1  

WWA A

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Alspfomtous

Oapstrarocogo

A is wm

Anfohiman

WWIIRREEBIMONTHND MINER

Sonic log 

Geotechn

. OOvveerrvviie

l wireline logpacing)  at  cound this meaximum resoool where thesing the SSD 

ne  importapplication  orength,  rocating studiesole  for  wireontinuity,  reood day, pre

key measurcompressio

hich  is  luckilmost mineral 

nother  impormation dengher  resolu

measurementnd accurate w

EELLIINNHLY BULLETRAL EXPLO

quality 

nical logging

eeww  ooff  GGee

gs have theioal  densitiesasurement holution of SSe BRD log is ulog as a calib

ant  but  peof  wireline k  mechanic. There shoueline  loggingsolution,  obcision of the

rement  in geon  wave  soly both precborehole co

portant  lognsity. Some ution  than t.  They  can within a reas

NNEE WWTIN FOR WRATION 

 

eeootteecchhnnii

r limitations  is  challengihard to get rSD or HRD at uncalibratedbrator. High 

erhaps  undlogs  is  in

cs  and  rockuld be an impg  because bjectivity  ande various logs

eotechnical onic  transitise and accunditions.  

g  componedensity logs the  P‐wavebe  made 

sonable toler

WWOORRWIRELINE L

iccaall  IIssssuuee

s. Logging foring  in  termsight. They haa spacing of

d. That is fineresolution is

derused n  rock k  mass portant of  the d,  on  a s.  

logging t  time, urate  in 

ent  is have a 

e  sonic precise rance. 

RRKKSSHHOGGERS A

eess

rmation dens  of  physics.ave circumvef something e for geotechs a desired be

Simto ausocenofrewausfirssligcosocoroctraoffthe

HHOOPP AND GEOSC

nsity at bed r Most mineented the praround  22chnical studiesenefit of wir

milarly,  equigenerate 

tomatically. nde  did  thntralised,  it oise and  it haequency  ofaveform  tooually 10 or 1st break andghtly but nontext).  Yes, mewhere bualfield straticks.  The  tooansit  time  afer  the  full ese limitatio

CIENTISTS 

resolution (1eral  logging roblem honem or they has. The raw Beline‐based 

pment  suppa  compreThe  old  B

he  job  adwas  a  quiead an audibf  20KHz  els use  a  low15KHz, which so impacts ot  substantiathere was  a

ut logs were graphies andol  generatet  different  rsonic  wavens is to capt

Issue 16 –

ENGAGED

15cm Cs137 soequipment  sestly by eitheave offered aRD log can urock strengt

pliers  have  fession  wavBPB  Multi‐Cmirably.  It et  sonde  in le click at a every  0.1 wer  frequench reduces reson measureally  in  the ma  despiking nearly alwayd remarkablyd  a  set  of resolutions eform.  The  sture a set of 

– March 2016

D IN MININ

ource‐detectsuppliers  haer by offeringa triple densusually be fixh logs. 

found  it  touve  sonic  lChannel  Sonwas  alwa

terms  of  rorelatively hiseconds  (fcy  transmittesolution of tment accuramineral  loggifilter  in  theys very goody good in halog  curves but  it  did  nsolution  to full wavefor

NG 

tor ave g a ity ed 

gh og nic ays ad gh full er, he acy ng ere  in ard of 

not all rm 

2  

logs and get the log analyst to discriminate (or repair) the first arrival front as precisely as possible. This rather passes the buck but the there are advantages: better measurement quality assurance, the ability to repair poor data, the availability of a precise shear wave log via semblance analysis and the ability to log through PVC pipe and cemented steel casing (see section 2 on sonic logging). 

With sleight of hand and some extra effort in the data processing room, we can routinely capture a pretty good 15 or 22cm resolution density log and a very precise sonic log at 20cm resolution. Precision is the key.  

The  first  geotechnical  objective  is  a  continuous  high  resolution  log  of  intact  rock  strength  (IRS)  in  terms  of uniaxial (and unconfined) compressive strength (UCS) calibrated in MPa or PSI units.  

The  laboratory  technician measures  rock  strength by  applying  stress  to  a piece of drill  core  in one direction (uniaxially) until it fails. There is no second chance so, to smooth out the natural measurement variation in this type of destructive process,  the  technician  is advised  to perform  the  test on more  than one sample  from  the same length of core. The rules are: 

Use NX core if possible (21/8" or 54.7mm diameter). 

The sample should have a length of roughly twice its diameter. 

The sample should have no visible cracks or other defects. 

The unconfined compressive strength of a core sample  is calculated by dividing the stress or compressive  load recorded at the moment of failure by the sample's cross‐sectional area. UCS log units are PSI or MPa. 

1 PSI = load in lbs / area in square inches 

1MPa = load in Newtons / area in square mm 

Since  the  advice  is  to measure  and  average  at  least three  samples  from  a  core  stick,  the  effective resolution of the measurement  is not normally better than , in the case of NX drill core, 55mm x 2 x 3 or 330 millimetres or 33 centimetres...about a foot.  

This is similar to the wireline log's resolution but there is  a  problem.  In  broken,  weathered  or  otherwise weakened  rocks,  the  laboratory  technician  will struggle to find undamaged core samples of sufficient length  to validate  the  test or  to be  representative of the formation. There will be gaps in the data precisely where data is needed; in the weaker zones. 

Where  laboratory UCS data are available, they should offer a reference with which to calibrate wireline logs if some form of empirical relationship exists.  

LLooggss   ooff   ffoorrmmaattiioonn   ddeennssiittyy   aanndd   ccoommpprreessssiioonn   wwaavvee   ssoonniicc   ooffffeerr  

ccoonnttiinnuuiittyy  ‐‐  ffiilllliinngg  tthhee  ggaappss  iinn  llaabboorraattoorryy  UUCCSS  ddaattaa..  The question  is; can  sonic and density  logs or a combination of  them be made  to  create a  log of  intact  rock strength with an acceptable degree of accuracy?  If  so,  the precision, continuity and  resolution  they offer will supplement and improve the laboratory data set.  

Wireline logs are more precise than laboratory logs and they may be repeated ‐ to prove the point. 

In  sedimentary  rocks,  sonic  and  density  logs  are  related  to  and,  in  clean  formations,  can  be  converted  to porosity. Porous  rocks  (being  full of holes) are weaker  rocks. The  two porosity  logs will overlay well  in clean sandstone,  limestone and dolomite, assuming  the correct conversion  formula  is applied. The neutron  log will describe porosity (free water) in clean formations but it is very sensitive to hydrogen in bound water (in clay). 

McNally  in "The Prediction of Geotechnical Rock Properties  from Sonic and Neutron Logs"  (1990) got  the ball rolling  in  empirical  analysis  by  describing  a  strong  relationship  between  sonic  transit  time  logs  and  UCS measurements in Australian coal basin sediments (his trials with the neutron log were less successful). 

3  

Thexco

Wm

 

It mlimsesurealt

Thric

Bo

AA

dd

dd

he empirical xtend  to  haronversion of 

UCSA(MPa

Where DT  is  ticro‐seconds

  P‐Wadata caand Que

soon  becaore valid relamiting  dataettings.  Rolauggested  thesolution  (BRternative for

UCSR (MP

he result  is vch formation

oth wireline 

AA   ssiittee‐‐sspp

deennssiittyy  ll

diissccrreettee  

relationshiprd  rock  tranhundreds of

a)=1000exp((‐

the  sonic  tras per foot. 

ave Sonic logsaptured in 40 eensland coal

me  clear  tationships coa  to  indiviand  Turner e  incorporaRD)  density rmula shown

Pa) = 150000

very similar  ins, the incorp

and laborato

ppeecciiffiicc  ee

looggss  rreess

iimmpprreecc

p was strongensit  times.  Nf very precise

‐0.035)*{DT})

ansit  time  lo

s versus UCS uboreholes in fields during 

hat  tighter ould be foundual  geolo(Reeves) 

ation  of  a log  by  usinn below. 

00*({BRD}/({

in soft rocksporation of d

UCSA

ory data ben

eemmppiirriiccaa

uullttss  iinn  aa

iissee  llaabboo

est in clean sNeverthelesse sonic logs p

) 

og  in 

using NSW 1990 

and nd by ogical later bed g  an 

{DT}^2)) 

 but,  in harddensity impro

A and UCSR co

efit from com

aall   rreellaattii

aa  ccoonnttiinn

oorraattoorryy  d

sandstones, , McNally's previously ca

d rocks, wheoves the ana

ompared in tr

mbination, e

iioonnsshhiipp

nnuuoouuss  pp

ddaattaa......ee

poor in clayefforts  repraptured by th

ere sonic  logalysis, as wel

rack 4 from th

each adding s

ccoonnvveerr

rreecciissee  lloo

eeaacchh  lloogg

y‐rich formatresented  a  bhat old BPB m

s tend to plal as log resol

he left 

something to

rttiinngg   ssoonn

oogg  tthhaatt  

gg  ssuuppppoorr

tions and thebreakthrougmulti‐channe

ateau  in highution. 

o supplemen

nniicc  oorr   ss

iiss  llaaiidd  oo

rrttss  tthhee  oo

e study did nh  and  offerel sonic sond

h density  iro

nt the other.

soonniicc  aann

oonn  ttoopp  oo

ootthheerr..  

not ed de. 

on‐

nndd  

ooff  

4  

The objectives of  rock mass classifications or  rating (RMR) are described below (Bieniawski 1973): 

1. Identify the most significant parameters influencing the behaviour of a rock mass. 

2. Divide a particular rock mass into groups of similar behaviour – rocks of varying quality. 

3. Provide a basis of understanding the characteristics of each rock mass class. 

4. Relate the experience of rock conditions at one site to those encountered at others. 

5. Derive quantitative data and guidelines for engineering design. 

6. Provide a common basis for communication between engineers and geologists. 

Wireline  logs provide an objective, quantitative,  in‐situ measurement of some  rock characteristics  that can be compared from rock mass to rock mass, site to site. 

Formation transit time ‐ porosity / compaction / IRS / fractures 

Sonic amplitude ‐ rock hardness 

Formation density ‐ compaction / chemistry / fractures 

Natural gamma ‐ clay fraction 

In all this, we are discussing  intact rock strength (IRS). Above 40MPa, rocks can be described as strong. Typical building  foundation  concrete  is  about  30MPa.  High  strength  concrete  used  in  bridge  construction  is  about 50MPa. So, if not weathered or very rich in clay or coal, most intact rocks are "strong". Much of the emphasis of RMR studies is to take account of the number and nature of discontinuities in the rock mass.  

Bieniawski  used  the  following  list  of  parameters  in his rock mass rating. 

1. Uniaxial compressive strength of intact rock 2. Rock quality designation (RQD) 3. Spacing of discontinuities 4. Condition of discontinuities 5. Groundwater conditions 6. Orientation of discontinuities 

Of these six parameters, four are directly related to fractures, their frequency, condition, orientation and also the groundwater produced through them. 

The wireline logger's ability to describe fractures has been improving steadily since the introduction of the acoustic  televiewer  in  the  early  1990s.  This  tool maps the borehole wall in terms of sonic reflectivity, which  is related directly to rock hardness. Fractures stand out clearly on the images they produce. Image resolution is now better than 3mm in slim boreholes. 

An  alternative  is  the  optical  televiewer, which  describes  the  borehole wall  photographically  at  even  higher resolution, about 1mm, offering an excellent description of  rocks  intersected by a borehole,  including all  the fractures, their apertures (not possible from drill core) and their orientations (difficult from drill core). With such high resolution, it is possible to comment on fracture condition...planar, rough, broken, mineralised etc. 

5  

TThhee  bbiigg  qquueessttiioonn  iiss......wwhhiicchh  tteelleevviieewweerr  ttoo  uussee  aanndd  wwhhyy..  

Acoustic Televiewer 

Will only work in a fluid‐filled borehole. 

Will not work well in drilling mud. 

Will not work well in large diameter boreholes. Centralisation is a big quality factor. 

Image quality is compromised by a rough borehole wall. 

Resolution is high but not as high as the optical tool. 

Some geological information is available from the image...coarse or fine texture. 

The log is very sensitive to fractures...particularly in hard rocks (high contrast). 

The amplitude log is sensitive to rock hardness, so describes weathered zones well. 

The system offers a 360 degree log of transit time ‐ borehole radius. 

The log describes, measures and orientates breakout... caused by the stress regime. 

 

Optical Televiewer 

Requires dry hole or, if wet hole, clean water. 

Will not work well in dirty water or drilling mud. 

Works  well in small and large diameter boreholes. 

Does not work well where the borehole is coated with mud or other deposits. 

Image quality is not seriously affected by a rough borehole wall. 

Resolution in very high although deposits on the lense cover can damage the image. 

Image picking is often difficult and small fractures can be lost in the complex imagery. 

The system does not offer a 360 degree log of transit time ‐ borehole radius. 

A lot of geological information is available...virtual core. 

The log describes and orientates breakout but not clearly. It does not measure its depth. 

 

The acoustic televiewer generates an orientated image in terms of rock hardness whereas the optical version provides an orientated photographic  image. Perhaps, given a borehole  filled with clean water, the ATV  is a better geotechnical tool and the OTV a better geological tool, but that is not a general rule. 

One  way  or  the  other,  the  sought  after  knowledge, particularly knowledge about the fracture regime, can be got  from  any  borehole  except  one  that  is  filled  with drilling mud...that is where the resistivity micro‐scanner is required. 

 

A dry hole OTV image showing water escaping from an open fracture orientated parallel to bedding. 

 

So good is the optical image derived from the latest tools in the industry that the author argues for the replacement of dirty water  in a borehole with clean  tap water before logging.  This  might  become  standard  practice  in geotechnical drilling projects. 

One should not conclude that, given  ideal conditions, the optical  tool will  always  be  the  best  option.  Fractures  in hard rocks are far better described by the acoustic sonde. The  log  below  illustrates  that,  in  some  stratigraphies 

6  

Rebyaltso

22

A 

Th

Thgeprbestthco

Thbawarerecemmseve

Thto

So

Twram

Trm

egardless of y  a  boreholeternative to o they are de

.. MMeeaassuu

review of o

he Sonic L

he  various eologist  andrecise  and  aetween  the rength and ee  logs  arompromise lo

he  compressased  on  dedave  from  teceiver)  fromeceiver  2.  Ifentimetres,  ticro‐secondsultiplied  by econds per melocity and b

he log does nool geometry

o what can 

wo variables y path.   A  leasured crit

raditionally, teasured  aut

which sondee.  He  can  athe preferre

efined in sect

urreemmeenntt  

one wireline

Log Revisit

sonic  transid  geotechnicccurate.  Thelogs  (and 

elasticity. It ire  normallyog quality. 

sion  wave duction  of  ttransmitter m  the  travef  the  spacinthe  result  iss  through  25,  we  get 

metre. All vaorehole diam

not require cy (sometimes

go wrong? 

affect the acow  signal amical path, pa

the comprestomatically 

e is deployedalso  count  ted RQD log (tion 3. 

FFooccuuss  

e log measu

ted 

it  time  logscal  engineeere  are  emptheir  deriv

s important y  accurate 

transit  timehe  travel  tito  receive

el  time  frong  of  the s  a  log  of  t0  cm  of  roa  transit  t

ariables  suchmeter are de

calibration ass requires ve

ccuracy of thmplitude marticularly for

ssion wave (within  a  so

d, the loggerthe  picked  f(rock quality

urement 

s  available r  should  bepirical  relatiovatives)  andto understanand  wha

e  measuremme  of  a  refer  1  (the om  transmittransducers the  transit  tck.  If  that  ttime  log  in h as  ray patheducted out. 

s its responserification by

he sonic log iakes  first arrr the shorter

(P‐wave), beonde.  Transit

r can describfractures  any designation

to  the e  both onships d  rock nd why at  can 

ment  is fracted closest tter  to is  20 

time  in time  is micro‐h,  fluid  

e depends ey multiple log

n adverse borival discrim transducer 

eing the first t  times,  as 

be and orientd  generate n). The logge

entirely on ang overlay). 

orehole condmination diffispacings. 

event to afflog  values,

(perhaps  sueven  geoloclearer  on  texperimentaimportant intensity  torunning theshows  an  oappears to b

 

ATV (left) anboundaries aon the acous

 

 

tate beddinga  fracture 

er will need t

n accurate cl

ditions. Thescult  and bo

fect the waiwere  trans

urprisingly), gical  informthe  acoustication  is  into  set  th  the  optimu sonde. The optical  imagbe slightly ov

d OTV (right) and cross bedstic image. 

g and fracturfrequency  lto understan

lock (assume

se are signal rehole  cavin

ting transdusmitted  to  t

bedding  amation  can c  image.  Somdicated.  It he  OTV  ligum  level whlog on the lege  (right)  thver exposed.

where ding are clear

res intersectog.  This  is nd these term

ed) and a fixe

amplitude ang extends  t

ucers, could the  surface. 

nd be me is 

ght ile eft hat .  

rer 

ed an ms 

ed 

nd he 

be A 

7  

phenomenon  called  cycle‐skipping  occurred  when the  sonde's  electronics  failed  to  discriminate  the arriving pulse and,  instead, picked a  later cycle. This would  result  in  a  spike  on  the  log.  Discrete  events were easily  removed  from  the data  in  the  sonde by means  of  a  despiking  filter  (an  unfiltered  log  was generated  as  an  extra  curve  so  that  the  log  analyst could  see how much despiking had been  applied  to the data). So, most  logs were displayed spike‐free.  If the odd spike got past the downhole filter it could be refiltered  on  the  surface  or,  where  necessary, manually edited from the log. 

In hard/fast rocks however, the first arrival amplitude is naturally low and difficult to discriminate. 

Modern  sonic  tools  transmit a  set of  full waveforms to  the  surface  allowing  some  extra  or  corrective processing to be performed. Automatic picking of the first  break  is  still  made  more  difficult  if  signal amplitude is low. As a general rule: 

Hard/fast rocks generate: very small hard‐to‐see P‐wave front, large/easy‐to‐see S‐wave front 

Soft/slower rocks generate: small P‐wave front, large/moderate S‐wave front 

Very soft/slow rocks generate: small P‐wave front, weak or missing S‐wave front 

The movement of the sonde along the borehole causes high frequency "road noise". This will make first‐arrival discrimination difficult in hard rock data. The transmitting and receiving transducers degrade over time making them  less sensitive and reducing the amplitude of the  log. A comparison of statistics from various transducers and/or various sondes will allow the  logger to become familiar with what  is normal,  in terms of amplitudes at different spacings, and what is low. Signal to noise ratios will be usually be compromised over time. 

If all receivers lack amplitude, a cracked transmitting transducer is indicated 

In  the example above, all  three  logs are poor but  the  far  receiver signal  (right) has been submerged  into  the amplified road noise and is hardly visible...time to change the transmitter. 

Auto‐picking of the first break is important to retain sonic log precision. 

The  log  analyst may  use  various  first  break  discrimination  techniques  including  semblance  analysis  but  the golden rule is, if you are going to log hard fast formations...take a good sonde! 

8  

Even  if a  low amplitude arrival  is picked, the  measured  transit  time  might  be affected  by  signal  stretch  where  travel times are overstated due to the shape of the first break. 

This effect is deducted out if all receivers are  affected  similarly  but  longer  travel results  in  lower amplitude and a cracked receiver  can  result  in  shorter  or  longer deductions and so slight errors in the log. 

The same effect can be caused by lack of tool  centralisation where  the  arrival  is  splurged  due  to  circumferential  ray  paths  being  of  different  lengths. Again,  the effect  is deducted  away but  good  centralisation  resulting  in  a  sharper higher peak  amplitude will improve discrimination and reduce stretch. 

The  sonic  tool  will  not  operate  above  the borehole  fluid  level.  Its  log  will  also  be adversely affected by gas  in  the  fluid. A poor log caused by gas bubbles often confuses  the logger  who  thinks  there  is  something  wrong with  his  sonde  (do  a  repeat  and  look  for common start depth of the gas ingress).  

Radon gas ingress causing separation of sonic data and availing the logger of the 

opportunity to flag the ingress point. 

 

Gas bubbles  travel along  the high  side of  the borehole  and  the  sonde  travels  along  the  low  side  but  gas  still  causes  problems  to  data  quality.  The  only solution, on the basis that the effect is random, is to record multiple runs and stack the data. This works rather better on full waveform data sets where further stacking of waveforms (vertical moving averaging) is possible. 

Borehole compensation  is not normally  required  in mineral  logging but  it  is available  from specialised dual transmitter tools and, rather cleverly, by mathematical comparison of two deductions of similar resolution. 

If  the  borehole  is  caved  or  fractured,  there may  be some overstatement of transit time due to a longer ray path or one that includes water in open fractures. The shorter  spaced  logs  will  have  a  higher  resolution, which  is  desirable,  but  suffer  more  from  borehole irregularities.  

Longer  spacings  will  result  in  the  ray  path  being deeper in the formation and cause a slightly faster log from  (T1R4  –  T1R1)*1.667,  for  instance,  because  the shorter T1R1 might be affected by near‐hole fractures and  caving.  This  effect  is  not  normally  significant  in cored boreholes. 

Log compensation  is available  if a second  transmitter (T2)  is present on the sonde (not the norm  in mineral logging). In which case, data stacking is available.  

Mathematical compensation of single transmitter data using  the delayed deduction of  T‐R measurements  is illustrated below.  

9  

A  stack  of  two  separate measurements  is  achieved  by  deducting  the  remembered  green  ray  path  time  in position 1 from T1‐R4 in position 2...leaving the first red measurement DT1. 

The result  is compared with  the standard deduction of T1‐R1 from T1‐R4 in position 3...which leaves the second red transit time measurement DT2. This can occur real‐time as the sonde logs the borehole. 

Automatic continuous sonic log compensation (modified from Weatherford's mineral division) 

The two logs target the same formation (the grey layer) but  are  based  on  different  deductions  from  ray  paths covering different sections of borehole. 

The  analyst  can  then  stack  or  take  the  shorter  of  the two  transit  times. This  is a better  sonic  log  if only one transmitter is available. 

In most cases, borehole conditions are conducive to the capture of precise P‐wave sonic  logs and precision and accuracy are inherent in the system. This is the strength of the sonic log and it is vital if the logs are to be used in geotechnical  studies. They are also used  for cross‐hole correlation  and  to  estimate  porosity,  flag  secondary porosity (in conjunction with density porosity), describe lithology,  correct  surface  seismic  records  and  create synthetic seismograms. Their peak amplitude log is used to evaluate cementation behind casing (CBL or cement bond log). 

We can usually discriminate three wave fronts. 

The dual  image  log below  is a really good example of a clean VDL (variable density  log) set of  images. No road noise  is  visible. Compression wave  (P)  and  shear wave  (S)  fronts  are  clearly defined.  Even  a  third  front,  the Stoneley (tube) wave (T), can be seen on both images. 

Gamma ray, near transducer waveform and far transducer waveform 

Note that when both transit times increase (move to the right / slower rock) the shear wave front disappears. 

10  

We  are not  concerned with  the  tube wave  as  a  geotechnical  tool but  it  should be mentioned.  This  is not  a refracted wave.  It  is a  surface or  interface wave whose path  is  constrained by  the borehole. The  tube wave transit time is affected (slowed) by formation permeability. Part of its energy may be reflected back up or down the borehole wall if it encounters the sharp edge of an open fracture. This causes a chevron pattern on the VDLs. 

The  significant  limitation  of  the  (Mineral)  Monopole  Full Waveform Sonic tool: 

If the shear wave velocity in the formation is slower than the compression  wave  velocity  of  the  fluid  in  the  borehole column,  the  transmitted  signal will be  refracted  away  from the borehole and cannot be measured. 

Refracted ray paths with shear waves created by mode conversion (shear waves are not 

supported by water). 

Unfortunately, there  is no perfectly reliable way around this problem  (in  oilfield  logging  they  use  the  very  sophisticated dipole sonic tool). The only option is to use some empirically‐based  formula,  using  P‐wave  sonic  and  density  data,  to estimate  the shear wave  transit  time. This  technique  is well tried and there are many formulae which, at least, retain precision in the log. 

Two‐detector data processed to generate a P‐wave transit time log (in red) 

Many sonic tools have just two receivers. First breaks can be picked automatically and deducted, resulting (after correction  to  the universal  lengths of  foot or metre)  in an objective measurement of P‐wave  transit  time.  If there are just two waveforms, one can also pick the shear fronts manually and apply some trickery with "adjust extremum" to inject necessary objectivity, but it's hard work.  

One oft‐employed conversion  formula  is Christensen's Equation.  It estimates  the S‐wave  transit  time using a density  log  ({BRD})  in gm/cc and velocity  log  ({PVEL} = 1000000/{PWAV})  in metres per  second.  In  straight‐line rather than mathematical syntax... 

SWAV = 1000000/({PVEL}*((1‐(1.15*(((1/{BRD})+(1/{BRD}^3))/(exp(1/{BRD})))))^(3/2))) 

It's ugly, but  it normally works well enough and  it  is precise. Better, perhaps,  to use a  three or  four detector sonde and determine the shear wave transit times directly by means of semblance processing. 

11  

The shear wave is important as a component in the calculation of Poisson's Ratio and the elastic moduli. Refer to Issue 3 of this bulletin. Because shear waves do not easily get around open water‐filled fractures, the waveform character and breaks in the shear front will indicate the presence of fractures. 

A 4 channel full waveform sonic log with semblance image on the right 

The user of sonic logs should not over estimate the importance of the shear wave or the tube wave logs. Derived logs of formation elasticity are not usually relied upon directly because these dynamic moduli generally describe greater values than the static moduli measured in the laboratory. Some form of empirically based conversion is required (see Issue 4). Fractures are described much better by means of an acoustic televiewer log.   

 

33.. WWiirreelliinnee  ddaattaa  pprroocceessssiinngg  aanndd  aannaallyyssiiss  

How to get the best from the logs 

Fracture frequency and rock quality designation 

FF (fracture frequency): The simple fracture count per depth range, usually count per metre or per foot. This log is easily generated in log analysis software such as WellCAD. Log quality depends on whether all fractures have been  identified on  the  image. Picking complex  images  for  the purpose of  fracture counting can be extremely arduous but then so is counting fractures on core. Another factor is whether to include drilling‐induced fractures (DIFs). Drilling‐induced breaks (or handling breaks) should not be included in FF or RQD measurement.  

The problem with simple  fracture  frequency  is  that  it  takes no account of  fracture aperture or  large zones of caved formation where no fractures can be counted.  

FF works well  enough  if  caving  is not  a major  factor.  Sample  length  should be  kept  small  in order  to  retain resolution. It is a number per length of televiewer image which may be displayed numerically or as a histogram. 

12  

RQD  (rock quality designation): The percentage of a  length of drill core  that comprises pieces of 10cm  (or 4 inches) or more in length and that are competent (hard and unweathered). This definition was proposed by D. U. Deere in 1964 and is in general use today.  

RQD provides the percentage of mostly intact core to that of fractured or missing core. The core diameter is, like UCS measurement, preferred as 54.7mm (NX core). 

       

 

 

The  reference  to missing  core,  assumed  to  be  very poor  rock,  is  important because,  firstly, missing core cannot be  identified with confidence on a televiewer image and, secondly, it is not accounted for by simple fracture  count.  That  is  not  important  if  zones  of generally poor rock can be identified with confidence and sufficient resolution using the wireline logs. 

We need an RQD equivalent log based on a televiewer  image rather than a tray of drill‐core.  

Exactly the same principles apply! 

In the core log, the combined missing core and weathered rock percentage are subtracted from the RQD value (starting as 100%) regardless of fracture count. Rock condition is, in this respect, determined subjectively.  

In the wireline  log, the same process can be  followed using an acoustic televiewer  image where dark  (soft or caved) zones can be excluded as part of the RQD calculation.  

An RQD log (centre right histogram) derived from televiewer data 

In both cases, excluded zones are subjectively picked. That does not represent a problem because they are fairly easy  to  identify, particularly on  the acoustic  televiewer amplitude  (rock hardness)  image. The wireline option allows more  accurate measurement  of  "lost  core" metreage.  It  is  also  possible  to make  the  process more objective by using another log, such as sonic or density, and stipulate a cut‐off value below which, the length is not  included  in  the RQD  value.  In  this geotechnical  logging application,  the ATV, which  is  sensitive  to  rock quality and from which a mean amplitude log curve can be derived, is superior to the OTV. 

13  

RQD analysis is part of most mining or tunnelling support calculations and is a component in Bieniawski's RMR system. It is related to rock mass classification by using the table below.  

RQD  Rating 

<20%  Very poor 

21‐40%  Poor 

41‐60%  Fair 

61‐80%  Good 

81‐100%  Excellent 

 If  about  half  the  core  is  missing,  weathered  or regularly broken,  (not surprisingly) the rock quality  is described  as  poor.  It  is  possible  for  a  0%  value  to result from the analysis if all the core within a sample length is broken, weathered or missing. 

The  important  thing,  for  the  log  analyst,  is  to recognise  and  pick  all  natural  fractures  on  the image...this is not always as easy as one might think. 

 

44.. SSuummmmaarryy  

Geotechnical logging 

RMR, MRMR, IRS and RQD 

Five  years  after  Bieniawski  introduced  the  RMR  (rock  mass  rating)  classification  system  to  the  world  of geotechnical engineering,  Laubscher modified  it  to generate mining  support  criteria. His MRMR  (mining  rock mass  rating)  is  similar  to  Bieniawski's  RMR,  employing  IRS  and  RQD  measurements  but  with  additional qualification based on the type of mining, the stress regime and the orientation of discontinuities with respect to mining  and  stress  directions.  It's  a  complex  business  and we  don't  need  to  understand  it  fully  (this  is  a practical guide) we just need to contribute to it by offering reliable objective data. 

IRS:  Intact Rock Strength  in MPa or PSI  ‐  can be estimated based on conversion of sonic logs via empirical studies from the same location. 

RQD: Percentage of unweathered  rock with  low  fracture  frequency  ‐ can be measured by televiewer analysis. 

These two parameters describe the rock mass in terms of its strength and condition. 

The  wireline  logger  offers  continuity  and  completeness  of measurement  as  well  as  very  high  resolution  (from  the  latest televiewers) and inherent objectivity. 

In addition...the logger can further add value from lithological analysis, primary  and  secondary  porosity  estimation  and  by measuring  stress orientation  from borehole breakout analysis  (if breakout  results  from the drilling process). 

Reversed pressure flowmeter logging 

 

Laubscher qualifies the IRS/RQD based MRMR by including an analysis of the local groundwater that might flow through discontinuities during mine development. He  is  interested  in  the presence of groundwater, 

14  

its  volume, pressure  and  ingress points.  The wireline logger can flag fluid  ingress points using flowmeter or differential  temperature  logs.  He  can  measure  flow rates  at  known  pressure  imbalances  and  can  even capture a fluid sample at a groundwater  ingress point (see Issue 11). 

 

Two  sonic  tools,  whose  measurements  are  both fundamentally  precise  and  accurate,  dominate geotechnical  wireline  logging  programmes;  Full Waveform Sonic and Acoustic Televiewer. 

 

High  quality  data  processing  and  log  analysis  are critical to derive full value from these measurements. 

 

NNeexxtt  IIssssuuee::  

Density logs 

Porosity correction 

  

  

MMaarrccuuss  CChhaattffiieelldd  ––  MMaarrcchh  22001166  

CCooppyyrriigghhttss  aappppllyy  ((wwwwww..wwiirreelliinneewwoorrkksshhoopp..ccoomm))  

AAccttiinngg  eeddiittoorr//ccoonnttaacctt::  wwiillnnaa@@wwiirreelliinneewwoorrkksshhoopp..ccoomm  

FFoorr  bbaacckk  ccooppiieess,,  ggoo  ttoo::  wwwwww..wwiirreelliinneewwoorrkksshhoopp..ccoomm//bbuulllleettiinn  aanndd    cclliicckk  oonn  ""PPrreevviioouuss  IIssssuueess""..