surveys of boreholes is to ensure that the recording of the reflected events is not masked by the direct wave events.

Refleksjonsavbildning omkring en brønn ved bruk av nedhulls akustiske målinger er tidligere foreslått. Forskjellige publikasjoner fremlegger resultater om bruk av soniske målinger til refleksjonsavbildning, se f.eks. Fortin, J.P., Rehbinder, N., og Staron, P., 1991, Reflection imaging around a well with the EVA full-waveform tool: The Log Analyst, sidene 271-278; Glangeaud, F., Vanpe, J.M., Mari, J.L., og Gavin, P., 1992, Reflection imaging around a highly deviated well using both acoustic reflection sounding an constant offset section: 62. Annual International Meeting, Society of Exploration Geophysicsts, Expanded Abstracts, 91-94; Hornby, B., 1989, Imaging of near-borehole structure using full-waveform sonic data: Geophysics, 54, pp. 747-757; Hornby, B., Murphy, W., Liu, H., og Hsu, K., 1992, Reservoir sonics: A North Sea case study: Geophysics, 57, sidene 146-160; ogNaville, C, Rehbinder, N., og Utard, M., 1984, Study of reflected events observed on microseismograms recorded with the EVA acoustic logging system: Society of Professional Well Log Analysts, Paris Chapter (SAID), 9. Annual Symposium, artikkel 10. To fremgangsmåter er blitt foreslått i forsøk på å overkomme problemene forårsaket av de nevnte direkte bølger. Den første fremgangsmåte er å benytte høye frekvenser. Rørbølger dominerer typisk de direkte bølger, spesielt ved lave frekvenser. Rørbølgeeksitasjonsfunksjonen, dvs. frekvensresponsen til rørbølgen, øker meget raskt etter hvert som frekvensen minker. Derfor kan rørbølgeforurensningen og maskeringen av de reflekterte bølger reduseres ved bruk av høyfrekvenseksitasjon. Den annen fremgangsmåte er å bruke stort for sender-mottakeravvik. I åpne hull er de mest fremtredende direkte bølger kompresjonshodebølger som ankommer først etterfulgt av skjærrefraksjonsbølger og rørbølgene. Typisk er skjærhodebølgene langsommere enn kompresjonshodebølgene med en faktor på 1,7 eller mer. Rørbølgene er nesten alltid langsommere enn skjærrefraksjonsbølgene. Følgelig er det en tidsavstand mellom kompresjons- og skjærrefraksjons-bølgenes ankomster og som øker med økende sender-mottakeravvik. Samtlige av de tidligere forslag er benyttet sender-mottakeravvik i området 10-25 fot. I disse tidligere undersøkelser er de fleste av refleksjonene benyttet til avbildning blitt observert med store sender-mottakeravvik i perioden mellom ankomsten av de to refraksjonsbølger. Reflection imaging around a well using downhole acoustic measurements has previously been proposed. Various publications present results on the use of sonic measurements for reflection imaging, see e.g. Fortin, J.P., Rehbinder, N., and Staron, P., 1991, Reflection imaging around a well with the EVA full-waveform tool: The Log Analyst, pages 271-278; Glangeaud, F., Vanpe, J.M., Mari, J.L., and Gavin, P., 1992, Reflection imaging around a highly deviated well using both acoustic reflection sounding an constant offset section: 62nd Annual International Meeting, Society of Exploration Geophysicsts, Expanded Abstracts, 91-94; Hornby, B., 1989, Imaging of near-borehole structure using full-waveform sonic data: Geophysics, 54, pp. 747-757; Hornby, B., Murphy, W., Liu, H., and Hsu, K., 1992, Reservoir sonics: A North Sea case study: Geophysics, 57, pp. 146-160; andNaville, C, Rehbinder, N., and Utard, M., 1984, Study of reflected events observed on microseismograms recorded with the EVA acoustic logging system: Society of Professional Well Log Analysts, Paris Chapter (SAID), 9th Annual Symposium, article 10. Two methods have been proposed in an attempt to overcome the problems caused by the aforementioned direct waves. The first method is to use high frequencies. Tube waves typically dominate the direct waves, especially at low frequencies. The tube wave excitation function, i.e. the frequency response of the tube wave, increases very quickly as the frequency decreases. Therefore, the tube wave contamination and the masking of the reflected waves can be reduced by using high frequency excitation. The other method is to use large for transmitter-receiver deviation. In open holes, the most prominent direct waves are compressional head waves which arrive first followed by shear fractional waves and the pipe waves. Typically, the shear head waves are slower than the compression head waves by a factor of 1.7 or more. Tube waves are almost always slower than shear waves. Consequently, there is a time gap between the arrivals of the compression and shear fraction waves which increases with increasing transmitter-receiver deviation. All of the previous proposals used transmitter-receiver deviations in the range of 10-25 feet. In these previous investigations, most of the reflections used for imaging have been observed with large transmitter-receiver deviations in the period between the arrival of the two refraction waves.

Den tidligere fremgangsmåte til borehullavbildning, med store avvik og høye frekvenser er anvendt, men avstanden mellom brønnen og reflektorene som kan avbildes med denne fremgangsmåte er svært begrenset. Den første begrensning skyldes bruken av høye frekvenser. Svekkingen av bølger i formasjoner øker eksponensielt med økende frekvens. Følgelig begrenser bruken av høye frekvenser direkte inntrengningsdybden til akustiske bølger bortenfor borehullet. Den annen begrensning skyldes den begrensede utstrekning av det tidsmessige tidlige vindu med stor avvik benyttet i avbildningen. Avbildningsområdet bort fra borehullet er begrenset av sender-mottakeravvik. Dette skyldes det faktum at i de fleste tilfeller ankommer bare de reflekterte hendelser før skjærrefraksjonsbølgen (og/eller rørbølger eller andre direkte bølger) pålitelig kan benyttes i avbildningsreflektorer. Senere hendelser som kommer fra dypere reflektorer, er maskert av de direkte bølger. Enkle modelleringsundersøkelser angir at når skjærrefraksjonsbølgene er store nok til å maskere refleksjonene, så er den maksimale avstand som kan avbildes fra brønnen ca. 0,6 ti. 0,8 ganger sender-mottakeravviket. The previous method for borehole imaging, with large deviations and high frequencies, is used, but the distance between the well and the reflectors that can be imaged with this method is very limited. The first limitation is due to the use of high frequencies. The attenuation of waves in formations increases exponentially with increasing frequency. Consequently, the use of high frequencies directly limits the penetration depth of acoustic waves beyond the borehole. The second limitation is due to the limited extent of the high deviation temporal early window used in the imaging. The imaging area away from the borehole is limited by transmitter-receiver deviation. This is due to the fact that in most cases only the reflected events arrive before the shear refraction wave (and/or tube waves or other direct waves) can be reliably used in imaging reflectors. Later events coming from deeper reflectors are masked by the direct waves. Simple modeling studies indicate that when the shear waves are large enough to mask the reflections, the maximum distance that can be imaged from the well is approx. 0.6 ten. 0.8 times the transmitter-receiver deviation.

Fremgangsmåten med stort avvik kan svikte fullstendig i forede hull og i nærvær av direkte verktøymodeankomster. Dette er fordi ankomsttidene i forings- og verktøymodene lett kan være like tidlig som eller tidligere enn formasjonskompresjonsbølgene. Videre blir noen av disse moder meget effektivt eksitert i smale frekvensbånd med lange, oscillerende bølgetog som dekker tidsdomenet. Når disse direkte bølger eksiteres sterkt, kan de fullstendig maskere alle refleksjoner i dette tidsmessig tidlige vindu med stort avvik. The large deviation method can fail completely in lined holes and in the presence of direct tool mode arrivals. This is because the arrival times of the casing and tool modes can easily be as early as or earlier than the formation compression waves. Furthermore, some of these modes are very efficiently excited in narrow frequency bands with long, oscillating wave trains that cover the time domain. When these direct waves are strongly excited, they can completely mask all reflections in this temporally early window with large deviation.

Akustiske refleksjonsteknikker er blitt foreslått til andre anvendelser enn i borehull. US 4 916 400 foreslår en ultralydlære for å bestemme størrelsen og formen til et borehull i en boreoperasjon. En ultralydkilde i et vektrør sender borehullveggen signaler som reflekteres tilbake og detekteres ved vektrøret og analyseres for å bestemme borehullets egenskap. Andre refleksjonsteknikker, spesielt avbildningsteknikker, er blitt foreslått til bruk i forede borehull, spesielt for å evaluere foringen selv eller sementsammenføyningen i ringrommet mellom foringen og formasjonen. Eksempler på slike teknikker kan finnes i US 4 244 798, US 5 001 676, US 5 274 604 og EP 0549419A. Endelig foreslår US 4 289 953 bruken av ultralydtilbakespredning fra korn i en åpen borehulloverflate å bestemme kornstørrelsen og fordelingen i formasjonen. Acoustic reflection techniques have been proposed for applications other than in boreholes. US 4,916,400 proposes an ultrasonic gauge for determining the size and shape of a borehole in a drilling operation. An ultrasound source in a collar sends signals to the borehole wall which are reflected back and detected at the collar and analyzed to determine the borehole's properties. Other reflection techniques, particularly imaging techniques, have been proposed for use in cased boreholes, particularly to evaluate the case itself or the cement joint in the annulus between the case and the formation. Examples of such techniques can be found in US 4,244,798, US 5,001,676, US 5,274,604 and EP 0549419A. Finally, US 4,289,953 proposes the use of ultrasonic backscatter from grains in an open borehole surface to determine grain size and distribution in the formation.

Det er en hensikt med den foreliggende oppfinnelse å skaffe en fremgangsmåte for akustisk refleksjonslogging ved hvilken de ovenfor identifiserte problemer er mindre vesentlige og som alle tillatte målinger foretatt dypere inn i formasjonen bort fra borehullet. It is a purpose of the present invention to provide a method for acoustic reflection logging in which the problems identified above are less significant and that all permissible measurements are made deeper into the formation away from the borehole.

I sin videste forstand omfatter en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen å generere et akustisk signal med en sender i et borehull og som stråler inn i formasjonen som omgir borehullet, slik at det reflekteres tilbake fra eventuelle reflekterende strukturer, og å detektere de reflekterte signalene med en mottaker i borehullet etter ankomsten av akustiske signaler som har gått direkte fra senderen til mottakeren. In its broadest sense, a method according to the invention comprises generating an acoustic signal with a transmitter in a borehole and which radiates into the formation surrounding the borehole, so that it is reflected back from any reflective structures, and detecting the reflected signals with a receiver in the borehole after the arrival of acoustic signals that have passed directly from the transmitter to the receiver.

I den videste forstand omfatter et apparat i henhold til oppfinnelsen et verktøy med en akustisk sender og mottaker og en anordning for å detektere akustiske signaler som er blitt reflektert fra reflekterende strukturer i formasjonen som omgir et borehull etter ankomsten av signaler som går direkte fra sender til mottaker. In the broadest sense, an apparatus according to the invention comprises a tool with an acoustic transmitter and receiver and a device for detecting acoustic signals that have been reflected from reflective structures in the formation surrounding a borehole after the arrival of signals that go directly from the transmitter to receiver.

Prinsippet bak den foreliggende oppfinnelse er å sikre at de reflekterte signaler ankommer ved detektoren etter de direkte signaler fra senderen. Dette oppnås ved å sikre at avviket mellom sender og mottaker er relativt lite, slik at veien for det direkte signal er kort sammenlignet med veien for det reflekterte signal og ved å måle de reflekterte signaler etter det siste tidsrom av et direkte signal nådde detektoren. The principle behind the present invention is to ensure that the reflected signals arrive at the detector after the direct signals from the transmitter. This is achieved by ensuring that the deviation between transmitter and receiver is relatively small, so that the path for the direct signal is short compared to the path for the reflected signal and by measuring the reflected signals after the last time period of a direct signal reaching the detector.

En spesielt foretrukket bruk av oppfinnelsen er avbildning av formasjonen omkring borehullet. De reflekterte signaler kan analyseres for å identifisere posisjonen til de reflekterende strukturer i formasjonen relativt til borehullet, og posisjonene kan representeres som et bilde som kan benyttes til å karakterisere formasjonen. A particularly preferred use of the invention is imaging of the formation around the borehole. The reflected signals can be analyzed to identify the position of the reflective structures in the formation relative to the borehole, and the positions can be represented as an image that can be used to characterize the formation.

Det er foretrukket å benytte en eller flere grupper av sendere og mottakere. Aksiale grupper skaffer økte amplituder for reflekterte hendelser med hensyn til rørbølger. Asimutale grupper tillater bestemmelsen av den asimutale posisjon av reflekterende legemer i formasjonen med hensyn til borehullet. Med aksiale grupper er flere arrangementer mulige. Samtlige senderelementer kan plasseres like ved siden av hverandre, og alle detektorelementer plasseres like ved siden av hverandre for å skaffe to sidestilte grupper, en enkelt sendergruppe kan ha et par av detektorgrupper på hver side av seg eller omvendt, eller sender- og mottakerelementene kan flettes inn i en enkelt gruppe. Det er også mulig å benytte en gruppe med felles sender- og mottakerelementer. It is preferred to use one or more groups of transmitters and receivers. Axial arrays provide increased amplitudes for reflected events with respect to pipe waves. Azimuthal groups allow the determination of the azimuthal position of reflective bodies in the formation with respect to the borehole. With axial groups, several arrangements are possible. All transmitter elements can be placed right next to each other, and all detector elements can be placed right next to each other to provide two juxtaposed groups, a single transmitter group can have a pair of detector groups on either side of it or vice versa, or the transmitter and receiver elements can be interlaced into a single group. It is also possible to use a group with common transmitter and receiver elements.

Frekvensen til de overførte akustiske signaler avhenger av formasjonens art og den ønskede undersøkelsesdybde. Frekvensene kan gå fra 100 Hz eller lavere for avbildning med lang rekkevidde i et svekkende medium og opp til 20 kHz eller høyere for kort rekkevidde og avbildning med høy oppløsning i et ikke-svekkende medium. The frequency of the transmitted acoustic signals depends on the nature of the formation and the desired depth of investigation. Frequencies can range from 100 Hz or lower for long-range imaging in an attenuating medium and up to 20 kHz or higher for short-range and high-resolution imaging in a non-attenuating medium.

For å hindre at en del av det direkte rørbølgesignal forplanter seg forbi detektoren og reflekteres tilbake fra detektoren fra strukturer inne i borehullet, slik at det interfereres med de reflekterte signaler fra formasjonen, er det foretrukket å benytte en eller flere svekkere anordnet i verktøystrengen. Disse har foretrukket den form som er beskrevet i den samtidige inngitte US-søknad nr. 08/527736 (som det her skal henvises til). Fig. 1 viser et generelt skjematisk riss av et refleksjonsavbildningssystem for et borehull. Fig. 2 viser et plott av direkte bølgeankomster for forskjellige sender-mottakeravvik. Fig. 3 viser et plott av reflekterte bølgeankomster fra en enkelt reflektor. Fig. 4 viser et skjematisk riss av et refleksjonsavbildningssystem for et borehull og i henhold til oppfinnelsen. Fig. 5a-d viser forskjellige arrangementer av sender- og mottakergrupper til bruk i oppfinnelsen. Fig. 4 viser et skjematisk riss av et akustisk refleksjonsavbildningssystem for et borehull i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Et sonisk refleksjonsavbildningsverktøy 10 er vist senket ned med en armert flerlederkabel inn i borehullet 14, som kan være foret eller uforet, for å foreta soniske målinger for avbildning av den underjordiske formasjon 16. Verktøyet 10 er forsynt med en sendergruppe 18 og en mottakergruppe 20 umiddelbart tilstøtende den førstnevnte. Separasjonen av sender- og mottakergruppen er innrettet så liten som mulig, slik det skal forklares nedenfor. En eller flere rørbølgesvekkere 22 er anordnet på begge ender av sender/mottakergruppeseksjonen for å redusere interferenseffekter fra reflekterte rørbølger i borehullet. Disse svekkere og deres virkemåte er beskrevet i detalj i den samtidig søkte US-søknad nr. 08/527736 som det her skal henvises til. In order to prevent part of the direct tube wave signal from propagating past the detector and being reflected back from the detector from structures inside the borehole, so that it interferes with the reflected signals from the formation, it is preferred to use one or more attenuators arranged in the tool string. These have preferred the form described in the simultaneously filed US application no. 08/527736 (to which reference should be made here). Fig. 1 shows a general schematic view of a reflection imaging system for a borehole. Fig. 2 shows a plot of direct wave arrivals for different transmitter-receiver deviations. Fig. 3 shows a plot of reflected wave arrivals from a single reflector. Fig. 4 shows a schematic view of a reflection imaging system for a borehole and according to the invention. Fig. 5a-d show different arrangements of transmitter and receiver groups for use in the invention. Fig. 4 shows a schematic view of an acoustic reflection imaging system for a borehole according to an embodiment of the present invention. A sonic reflection imaging tool 10 is shown lowered with an armored multi-conductor cable into the borehole 14, which may be lined or unlined, to take sonic measurements for imaging the subsurface formation 16. The tool 10 is provided with a transmitter array 18 and a receiver array 20 immediately adjacent to the former. The separation of the transmitter and receiver group is designed to be as small as possible, as will be explained below. One or more pipe wave attenuators 22 are provided at both ends of the transmitter/receiver group section to reduce interference effects from reflected pipe waves in the borehole. These attenuators and their mode of operation are described in detail in the concurrently filed US application no. 08/527736 to which reference should be made here.

Verktøyet 10 er innrettet til bevegelse opp og ned i borehullet 14, og mens verktøyet 10 beveges, genererer sendergruppen 18 periodisk et sonisk signal. Det genererte soniske signal går gjennom borehullet og/eller gjennom formasjonen hvor det reflekteres av underjordiske strukturer, og mottakeren i mottakergruppen 20 detekterer typisk noe energi som skyldes det genererte signal. Mekanismen for å bevege verktøyet 10 i borehullet innbefatter kabelen 12 som strekker seg til et skivehjul 24 på overflaten av formasjonen og deretter til en passende trommel- og vinsjmekanisme 26 som hever og firer verktøyet 10 i borehullet etter ønske. Elektrisk forbindelse mellom sendergruppen 18 og mottakergruppen 20 på den ene side og overflateutstyret på den annen side fås ved en passende flerelements slepering- og børstekontaktmontasje 28 forbundet med trommel- og vinsjmekanismen 26. En enhet 30 inneholder verktøykontroll- og forbehandlingskretser som sender elektriske signaler til verktøyet 10 og mottar andre elektriske signaler (soniske logger) derfra via kabelen 12 og montasjen 28. Enheten 30 samvirker med en dybderegistrator 32 som utleder dybdenivåsignaler fra et dybdemålehjul 34 slik at signalene fra mottakergruppen 20 knyttes til de respektive dybdenivåer i borehullet 14. Utgangssignalene fra mottakergruppen 20 sendes etter valgfri forbehandling i enheten 30 til et signallager 36 som også kan motta signalene fra eller via dybderegistratoren 32 slik at de soniske mottakerutgangssignaler knyttes til respektive dybdenivåer i borehullet 14. Lageret 36 kan lagre utgangssignalene fra mottakergruppen 20 i form av digitale soniske loggmålinger. Lageret 36 kan omfatte en magnetisk lagringsinnretning så som en plate eller bånd og/eller andre lagringsmedier så som halvlederminnekretser eller ekvivalente minnekretser. De digitale data kan da behandles for å skaffe et bilde av undergrunnsformasjonen som omgir borehullet. Datamigrasjon av kirchhoff-typen, slik som vanlig benyttet i seismisk prosessering, benyttes til å utlede et bilde av de reflekterende strukturer omkring borehullet. The tool 10 is arranged to move up and down the borehole 14, and while the tool 10 is moved, the transmitter group 18 periodically generates a sonic signal. The generated sonic signal passes through the borehole and/or through the formation where it is reflected by underground structures, and the receiver in the receiver group 20 typically detects some energy due to the generated signal. The mechanism for moving the tool 10 in the borehole includes the cable 12 extending to a sheave 24 on the surface of the formation and then to a suitable drum and winch mechanism 26 which raises and lowers the tool 10 in the borehole as desired. Electrical connection between the transmitter group 18 and the receiver group 20 on the one hand and the surface equipment on the other is provided by a suitable multi-element slip ring and brush contact assembly 28 connected to the drum and winch mechanism 26. A unit 30 contains tool control and pre-processing circuits which send electrical signals to the tool 10 and receives other electrical signals (sonic logs) from there via the cable 12 and the assembly 28. The unit 30 cooperates with a depth recorder 32 which derives depth level signals from a depth measuring wheel 34 so that the signals from the receiver group 20 are linked to the respective depth levels in the borehole 14. The output signals from the receiver group 20 is sent after optional pre-processing in the unit 30 to a signal storage 36 which can also receive the signals from or via the depth recorder 32 so that the sonic receiver output signals are linked to respective depth levels in the borehole 14. The storage 36 can store the output signals from the receiver group 20 in the form of digital sonic e log measurements. The storage 36 may comprise a magnetic storage device such as a disk or tape and/or other storage media such as semiconductor memory circuits or equivalent memory circuits. The digital data can then be processed to obtain an image of the underground formation surrounding the borehole. Data migration of the kirchhoff type, as commonly used in seismic processing, is used to derive an image of the reflective structures around the borehole.

Sendergruppen 18 omfatter syv piezoelektriske monopolkildeelementer 18' anordnet side om side langs verktøyet 10. Hvert element 18' er hovedsakelig det samme som monopolkilden benyttet i konvensjonell sonisk logging. Til forskjell fra soniske målinger for kompresjons- og skjærbølgehastigheter langs borehullet må det soniske avbildningsverktøy imidlertid avbilde reflektorer bortenfor borehullet. For at bølgene skal trenge dypere inn i formasjonen, er en høyeffektsender nødvendig for å overvinne tapet generert av mediet såvel som amplitudefallet med avstanden på grunn av den geometriske spredning. Med plass- og spenningsbegrensningene forekommende i et borehullverktøy, er det vanskelig å realisere en enkelt høyeffektsender med begrenset verktøyplass. Følgelig er løsningen derfor å benytte en gruppe av kilder som beskrevet ovenfor, for å forsterke den utstrålte akustiske effekt. I tillegg til det høyere effektkrav er også kvaliteten til kildebølgeformen meget viktig, fordi det ikke er mulig å generere et skarpt bilde med en etterklingende kilde. Den ideelle kilde for avbildning vil sannsynligvis ha høy effekt såvel som god gjengivelse, hvilket krever en kompakt kildesignatur. The transmitter group 18 comprises seven piezoelectric monopole source elements 18' arranged side by side along the tool 10. Each element 18' is substantially the same as the monopole source used in conventional sonic logging. However, unlike sonic measurements of compression and shear wave velocities along the borehole, the sonic imaging tool must image reflectors beyond the borehole. For the waves to penetrate deeper into the formation, a high power transmitter is required to overcome the loss generated by the medium as well as the amplitude drop with distance due to the geometric dispersion. With the space and voltage limitations encountered in a downhole tool, it is difficult to realize a single high power transmitter with limited tool space. Consequently, the solution is to use a group of sources as described above, to amplify the radiated acoustic effect. In addition to the higher power requirement, the quality of the source waveform is also very important, because it is not possible to generate a sharp image with a reverberating source. The ideal source for imaging is likely to have high power as well as good reproduction, which requires a compact source signature.

For å stråle akustisk energi effektivt, er transduserne 18' utført for å arbeide nær geometriske resonanser som uunngåelig vil ringe i lang tid. En dempingsmekanisme er blitt innført for å stoppe denne ringingen og omfatter et gummi-wolframstøttemateriale for den akustiske signalkilde for å skaffe en god impedanstilpasning såvel som demping av den tilføyde konstruksjon. Gummi-wolframstøtten forhindrer også ytterligere fluidmåleeksitasjon når transduseren er neddykket i fluidet. Gummi-wolframkompositten omfatter et butylgummiskjelett fylt med wolframpulver. Impedansen og svekkingen til støtten vil avhenge av prosenten av wolfram, graden av pulverkompaktering og graden av vulkanisering såvel som gummiens hefting til pulveret. In order to radiate acoustic energy efficiently, the transducers 18' are designed to operate near geometric resonances which will inevitably ring for a long time. A damping mechanism has been introduced to stop this ringing and includes a rubber-tungsten backing material for the acoustic signal source to provide a good impedance match as well as damping of the added structure. The rubber tungsten support also prevents further fluid measurement excitation when the transducer is immersed in the fluid. The rubber-tungsten composite comprises a butyl rubber skeleton filled with tungsten powder. The impedance and attenuation of the support will depend on the percentage of tungsten, the degree of powder compaction and the degree of vulcanization as well as the adhesion of the rubber to the powder.

Pakkingen av elementene 18' i gruppen 18 kan vesentlig endre vibrasjonsmoden til gruppekilden. En god pakking av gruppekilden vil sikre lang tids pålitelighet av gruppekilden og forhindre ytterligere vibrasjoner eller interferens med elementer bortenfor akkurat den akustiske overlagring av hvert individuelt element. Myke teflonskiver er satt mellom hvert transduserelement for å forhindre elektrisk lysbuedannelse mellom dem og samtidig for å isolere i vibrasjonsisolasjon mellom to naboelementer. Det has en senterstav av stål for å holde og føre hvert element langs verktøyet. Gruppen 18 er fjærbelastet ved endene for å ta hånd om bøying av verktøyet og varmeutvidelser av elementene 18'. Gruppen 18 blir deretter lukket i en oljefylt belg (ikke vist) for å isolere den fra borehullfluidet og samtidig skaffe trykkompensasjon. The packing of the elements 18' in the group 18 can significantly change the vibration mode of the group source. Good packing of the group source will ensure long-term reliability of the group source and prevent further vibration or interference with elements beyond the precise acoustic superimposition of each individual element. Soft Teflon discs are placed between each transducer element to prevent electrical arcing between them and at the same time to isolate in vibration isolation between two neighboring elements. There is a steel center rod to hold and guide each element along the tool. The group 18 is spring loaded at the ends to take care of bending of the tool and thermal expansion of the elements 18'. The group 18 is then enclosed in an oil-filled bellows (not shown) to isolate it from the borehole fluid and at the same time provide pressure compensation.

Hovedproblemet er at utstrålingsmønsteret kan forandre seg til uønskede retninger eller begrense plasseringen av mottakerposisjonene. En styrbar gruppekilde kan overvinne dette problemet. Den koherente bølgefront generert av kildegruppen kan styres hvis avfyringen av hvert element i rekkefølge forsinkes. Styringsvinkelen vil avhenge av graden av forsinkelse av hvert kildeelement. I vann vil f.eks. en tredve graders styring bort fra gruppens normal typisk kreve en forsinkelse på 50 mikrosekunder av hvert gruppeelement adskilt innbyrdes med 3,5 tommer fra senter til senter. Dette kan oppnås ved enten å benytte den samme effektforsterker og å forbinde en tidsforsinkelsesinnretning mellom hvert kildeelement eller ved å benytte flere effektforsterkere og hver med sin uavhengige tidsstyring. The main problem is that the radiation pattern can change to unwanted directions or limit the location of the receiver positions. A controllable group source can overcome this problem. The coherent wavefront generated by the source array can be controlled if the firing of each element in sequence is delayed. The steering angle will depend on the degree of delay of each source element. In water, e.g. a thirty degree steering off the group normal typically requires a delay of 50 microseconds of each group element separated from each other by 3.5 inches center to center. This can be achieved by either using the same power amplifier and connecting a time delay device between each source element or by using several power amplifiers and each with its own independent time control.

Mottakergruppen 20 omfatter åtte mottakerstasjoner som er adskilt innbyrdes vertikalt med 6 tommer, idet hver stasjon har fire mottakerelementer anordnet ved omkretsen med 90° intervaller omkring verktøyet, slik at det samlet fås 32 mottakerelementer. Signalet detektert ved hvert element registreres separat, og signalene mottatt av gruppen analyseres for å skaffe retningen og avstanden av de reflekterende strukturer fra borehullet. The receiver group 20 comprises eight receiver stations which are separated from each other vertically by 6 inches, each station having four receiver elements arranged at the circumference at 90° intervals around the tool, so that a total of 32 receiver elements are obtained. The signal detected at each element is recorded separately, and the signals received by the group are analyzed to obtain the direction and distance of the reflective structures from the borehole.

Arrangementet av sender- og mottakergruppene beskrevet ovenfor er for tiden foretrukket. Andre konfigurasjoner som kan være egnet, er vist skjematisk på fig. 5a-d. Fig. 5a viser en sentral sendergruppe Ta med mottakergrupper Ra anordnet på hver side av seg. Fig. 5b viser den omvendte situasjon med sendergrupper Tb en på hver side av mottakergruppen Rb, fig. 5c viser en gruppe av interfolierte sender- og mottakerelementer Tc; Rc, og fig. 5d viser en gruppe av felles sender- og mottakerelementer Trd. I hvert av disse tilfeller vil rørbølgesvekkere (ikke vist) være anbragt på hver ende av gruppen som vist på fig. 4. The arrangement of the transmitter and receiver groups described above is currently preferred. Other configurations which may be suitable are shown schematically in fig. 5a-d. Fig. 5a shows a central transmitter group Ta with receiver groups Ra arranged on either side of it. Fig. 5b shows the reverse situation with transmitter groups Tb one on each side of the receiver group Rb, fig. 5c shows an array of interleaved transmitter and receiver elements Tc; Rc, and fig. 5d shows a group of common transmitter and receiver elements Trd. In each of these cases, pipe wave attenuators (not shown) will be placed at each end of the group as shown in fig. 4.

Fig. 2 viser forskjellige hendelser som vil registreres i en typisk refleksjonsundersøkelse av et borehull. Horisontalaksen er sender-mottakeravviket, vertikalaksen er tiden og plottet viser beregnede teoretiske bølgeformer av bare direkte bølger. Kurvene, markert 5 fot, 10 fot, 30 fot, tegnet på bølgeformene som representerer stedene for refleksjonene på grunn av reflektorer parallelle til borehullaksen ved tilsvarende avstander. Det er i dette tidsforskjøvede rom to vinduer som ikke er maskert av store direkte bølger. Det tidlige vindu med stort avvik er det firkantede område (markert X på fig. 2) mellom kompresjons- og skjærrefraksjonsbølgenes ankomst. Det sene tidsvindu med lite avvik er den nedre høyre del av plottet som følger etter borehullmodene (markert Y på fig. 2). Den foreliggende oppfinnelse er basert på den mest effektive bruk av vinduet med lite avvik. Fig. 2 shows various events that will be recorded in a typical reflection survey of a borehole. The horizontal axis is the transmitter-receiver deviation, the vertical axis is time and the plot shows calculated theoretical waveforms of direct waves only. The curves, marked 5 ft., 10 ft., 30 ft., drawn on the waveforms represent the locations of the reflections due to reflectors parallel to the borehole axis at corresponding distances. In this time-shifted room, there are two windows that are not masked by large direct waves. The early window with large deviation is the square area (marked X in Fig. 2) between the arrival of the compression and shear fraction waves. The late time window with little deviation is the lower right part of the plot that follows the borehole modes (marked Y in Fig. 2). The present invention is based on the most efficient use of the window with little deviation.

Den foreliggende oppfinnelse benytter små sender-mottakeravvik (separasjon av nærmeste sender og mottaker) sammenlignet med kjent teknikk. Avvik velges slik at refleksjonene ankommer ved mottakerne etter de direkte bølger. I dette sene vindu med lite avvik overlapper ikke refleksjonene de direkte bølger uansett avstanden fra borehullet til reflektoren. Følgelig er avbildningsavstanden bortenfor borehullet vesentlig forbedret. Da rørbølgene ikke er av betydning i dette vindu, kan kilder med lavere frekvenser (så lave som nødvendige) benyttes til å redusere svekking, idet dette ytterligere øker rekkevidden. Det laveste avvik som kan oppnås, er begrenset av de fysiske krav til verktøyet og kan være så lite som 0,5 fot avhengig av den benyttede sender- og mottakerkonfigurasjon. The present invention uses small transmitter-receiver deviations (separation of the nearest transmitter and receiver) compared to known technology. Deviations are chosen so that the reflections arrive at the receivers after the direct waves. In this low deviation late window, the reflections do not overlap the direct waves regardless of the distance from the borehole to the reflector. Consequently, the imaging distance beyond the borehole is significantly improved. As the tube waves are not important in this window, sources with lower frequencies (as low as necessary) can be used to reduce attenuation, as this further increases the range. The lowest deviation that can be achieved is limited by the physical requirements of the tool and can be as little as 0.5 feet depending on the transmitter and receiver configuration used.

Fremgangsmåten med vindu med stort avvik, som beskrevet ovenfor i relasjon til kjent teknikk, begrenser sterkt avbildningsrekkevidden for reflektorer bortenfor borehullet. Dette skyldes flere grunner. For det første er i de fleste tilfeller dette vindu avsluttet av skjærrefraksjonsbølgen og rørbølger som typisk er meget større enn de reflekterte kompresjonsbølger. The large deviation window method, as described above in relation to the prior art, severely limits the imaging range of reflectors beyond the borehole. This is due to several reasons. Firstly, in most cases this window is closed by the shear fractional wave and pipe waves which are typically much larger than the reflected compressional waves.

For en reflektor parallell til borehullaksen er ankomsttiden for en kompresjonsbølgerefleksjon tilnærmet gitt av For a reflector parallel to the borehole axis, the arrival time for a compression wave reflection is approximately given by

hvor range er avstanden fra reflektoren til borehullet, offset er sender-mottakeravviket og vp er kompresjonsbølgehastigheten. De direkte skjærbølgeankomsttider som definerer slutten på avbildningsvinduet, er gitt av Den fra borehullet maksimale avstand som kan avbildes med fremgangsmåten med stort avvik, fås ved å sette ligning (1) lik ligning (2) og løse med hensyn på rekkevidde, hvilket gir where range is the distance from the reflector to the borehole, offset is the transmitter-receiver deviation and vp is the compression wave velocity. The direct shear wave arrival times that define the end of the imaging window are given by The maximum distance from the borehole that can be imaged with the large deviation method is obtained by setting equation (1) equal to equation (2) and solving with respect to range, which gives

For eksempel er maksimumrekkevidden for en typisk verdi av -v5<->=1,73,1 For example, the maximum range for a typical value of -v5<->=1.73.1

gitt av rangemaks« 0,7 offset. På mer generell form representerer vsovenfor hastigheten til den første dominerende direkte bølge som følger etter kompresjonsrefraksjonsbølgen. Denne fremgangsmåte som benyttes av den foreliggende oppfinnelse som gjør bruk av vinduer med lite avvik, har ikke noen maksimal rekkeviddebegrensning på grunn av en eventuell direkte bølgeankomst fordi refleksjonene er plassert bak dem. Det has imidlertid en minimumsbegrensning av rekkevidde. Som angitt på fig. 2, kan refleksjoner fra meget nære reflektorer maskeres av ringingen av de direkte bølger. Varigheten av ringingen er omvendt proporsjonal med båndbredden til den direkte bølge, og den avhenger i høy grad av innsamlingsparameterne så som senderens spektralutgangssignal. Resonansfrekvensene til de interfererende direkte bølger bør unngås for å redusere ringevarigheten. For et medium med given by rangemax« 0.7 offset. In more general form, vs above represents the velocity of the first dominant direct wave that follows the compressional refraction wave. This method used by the present invention, which makes use of windows with a small deviation, has no maximum range limitation due to a possible direct wave arrival because the reflections are placed behind them. However, there is a minimum range limitation. As indicated in fig. 2, reflections from very close reflectors can be masked by the ringing of the direct waves. The duration of the ringing is inversely proportional to the bandwidth of the direct wave, and it depends to a large extent on the acquisition parameters such as the spectral output of the transmitter. The resonant frequencies of the interfering direct waves should be avoided to reduce the ring duration. For a medium with

en kompresjonshastighet på 10000 fot/s (100 us/fot) er minimumrekkevidden omtrent 5 fot for en båndbredde på 1 kHz og 10 fot for en båndbredde på 500 Hz. a compression rate of 10000 ft/s (100 us/ft) the minimum range is approximately 5 ft for a 1 kHz bandwidth and 10 ft for a 500 Hz bandwidth.

Den annen grunn til denne rekkeviddebegrensning has fremgangsmåten med stort avvik er den raske reduksjon i amplitudene til de reflekterte bølger på The second reason for this range limitation of the large deviation method is the rapid reduction in the amplitudes of the reflected waves

grunn av geometrisk spredning og svekking. Amplitudereduksjonen på grunn av geometrisk spredning er omtrent proporsjonal med den totale avstand som er gjennomløpt av eller ankomsttiden til den reflekterte hendelse. Som vist på fig. 2, blir ved for stort avvik refleksjonsstråleveien lengre og følgelig due to geometric dispersion and attenuation. The amplitude reduction due to geometric scattering is approximately proportional to the total distance traveled by or the arrival time of the reflected event. As shown in fig. 2, if the deviation is too large, the reflection beam path becomes longer and consequently

minker amplituden. Amplitudereduksjonen med store avvik på grunn av svekking kan være enda mer vesentlig enn den geometriske spredning. Avhengigheten mellom amplitudene til de reflekterte bølger og svekking, frekvens og avstand er gitt av decreases the amplitude. The amplitude reduction with large deviations due to attenuation can be even more significant than the geometric spread. The dependence between the amplitudes of the reflected waves and attenuation, frequency and distance is given by

hvor/er frekvensen, d er refleksjonsstråleveien og Q er et tall som representerer svekkingsegenskapene til et medium, g-verdien kan variere betydelig, fra 5 for et sterkt svekkende medium til 100 for et ideelt ikke-svekkende medium. Den ovenstående ligning viser at amplitudereduksjonen på grunn av svekking øker eksponensielt med den reflekterte hendelsesforplantningsveilengde som øker med avviket. Denne ligning angir også at bruk av små avvik og lave frekvenser er spesielt avgjørende for avbildning i formasjoner med langsom og lav Q, hvor produktet vpQ kan være meget lite. Frekvensene som benyttes, kan variere fra 100 Hz (eller mindre) for avbildning med lang rekkevidde i svekkende medium, til 20 kHz (eller høyere) for avbildning med kort rekkevidde og høy oppløsning i ikke-svekkende medium. where / is the frequency, d is the reflection ray path and Q is a number representing the attenuation properties of a medium, the g value can vary considerably, from 5 for a highly attenuating medium to 100 for an ideal non-attenuating medium. The above equation shows that the amplitude reduction due to attenuation increases exponentially with the reflected event propagation path length which increases with the deviation. This equation also indicates that the use of small deviations and low frequencies is particularly crucial for imaging in formations with slow and low Q, where the product vpQ can be very small. The frequencies used can vary from 100 Hz (or less) for long-range imaging in attenuating medium, to 20 kHz (or higher) for short-range, high-resolution imaging in non-attenuating medium.

En annen fordel med små sender-mottakeravvik er at refleksjonene blir enklere (dvs. lettere tolkbare) og sterkere etter hvert som avvikene minker. Punktkilder, i borehullfluid eller festet til borehullveggen, genererer både kompresjons- og skjærbølgestråling inn i mediet. Spesielle former av strålingsmønstrene avhenger av medium- og borehullfluidegenskapene, men det er noen egenskaper som er felles for alle tilfeller. Kompresjonsstrålingen er maksimal i retningen perpendikulær på borehullaksen (borehullnormal) og avtar etter hvert som vinkelen til borehullnormalen øker. På grunn av resiprositet er mottaksmønsteret ved en mottaker det samme som strålingsmønsteret til en kilde. Følgelig forløper den kombinerte virkning i refleksjonsmåling som kvadratet av strålingsmønsteret. Som angitt på fig. 2 kommer stråleveier for reflektert bølge nærmere borehullnormalen både ved kilde og mottakere ved små avvik og gir amplitudeøkninger i refleksjonene. Another advantage of small transmitter-receiver deviations is that the reflections become simpler (ie easier to interpret) and stronger as the deviations decrease. Point sources, in borehole fluid or attached to the borehole wall, generate both compression and shear wave radiation into the medium. Particular shapes of the radiation patterns depend on the medium and borehole fluid properties, but there are some properties common to all cases. The compression radiation is maximum in the direction perpendicular to the borehole axis (borehole normal) and decreases as the angle to the borehole normal increases. Because of reciprocity, the reception pattern at a receiver is the same as the radiation pattern of a source. Consequently, the combined effect in reflectance measurement proceeds as the square of the radiation pattern. As indicated in fig. 2, ray paths for reflected waves come closer to the borehole normal both at source and receivers at small deviations and give amplitude increases in the reflections.

På fig. 2 er ankomsttidene for refleksjonene for enkelthets skyld representert bare av en kurve pr. reflektor. I elastiske medier, såsom underjordiske formasjoner, has det fire reflekterte hendelser forbundet med hver reflektor. Fig. 3 viser slike typiske hendelser på grunn av en enkelt reflektor parallell til borehullaksen. Det er fire refleksjonshendelser som representerer kombinasjoner av innfallende P (kompresjon) eller S (skjær) og reflektert P eller S. Refleksjoner fra P til P blir sterkere ved små avvik delvis på grunn av strålingsmønsteret og delvis på grunn av refleksjonskoefifsientvariasjoner avhengig av reflektorens innfallsvinkel. En viktig iakttagelse er at de reflekterte hendelser bortsett fra P til P forsvinner ved små avvik og etterlater bare en sterk hendelse som refleksjonen fra en grenseflate. Dette gjør de registrerte bølgeformer ved små avvik meget enklere å prosessere og tolke. In fig. 2, the arrival times for the reflections are, for the sake of simplicity, represented only by one curve per reflector. In elastic media, such as underground formations, there are four reflected events associated with each reflector. Fig. 3 shows such typical events due to a single reflector parallel to the borehole axis. There are four reflection events representing combinations of incident P (compression) or S (shear) and reflected P or S. Reflections from P to P become stronger at small deviations partly due to the radiation pattern and partly due to reflection coefficient variations depending on the angle of incidence of the reflector. An important observation is that the reflected events apart from P to P disappear at small deviations and leave only a strong event such as the reflection from an interface. This makes the recorded waveforms for small deviations much easier to process and interpret.

En annen fordel med konfigurasjonen med lite avvik er anvendelsen i forede borehull hvor metoden med stort avvik kan svikte fullstendig. I jorede borehull has det i tillegg til direkte ankomster som foreligger i åpne borehull, foringsmoder som kunne forplante seg med hastigheter lik eller større enn kompresjonsrefraksjonsbølgens. Disse bølger kunne dominere avbildningsvinduet med stort avvik mellom kompresjons- og skjærrefraksjonsbølgene og maskere refleksjoner med mindre amplitude. Graden av "ringing" (dvs. tidsvarigheten) til disse moder avhenger av tilstanden til sementen som binder foringen til formasjonen, idet denne tilstanden vanligvis ikke lar seg predikere. Det sene avbildningsvindu med lite avvik bak stoneley- og skjærbølgene kan benyttes til avbildning, til og med i forede borehull. Det vil være en minimumrekkevidde (f.eks. 5-10 fot) som beskrevet tidligere, avhengig av båndbredden til foringsmodene ved korte avvik. Another advantage of the low deviation configuration is its application in lined boreholes where the high deviation method can fail completely. In moored boreholes, in addition to direct arrivals that exist in open boreholes, there are casing modes that could propagate with speeds equal to or greater than that of the compression-refraction wave. These waves could dominate the imaging window with a large discrepancy between the compressional and shear fractional waves and mask smaller amplitude reflections. The degree of "ringing" (ie the duration) of these modes depends on the condition of the cement that binds the casing to the formation, this condition usually not being predictable. The late imaging window with little deviation behind the Stoneley and shear waves can be used for imaging, even in lined boreholes. There will be a minimum range (eg 5-10 feet) as described earlier, depending on the bandwidth of the liner modes at short deviations.

Signalene mottatt av mottakerelementene behandles i alt vesentlig på samme måte som signaler mottatt av elementene i en seismisk gruppe, og et bilde dannes med bruk av de samme teknikker. Således kan et bilde dannes langs borehullaksen (dybdeakse) og asimutalt omkring borehullet. The signals received by the receiver elements are processed in essentially the same way as signals received by the elements of a seismic array, and an image is formed using the same techniques. Thus, an image can be formed along the borehole axis (depth axis) and azimuthally around the borehole.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte til å kjennetegne en underjordisk formasjon som omgir et borehull, karakterisert ved at den omfatter a) å sende et akustisk signal fra et sendersted i borehullet slik at det stråles i det minste delvis inn i formasjonen og reflekteres tilbake til borehullet fra de reflekterende strukturer i formasjonen, b) å detektere ved et mottakersted ankomster av reflekterte akustiske signaler som finner sted etter ankomsten av akustiske signaler som hovedsakelig er gått direkte fra senderstedet til mottakerstedet, og c) å benytte de detekterte ankomster av de reflekterte signaler til å kjennetegne formasjonen.1. Method for characterizing an underground formation surrounding a borehole, characterized in that it comprises a) sending an acoustic signal from a transmitter location in the borehole so that it is radiated at least partially into the formation and reflected back to the borehole from the reflective structures in the formation, b) to detect at a receiving site arrivals of reflected acoustic signals which take place after the arrival of acoustic signals which have mainly passed directly from the transmitting site to the receiving site, and c) using the detected arrivals of the reflected signals to characterize the formation. 2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at de detekterte ankomster av reflekterte signaler benyttes til å identifisere posisjoner av reflekterende strukturer i formasjonen omkring borehullet.2. Method according to claim 1, characterized in that the detected arrivals of reflected signals are used to identify positions of reflective structures in the formation around the borehole. 3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at deteksjonen av ankomster av reflekterte signaler omfatter deteksjon av kompresjonsbølger.3. Method according to claim 1, characterized in that the detection of arrivals of reflected signals includes the detection of compression waves. 4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at deteksjonen av reflekterte signaler omfatter deteksjon av signaler ved en rekke radiale posisjoner i borehullet slik at retningen til de reflekterende strukturer kan bestemmes.4. Method according to claim 1, characterized in that the detection of reflected signals includes detection of signals at a number of radial positions in the borehole so that the direction of the reflecting structures can be determined. 5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at senderstedet og mottakerstedet hovedsakelig er innbyrdes tilstøtende.5. Method according to claim 1, characterized in that the transmitter site and the receiver site are mainly mutually adjacent. 6. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at trinnet for å sende det akustiske signal omfatter å sende signaler fra en gruppe av sendere ved senderstedet.6. Method according to claim 1, characterized in that the step for sending the acoustic signal comprises sending signals from a group of transmitters at the transmitter location. 7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at deteksjonen av de reflekterte signaler omfatter deteksjon av signalene ved en gruppe av detektorer ved senderstedet.7. Method according to claim 1, characterized in that the detection of the reflected signals includes detection of the signals by a group of detectors at the transmitter location. 8. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at de detekterte ankomster for reflekterte signaler benyttes til å generere et bilde av formasjonen.8. Method according to claim 1, characterized in that the detected arrivals for reflected signals are used to generate an image of the formation. 9. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at senderstedet og mottakerstedet befinner seg ved hovedsakelig samme posisjon i borehullet.9. Method according to claim 1, characterized in that the transmitter site and the receiver site are located at substantially the same position in the borehole. 10. Apparat for å kjennetegne en underjordisk formasjon som omgir et borehull, karakterisert ved at det omfatter et verktøylegeme, en akustisk sender plassert i verktøylegemet, en akustisk mottaker plassert i verktøylegemet og adskilt fra senderen med en liten avstand slik at tiden som et akustisk signal bruker på å gå fra senderen til mottakeren, er mindre enn tiden som et tilsvarende akustisk signal bruker på å gå fra senderen inn i formasjonen, reflekteres fra en struktur i formasjonen og returnere til mottakeren.10. Apparatus for characterizing an underground formation surrounding a borehole, characterized in that it comprises a tool body, an acoustic transmitter located in the tool body, an acoustic receiver located in the tool body and separated from the transmitter by a small distance so that the time as an acoustic signal takes to go from the transmitter to the receiver, is less than the time that a corresponding acoustic signal takes to go from the transmitter into the formation, reflect from a structure in the formation and return to the receiver. 11. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved at senderen omfatter en gruppe av senderelementer.11. Apparatus according to claim 10, characterized in that the transmitter comprises a group of transmitter elements. 12. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved at mottakeren omfatter en gruppe av mottakerelementer.12. Apparatus according to claim 10, characterized in that the receiver comprises a group of receiver elements. 13. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved at det omfatter minst en rørbølgesvekker forbundet med verktøylegemet.13. Apparatus according to claim 10, characterized in that it comprises at least one pipe wave attenuator connected to the tool body. 14. Apparat i henhold til krav 13, karakterisert ved at senderen og mottakeren er anordnet mellom et par av rørbølgesvekkere.14. Apparatus according to claim 13, characterized in that the transmitter and the receiver are arranged between a pair of tube wave attenuators. 15. Apparat i henhold til krav 11, karakterisert ved at elementene i gruppen drives som en fasestyrt gruppe for å overføre et signal inn i formasjonen i en forhåndsbestemt retning.15. Apparatus according to claim 11, characterized in that the elements in the group are operated as a phase-controlled group to transmit a signal into the formation in a predetermined direction. 16. Apparat i henhold til krav 12, karakterisert ved at elementene i gruppen drives som en fasestyrt gruppe for å motta signaler fra en forhåndsbestemt retning.16. Apparatus according to claim 12, characterized in that the elements in the group are operated as a phase-controlled group to receive signals from a predetermined direction. 17. Apparat i henhold til krav 12, karakterisert ved at elementene er anordnet omkring en akse av verktøylegemet.17. Apparatus according to claim 12, characterized in that the elements are arranged around an axis of the tool body. 18. Fremgangsmåte for å avbilde en underjordisk formasjon som omgir et borehull, karakterisert ved at den omfatter a) å sende et akustisk signal fra et sendersted inn i borehullet slik at det minste delvis stråles inn i formasjonen og reflekteres tilbake til borehullet fra reflekterende strukturer i formasjonen, b) å detektere ved et sendersted ankomster av reflekterte akustiske signaler som finner sted etter ankomsten av akustiske signaler som har gått hovedsakelig direkte fra senderstedet til mottakerstedet, og c) å gjenta trinnene a) og b) ved en rekke dybder langs borehullet og benytte de detekterte ankomster av de reflekterte signaler fra hver dybde til å generere et bilde av reflekterende strukturer i formasjonen som omgir borehullet.18. Method for imaging an underground formation surrounding a borehole, characterized in that it comprises a) sending an acoustic signal from a transmitter location into the borehole so that it is at least partially radiated into the formation and reflected back to the borehole from reflective structures in the formation, b) detecting at a transmitter site arrivals of reflected acoustic signals that occur after the arrival of acoustic signals that have passed essentially directly from the transmitter site to the receiver site, and c) repeating steps a) and b) at a number of depths along the borehole and using the detected arrivals of the reflected signals from each depth to generate an image of reflective structures in the formation surrounding the borehole. 19. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert ved at trinnene a) og b) utføres med bruk av et verktøy som omfatter grupper av sender- og mottakerelementer.19. Method according to claim 18, characterized in that steps a) and b) are carried out using a tool that includes groups of transmitter and receiver elements. 20. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert ved at ankomsten av direkte og reflekterte signaler detekteres og bare reflekterte signaler benyttes til å generere bildet.20. Method according to claim 18, characterized in that the arrival of direct and reflected signals is detected and only reflected signals are used to generate the image.