ХАРАКТЕРИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ФЛЮИДА ПО ДАННЫМ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

1. Способ характеризации параметров флюида в формации, окружающей буровую скважину, включающий:
а) передачу и прием акустических сигналов в буровой скважине;
b) обработку принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака подвижности формации;
с) обеспечение характеризации параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака;
d) выдачу результатов характеризации; и
e) принятие решения о размещении скважины на основе данной характеризации.
2. Способ по п.1, включающий также передачу результатов характеризации на поверхность.
3. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один признак содержит параметр, относящийся к свойству флюида.
4. Способ по п.3, в котором обработка включает:
(i) обработку принимаемых акустических сигналов для получения медленности распространения продольных и/или поперечных волн;
(ii) измерение свойства породы подземной формации, окружающей скважину; и
(iii) анализ свойства породы и медленности и затухания продольных и/или поперечных волн для получения определенного параметра, где указанным параметром является модуль порового флюида.
5. Способ по п.1, в котором обработка включает:
(i) обработку принимаемых акустических сигналов для выделения волн Стоунли; и
(ii) анализ волн Стоунли, указанного параметра, медленности распространения волн в буровом растворе и затухания волн в буровом растворе для определения подвижности формации.
6. Способ по п.1, в котором акустические сигналы обеспечиваются из монопольного источника и многопольного источника.
7. Способ по п.1, включающий также управление бурением подземной формации на основе решения о размещении скважины.
8. Способ по п.7, включающий также передачу управляющей команды.
9. Система для контроля управления параметрами бурения во время бурения подземной формации, включающая компьютер, имеющий процессор и память, в которой память хранит программы, содержащие инструкции для:
a) передачи и приема акустических сигналов в скважине;
b) обработки принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака подвижности формации;
c) обеспечения характеризации параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака;
d) выдачи результатов оценки;
e) принятия решения о размещении скважины на основе данной харатеризации; и
f) контроля и управления бурением подземной формации на основе решения о размещении скважины.
10. Система по п.9, включающая также передачу результатов характеризации на поверхность.
11. Система по п.9, включающая также передачу команды управления и контроля.
12. Система по п.9, в которой, по меньшей мере, один признак содержит параметр, относящийся к свойству флюида.
13. Система по п.12, в которой обработка включает:
(i) обработку принимаемых акустических сигналов для определения медленности продольных и/или поперечных волн;
(ii) измерение свойств породы подземной формации, окружающей буровую скважину; и
(iii) анализ свойства породы и медленности и затухания продольных и/или поперечных волн для получения параметра, где указанным параметром является модуль порового флюида.
14. Система по п.9, в которой обработка включает:
(i) обработку принимаемых акустических сигналов для выделения волн Стоунли; и
(ii) анализ волн Стоунли, указанного параметра, медленности распространения волн в буровом растворе и затухания волн в буровом растворе для определения подвижности формации.
15. Система по п.9, в которой акустические сигналы получаются из монопольного источника и многопольного источника.
16. Устройство для контроля управления во время бурения подземной формации, включающее:
буровой элемент;
по меньшей мере, один датчик для передачи и приема акустических сигналов в буровой скважине;
скважинное устройство управления и контроля; и
скважинное электронное устройство, имеющее процессор и память, в котором память хранит программы, содержащие инструкции для:
a) передачи и приема акустических сигналов в скважине;
b) обработки принимаемых акустических сигналов для определения, по меньшей мере, одного признака подвижности формации;
c) обеспечения характеризации флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака;
d) выдачи результатов характеризации;
e) принятия решения о размещении скважины на основе данной характеризации; и
f) контроля и управления буровым элементом в подземной формации на основе принятого решения о размещении скважины.
17. Устройство по п.16, в котором память содержит также инструкции для передачи результатов характеризации на поверхность.
18. Устройство по п.16, в котором память содержит также инструкции для передачи команды в скважинное устройство управления и контроля.
19. Устройство по п.16, в котором, по меньшей мере, один признак содержит параметр, относящийся к свойству флюида.
20. Устройство по п.19, в котором обработка включает:
(i) обработку принимаемых акустических сигналов для получения медленности продольных и/или поперечных волн;
(ii) измерение свойства породы подземной формации, окружающей скважину; и
(iii) анализ свойства породы и медленности и затухания продольных и/или поперечных волн для определения определенного параметра, где указанным параметром является модуль порового флюида.
21. Устройство по п.19, в котором обработка включает:
(i) обработку принимаемых акустических сигналов для выделения волн Стоунли; и
(ii) анализ волн Стоунли, указанного параметра, медленности распространения волн в буровом растворе и затухания волн в буровом растворе для определения подвижности формации.
22. Устройство по п.19, в котором акустические сигналы получаются из монопольного источника и многопольного источника.