RU2439621C2 - Методика и система для выполнения межскважинных исследований - Google Patents
Методика и система для выполнения межскважинных исследований Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439621C2 RU2439621C2 RU2009128971/28A RU2009128971A RU2439621C2 RU 2439621 C2 RU2439621 C2 RU 2439621C2 RU 2009128971/28 A RU2009128971/28 A RU 2009128971/28A RU 2009128971 A RU2009128971 A RU 2009128971A RU 2439621 C2 RU2439621 C2 RU 2439621C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- well
- downhole
- time
- source
- Prior art date
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
- G01V1/24—Recording seismic data
- G01V1/26—Reference-signal-transmitting devices, e.g. indicating moment of firing of shot
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Заявленное изобретение относится к методике и системе для выполнения межскважинных исследований. В варианте осуществления изобретения методика включает в себя оборудование генератора сейсмических колебаний в первой скважине и сейсмического приемника во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного генератором колебаний. Методика включает в себя привязку генераторов синхронизирующих импульсов в генераторе колебаний и приемнике к общей опорной системе отсчета времени и определение времени в опорной системе отсчета времени, в которое генератор сейсмических колебаний генерирует сейсмическое события. При реализации заявленного изобретения будет достигаться результат, заключающийся в точной индикации начала отсчета времени для каждого сейсмического события, то есть будет реализовываться контроль каротажных инструментов в процессе бурения скважины, а также контроль команд и информации, направляемой от поверхности посредством сейсмических сигналов и/или с помощью применения специальных поверхностных управляемых процессов бурения. 1 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Изобретение, в общем, относится к методике и системе для выполнения межскважинных исследований.
Интенсификация притока в скважину, нагнетание и добыча могут приводить к изменению напряженного состояния пласта, приводящему к разрушению горной породы и высвобождению напряжения. Данное высвобождение напряжения может генерировать сейсмическую энергию как продольных волн, так и со сдвиговой диаграммой направленности. Характер и параметры регистрируемой сейсмической энергии могут давать информацию о механизме разрушения и количестве высвобождаемого напряжения.
Посредством регистрирования микросейсмического события одним или несколькими многокомпонентными датчиками можно осуществить триангуляцию места события. Этим раскрывается информация о геометрии и степени колебания давления, геометрии роста трещины и главное направление напряжения пласта.
Микросейсмический мониторинг гидравлического разрыва пласта, в общем, имеет два главных практических применения. Первым практическим применением является регистрация и определение положения микросейсмического события в режиме реального времени для мониторинга гидравлического разрыва пласта в режиме реального времени. Это позволяет специалисту по скважинным работам интенсификации притока осуществлять мониторинг и регулировать работу гидравлического разрыва пласта на основе наблюдаемой и моделируемой степени роста трещины. Вторым практическим применением является анализ и интерпретация результатов после проведения работы. Данные микросейсмического события можно обрабатывать и интерпретировать для лучшего понимания механизмов и геометрии роста трещины и текущего напряженного состояния пласта. Специалист может использовать данную информацию в планировании дополнительной обработки скважин для интенсификации притока и возможного уплотняющего бурения для улучшения добычи.
Анализ и обработка микросейсмических данных требует высококачественной записи микросейсмических событий как функции времени работы и детального знания подземных скоростей, сжатия и сдвига и количества и природы анизотропии скоростей в слое горной породы. Одним путем для определения количества и природы анизотропии скоростей является использование измерений отходящего вертикального сейсмического профиля (VSP). Вместе с тем, данные измерения могут быть слишком дорогими или могут быть непрактичными для изрезанного рельефа местности. Кроме того, инверсии скоростей под землей могут ограничивать углы падения и, таким образом, не давать завершенной картины анизотропии, присутствующей под землей.
Таким образом, существует настоятельная необходимость создания лучших путей построения и/или калибровки модели скорости распространения сейсмических волн.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В варианте осуществления изобретения методика включает в себя оборудование сейсмического источника в первой скважине и сейсмического приемника во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником. Методика включает в себя привязку генераторов синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу и определение времени в опорном временном интервале, в которое сейсмический источник генерирует сейсмическое события.
В другом варианте осуществления изобретения система включает в себя первую скважину и вторую скважину. Система включает в себя первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину и включающий в себя, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов. Система включает в себя электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.
Преимущества и другие признаки изобретения должны стать ясными из подробного описания, чертежей и формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 схематично показана система скважин обработки и мониторинга согласно варианту осуществления изобретения.
На фиг.2 показана блок-схема последовательности операций методики построения скоростной модели, по меньшей мере, по одному сейсмическому источнику и, по меньшей мере, одному сейсмическому приемнику согласно варианту осуществления изобретения.
На фиг.3 и 4 показаны блок-схемы последовательности операций с более подробной методикой построения скоростной модели согласно варианту осуществления изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В данном документе описаны методики и системы для выполнения межскважинных исследований для целей построения и/или калибровки сейсмических скоростных моделей. Межскважинные исследования, в общем, выполняют посредством создания сейсмического события в одной скважине, называемой «скважина воздействия на пласт», и измерением события в другой скважине, называемой «скважина мониторинга». Для эффективности межскважинных исследований запись сейсмического события скважинным инструментом в скважине воздействия на пласт должна быть точно синхронизирована с записью сейсмического события другим инструментом в скважине мониторинга. Другими словами, должно быть известно время возникновения сейсмического события для получения адекватной скоростной модели. Как описано в данном документе, система, показанная на фиг.1, сконструирована согласно вариантам осуществления изобретения для точной индикации начала отсчета времени для каждого сейсмического события.
В общем, на фиг.1 показана система 10, включающая в себя скважину 12 воздействия на пласт и скважину 40 мониторинга. Оборудование сейсмического мониторинга можно спустить в скважину 40 мониторинга с целью мониторинга ведущегося в скважине 12 воздействия на пласт работ гидроразрыва пласта (то есть с целью микросейсмического мониторинга гидравлического разрыва пласта). Вместе с тем, до проведения такого мониторинга первым делом разрабатывают сейсмическую скоростную модель, характеризующую пласт (пласты) между скважинами 12 и 40.
Как показано на фиг.1, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважины 12 и 40 могут быть обсаженными, и, таким образом, в них могут установить соответствующие обсадные колонны 16 и 44. Вместе с тем, следует заметить, что система и методики, раскрытые в данном документе, можно использовать в необсаженных стволах скважин согласно другим вариантам осуществления изобретения. Дополнительно к этому, хотя скважины 12 и 40 показаны, как подземные скважины пробуренные с суши, следует заметить, что согласно друг вариантам осуществления изобретения, системы и методики, раскрытые в данном документе, можно применять в подводных скважинах. Таким образом, множество изменений возможно в объеме прилагаемой формулы изобретения.
Для целей выполнения межскважинных исследований скважинный инструмент 20 сейсмического источника спускают в скважину 12 воздействия на пласт в известное положение установки. При включении в работу скважинный инструмент 20 сейсмического источника производит «подрыв» или сейсмическое событие, измеряемое скважинным инструментом 15 с сейсмическим приемником, расположенным в скважине 40 мониторинга. Более конкретно, сейсмическая энергия, записанная скважинным инструментом 15 с сейсмическим приемником, является результатом сейсмической волны, генерируемой скважинным инструментом 20, после прохождения через окружающий пласт (пласты) и отражения от него (от них). Записанная сейсмическая энергия является функцией реагирования пласта, реагирования датчика и реагирования записывающего измерительного прибора.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинные инструменты 20 и 50 могут быть инструментами, спускаемыми на забой скважины на каротажных кабелях 19 и 64 соответственно. Следует заметить, что данные механизмы спуска в скважину являются только примерами, поскольку другие механизмы спуска в скважину (такие как трубная колонна, например) можно использовать согласно другим вариантам осуществления изобретения.
Точность, с которой возможна триангуляция места регистрируемого микросейсмического события, зависит от геометрии и качества источника и приемника и отношения сигнал-помеха (SNR) измерения. Методика многоскважинного мониторинга, используемая в системе 10, потенциально предлагает повышенную точность определения положения и лучший расчет механизма источника в сравнении с устройством мониторинга одиночной скважины.
С целями определения положения сейсмических событий посредством анализа трехкомпонентной диаграммы смещения частиц можно определить ориентацию скважинного инструмента. В микросейсмических исследованиях используют запись эталонного взрыва ориентации. Посредством записи и анализа высококачественного межскважинного взрыва можно точно рассчитать ориентацию скважинного инструмента.
Записанные межскважинные взрывы также дают информацию для калибровки скоростной модели. Оптимальная калибровка требует возможности знания начала отсчета времени каждого сейсмического события, генерируемого скважинным инструментом 20 сейсмического источника. Согласно вариантам осуществления изобретения, описанным в данном документе, для целей определения абсолютного времени, в которое скважинный инструмент 20 генерирует сейсмическое событие, система 10 привязывает генераторы 26 и 58 синхронизирующих импульсов скважинных инструментов 20 и 50 соответственно к сигналу опорного генератора синхронизирующих импульсов. Таким образом, хотя скважины 12 и 40 могут быть связаны с независимыми наземными системами 34 и 70 соответственно, работа скважинных инструментов 20 и 50 привязана к одному временному интервалу. По такой методике известно абсолютное время, в которое скважинный инструмент 20 инициирует сейсмическое событие, тем самым, что обеспечивает оптимальную калибровку скоростной модели.
Более конкретно, как показано на фиг.2, связанной с фиг.1, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения методика 80 включает в себя оборудование (блок 84) генератора синхронизирующих импульсов вблизи скважинного сейсмического источника в скважине воздействия на пласт и оборудование (блок 88) генератора синхронизирующих импульсов вблизи группы скважинных сейсмических приемников в скважине мониторинга. Время, указанное генераторами синхронизирующих импульсов, привязывается к опорному временному интервалу, согласно блоку 92. Затем определяется время в опорном временном интервале, в которое сейсмический источник инициирует сейсмическое событие, согласно блоку 96. Заданный момент времени инициирования используют в генерировании скоростной модели, согласно блоку 98.
Как также показано на фиг.1, использование межскважинного сейсмического мониторинга решает традиционные проблемы разработки точной и подходящей скоростной модели. Например, традиционно сложным является получение данных для расчета скорости поперечной волны в пласте. Более конкретно, микросейсмические события обычно имеют диапазон от десятков Гц до сотен Гц. Данный сигнал имеет относительно высокую частоту по сравнению сейсмическими сигналами и относительно низкую частоту при сравнении со звуковыми сигналами. При этом реализуется длина волны порядка от нескольких метров до десятков метров. Любая скоростная модель должна иметь масштаб, аналогичный преобладающей длине волны.
Для практического применения микросейсмики скоростные модели, выведенные из сейсмических измерений, часто будут слишком грубыми, и модели, выведенные из диаграмм ультразвукового каротажа, должны быть сглажены или блокированы для соответствия преобладающей длине волны.
Для группы мониторинга одиночной скважины, или в варианте многоскважинного эксперимента, записанные вступления микросейсмической волны должны часто следовать траектории косого луча. Скорость в пласте может быть зависимой от направления, или анизотропной, в особенности в случае пластов глинистых сланцев. В случае если информация имеется в наличии, анизотропию учитывают в модели. Калиброванная анизотропная скоростная модель может быть составлена из диаграммы ультразвукового каротажа и данных сейсмокаротажа вертикального сейсмического профиля (VSP). В общем, информация по продольной волне и сдвигу выводится из калиброванных/удлиненных ультразвуковых каротажных диаграмм, и параметры анизотропии рассчитывают по данным коррекции или данных бокового вертикального сейсмического профиля (VSP). Способ определения анизотропии по данным коррекции или бокового вертикального сейсмического профиля (VSP) является хорошо отработанным способом (или набором способов) для определения информации по скорости в широком диапазоне углов распространения, нужной для надежного определения положения микросейсмического события. Кроме того, что в некоторых случаях способ слишком дорог, существует, по меньшей мере, два сценария, когда он может стать менее эффективным: а) при изрезанном рельефе местности, ограничивающем доступность и обуславливающем сейсмические статические проблемы; и б) когда имеется инверсия скоростей (например, при глинистом сланце с малой скоростью под песчаником с высокой скоростью), предотвращающая любую близкую к горизонтальной направленность (распространение).
Таким образом, межскважинная система и методика, описанная в данном документе, преодолевает традиционные проблемы, особенно когда время генерирования скважинным инструментом 20 сейсмического источника сейсмического события известно.
Обращаясь к более специфическим подробностям, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения генераторы 26 и 58 синхронизирующих импульсов являются счетчиками, каждый из которых отсчитывает текущее время для своего соответствующего скважинного инструмента 20 или 50. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинный инструмент 20, 50 передает данные отсчета времени на связанную с ним наземную систему. В этом отношении согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинный инструмент 20 периодически передает данные (через свой интерфейс 22 телеметрии и проводную линию 19) отсчетов времени на наземную систему 34. Аналогично, периодически скважинный инструмент 50 передает данные (через свой интерфейс 52 телеметрии и проводную линию 64) отсчетов времени на наземную систему 70.
Наземные системы 34 и 70 являются, в общем, независимыми друг от друга. Вместе с тем, каждая наземная система 34, 70 принимает сигнал со спутника глобальной системы позиционирования (GPS), сигнал, содержащий сигнал единого гринвичского времени, сохраняющийся, как отсчет времени в формате «UTC» в наземной системе 34, 70. Отсчет времени в формате UTC, таким образом, отсчитывает единое гринвичское время наземной системе 34, 70. Таким образом, наземные системы 34 и 70 согласно вариантам осуществления изобретения содержат счетчики 36 и 72 времени в формате UTC, синхронизированные по принимаемому времени в формате UTC.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения каждая наземная система 34 привязывает отсчет времени связанного с ним скважинного инструмента к счетчику 38 времени работы (для наземной системы 34) или к счетчику 74 (для наземной системы 70). Счетчик 38, 74 времени работы, в общем, синхронизирован по времени и частоте со временем связанного с ним скважинного инструмента. Таким образом, счетчик 38 времени работы синхронизирован с генератором 26 синхронизирующих импульсов, счетчик 74 времени работы синхронизирован с генератором 58 синхронизирующих импульсов. Наземная система 34, 70, в свою очередь, привязывает время, указываемое счетчиками 38, 74 времени работы, к времени в формате UTC. В результате, время, которое передается по связи между иначе независимыми наземными системами 34 и 70, привязано к одному опорному временному интервалу.
В качестве более конкретного примера, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения скважинный инструмент 20 сейсмического источника может содержать стреляющий перфоратор 28, который может выполнять двойную функцию образования соответствующих перфорационных каналов (таких как приведенные в качестве примера перфорационные каналы 30) в окружающем пласте и генерирования сейсмических событий. Когда подрывается группа перфорирующих зарядов стреляющего перфоратора 28, это создает сейсмическое событие, которое может регистрировать, по меньшей мере, один датчик 27 скважинного инструмента 20, а также группа датчиков скважинного инструмента 50 с сейсмическим приемником. Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения осуществляется связь скважинного инструмента 20 с наземной системой 34 с целью отсчета времени в формате UTC для подрыва стреляющего перфоратора 28. Время подрыва в формате UTC может затем сообщаться наземной системой 34 на наземную систему 70, которая затем сообщает время подрыва в формате UTC на скважинный инструмент 50. Следует заметить, что наземная система 70 может осуществить перепривязку времени в формате UTC к временному интервалу скважинного инструмента 50 согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. Таким образом, абсолютное время подрыва становится известным обеим наземным системам 34 и 70, и скважинный инструмент 50 может начинать свою запись во время подрыва в формате UTC.
Следует заметить, что в скважинном инструменте 20 сейсмического источника можно использовать вместо стреляющего перфоратора другое устройство для генерирования сейсмических событий согласно другим вариантам осуществления изобретения. При этом скважинный инструмент 20 может использовать неперфорирующий заряд или другой сейсмический источник. Дополнительно к этому скважинный инструмент 20 сейсмического источника может использовать непробивающие кумулятивные заряды для генерирования сейсмических событий. Таким образом, возможно множество изменений в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.
Теперь рассматривая более специфические детали, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения используют асинхронную передачу данных в скважинной телеметрии с целями достижения требуемых высоких скоростей передачи данных. С асинхронной телеметрией шина передачи данных и кабельной телеметрии - каждая является полностью асинхронной. Поэтому синхронный сигнал синхронизации отсутствует. Вместо этого интерфейсы 22 и 52 скважинной телеметрии и наземные системы 34 и 70 соответственно регулярно синхронизируют свои генераторы синхронизирующих импульсов, не только частоту, но также по эквиваленту генератора синхронизирующих импульсов. Конкретнее, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения интерфейс 22, 52 телеметрии генерирует «рамочную команду пуска» при каждом сбросе данных ниже 12 бит (для примера) связанного с ним генератора 26, 56 синхронизирующих импульсов. Это может происходить каждые 16 миллисекунд (для примера). После приема данной команды контроллер скважинного инструмента 20, 50 генерирует РАМОЧНЫЙ импульс. Посмотрев на данный импульс, скважинный инструмент 20, 50 распознает (по меньшей мере) сброс счета 12 бит, как в компонентах наземной, так и скважинной телеметрии. При таком способе синхронизация счетчика генератора синхронизирующих импульсов не хуже чем +/-32 микросекунды (для примера).
Регулярно после регистрации РАМОЧНОГО импульса интерфейс 22, 52 скважинной телеметрии отправляет сообщение по каналу исходящей связи, содержащее свое собственное значение генератора синхронизирующих импульсов на поверхность скважины. Наземное программное обеспечение, исполняющееся на наземных системах 34 и 70, принимает его вместе с временной меткой. Посредством этого наземное программное обеспечение может коррелировать счетчик генератора синхронизирующих импульсов скважинного инструмента и счетчик генератора синхронизирующих импульсов счетчика времени работы.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения сейсмический скважинный инструмент 20 может иметь цифровое управление с поверхности и может точно устанавливаться на любой глубине. Дополнительно к этому скважинный инструмент 20 сейсмического источника можно переставлять для повторного включения в работу сейсмического источника на нескольких глубинах, не требуя извлечения из скважины. Датчик 27 скважинного инструмента 20 сейсмического источника может быть использован для измерения времени подрыва источника и может представлять собой акселерометр или гидрофон согласно некоторым вариантам осуществления изобретения. Дополнительно к этому скважинный инструмент 20 сейсмического источника может быть способен ориентировать стреляющий перфоратор 28 управления диаграммой направленности источника и режимами распространения. Дополнительно к этому, в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения, скважинный инструмент 20 сейсмического источника может иметь другие датчики для сбора других данных, таких как давление и/или температура в стволе скважины.
Датчик 27 можно использовать согласно некоторым вариантам осуществления изобретения для регистрации времени включения в работу источника. В таком случае сигнал, записанный датчиком 27, может иметь форму пика или всплеска. Начало всплеска, в свою очередь, можно идентифицировать с целями точной идентификации времени включения в работу источника. Следует заметить, что время включения в работу источника можно идентифицировать с использованием других методик согласно другим вариантам осуществления изобретения. Например, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения время включения в работу источника можно регистрировать по ускорению колонны инструмента, обусловленному детонацией источника; пику давления в стволе скважины, обусловленного включением в работу источника; или потере целостности электроцепи, когда выделенный чувствительный провод разрушается детонацией. Как альтернатива измерению синхронизации, следующему за событиями, импульс взрыва можно передавать в заданное время на взрыватель с точно управляемыми параметрами синхронизации. Таким образом, многие изменения возможны и находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения одна из наземных систем 74 и 70 или отдельная система может инвертировать записанные данные и строить анизотропные скоростные модели. Для выполнения данного моделирования система может выполнять следующую последовательность операций. Первыми можно загрузить дипольные ультразвуковые каротажные диаграммы и по этим диаграммам можно разработать сглаженную упругую модель. Затем можно считывать длительности взрыва при перфорировании; и затем применяют методику решения обратной кинематической задачи, специально разработанную для мониторинга геометрии гидравлического разрыва пласта, с целями разработки скоростной модели.
Фиг.3 и 4 вместе показывают блок-схему последовательности операций, которую можно использовать для целей разработки скоростной модели, с использованием данных межскважинных сейсмических исследований, записанных на разных глубинах. В частности, на фиг.3 показан первый участок 150А методики, и на фиг.4 показан остальной участок 150В.
На фиг.3, согласно методике, скважинный инструмент 50 с сейсмоприемником развернут в скважине мониторинга согласно блоку 154. Скважинный инструмент 20 сейсмического источника развернут в скважине воздействия на пласт согласно блоку 158. Затем предпринимаются измерения (блок 162) для обеспечения того, чтобы наземные системы 34 и 70 были замкнуты на время формата UTC и отслеживали его.
Следующей выполняют передачу данных (блок 166) от скважины 12 воздействия на пласт на скважину мониторинга 40 по назначенному времени подрыва; и затем передается команда на подрыв стреляющего перфоратора 28 согласно блоку 166. В некоторых вариантах осуществления изобретения назначенное время подрыва переводится во временной интервал скважинного инструмента 50 с сейсмоприемником, и данные сообщаются на скважинный инструмент 50 с целями регулирования точного времени, в которое скважинный инструмент 50 начинает запись сейсмического события. Сейсмические данные, генерируемые во время события, затем сообщаются (блок 170) с обоих скважинных инструментов 20 и 50 на поверхность и сохраняются с временными метками.
Как показано на фиг.4, если принято решение (ромб 174), что сейсмические данные подлежат сбору на другой глубине, то скважинные инструменты 20 и 50 перемещаются на новую глубину согласно блоку 178, и управление возвращается на блок 162 для повторения блоков 162, 166 и 170. В ином случае, если измерения завершены, скважинный инструмент 20 перемещается из скважины 12 согласно блоку 182. Ориентацию датчика скважинного инструмента 50 можно затем определить (блок 186) по анализу поляризации. Затем строится или калибруется скоростная модель согласно блоку 190. Перфорирование и/или положения зарядов затем пересчитываются (блок 194) и перекрестие проверяются. На основании результатов блока 194 можно выполнить дополнительные корректировки скоростной модели согласно блоку 198.
Хотя настоящее изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся выгодами настоящего изобретения, должны быть ясны его многочисленные модификации и изменения. Прилагаемая формула изобретения направлена на охват всех таких модификаций и изменений, соответствующих сущности и объему настоящего изобретения.
Claims (17)
1. Способ проведения межскважинных исследований, в котором:
обеспечивают источник в первой скважине и сейсмический приемник во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником, причем источник имеет первый генератор синхронизирующих импульсов, и приемник имеет второй генератор синхронизирующих импульсов;
привязывают генераторы синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу; и,
определяют время в опорном временном интервале, в котором сейсмический источник генерирует сейсмическое событие, причем источник содержит первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов, приемник содержит второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов, и действие синхронизации генераторов синхронизирующих импульсов содержит:
на поверхности первой скважины синхронизацию первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов;
на поверхности второй скважины синхронизацию второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и
синхронизацию первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов.
обеспечивают источник в первой скважине и сейсмический приемник во второй скважине для регистрации сейсмического события, обусловленного источником, причем источник имеет первый генератор синхронизирующих импульсов, и приемник имеет второй генератор синхронизирующих импульсов;
привязывают генераторы синхронизирующих импульсов в источнике и приемнике к общему опорному временному интервалу; и,
определяют время в опорном временном интервале, в котором сейсмический источник генерирует сейсмическое событие, причем источник содержит первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов, приемник содержит второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов, и действие синхронизации генераторов синхронизирующих импульсов содержит:
на поверхности первой скважины синхронизацию первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов;
на поверхности второй скважины синхронизацию второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и
синхронизацию первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий синхронизацию записи сейсмическим приемником по времени.
3. Способ по п.2, в котором действие синхронизации содержит обуславливание времени, в которое сейсмический источник включается в работу, чтобы оно было, по существу, одинаковым со временем, в которое приемник включается в работу для записи события.
4. Способ по п.1, в котором действие синхронизации первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов содержит синхронизацию каждого первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов с сигналом генератора синхронизирующих импульсов, полученным со спутника.
5. Способ по п.1, в котором действие привязки содержит: периодическое сообщение отсчета первого скважинного генератора синхронизирующих импульсов на поверхность скважины.
6. Способ по п.1, в котором действие обеспечения источником содержит обеспечение стреляющим перфоратором.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий использование записи сейсмических событий для генерирования анизотропной скоростной модели.
8. Способ по п.1, в котором сейсмический приемник является частью группы сейсмических приемников, в которой привязка содержит:
синхронизацию записи сейсмических событий группой.
синхронизацию записи сейсмических событий группой.
9. Способ по п.1, в котором используют систему, содержащую:
первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину, первый скважинный инструмент, содержащий, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов;
второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину, причем второй скважинный инструмент, содержит, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов; и,
электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к общему опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.
первый скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска в первую скважину, первый скважинный инструмент, содержащий, по меньшей мере, один сейсмический источник и первый скважинный генератор синхронизирующих импульсов;
второй скважинный инструмент, выполненный с возможностью спуска во вторую скважину, причем второй скважинный инструмент, содержит, по меньшей мере, один сейсмический приемник и второй скважинный генератор синхронизирующих импульсов; и,
электрическую схему для привязки первого и второго скважинных генераторов синхронизирующих импульсов к общему опорному генератору синхронизирующих импульсов для определения времени, в которое первый скважинный инструмент генерирует сейсмическое событие.
10. Способ по п.9, в котором электрическая схема выполнена с возможностью синхронизации записи сейсмического события упомянутым, по меньшей мере, одним сейсмическим приемником со временем, в которое упомянутый, по меньшей мере, один сейсмический источник генерирует сейсмическое событие.
11. Способ по п.9, в котором электрическая схема синхронизирована для обуславливания времени, в которое упомянутый, по меньшей мере, один сейсмический источник включается в работу, чтобы оно было, по существу, одинаковым со временем, в которое упомянутый, по меньшей мере, сейсмический приемник включается в работу для записи сейсмического события.
12. Способ по п.9, в котором электрическая схема содержит: первую электрическую цепь, расположенную на поверхности первой скважины, для синхронизации первого наземного генератора синхронизирующих импульсов с первым скважинным генератором синхронизирующих импульсов; и вторую электрическую цепь, расположенную на поверхности второй скважины, для синхронизации второго наземного генератора синхронизирующих импульсов со вторым скважинным генератором синхронизирующих импульсов.
13. Способ по п.9, в котором первая и вторая электрические цепи выполнены с возможностью того, чтобы каждая синхронизировала каждый из первого и второго наземных генераторов синхронизирующих импульсов по сигналу генератора синхронизирующих импульсов, полученному со спутника.
14. Способ по п.9, в котором первый скважинный инструмент выполнен с возможностью периодического сообщения отсчета первого скважинного генератора синхронизирующих импульсов на электрическую схему.
15. Способ по п.9, в котором первый скважинный инструмент содержит стреляющий перфоратор.
16. Способ по п.9, в котором первый скважинный инструмент выполнен с возможностью спуска в скважину на каротажном кабеле, тросовом канате или колонне.
17. Способ по п.9, в котором сейсмический приемник является частью группы сейсмических приемников, приспособленной для записи сейсмических событий.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US88236806P | 2006-12-28 | 2006-12-28 | |
| US60/882,368 | 2006-12-28 | ||
| US11/693,435 | 2007-03-29 | ||
| US11/693,435 US8107317B2 (en) | 2006-12-28 | 2007-03-29 | Technique and system for performing a cross well survey |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009128971A RU2009128971A (ru) | 2011-02-10 |
| RU2439621C2 true RU2439621C2 (ru) | 2012-01-10 |
Family
ID=39583761
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009128971/28A RU2439621C2 (ru) | 2006-12-28 | 2007-12-13 | Методика и система для выполнения межскважинных исследований |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8107317B2 (ru) |
| EP (1) | EP2102687A2 (ru) |
| CN (1) | CN101611330B (ru) |
| AU (1) | AU2007340918B2 (ru) |
| CA (1) | CA2674567C (ru) |
| MX (1) | MX2009006939A (ru) |
| RU (1) | RU2439621C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008081373A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507396C1 (ru) * | 2012-08-01 | 2014-02-20 | Алик Нариман Оглы Касимов | Способ определения параметров системы трещин гидроразрыва |
| RU2708536C2 (ru) * | 2017-12-29 | 2019-12-09 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти |
| RU2792427C1 (ru) * | 2022-12-23 | 2023-03-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВЭЛЛС" | Система диагностики процессов гидроразрыва пласта и способ её работы |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110188347A1 (en) * | 2010-01-29 | 2011-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Volume imaging for hydraulic fracture characterization |
| US11774616B2 (en) | 2011-08-29 | 2023-10-03 | Seismic Innovations | Method and system for microseismic event location error analysis and display |
| US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
| US9448313B2 (en) * | 2012-02-06 | 2016-09-20 | Ion Geophysical Corporation | Integrated passive and active seismic surveying using multiple arrays |
| US10073184B2 (en) | 2012-02-06 | 2018-09-11 | Ion Geophysical Corporation | Sensor system of buried seismic array |
| US10125599B2 (en) * | 2012-08-02 | 2018-11-13 | Micross Advanced Interconnect Technology Llc | Location of sensors in well formations |
| BR112015008943A2 (pt) * | 2012-10-23 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho, métodos e sistemas de busca dupla de dados |
| US9534486B2 (en) | 2014-03-13 | 2017-01-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and system for tracking time in a downhole tool without the need for a battery |
| WO2015187150A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Analyzing geomechanical properties of subterranean rock based on seismic data |
| CA2966729A1 (en) | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole clock calibration apparatus, systems, and methods |
| CN104832169B (zh) * | 2015-05-30 | 2017-06-13 | 重庆地质矿产研究院 | 水平井两井同步或异步多段分簇压裂室内实验井筒装置及方法 |
| CN105137476B (zh) * | 2015-08-28 | 2016-09-21 | 太原理工大学 | 一种多波微测井激发装置及方法 |
| US10338246B1 (en) | 2015-08-31 | 2019-07-02 | Seismic Innovations | Method and system for microseismic event wavefront estimation |
| US10087733B2 (en) * | 2015-10-29 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Fracture mapping using vertical seismic profiling wave data |
| WO2017172792A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | High precision acoustic logging processing for compressional and shear slowness |
| US11892579B2 (en) * | 2016-09-30 | 2024-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Crosswell microseismic system |
| US10247837B2 (en) | 2017-02-27 | 2019-04-02 | Explor Geophysical Ltd. | Portable seismic survey device and method |
| US11905826B2 (en) | 2018-05-31 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clock calibration of remote systems by roundtrip time |
| CN110673209B (zh) * | 2019-10-13 | 2021-06-04 | 东北石油大学 | 一种井震标定方法 |
| CN113090258B (zh) * | 2021-05-25 | 2023-06-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于测井数据的深层页岩气水平井压裂差异化设计方法 |
Family Cites Families (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3733584A (en) | 1971-03-03 | 1973-05-15 | Pelton Co | System for remotely controlling and activating a seismic vibrator |
| US5042611A (en) * | 1990-05-18 | 1991-08-27 | Texaco Inc. | Method and apparatus for cross-well seismic surveying |
| US5062086A (en) | 1990-08-27 | 1991-10-29 | Conoco Inc. | Calculation of raypaths and wavepaths from traveltime tables for the tomographic estimation of transmission velocities |
| US5481501A (en) * | 1993-02-19 | 1996-01-02 | Exxon Production Research Company | Method for simulating crosswell seismic data |
| US5596548A (en) | 1994-05-12 | 1997-01-21 | Exxon Production Research Company | Seismic imaging using wave equation extrapolation |
| US5747750A (en) * | 1994-08-31 | 1998-05-05 | Exxon Production Research Company | Single well system for mapping sources of acoustic energy |
| US5917160A (en) * | 1994-08-31 | 1999-06-29 | Exxon Production Research Company | Single well system for mapping sources of acoustic energy |
| US6002642A (en) | 1994-10-19 | 1999-12-14 | Exxon Production Research Company | Seismic migration using offset checkshot data |
| US6065538A (en) * | 1995-02-09 | 2000-05-23 | Baker Hughes Corporation | Method of obtaining improved geophysical information about earth formations |
| WO1997011390A2 (en) | 1995-09-19 | 1997-03-27 | Exxon Production Research Company | Multiple suppression in geophysical data |
| CA2255719C (en) | 1997-03-17 | 2001-02-20 | Junichi Sakakibara | Device and method for transmitting acoustic wave into underground, for receiving the acoustic wave, and underground exploration method using above mentioned device |
| US5999489A (en) | 1997-03-21 | 1999-12-07 | Tomoseis Inc. | High vertical resolution crosswell seismic imaging |
| US6014342A (en) | 1997-03-21 | 2000-01-11 | Tomo Seis, Inc. | Method of evaluating a subsurface region using gather sensitive data discrimination |
| US6002640A (en) * | 1997-05-15 | 1999-12-14 | Geo-X Systems, Inc. | Seismic data acquisition system |
| US6035256A (en) | 1997-08-22 | 2000-03-07 | Western Atlas International, Inc. | Method for extrapolating traveltimes across shadow zones |
| US6067340A (en) | 1998-07-06 | 2000-05-23 | Eppstein; Margaret J. | Three-dimensional stochastic tomography with upscaling |
| US6263283B1 (en) * | 1998-08-04 | 2001-07-17 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for generating seismic energy in subterranean formations |
| US6131694A (en) * | 1998-09-02 | 2000-10-17 | Ahlliburton Energy Services, Inc. | Vertical seismic profiling in a drilling tool |
| US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
| FR2787201B1 (fr) | 1998-12-14 | 2001-01-12 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif d'acquisition synchronisee de signaux sismiques |
| GB2349222B (en) * | 1999-04-21 | 2001-10-31 | Geco Prakla | Method and system for electroseismic monitoring of microseismicity |
| US6269310B1 (en) | 1999-08-25 | 2001-07-31 | Tomoseis Corporation | System for eliminating headwaves in a tomographic process |
| FR2799004B1 (fr) * | 1999-09-27 | 2001-10-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de transmission utilisant un reseau de transmission standard, pour relier entre eux des elements d'un dispositif sismique |
| US6885918B2 (en) * | 2000-06-15 | 2005-04-26 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic monitoring and control method |
| US6778907B1 (en) * | 2000-07-12 | 2004-08-17 | Core Laboratories Lp | Method for estimation of propagation paths for seismic signals |
| US6684159B2 (en) * | 2002-01-03 | 2004-01-27 | Tawassul A. Khan | Mapping subsurface open fractures in a reservoir using a surface impulse and a downhole vibratory source |
| US7668041B2 (en) * | 2002-03-28 | 2010-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for acquiring seismic data while tripping |
| WO2003091540A1 (en) * | 2002-04-25 | 2003-11-06 | Quantx Wellbore Instrumentation, Llc | System and method for acquiring seismic and micro-seismic data in deviated wellbores |
| US6894949B2 (en) * | 2002-10-04 | 2005-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Walkaway tomographic monitoring |
| US7254999B2 (en) * | 2003-03-14 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanently installed in-well fiber optic accelerometer-based seismic sensing apparatus and associated method |
| WO2004086093A1 (en) | 2003-03-20 | 2004-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Use of pattern recognition in a measurement of formation transit time for seismic checkshots |
| US7359282B2 (en) * | 2003-05-16 | 2008-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of source control for borehole seismic |
| GB2403803B (en) * | 2003-07-05 | 2005-09-21 | Westerngeco Ltd | Processing seismic data |
| US6837105B1 (en) * | 2003-09-18 | 2005-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Atomic clock for downhole applications |
| DE10349476A1 (de) * | 2003-10-21 | 2005-05-25 | Siemens Ag | Zeitgenaue Durchführung einer Mess- oder Steueraktion sowie Synchronisation mehrerer solcher Aktionen |
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| AU2005238921A1 (en) * | 2004-04-21 | 2005-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microseismic fracture mapping using seismic source timing measurements for velocity calibration |
| US7529151B2 (en) * | 2004-08-13 | 2009-05-05 | The Regents Of The University Of California | Tube-wave seismic imaging |
| US7453768B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-11-18 | Hall David R | High-speed, downhole, cross well measurement system |
| US7391675B2 (en) * | 2004-09-17 | 2008-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event detection and location by continuous map migration |
| US20060077757A1 (en) * | 2004-10-13 | 2006-04-13 | Dale Cox | Apparatus and method for seismic measurement-while-drilling |
| US7551516B2 (en) | 2005-03-09 | 2009-06-23 | Aram Systems, Ltd. | Vertical seismic profiling method utilizing seismic communication and synchronization |
| US7535800B2 (en) * | 2005-05-11 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic imaging and tomography using seabed energy sources |
| GB2446091B (en) * | 2005-11-15 | 2009-10-14 | Baker Hughes Inc | Enhanced noise cancellation in VSP type measurements |
| US7663970B2 (en) * | 2006-09-15 | 2010-02-16 | Microseismic, Inc. | Method for passive seismic emission tomography |
| US8181057B2 (en) * | 2008-02-22 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Time synchronization in units at different locations |
-
2007
- 2007-03-29 US US11/693,435 patent/US8107317B2/en active Active
- 2007-12-13 RU RU2009128971/28A patent/RU2439621C2/ru active
- 2007-12-13 WO PCT/IB2007/055097 patent/WO2008081373A2/en active Application Filing
- 2007-12-13 CN CN2007800515256A patent/CN101611330B/zh active Active
- 2007-12-13 CA CA2674567A patent/CA2674567C/en active Active
- 2007-12-13 AU AU2007340918A patent/AU2007340918B2/en active Active
- 2007-12-13 EP EP07849478A patent/EP2102687A2/en not_active Withdrawn
- 2007-12-13 MX MX2009006939A patent/MX2009006939A/es active IP Right Grant
-
2012
- 2012-01-31 US US13/362,218 patent/US9310505B2/en active Active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507396C1 (ru) * | 2012-08-01 | 2014-02-20 | Алик Нариман Оглы Касимов | Способ определения параметров системы трещин гидроразрыва |
| RU2507396C9 (ru) * | 2012-08-01 | 2014-04-10 | Алик Нариман Оглы Касимов | Способ определения параметров системы трещин гидроразрыва |
| RU2708536C2 (ru) * | 2017-12-29 | 2019-12-09 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти |
| RU2792427C1 (ru) * | 2022-12-23 | 2023-03-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВЭЛЛС" | Система диагностики процессов гидроразрыва пласта и способ её работы |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2102687A2 (en) | 2009-09-23 |
| AU2007340918A1 (en) | 2008-07-10 |
| US8107317B2 (en) | 2012-01-31 |
| CA2674567C (en) | 2016-06-21 |
| WO2008081373A2 (en) | 2008-07-10 |
| AU2007340918B2 (en) | 2011-09-29 |
| CN101611330B (zh) | 2012-05-02 |
| US9310505B2 (en) | 2016-04-12 |
| CA2674567A1 (en) | 2008-07-10 |
| WO2008081373A3 (en) | 2009-08-13 |
| CN101611330A (zh) | 2009-12-23 |
| MX2009006939A (es) | 2009-08-13 |
| RU2009128971A (ru) | 2011-02-10 |
| US20080159075A1 (en) | 2008-07-03 |
| US20120127827A1 (en) | 2012-05-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2439621C2 (ru) | Методика и система для выполнения межскважинных исследований | |
| Zang et al. | Hydraulic fracture monitoring in hard rock at 410 m depth with an advanced fluid-injection protocol and extensive sensor array | |
| Warpinski | Microseismic monitoring: Inside and out | |
| US6131694A (en) | Vertical seismic profiling in a drilling tool | |
| US7675816B2 (en) | Enhanced noise cancellation in VSP type measurements | |
| EP1613981B1 (en) | Use of pattern recognition in a measurement of formation transit time for seismic checkshots | |
| BR112020016739A2 (pt) | Método para determinar propriedades de formações de rocha sendo perfuradas usando medidas de vibração de coluna de perfuração. | |
| US10488546B2 (en) | Autonomous electrical methods node | |
| EA009655B1 (ru) | Микросейсмическое картирование трещин с помощью синхронизированных измерений источника сейсмических сигналов для калибровки скорости | |
| US6942034B2 (en) | Extent of detonation determination method using seismic energy | |
| CN110703320A (zh) | 一种井上下联合微震监测***及方法 | |
| Eberhardt et al. | Geotechnical instrumentation | |
| Boese et al. | Seismic monitoring of the STIMTEC hydraulic stimulation experiment in anisotropic metamorphic gneiss | |
| Spathis | Innovations in blast measurement: Reinventing the past | |
| EP1476638A2 (en) | Extend of detonation determination method using seismic energy | |
| Xia-Ting et al. | ISRM Suggested Method for In Situ Acoustic Emission Monitoring of the Fracturing Process in Rock Masses | |
| Statton et al. | In situ seismic shear-wave velocity measurements and proposed procedures | |
| Vatcher et al. | Modelling Methodology: Structural Geology and Rock Mass Behavior at Kiirunavaara Mine | |
| Galybin et al. | Petroleum-based downhole geophysical methods for subsurface characterisation: a case study from Cadia East mine | |
| Yokota et al. | Evaluation of Geological Conditions Ahead of Tunnel Face Using Seismic Tomography between Tunnel and Surface | |
| Dobecki | Measurement of in situ dynamic properties in relation to geologic conditions | |
| Fleetwood et al. | Using Underground Blast Monitoring to Indicate Rock Mass Anisotropy at Two Australian Underground Mines | |
| Mellors et al. | Planning, geotechnical and structural mapping | |
| Bigarré | Multi-parameter monitoring strategy applied to unstable rock slopes: the example of the Ruines de Séchilienne (Isère, 38) | |
| Djikpesse | Valuing recent advances in seismic-while-drilling applications by estimating uncertainty reduction in real-time interpreted velocity measurements |