CN105579667A - 用于地层探测与评估的系统及方法 - Google Patents

用于地层探测与评估的系统及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN105579667A
CN105579667A CN201480046953.XA CN201480046953A CN105579667A CN 105579667 A CN105579667 A CN 105579667A CN 201480046953 A CN201480046953 A CN 201480046953A CN 105579667 A CN105579667 A CN 105579667A
Authority
CN
China
Prior art keywords
mark
waveform
planning
tvd
baseline
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201480046953.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN105579667B (zh
Inventor
托德·W.·班森
布莱恩·尤金·斯托克德
德怀特·A.·洛克哈特
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hunt Advanced Drilling Tech LLC
Motive Drilling Technologies Inc
Original Assignee
Motive Drilling Technologies Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Motive Drilling Technologies Inc filed Critical Motive Drilling Technologies Inc
Publication of CN105579667A publication Critical patent/CN105579667A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105579667B publication Critical patent/CN105579667B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
    • G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
    • G01V5/045—Transmitting data to recording or processing apparatus; Recording data
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/04—Measuring depth or liquid level
    • E21B47/047—Liquid level
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/04—Measuring depth or liquid level
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/04—Measuring depth or liquid level
    • E21B47/053—Measuring depth or liquid level using radioactive markers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B21/00—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant
    • G01B21/18—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant for measuring depth
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
    • G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B19/00—Programme-control systems
    • G05B19/02—Programme-control systems electric
    • G05B19/04—Programme control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers
    • G05B19/042—Programme control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers using digital processors
    • G05B19/0426—Programming the control sequence
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
    • G01V20/00—
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B2219/00—Program-control systems
    • G05B2219/20—Pc systems
    • G05B2219/26—Pc applications
    • G05B2219/2616—Earth moving, work machine
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/40—Data acquisition and logging
    • G—PHYSICS
    • G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16Z—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00—Subject matter not provided for in other main groups of this subclass

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)

Abstract

本申请提供了用于在钻设井孔期间识别规划标记的系统和方法。在一个实施例中，所述方法包括：获取包含规划标记的计划，其中每个规划标记对应于一个来自现有井的基线标记。每个所述基线标记对应于一个来自现有井的日志文件的波形，并与该对应波形的波形表示形式相关联。每个所述规划标记与一个真垂直深度(TVD)估计值相关联。获取对应于该井孔的第二日志文件，该文件中包含表示在所述井孔中探测得到的地层信息的波形。扫描该第二日志文件，以便根据所述TVD估计值和所述规划标记所对应的基线标记的波形表示形式来查找规划标记。可以识别并报告所述规划标记的至少一个匹配结果。

Description

用于地层探测与评估的系统及方法
相关申请交叉引用
本申请是2014年2月21日提交的标题为“用于地层探测与评估的系统及方法(代理人案号HADT-31796)的美国专利申请14/186,470的专利合作条约申请，其要求2013年6月24日提交的标题为“用于地层探测与评估的系统及方法(代理人案号HADT-31792)的美国临时申请61/838,689的优先权。
技术领域
以下公开涉及定向和常规钻井。
背景技术
由于许多钻孔的深度和复杂性增加，包括定向钻井所增加的复杂性，为提取矿物质而进行的钻井变为越来越复杂的操作。钻井是一种昂贵的操作，钻井失误使成本增加，且在一些情况下，钻井失误可能永久性地降低钻井在未来数年间的产出。现有的技术和方法不能适当地应对钻井的复杂性本质。相应地，需要用于改进钻井操作的系统和方法。
附图说明
为更全面地进行理解，现在将参考结合附图所进行的以下描述，所述附图中：
图1A所示为其中可实施本公开的多个方面的环境的一个实施例；
图1B所示为可以用于图1A所示环境中的钻井系统的一个实施例；
图1C所示为可以用于图1A所示环境中和/或使用图1B所示钻井系统的计算机系统的一个实施例；
图2所示为可以用于创建基线标记，使所创建的基线标记与规划标记相关联，并在钻井期间扫描查找规划标记的方法的一个实施例的流程图；
图3所示为可以用于创建基线标记的方法的一个实施例的流程图；
图4所示为图3所示方法可以使用的日志文件(logfile)的一个实施例；
图5所示为可从图4所示的日志文件创建的基线标记的一个实施例；
图6所示为图5中的基线标记的表示形式的一个实施例；
图7所示为可以用于创建图6中的表示形式的方法的一个实施例的流程图；
图8所示为可以用于与图4所示方法交互的图形用户界面的一个实施例；
图9所示为可以用于创建规划标记并将其与基线标记相关联的方法的一个实施例的流程图；
图10所示为可以用于与图9所示方法交互的图形用户界面的一个实施例；
图11所示为可以用于解析记录数据和识别规划标记的方法的一个实施例的流程图；
图12A所示为图11所示流程图的更详细示例的一个实施例的流程图；
图12B所示为图12A所示流程图的步骤之一的更详细示例的一个实施例的流程图；
图12C所示为图12A所示流程图的步骤之一的更详细示例的一个实施例的流程图；
图13A-13D所示为参考指纹和可以从不确定性区域获得并与所述参考指纹相比较的候选指纹的实施例的示图；
图14所示为可以由图11的方法和/或图12的方法报告信息并允许进行修改的图形用户界面的实施例之一。
具体实施方式
现在参照附图，其中，附图中通篇使用相同标号来表示相同元素，显示并描述了用于探测地层中的标记的系统和方法的各种视图和实施例，并描述了其他可能的实施例。附图不一定按比例绘制，在一些情况下，仅出于说明目的，在部分位置对附图进行了放大和/或简化。本领域普通技术人员能够理解，基于可能实施例的下列示例，可以得到众多可能的应用和变化。
参见附图1A，示出了环境100的一个实施例，其中地层102具有地表104。将要或正在用钻机108在地层102内钻设井孔106。已制定钻井计划，以钻设达到真垂直深度(TVD)110的井孔106。井孔106将延伸穿过地层112和114，止于地层116，且不会到达下卧层(underlyinglayer)118和120。地层边界113将地层112和114分离，地层边界115将地层114和116分离，地层边界117将地层116和118分离，及地层边界119将地层118和120分离。断层122使每个地层部分向下移位。相应地，井孔106位于未移位的地层部分112A-120A，而地层部分112B-120B表示移位的地层部分。虽然图中未显示，但可以理解，井孔106可以延伸穿过断层122。
井孔106可以被指向位于地层116中的目标区域124。目标区域124可以是由指示井孔106终止处的坐标或其他标记所限定的一个或多个地下点，或可以仅限定井孔106被保留在其内的深度范围(例如，地层116自身)。应当理解，目标区域124可以是任何形状和大小，且可以用任何方式限定。相应地，目标区域124可以代表井孔106的端点，或可以延伸至实际可能达到的钻井深度。例如，若钻井包括水平分量，且目标在于沿地层116尽可能远地延伸，则所述目标可以就是地层116本身，且钻井可以持续直至达到限值，例如产权边界或钻柱长度的物理限制。
环境100中可以存在一个或多个现有井126。现有井126可以是探边井(offsetwell)或可以是位置相对靠近规划井孔106的另一个井。来自井126的地层信息(例如，伽马测录)可以用于规划井孔106，以及用于在钻井期间评估井孔106的钻井计划。应当理解，井126的相对于井孔106的位置可能影响与获取自井孔106的地层信息的相关性。例如，各地层边界113、115、117和119的深度随着井126的位置而变化。通常，井126离井孔106越近，两口井的地层特征的相关性越大。但是，可能存在某些例外，例如两口井位于断层线122的相对侧。
本实施例中，所述地层信息包括从伽马测录获取的伽马辐射读数，其提供了地质材料的相对于深度的放射性。相应地，伽马测录可以用于提供关于井孔106相对于各地层边界113、115、117和119和地层112、114和116的当前位置(例如，图1B中的BHA149)的某些指示，且还可以根据地层自身内的放射性的变化，提供关于BHA在特定地层内的近似位置的信息。
应当理解，虽然使用了包含伽马辐射读数的伽马测录作为举例，本公开并不限于伽马测录，在本申请所述的各实施例中，除了伽马测录以外，或作为其替代形式，还可以使用其他信息形式，包括地层信息和/或可指示变化的钻井操作参数。例如，可以使用关于电阻率、孔隙度、压强、中子密度，穿透速率(ROP)和/或机械比能(MSE)的信息。通常，所用信息需要提供足够的细节，才能用于为钻井计划提供实时或近乎实时的调整。相应地，该信息的解析度可能影响本申请所述方法的准确度。
参见图1B，以如图所示的环境130，更详细地说明了图1A中的环境100的一部分的一个实施例。本实施例中，环境100包括位于地表104上的井架132。井架132可以是图1A的钻机108的一部分。井架132包括定滑轮134。动滑轮136通过钻绳138与定滑轮134耦合。在顶部驱动系统(如图所示)中，顶驱140被耦合到动滑轮136，并提供钻井所需的旋转力。保护接头142可以位于顶驱140和作为钻柱146的一部分的钻管144之间。顶驱140通过保护接头142转动钻柱146，由此转动地层102中的井孔106内的井底钻具组合(BHA)149的钻头148。泥浆泵152可以将流体混合物(例如泥浆)153从泥浆池或其他容器154导入井孔106中。泥浆153可以从泥浆泵152流入排出管线156中，所述排出管线156经立管160被耦合到水龙带158。水龙带158被耦合到顶驱140，顶驱140包含供泥浆153流入钻柱146和井孔106的通道。转盘162可以与转盘方瓦164配合，以在钻柱146未转动时固定钻柱146。
感应、探测和/或评估功能可以包含在井下工具166(其可位于钻柱沿线的一个或多个位置中)即BHA149中，或可以位于钻柱146沿线的其他位置。例如，伽马辐射传感器可以被包含在井下工具166中和/或位于钻柱146沿线的其他位置。
在一些实施例中，可以通过地表104上的控制系统168提供地层探测和评估功能。控制系统168可以位于井架132处或可以远离实际钻井位置。例如，控制系统168可以是如2011年12月22日提交并于2012年7月3日授权的标题为“用于表面可控钻井的系统和方法”且专利号为8,210,283的美国专利中所公开的系统，该专利以参考形式全文并入本申请。可替代地，控制系统168可以是独立系统，或可以并入井架132处的其他系统中。控制系统168可以通过有线和/或无线连接(未显示)接收地层信息。在一些实施例中，控制系统168可以使用评估功能来提供如2012年6月22日提交的标题为“用于在钻井期间确定测点之间的递增级数的系统和方法”且序号为13/530,298的美国专利申请中所公开的收敛计划和/或其他矫正措施，该申请以参考形式全文并入本申请。控制系统168可以部分或全部位于井下工具166内，或可以与井下工具166的独立控制器进行通信。
参见图1C，如图所示为计算机系统180的一个实施例。计算机系统180是用于执行此述各个过程的系统部件或装置(例如图1B所示的控制系统168)或独立系统的一种可能实施例。在计算机系统180位于现场，例如在如图1A所示的环境100和/或如图1B所示的环境130的情境中时，该计算机系统可以被包含在经过硬化以用于工业应用和恶劣环境的相对粗糙的抗震箱中。应当理解，井下电子设备可以被安装在适应性悬挂系统或其他种类的阻尼系统中。
计算机系统180可以包括中央处理器(“CPU”)182、存储器184、输入/输出(“I/O”)装置186和网络接口188。元件182、184、186和188由传输系统(例如总线)190互联。电源(PS)192可以通过电力传输系统194(图中所示还兼有数据传输系统190，但电力和数据传输系统可以分开)向计算机系统180的部件供电。
应当理解，计算机系统180可以采用不同配置，且每个所列举的元件可以实际上代表若干不同元件。例如，CPU182可以实际上代表多处理器或分布式处理系统；存储器184可以包括不同级别的高速缓冲存储器、主存储器、硬盘和远程存储位置；所述I/O装置186可以包括显示器、键盘灯等；且网络接口188可以包括一个或多个网卡，所述网卡提供到网络196的一个或多个有线和/或无线连接。因此，可以预见该计算机系统180的配置具有广泛灵活性。
该计算机系统180可以使用任何操作系统(或多操作系统)，包括由Microsoft提供的各种版本的操作系统(例如WINDOWS)、由Apple提供的各种版本的操作系统(例如MacOSX)、由UNIX和LINUX提供的各种版本的操作系统，且可以根据计算机系统180的用途，包括专门为手持设备、个人电脑和服务开发的操作系统。所述操作系统，以及其他指令(例如用于执行如本申请各个实施例所述的功能的软件指令)可以被存储在存储器单元184中，并由处理器182执行。例如，存储器单元184可以包括用于执行本申请公开的各种方法和控制功能的指令。
网络196可以是单网或可以代表包括不同网络种类的多网。例如，网络196可以包括一个或多个蜂窝链接，数据包网络(例如互联网，局域网(LANs)和/或广局域网(WLAN)和/或公用交换电话网路(PSTNs)。相应地，可以使用众多不同网络类型和配置来将计算机系统180耦合到图1A所示环境100、图1B所示环境130和/或其他未显示的系统中的其他部件(例如远程系统)。
参见图2，如图所示为方法200的一个实施例，其中显示了一种方法，其可用于根据获取自现有井的地层信息创建基线标记，将钻井计划中的一个或多个规划标记与基线标记相关联，从钻设新井期间获取的地层信息中识别规划标记，并确定是否根据基线标记和规划标记之间的差异改进钻井计划。在本实施例中，从图1B的井126中获取伽马测录，且使用来自该伽马测录的基线标记来创建或改善井孔106的钻井计划。基线标记还可以用于在钻井期间评估钻井计划。
在步骤202中，根据获取自现有井126的伽马测录来创建基线标记。该基线标记对应于表示可从测录中的环境伽马值中识别和辨认的所探测的伽马值的波形。例如，可以将表示伽马测录中被低水平读数围绕的相对显著尖峰的波形选作基线标记。应当理解，基线标记无需具有特定形状或幅度，而是可以至少部分根据其与环境读数的关系来选择。
该选择过程可以由能够识别可用作可接受的基线标记的测录信息的地质学家或其他人员手动执行(例如，使用计算机系统来加亮所述信息并将其存储为基线标记)，或者可以由计算机系统自动执行。在计算机系统自动识别和存储基线标记的情形中，可以由人员稍后核实和/或修改基线标记。一旦测录的特定部分被识别并被选作基线标记，该信息将与对应信息(如名称、TVD和形状)一起被存储在标记档案中。在本实施例中，该标记档案对应于井126，但应当理解，可以使用其他存储规范来归类基线标记。例如，基线标记可以与特定地理区域和/或地层相关联，而非与特定井相关联。
在步骤204中，为钻井计划创建规划标记。每个规划标记与来自标记档案的基线标记相关联，在本例中，所述标记档案是井126的标记档案。应当注意，井126的标记档案可以是已经在过去的某个时间点上创建(例如，来自另一井)，且可以包括原始基线标记、改进基线标记和/或增加的基线标记。相应地，在某些情形中，该标记档案可以是不固定的，而可以随时间改进。输入每个规划标记的信息，例如可能有助于将误报最小化或消除误报的估计TVD和不确定性范围(例如，加减三十英尺)。例如，若不确定性范围是加或减三十英尺，则将存在六十英尺的不确定性区域。如下文所述，当在钻设井孔106期间扫描查找规划标记时，可以使用该不确定性区域。本实施例中，当在步骤204中创建规划标记时，应当理解，规划标记可以用其他实施例中的不同方法来获取，例如从数据库中提取规划标记，或根据需要自动计算规划标记的信息(例如位置)。
在钻井期间发生直至处理完所有标记为止的步骤206中，获取伽马测录，并如子步骤208、210、212中进一步所示，分析伽马测录。例如，在步骤208中，对伽马测录进行扫描以查找于步骤204中创建的规划标记。随着井下传感器采集地层信息并将其转发至地面，可以实时获取或近乎实时获取伽马测录，且该测录扫描还可以实时或近乎实时发生。在步骤210中，报告已识别的规划标记。所述报告可以实时或近乎实时执行。所述信息采集、扫描和报告的实时或近乎实时方面，允许相对迅速地识别钻井计划和实际钻设的井孔之间的差异，由此使更正错误所需的时间最小化。
在步骤212中，可以对调整钻井计划，或不经调整继续钻井作出决定。例如，若报告规划标记比预期低五英尺，则可以查看所述报告，且可以决定无需做出改变。但是，若报告规划标记比预期低二十英尺，则可以改变计划以补偿该差异。例如，可以改进TVD和/或地层倾角(bedtip)。应当理解，所述仅为举例，存在可能影响在识别规划标记的TVD之后是否改变计划的决定的众多因素。该决定可以在报告后相对迅速地发生，以在探测到不良偏差时尽快修正钻井计划。假设如报告时机、报告监控者、报告监控者的权限和钻井过程的纠错能力允许相对迅速地进行修正，则可以在发现下一规划标记之前进行该修正。
应当理解，步骤206中所述的处理标记，可以包括跳过该标记。例如，若未识别到一个标记，则该标记可以被跳过。与断层或其他地质不规则因素重合的标记可能完全不存在，或可能变化过大而无法识别。若标记未能被定位且未被跳过，则系统将继续寻找该标记，而错过下一标记。所述跳过可以是自动的(例如，若在标记的估计深度的五十英尺内未找到该标记，则跳过该标记)，或可以手动控制(例如，通知使用者未发现该标记，并让使用者决定是否继续搜寻该标记或跳过该标记)。
参见图3，如图所示为方法300的一个实施例，显示了可以用于从现有井中识别合适的基线标记并存储所述基线标记以备后用的方法。该方法300可以完全自动化(例如电脑控制)或可以基于使用者输入(例如选择特定波形)。
在步骤302中，从测录(例如来自图2B的井126的伽马测录)中识别符合一种或多种基线标记标准的信息。该标准可以包括伽马尖峰的最小宽度和/或相对幅度，形状限定(例如，尖峰的斜率可能需要相对陡峭而非平缓)，或可能需要是能与其他形状容易区分的形状。应当理解，该标准可以是相对的，因为特定尖峰可能在测录的一部分中适用为基线标记，但在该测录的另一部分中则不适用。例如，紧邻幅度相似的一个或多个其他尖峰的尖峰，可能不适于用作基线标记，但相对孤立和/或具有显著较大量级的尖峰则可能适用。
另可参见图4，如图所示为伽马测录402的一部分的一个实施例。伽马测录402包括图404，其中使用线406代表伽马辐射值和对应深度，可视地显示了一系列伽马读数。在本实施例中，已经加亮伽马测录402的部分408以用作基线标记，如下文中将参照图3中的下一步骤进行叙述的。
再次参照图3，在步骤304中，从伽马测录的选定部分创建基线标记。例如，参见图5，图表502的一个实施例提供了基线标记504的表示形式。基线标记504相对于代表伽马值的轴和代表基线标记504的距离(例如宽度)的轴进行表示。应当理解，该信息源自图4的伽马测录402，且所述宽度是基于基线标记504在伽马测录402上出现的特定点的深度来计算的。还应当理解，基线标记504可以是伽马测录402中的波形的确切匹配，或可以是波形表现形式(例如，可以是基于波形，但不是确切表现形式)。
另可参见图6和7，其中简图600(图6)和方法700(图7)的实施例示出了基线标记(例如图5的基线标记504)的波形表示形式及如何构建所述波形表示形式。应当理解，所述波形表示形式是基线标记504的数学表示形式(例如指纹)的一个例子。还应当理解，这仅是如何得到基线标记的指纹的一个例子，且还可以使用众多其他表示形式。此外，当对图3的方法300进行描述时，应当理解，所述表示形式可以被构建为一个或多个其他方法的一部分，例如，如下文所述，在为新井创建指纹期间构建。
如图6所示，在本实施例中，所述波形表示形式包括代表基线标记504的左侧平均值的线602。线604代表相对于所述左侧平均值的峰高。线606代表相对于所述左侧平均值的右侧平均值。线608代表基线标记的宽度。该宽度可以基于被选作基线标记504的伽马测录的部分而变化。线604相对于线608的位置，代表着峰值指标相对于基线标记宽度的位置。应当理解，该波形表示形式主要使用相对值进行构建，以满足识别规划标记的要求，即使在幅度、宽度、形状和/或其他特性发生了改变时。
通常，由于传感器的差异，可以谨慎处理测得的幅度。例如，当一台伽马辐射传感器未相对于另一台伽马辐射传感器相互进行校准时，基线标记的已记录幅度和规划标记的已记录幅度之间的比较并不可靠。相应地，虽然幅度可以用于选择基线标记以及进行基线标记和规划标记之间的后续比较，本公开一般使用相对幅度(例如，相对于左侧平均值)而非绝对幅度。在一些实施例中，传感器已知相互校准和/或可以调整已记录的传感器结果以考虑到传感器差异，则绝对振幅更为可靠。
应当理解，波形表示形式可以具有众多不同特征。例如，可以使用多峰波形表示形式(计算或不计算平均峰值)。这对存在波形转动而非垂直波形的井孔造斜井段(builtsection)和侧向井段尤为有用。这在可以双向(例如，向前或向后)读取日志文件时也是有用的，因为具有至少两个峰可读可以帮助理解日志文件正在被读取的方向，因为根据日志文件被读取的方向的不同，识别峰的顺序也不同。
虽然本公开使用井孔106的垂直井段进行描述，但应当理解，此述概念还可以适用于水平井段和造斜井段。虽然垂直、水平和造斜井段之间可能存在某些差异，使用基线标记和规划标记来实时或近乎实时地评估钻井准确度且根据需要进行修正的方法的基本过程仍是相同的。
如图7所示，方法700可用于构建如图6所示的波形表示形式。在步骤702中，计算左侧平均值。应当理解，可以使用所述左侧平均值，是应为伽马测录通常遵循下降深度模式。这意味着，测录的左侧部分(例如，表示较浅深度的测录的“顶部”)在实时或近乎实时扫描中将首先被扫描。相应地，待扫描的基线标记的第一部分通常为基线标记的左侧。应当理解，该方法可以通过不同方式执行(例如，从右到左扫描)而仍涵盖在本说明书中，但本实施例中所用的通用方法为从左到右扫描(例如，从较浅深度到较深深度)。
可以用多种方式计算左侧平均值。例如，所述左侧平均值可以是从标记的左侧到峰的单一平均值。在其他实施例中，可以存在多个平均值。例如，可以使用梯阶或多峰平均值。可以用与左侧平均值相同或不同的方式来计算右侧平均值。此外，该求平均过程可以根据求平均的波形部分的特定形状和/或宽度而改变。
在步骤704中，相对于左侧平均值计算峰高和右侧平均值。例如，继续以图5为例，左侧平均值可以是伽马读数100。峰高为135，右侧平均值为80。相对于左侧平均值的峰高则为1.35，相对于左侧的右侧平均值则可以为0.80。
在步骤706中，计算基线标记的宽度，并计算相对于宽度的峰高的位置。该宽度可以通过从左侧TVD中减去右侧TVD来计算。然后可以识别峰高的位置。例如，若宽度为41英尺，则峰位置可以计算为匹配峰高位置的任何数值。应当注意，由于不太可能发生完全匹配，使用相对值和平均值能够允许以百分比形式描述两个波形之间的可能匹配。例如，使用相对值来讨论两个波形之间由于传感器未相互校准而可能存在的差异，以及地层与地层之间的差异。下文中将讨论该方法的更详细示例。
仍参见图3，在步骤306中，基线标记和对应信息(例如，名称和波形表示形式(作为实际波形和/或作为表现形式计算值))被存储在与伽马测录关联的井所对应的基线标记档案中。在步骤306中，可以判定方法300是否结束(例如，是否从伽马测录中选择附加的基线标记)。若判定表示方法300未结束，则该方法回到步骤302。若判定表示方法300已结束，则该方法终止。
参见图8，GUI800的一个实施例中，显示了一种可以用于检索日志文件并添加、编辑或删除基线标记的界面。应当理解，GUI800是用于举例目的，且众多不同GUI可用于提供以GUI800所显示的部分或全部功能。在本例中，GUI800包括文件选择面板802、标记选择面板804、质量显示面板806和伽马测录面板808。
在操作中，使用者可以使用部分802来创建或编辑标记档案。在本实施例中，该标记档案文件为与图1A中的探边井126对应的“探边井126档案.txt”。对应的探边井可以关联于所述探边井(若尚未进行此操作)。使用者随后可以加亮(例如使用鼠标、键盘和/或其他接口)伽马测录的一段或多段。所述部分随着加亮而被添加到标记选择面板804中。例如，所述伽马测录的图示部分包括四个选定部分810、812、814和816,。该标记选择面板804显示了8个标记818,820,822,824,826,828,830和832，其中每个标记都具有名称、开始深度和结束深度。所述开始深度和结束深度可以根据相应选定部分自动输入。出于说明目的，选定部分810对应于标记820，选定部分812对应于标记822，选定部分814对应于标记824，且选定部分816对应于标记826。
质量显示面板806包括表示当前选定标记的质量水平的质量指标。所述质量水平代表了选定标记的强度。例如，所述质量显示面板806可以包括表示右侧平均值和左侧平均值之间差异以及左侧平均值和峰值之间差异的定性分析的图表。选定宽度也如图所示。使用该反馈，使用者可以有区别地选择标记，以加强所述性质。
在本实施例中，所述质量显示面板806相对于测量API(伽马测录所用的放射性单位)的纵轴和测量宽度的横轴对左、右和峰值作图。在一些实施例中，该宽度可以被表示为TVD。应当注意，在补测测录中，该TVD通常等于测得深度，除非该测录为TVD转换的测录。可以使用消息部分来评论当前选定标记的质量。例如，当前消息表示，相对于左侧值，峰值较小。
相应地，使用GUI800，使用者可以滚动伽马测录，选择伽马测录的部分，并将所述部分存储为基线标记。此外，可以编辑或删除此前存储的基线标记。
参见图9，方法900的一个实施例显示了可以用于为新井的钻井计划创建规划标记，并将每个规划标记与现有井的对应基线标记关联的方法。例如，使用图1A的环境100为例，为井孔106创建或修改钻井计划。已为探边井126创建了基线标记，且所述基线标记可用于计划井孔106。虽然一旦规划标记实际处于井孔106中时，由于地层102内的两个地点之间存在差异，基线标记和规划标记之间可能存在差异(例如，TVD、伽马水平和/或形状的差异)，但基线标记提供了至少一些对规划标记可能出现地点的认识。
在步骤902中，为新规划标记创建标记名称。在步骤904中，规划标记与来自探边井126的标记档案关联。例如，假设规划标记将可能发生在地层边界113处。
在步骤906中，可以为规划标记提供估计深度、不确定性区域和预期垂直井段(例如，输入或从数据库或其他存储器引入)。该估计深度可以基于其他信息，例如地层102的一般知识(例如，探边井和计划井孔106之间的地层边界113是否平坦、上升或下降)。应当理解，所述信息可以从其他探边井、其他井和/或其他类型的调查信息中采集，且可以在局部和跨较大区域采集。例如，可能包含所述信息的数据库在如此前并入的标题为“用于表面可控钻井的系统和方法”且专利号为8210283的美国专利中进行了描述。
所述不确定性区域提供了可能在其中发现规划标记的估计区域(例如，加减二十英尺)。所述预期垂直井段为钻井计划提供了参照，更具体地，其识别了其中可能设有规划标记的计划的特定垂直井段。应当理解，可以提供更多或更少的信息。例如，在一些实施例中，所述预期垂直井段可以被省略。
根据需要，可以进行进一步调整。例如，若根据垂直井段中的波形外观来计算波形表示形式，但估计在当前井孔中将在造斜井段中识别该标记，则所述波形表示形式可能必须进行修改，否则即可能错过。相应地，可以根据例如当前井孔中特定波形表示形式的预期位置等因素，进行补偿。
在步骤908中，可以判定是否该过程已结束(例如，是否存在更多需创建的规划标记)。若该过程未结束，则方法900返回到步骤902。若该过程结束，则方法900终止。
参见图10，GUI1000的一个实施例显示了可用于为钻井计划创建和/或编辑规划标记的界面。应当理解，该GUI1000用于举例目的，还可以使用众多不同的GUI来提供如GUI1000所示的部分或全部功能。在本实施例中，GUI1000包括地质计划选择面板1002、地质计划参数面板1004和井计划选择面板1006。
在操作中，用户可以通过文字框1008和相关控制按钮为井孔106创建或编辑地质计划。在本实施例中，所述地质计划命名为“当前井地质全计划.txt”。使用者还可以如文本框1010所示地选择标记方案。在本实施例中，所述标记方案为相对于图8所述的“探边井126档案.txt”。可以在文本框1012中输入地层倾角。在一些实施例中，可以根据已识别的趋势、当前/下一标记和/或类似因素，向使用者建议倾角。可以在井计划选择面板1006上从多个来源(例如LogASCII标准(LAS)文件、全局数据库或局域数据库)中的任一个来源中选择井计划。应当理解，所述地质计划、标记档案和/或井计划可以从本地或在线存储(例如从远程访问数据库或服务器云端)中提取。
为举例目的，所述地理计划参数面板1004显示了8个规划标记1014,1016,1018,1020,1022,1024,1026和1028。每个规划标记对应于图8中的基线标记818,820,822,824,826,828,830和832中的一个，其中规划标记1014对应于基线标记818，规划标记1016对应于基线标记820,规划标记1018对应于基线标记822,规划标记1020对应于基线标记824,规划标记1022对应于基线标记826,规划标记1024对应于基线标记828,规划标记1026对应于基线标记830,以及规划标记1028对应于基线标记832。
每个规划标记1014,1016,1018,1020,1022,1024,1026和1028还关联着估计TVD、不确定性范围和估计垂直井段。例如，规划标记1022已被分配到的估计TVD为8179英尺，不确定性范围为加减20英尺。其预期出现在钻井计划的垂直井段515中。相应地，使用来自部分816的图8的对应基线标记826，可以扫描井孔106的伽马测录，以找到规划标记1022。应当注意，若该测录转换为参照方钻杆补心TVD(KBTVD)，则无需所述估计垂直井段。
估计TVD、不确定性范围和/或估计垂直井段可以为确定井计划的准确度提供基准，和/或可用于在特定井段集中进行更详尽的扫描。例如，系统可以跳过或更快地扫描不太可能包含规划标记的伽马测录部分，并集中在更可能包含所述标记的伽马测录部分，而不是在每个英尺(或所选用的任何解析度)中扫描查找指纹。
参见图11，方法1100的一个实施例显示了可用于在测录中扫描查找规划标记的方法。在本实施例中，该测录是来自如图1A所示的井孔106的伽马测录，但应当理解，可以使用其他测录类型。
在步骤1102中，解析在钻设井孔106中采集的测录数据。该解析可以用众多不同方式执行，包括以英尺或其他限定的解析度增量为单位扫描日志文件，扫描不确定井段，扫描垂直井段，和/或使用其他参数进行扫描。例如，扫描查找规划标记1022(图10)可以包括迅速扫描至8167英尺(即，计划TVD8179减去不确定性范围的12英尺)，然后更仔细地检查日志文件中的规划标记。在步骤1104中，在不确定性区域中识别规划标记的最佳指纹匹配。例如，可能存在多个匹配或至少多个可能匹配，而方法1100可以选择最佳匹配。
在步骤1106中，可以判定是否该过程已结束(例如，是否存在更多需找到的标记)。若该过程未结束，则方法1100返回到步骤1102。若该过程结束，则方法1100终止。
参见图12A，方法1200的一个实施例显示了图11中的方法1100的更为详细的示例。在步骤1202中，解析测录数据以识别不确定性区域。在步骤1204中，可以判定是否已找到不确定性区域。若未找到不确定性区域，方法1200返回至步骤1202。若已发现不确定性区域，则方法1200继续来到步骤1205。在步骤1205中，向规划标记分配权重。
在步骤1206中，制作不确定性区域的当前窗口的指纹。例如，若规划标记为20英尺宽，当前窗口可以是20英尺窗口。该系统可以制作该窗口的指纹(如前所述)。
在步骤1208中，当前窗口的指纹与规划标记的指纹相比较。在步骤1210中，根据步骤1208中的比较计算置信度值。在步骤1212中，根据峰值的TVD位置，判定当前指纹是否成为新候选项。若当前指纹为新候选项，则方法122在步骤1214中，将该候选项添加到候选列表中，然后才前进至步骤1216。若当前指纹并非新候选项，则方法1200不经过候选列表添加就前进至步骤1216。
在步骤1216中，可以判定方法1200是否以当前不确定性区域进行。若方法1200未以不确定性区域进行，则方法1200在步骤1218中递增该窗口，并返回步骤1206。例如，若该窗口的解析度为1英尺，则该窗口的位置将递增1英尺(例如，窗口将前进1英尺)。若方法1200是以该不确定性区域进行的，则方法1200前进至步骤1220，在此可以报告所述候选项列表。这允许使用者查看所有可能候选项并选择最佳匹配。在一些实施例中，所述列表可以根据置信度水平和/或其他标准进行排名。
在步骤1222中，可以判定是否结束该过程(例如，是否存在更多需扫描的测录)。若该过程未结束，则方法1200返回到步骤1202。若该过程结束，则方法1200终止。
参见图12B，图中所示为图12A的步骤1205的更详细实施例。如前所述，需要在参照标记和活跃伽马测录中的当前窗口之间的最佳匹配。为此，使用指纹匹配过程来将伽马样本转换为指纹，以提高匹配成功率。这表达为图12B中的多步骤方法，如下所示。
所述指纹匹配过程比较两个指纹(例如参考指纹和候选指纹)之间的属性，并基于比较产生评分。该指纹匹配过程在指纹比较中考虑到三种基本属性，且在最终评分中为其提供如下权重：
PIW:0.5
PRD:0.2
RRD:0.3
其中PIW＝峰值指标权重，PRD＝峰相对距离，且RRD＝右侧相对距离。应当理解，可以使用其他数值用于相对权重，在此所提供的数值仅用于举例目的。在扫描不确定性区域之前，所述指纹匹配过程存储参考指纹的相对权重。
在步骤1230中，为相对于宽度的峰位置设定权重。例如，若指纹宽度为十(10)且峰值指标为五(5)，则将在样本峰值处于指标五时产生最高匹配。每个指标位置距离峰值指标越远，则系数越低(例如，指标4、3、2和1的系数值依次降低)。这可以如下表达：
lc＝max(rc,ltc)(式1)
pifref＝100.0–(lc+1)(式2)
其中lc＝最大计数,rc＝右侧计数,ltc＝左侧计数,且pifref＝参考指纹的峰值指标系数。
在步骤1232中，为相对于左侧平均值的峰高设定权重。例如，若左侧平均值为80API且峰值为120API，则峰相对距离为0.5。这可以如下表达：
prdref＝(pd/la)–1.0(式3)
其中prdref＝参考指纹的峰相对距离，pd＝相对指纹的峰距离，且la＝相对指纹的左侧平均值。
在步骤1234中，为左侧相对于右侧的平均值比率设定权重。例如，若左侧平均值为80API且右侧平均值为60API，则右侧相对距离为-0.25。这可以如下表达：
rrdref＝(ra/la)–1.0(式4)
其中ra＝参考指纹的右侧平均值，且rrdref＝参考指纹相对于左侧平均值的右侧相对距离。
参照图12C，显示了图12A的步骤1208的更详细实施例。当从不确定性区域中的伽马数据的当前窗口创建候选指纹(在此也称为“当前”指纹)时，计算评分，其中候选指纹与参考指纹相比较。为了计算评分，该指纹匹配过程必须首先确定候选指纹的每个属性的匹配值。这可以如下表达为如图12C所示的多步骤方法。
在步骤1240中，计算相对于参照(pifref)的当前峰值指标系数(pifcur)，其可表达为：
pifcur＝100.0–abs(pclcur–pclref)*mifref(式5)
其中pifcur＝当前指纹的峰值指标系数，且pclcur＝当前指纹的峰值计数位置。
在步骤1242中，计算相对于参照(prdref)的当前峰相对距离系数，其可表达为：
prfcur＝min(100.0,(prdcur–1.0)/prdref)*100.0)(式6)
其中prfcur＝当前指纹的锋相对系数，且prdcur＝当前指纹相对于左侧平均值的峰相对距离。
在步骤1244中，计算当前右侧相对系数，其可以表达为：
rrfcur＝((rrdcur–1.0)/rrdref)*100.0(式7)
其中rrfcur＝当前指纹的右侧相对系数，且rrdcur＝当前指纹相对于左侧平均值的右侧相对距离。
仍参考图12A，在步骤1210中，现在可以计算总评分如下：
评分＝(PIW*pifcur)+(PRD*prfcur)+(RRD*rrfcur)(式8)
如前所述，该指纹匹配过程为不确定性区域的每个增量计算评分。当该过程完成不确定性区域时，对评分进行排名，并将候选列表提供给使用者。该排名可以使用任何标准，但所述评分排名首先列出最高评分，以用于举例目的。
参见图13A-13C，如图所示为用于在不确定性区域中搜索参考指纹的方法的一个实施例。应当理解，图13A-13C不一定是按比例绘制，而是用于可视地显示比较候选指纹和参考指纹的整体过程。
将参照波形表示形式1300(图13A)分解为形成参考指纹1302的基本元素(图13B)。如引用图6所述，参考指纹1302可以被分解为特定部分，例如宽度1304、左侧平均值1306、右侧平均值1308和具有高度和指标属性的峰值1310。这些部分和对应计算如上详述，且在本实施例中不再累述。
如图13B从透视角度所示，左侧平均值1306与右侧平均值1308相比相对较高。峰值指标近似位于宽度1304的中点。这些量描述了将在不确定性区域中扫描查找参考指纹1302。
如图13C中所示，波形1312(例如，来自伽马测录)落入了不确定性区域1314。该不确定性区域1314的宽度大于参考指纹1302的宽度，由此将扫描多个搜索窗口，以尝试识别参考指纹1302。在本实施例中，所述搜索窗口始于深度为“1”的搜索窗口1316，包括深度为“2”的搜索窗口1318和深度为“m”的搜索窗口1320，并结束于深度为“n”的搜索窗口1322。根据不确定性区域的大小和参考指纹1302的宽度，可以包括其他搜索窗口。应当理解，该深度可以是实际深度(例如7232英尺)或可以是基于不确定性区域1314(例如不确定性区域中的第一个搜索窗口)或其他基线的指标。
如图13D所示，搜索窗口1316对应于候选指纹1324，搜索窗口1318对应于候选指纹1326,搜索窗口1320对应于候选指纹1328,且搜索窗口1322对应于候选指纹1330。
从透视角度，候选指纹1324的左侧平均值与右侧平均值相比相对较长。此外，右侧平均值高于左侧平均值。峰值相对低，且峰值指标朝右侧漂移。当与参考指纹1302相比较时，差异显著。为举例目的，向候选指纹1324分配评分为10分(最高分数100分)。
候选指纹1326的左侧平均值与右侧平均值相比相对长，但短于候选指纹1324的左侧平均值。其右侧平均值高于左侧平均值。峰值相对低，且峰值指标朝右侧漂移，但漂移量小于候选指纹1324中的漂移量。当与参考指纹1302相比较时，差异显著。为举例目的，将候选指纹1326的评分指定为15分。
候选指纹1328的左侧平均值与右侧平均值相等。其右侧平均值显著低于左侧平均值。峰值高于候选指纹1324和1326的峰值，且相对居中。当与参考指纹1302相比较时，相似性显著。为举例目的，候选指纹1328的评分指定为95分。
候选指纹1330的左侧平均值与右侧平均值相比相对短。其右侧平均值显著低于左侧平均值。峰值低于候选指纹1328的峰值，且与候选指纹1324和1326的峰值相似。峰值指标离左侧相对远。当与参考指纹1302相比较时，相似性显著，但显著性小于候选指纹1328。为举例目的，候选指纹1330的评分指定为80分。
为举例目的，不确定性区域1314中的其他所有候选指纹的评分均小于80且大于15。这些评分可以作为如下表1所示的排名候选列表被发送，其中分数越高表示匹配越好。
表1
参见图14，GUI1400的一个实施例中，显示了一种可以用于提供可能匹配的报告信息并显示用于修改钻井计划的选项的界面。应当理解，GUI1400是用于举例目的，且众多不同GUI可用于提供以GUI1400所显示的部分或全部功能。在本实施例中，GUI1400包括结果面板1402，该面板可以是独立面板或可以是另一GUI的一部分。
在当前实施例中，已经识别出规划标记5(例如图10的标记1022)的潜在匹配，其符合95％的匹配条件。可以提供来自该测录的信息，包括测量深度(MD)、TVD、倾角(INC)和垂直井段。继续图5的示例，规划标记1022的估计深度为8179英尺，估计垂直井段为515。如该测录所报告，可能匹配的TVD为8193英尺。相应地，该可能匹配虽然处于正确TVD，但比计划要低14英尺。
结果面板1402可以向用户显示各种选项，包括选项1406、1408和1410。选项1406是不做改变继续搜索下一个标记。选项1408是继续搜索下一个标记，但如文本框1412中所定义的改变倾角。选项1410是继续搜索下一个标记，但如文本框1414中所定义的调整下一个规划标记的估计TVD。在当前实施例中，选择了选项1410，将下一个标记(例如规划标记6)的估计TVD向下调整14英尺。应当理解，选项1408和1410的调整，可能影响钻井计划的剩余部分，或可能受限(例如，可能仅影响限定数量的标记)。
本领域技术人员通过阅读本公开，将能够理解，用于地层探测和评估的本系统和方法提供了一种用于在钻井期间评估钻井计划准确度和用于根据需要基于所述评估修改计划的修改方法。应当理解，本申请的附图和详细说明应当看作是举例说明，而不具有限制性，且不旨在限定为所公开的特定形式和实施例。相反，还包括对本领域人员而言显而易见的所有进一步的改进、变化、重组、替换、替代、设计选择和实施方式，而不会脱离本申请如下权利要求所限定的思路和范围。因此，以下权利要求的诠释意在涵盖所有所述进一步的改进、变化、重组、替换、替代、设计选择和实施例。

Claims (30)

1.一种用于在钻井计划中使用多个规划标记的方法，包括：
通过计算机系统，获取标记档案，所述标记档案包含来自至少一个现有井的多个基线标记，其中每个所述基线标记对应于来自第一井的第一日志文件中的波形，且其中在所述标记档案中，将每个所述基线标记与名称、对应波形的真垂直深度TVD值和所述对应波形的波形表示形式相关联；
通过所述计算机系统，为第二井的钻井计划创建多个规划标记；
通过所述计算机系统，将所述多个规划标记中的每一个规划标记与所述基线标记之一相关联；
通过所述计算机系统，向每个所述规划标记分配真垂直深度TVD估计值和不确定性范围；和
通过所述计算机系统，储存每个所述规划标记。
2.根据权利要求1所述的方法，进一步包括：
在所述第二井的钻井期间，获取第二日志文件；
扫描所述第二日志文件以识别所述多个规划标记中的第一规划标记，其中所述第一规划标记对应于所述多个基线标记中的第一基线标记；
从所述第二日志文件识别所述第一规划标记的真垂直深度TVD测量值；
将所述真垂直深度TVD测量值与所述第一规划标记的所述真垂直深度TVD估计值相比较，以获取比较结果；和
报告所述比较结果。
3.根据权利要求2所述的方法，其中扫描所述第二日志文件以识别所述第一规划标记的步骤进一步包括：
根据所述第一规划标记的所述真垂直深度TVD估计值，在所述第二日志文件中识别所述第一规划标记的不确定性范围；
创建所述不确定性范围内的波形的至少一个指纹；和
确定所述至少一个指纹是否与所述波形表示形式相匹配。
4.根据权利要求3所述的方法，其中确定所述至少一个指纹是否与所述波形表示形式相匹配的步骤包括：
比较所述指纹的左侧平均值与所述波形表示形式的左侧平均值；
比较所述指纹的右侧平均值与所述波形表示形式的右侧平均值；
比较所述指纹的峰高与所述波形表示形式的峰高；
比较所述指纹的峰位与所述波形表示形式的峰位；和
根据对于所述左侧平均值、所述右侧平均值、所述峰高和所述峰位的比较，计算评分。
5.根据权利要求3所述的方法，其中所述波形表示形式和所述指纹均使用相对幅度值。
6.根据权利要求2所述的方法，进一步包括，根据所述比较结果，调整所述钻井计划的所述多个规划标记中的所述第一规划标记与依序下一个规划标记之间的倾角。
7.根据权利要求2所述的方法，进一步包括，根据所述比较结果，调整所述第一规划标记之后的依序下一个规划标记的所述真垂直深度TVD估计值。
8.根据权利要求1所述的方法，其中将所述多个基线标记中的每一个与所述对应波形的波形表示形式相关联的步骤包括：制作所述对应波形的准确拷贝，其中以所述准确拷贝作为所述波形表示形式。
9.根据权利要求1所述的方法，其中将所述多个基线标记中的每一个与对应波形的波形表示形式相关联的步骤包括：构建所述对应波形的数学表示形式，其中以所述数学表示形式作为所述波形表示形式。
10.根据权利要求9所述的方法，其中构建所述对应波形的数学表示形式的步骤包括：
计算所述对应波形的左侧平均值；
计算所述对应波形相对于所述左侧平均值的峰高；
计算所述对应波形相对于所述左侧平均值的右侧平均值；
计算所述对应波形的宽度；和
计算所述峰高相对于所述宽度的位置。
11.根据权利要求1所述的方法，其中所述第一日志文件为伽马测录。
12.根据权利要求1所述的方法，进一步包括：
使用所述钻井计划来钻设所述第二井的一部分；和
根据所述规划标记的真垂直深度TVD估计值和在所述第二井的钻井期间获得的第二日志文件中识别得到的所述规划标记的真垂直深度TVD测量值之间的比较，评估所述钻井计划的准确性。
13.一种用于在穿过地层钻设第一井井孔期间识别规划标记的方法，包括：
在钻设井孔期间，通过计算机系统获取包含所预期的多个规划标记的计划，其中每个所述规划标记对应于来自现有第二井的基线标记，其中每个所述基线标记对应于获取自所述第二井的第一日志文件的波形，并与所述对应波形的波形表示形式相关联，且其中每个所述规划标记与真垂直深度TVD估计值和不确定性范围相关联；
通过所述计算机系统，获取与所述井孔相对应的第二日志文件，其中所述第二日志文件包含多个波形，所述波形表示在所述井孔中探测到的地层信息，并包含对应于真垂直深度TVD的地层信息，所述地层信息包含所述多个规划标记的第一规划标记的所述不确定性区域的至少一部分；
通过所述计算机系统，根据所述第一规划标记的所述真垂直深度TVD估计值、所述第一规划标记的不确定性范围和所述第一规划标记对应的所述基线标记的波形表示形式，扫描所述第二日志文件以查找第一规划标记；
通过所述计算机系统，识别所述第一规划标记的至少一个匹配结果；和
通过所述计算机系统，报告所述至少一个匹配结果。
14.根据权利要求13所述的方法，其中扫描所述第二日志文件的步骤包括：
根据所述第一规划标记的所述真垂直深度TVD估计值，识别所述第二日志文件中的所述第一规划标记的所述不确定性范围；
创建在所述不确定性范围内所探测的波形的至少一个指纹；和
确定所述至少一个指纹是否与所述第一规划标记所对应的的所述基线标记的所述波形表示形式相匹配。
15.根据权利要求14所述的方法，其中所述第一规划标记所对应的所述基线标记的所述波形表示形式是以相对幅度构建的，且其中创建所述指纹的步骤包括：构建具有相对幅度的所述指纹的表示形式。
16.根据权利要求14所述的方法，进一步包括：
创建在所述不确定性范围内所探测的多个波形的多个指纹；
将所述多个指纹之一识别为所述波形表示形式的最佳匹配结果；和
报告识别到的所述最佳匹配结果。
17.根据权利要求14所述的方法，其中确定所述至少一个指纹是否与所述第一规划标记所对应的所述基线标记的所述波形表示形式相匹配的步骤包括：
比较所述指纹的左侧平均值与所述波形表示形式的左侧平均值；
比较所述指纹的右侧平均值与所述波形表示形式的右侧平均值；
比较所述指纹的峰高与所述波形表示形式的峰高；
比较所述指纹的峰位与所述波形表示形式的峰位；和
根据对所述左侧平均值、所述右侧平均值、所述峰高和所述峰位的比较，计算评分。
18.根据权利要求13所述的方法，其中所述第一日志文件和所述第二日志文件为伽马测录。
19.根据权利要求13所述的方法，其中报告所述至少一个匹配结果的步骤包括：报告置信度值。
20.根据权利要求13所述的方法，其中每个所述规划标记进一步与所述井孔的规划垂直井段相关联，并且其中报告所述至少一个匹配结果的步骤包括：报告在其中找到所述匹配结果的垂直井段。
21.根据权利要求13所述的方法，进一步包括：
获取所述第二日志文件的更新版本；和
在识别所述至少一个匹配结果之后，根据所述第二日志文件，为所述多个规划标记中的第二规划标记，重复所述扫描步骤、识别步骤和报告步骤。
22.根据权利要求21所述的方法，进一步包括：
在报告所述至少一个匹配结果之后，接收用于修改所述计划的指令；和
在为所述第二规划标记重复所述扫描步骤、识别步骤和报告步骤之前，按所述指令的指示来创建修改的计划。
23.根据权利要求22所述的方法，其中所述指令指示将要修改所述井孔的倾角。
24.根据权利要求22所述的方法，其中所述指令指示将要修改所述第二规划标记的所述真垂直深度TVD估计值。
25.根据权利要求22所述的方法，进一步包括：使用所述修改的计划来钻设所述第二井的一部分。
26.一种系统，包括：
网络接口；
处理器，其被耦合至所述网络接口；
存储器，其被耦合至所述处理器，且被配置以存储所述处理器可执行的多个指令，所述指令包括用于下列各项的指令：
在穿过地层钻设第一井井孔期间，通过计算机系统，获取包含所预期的多个规划标记的计划，其中每个所述规划标记对应于来自现有第二井的基线标记，其中每个所述基线标记对应于获取自所述第二井的第一记录文件的波形，并与对应波形的波形表示形式相关联，且其中每个所述规划标记与真垂直深度真垂直深度TVD估计值和不确定性范围相关联；
获取与所述井孔对应的第二日志文件，其中所述第二日志文件包含多个波形，所述波形表示在所述井孔内探测到的地层信息，并包含对应于真垂直深度TVD的地层信息，所述地层信息包含所述多个规划标记中的第一规划标记的不确定性区域的至少一部分；
根据所述第一规划标记的所述真垂直深度TVD估计值、所述第一规划标记的不确定性范围和所述第一规划标记所对应的基线标记的波形表示形式，扫描所述第二日志文件以查找第一规划标记；
识别所述第一规划标记的至少一个匹配结果；和
报告所述至少一个匹配结果。
27.根据权利要求26所述的系统，其中扫描所述第二日志文件的指令包括：
根据所述第一规划标记的所述真垂直深度TVD估计值，识别所述第二日志文件中的所述第一规划标记的所述不确定性范围；
创建在所述不确定性范围内所探测的波形的至少一个指纹；和
确定所述至少一个指纹是否与所述第一规划标记所对应的所述基线标记的波形表示形式相匹配。
28.根据权利要求27所述的系统，其中扫描所述第二日志文件的指令包括：
计算所探测的波形的至少一个左侧平均值；
计算所探测的波形相对于所述左侧平均值的至少一个峰高；
计算所探测的波形相对于所述左侧平均值的至少一个右侧平均值；
计算所探测的波形的至少一个宽度；和
计算所述峰高相对于所述宽度的至少一个位置。
29.根据权利要求27所述的系统，其中所述指令进一步包括用于以下各项的指令：
在报告所述至少一个匹配结果之后，接收对所述计划的修改；
获取所述第二日志文件的更新版本；和
在识别所述至少一个匹配结果之后，在根据所述第二日志文件为第二规划标记重复所述扫描步骤、识别步骤和报告步骤之前，按指令所指示来修改所述计划。
30.根据权利要求29所述的系统，进一步包括：使用修改的计划来钻设所述第二井的一部分。
CN201480046953.XA 2013-06-24 2014-06-24 用于地层探测与评估的系统及方法 Active CN105579667B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361838689P 2013-06-24 2013-06-24
US61/838,689 2013-06-24
US14/186,470 US8818729B1 (en) 2013-06-24 2014-02-21 System and method for formation detection and evaluation
US14/186,470 2014-02-21
PCT/US2014/043892 WO2014210021A1 (en) 2013-06-24 2014-06-24 System and method for formation detection and evaluation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105579667A true CN105579667A (zh) 2016-05-11
CN105579667B CN105579667B (zh) 2019-05-03

Family

ID=51358670

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201480046953.XA Active CN105579667B (zh) 2013-06-24 2014-06-24 用于地层探测与评估的系统及方法

Country Status (7)

Country Link
US (5) US8818729B1 (zh)
EP (2) EP3502412B1 (zh)
CN (1) CN105579667B (zh)
AU (1) AU2014302662B2 (zh)
CA (2) CA3014236C (zh)
MX (1) MX2015017672A (zh)
WO (1) WO2014210021A1 (zh)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9297205B2 (en) 2011-12-22 2016-03-29 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for controlling a drilling path based on drift estimates
US11085283B2 (en) 2011-12-22 2021-08-10 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling using tactical tracking
US8596385B2 (en) 2011-12-22 2013-12-03 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for determining incremental progression between survey points while drilling
US8210283B1 (en) 2011-12-22 2012-07-03 Hunt Energy Enterprises, L.L.C. System and method for surface steerable drilling
US10920576B2 (en) 2013-06-24 2021-02-16 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for determining BHA position during lateral drilling
US8818729B1 (en) * 2013-06-24 2014-08-26 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for formation detection and evaluation
US9428961B2 (en) 2014-06-25 2016-08-30 Motive Drilling Technologies, Inc. Surface steerable drilling system for use with rotary steerable system
US11106185B2 (en) 2014-06-25 2021-08-31 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling to provide formation mechanical analysis
EP2966258B1 (en) * 2014-07-10 2018-11-21 Services Petroliers Schlumberger Depth positioning using gamma-ray correlation and downhole parameter differential
US20160047220A1 (en) * 2014-08-13 2016-02-18 Trimble Navigation Limited Drilling Planning System
WO2016167766A1 (en) * 2015-04-15 2016-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling operation apparatus, methods, and systems
KR101688871B1 (ko) * 2015-07-07 2016-12-22 한국지질자원연구원 감마선을 이용한 물리검층자료의 분석 장치 및 방법
CN106401570B (zh) * 2015-07-30 2019-05-07 中国石油化工股份有限公司 页岩气井产水的确定方法、积液的确定方法及排液方法
EP3181810B1 (en) 2015-12-18 2022-03-23 Services Pétroliers Schlumberger Distribution of radioactive tags around or along well for detection thereof
US11933158B2 (en) 2016-09-02 2024-03-19 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for mag ranging drilling control
AU2018286423B2 (en) 2017-06-15 2022-10-27 Drillscan France Sas Generating drilling paths using a drill model
CN107831542B (zh) * 2017-07-24 2019-05-31 中国石油化工股份有限公司 Ddw高精度深度域井震匹配方法
US10830033B2 (en) 2017-08-10 2020-11-10 Motive Drilling Technologies, Inc. Apparatus and methods for uninterrupted drilling
CA3071027A1 (en) 2017-08-10 2019-02-14 Motive Drilling Technologies, Inc. Apparatus and methods for automated slide drilling
CN109557580B (zh) * 2017-09-27 2020-11-03 中国石油化工股份有限公司 一种断层的地震解释方法
WO2019147689A1 (en) 2018-01-23 2019-08-01 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of evaluating drilling performance, methods of improving drilling performance, and related systems for drilling using such methods
CN112074647B (zh) 2018-03-13 2023-06-27 人工智能钻井股份有限公司 用于自动井规划、钻井和引导系统的钻井参数优化
WO2019204555A1 (en) * 2018-04-20 2019-10-24 Schlumberger Technology Corporation Well log correlation and propagation system
US20200033504A1 (en) * 2018-07-25 2020-01-30 QPX Edge Ltd. Hypothesis testing systems for detection of hidden features
US10808517B2 (en) 2018-12-17 2020-10-20 Baker Hughes Holdings Llc Earth-boring systems and methods for controlling earth-boring systems
US11162356B2 (en) 2019-02-05 2021-11-02 Motive Drilling Technologies, Inc. Downhole display
US11920441B2 (en) 2019-03-18 2024-03-05 Magnetic Variation Services, Llc Steering a wellbore using stratigraphic misfit heat maps
US11946360B2 (en) 2019-05-07 2024-04-02 Magnetic Variation Services, Llc Determining the likelihood and uncertainty of the wellbore being at a particular stratigraphic vertical depth
US11466556B2 (en) 2019-05-17 2022-10-11 Helmerich & Payne, Inc. Stall detection and recovery for mud motors
US11199646B2 (en) 2019-08-26 2021-12-14 Landmark Graphics Corporation Performing dynamic time warping with null or missing data
US11466560B2 (en) 2020-10-27 2022-10-11 Magnetic Variation Services LLC Typelog alignment for automated geosteering
US11885212B2 (en) 2021-07-16 2024-01-30 Helmerich & Payne Technologies, Llc Apparatus and methods for controlling drilling
WO2023092127A1 (en) * 2021-11-19 2023-05-25 Schlumberger Technology Corporation Field operations framework

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030046005A1 (en) * 1999-12-08 2003-03-06 Den Norske Stats Oljeselskap As Method of assessing positional uncertainty in drilling a well
US20110098996A1 (en) * 2009-10-26 2011-04-28 David Nichols Sifting Models of a Subsurface Structure
CN102077120A (zh) * 2008-07-02 2011-05-25 雪佛龙美国公司 测井记录相关
CN102089677A (zh) * 2008-07-09 2011-06-08 雪佛龙美国公司 测井记录归一化

Family Cites Families (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE26014E (en) * 1966-05-03 Stickney etal scintillation scanner
US2476136A (en) * 1939-04-27 1949-07-12 Schlumberger Well Surv Corp Method and apparatus for locating predetermined levels in boreholes
US2742265A (en) 1946-06-05 1956-04-17 Robert E Snyder Impact drill
USRE26104E (en) * 1955-12-19 1966-11-01 Data processing apparatus for identify. ing an unknown signal by comparison
US3202761A (en) * 1960-10-14 1965-08-24 Bulova Res And Dev Lab Inc Waveform identification system
US3291208A (en) * 1960-12-19 1966-12-13 Exxon Production Research Co Depth control in well operations
US3396786A (en) * 1966-08-31 1968-08-13 Schlumberger Technology Corp Depth control methods and apparatus
US3396788A (en) * 1966-08-31 1968-08-13 Schlumberger Technology Corp Depth control methods and apparatus
US4794534A (en) 1985-08-08 1988-12-27 Amoco Corporation Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data
GB8923219D0 (en) 1989-10-14 1989-11-29 Atomic Energy Authority Uk Acoustic telemetry
US5220963A (en) 1989-12-22 1993-06-22 Patton Consulting, Inc. System for controlled drilling of boreholes along planned profile
US5193628A (en) 1991-06-03 1993-03-16 Utd Incorporated Method and apparatus for determining path orientation of a passageway
CA2165017C (en) 1994-12-12 2006-07-11 Macmillan M. Wisler Drilling system with downhole apparatus for transforming multiple dowhole sensor measurements into parameters of interest and for causing the drilling direction to change in response thereto
US6088294A (en) 1995-01-12 2000-07-11 Baker Hughes Incorporated Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction
US6230822B1 (en) 1995-02-16 2001-05-15 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations
US6021377A (en) 1995-10-23 2000-02-01 Baker Hughes Incorporated Drilling system utilizing downhole dysfunctions for determining corrective actions and simulating drilling conditions
US7032689B2 (en) 1996-03-25 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation
US6612382B2 (en) 1996-03-25 2003-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making
US6408953B1 (en) 1996-03-25 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
US7234524B2 (en) 2002-08-14 2007-06-26 Baker Hughes Incorporated Subsea chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations
CA2361240A1 (en) * 1999-01-13 2000-07-20 Vermeer Manufacturing Company Automated bore planning method and apparatus for horizontal directional drilling
US7136795B2 (en) 1999-11-10 2006-11-14 Schlumberger Technology Corporation Control method for use with a steerable drilling system
US8401831B2 (en) 2000-03-13 2013-03-19 Smith International, Inc. Methods for designing secondary cutting structures for a bottom hole assembly
US6424919B1 (en) 2000-06-26 2002-07-23 Smith International, Inc. Method for determining preferred drill bit design parameters and drilling parameters using a trained artificial neural network, and methods for training the artificial neural network
NO325151B1 (no) 2000-09-29 2008-02-11 Baker Hughes Inc Fremgangsmate og apparat for dynamisk prediksjonsstyring ved boring ved bruk av neurale nettverk
US6817425B2 (en) 2000-11-07 2004-11-16 Halliburton Energy Serv Inc Mean strain ratio analysis method and system for detecting drill bit failure and signaling surface operator
US6279702B1 (en) 2001-01-05 2001-08-28 Mando Corporation Shock absorber using a hydraulic fluid and a magnetorheological fluid
US7003439B2 (en) 2001-01-30 2006-02-21 Schlumberger Technology Corporation Interactive method for real-time displaying, querying and forecasting drilling event and hazard information
US6523623B1 (en) 2001-05-30 2003-02-25 Validus International Company, Llc Method and apparatus for determining drilling paths to directional targets
US7002481B1 (en) 2002-03-05 2006-02-21 Aeromesh Corporation Monitoring system and method
US7000710B1 (en) 2002-04-01 2006-02-21 The Charles Machine Works, Inc. Automatic path generation and correction system
US6950747B2 (en) * 2003-01-30 2005-09-27 Kent Byerly Methods of processing magnetotelluric signals
US7011156B2 (en) 2003-02-19 2006-03-14 Ashmin, Lc Percussion tool and method
US7359844B2 (en) * 2004-01-20 2008-04-15 Saudi Arabian Oil Company Real time earth model for collaborative geosteering
MY140624A (en) 2004-01-23 2009-12-31 Eni Spa Seismic source and method of generating a seismic wave in a formation
CA2558332C (en) 2004-03-04 2016-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple distributed force measurements
US7054750B2 (en) 2004-03-04 2006-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole
US7653563B2 (en) 2004-03-17 2010-01-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus and program storage device adapted for automatic qualitative and quantitative risk assessment based on technical wellbore design and earth properties
GB2413403B (en) * 2004-04-19 2008-01-09 Halliburton Energy Serv Inc Field synthesis system and method for optimizing drilling operations
US7191850B2 (en) * 2004-10-28 2007-03-20 Williams Danny T Formation dip geo-steering method
CA2590767C (en) 2004-12-14 2011-04-19 Schlumberger Canada Limited Geometrical optimization of multi-well trajectories
US7142986B2 (en) 2005-02-01 2006-11-28 Smith International, Inc. System for optimizing drilling in real time
US7748474B2 (en) 2006-06-20 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Active vibration control for subterranean drilling operations
US7823655B2 (en) 2007-09-21 2010-11-02 Canrig Drilling Technology Ltd. Directional drilling control
US7860593B2 (en) 2007-05-10 2010-12-28 Canrig Drilling Technology Ltd. Well prog execution facilitation system and method
CA2671822C (en) 2006-12-07 2013-08-27 Nabors Global Holdings, Ltd. Automated mse-based drilling apparatus and methods
US8672055B2 (en) 2006-12-07 2014-03-18 Canrig Drilling Technology Ltd. Automated directional drilling apparatus and methods
US8190458B2 (en) 2007-01-17 2012-05-29 Schlumberger Technology Corporation Method of performing integrated oilfield operations
US7606666B2 (en) 2007-01-29 2009-10-20 Schlumberger Technology Corporation System and method for performing oilfield drilling operations using visualization techniques
RU2457325C2 (ru) 2007-02-25 2012-07-27 Нетворк Текнолоджиз Лимитед Буровая инфраструктура для совместной работы
EP2153026A1 (en) 2007-05-03 2010-02-17 Smith International, Inc. Method of optimizing a well path during drilling
US7408150B1 (en) * 2007-06-25 2008-08-05 Schlumberger Technology Corporation Well logging method for determining formation characteristics using pulsed neutron capture measurements
US20100191516A1 (en) 2007-09-07 2010-07-29 Benish Timothy G Well Performance Modeling In A Collaborative Well Planning Environment
US20090076873A1 (en) 2007-09-19 2009-03-19 General Electric Company Method and system to improve engineered system decisions and transfer risk
CA2700258C (en) 2007-09-21 2012-11-13 Nabors Global Holdings, Ltd. Directional drilling control
US7886844B2 (en) 2007-11-12 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Borehole survey method and apparatus
US8274399B2 (en) 2007-11-30 2012-09-25 Halliburton Energy Services Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures
US8596382B2 (en) 2008-04-18 2013-12-03 Schlumbeger Technology Corporation Magnetic ranging while drilling using an electric dipole source and a magnetic field sensor
US8256534B2 (en) 2008-05-02 2012-09-04 Baker Hughes Incorporated Adaptive drilling control system
SE532702C2 (sv) 2008-05-15 2010-03-23 Spc Technology Ab Bottenhålsanordning och förfarande och system för överföring av data från en bottenhålsanordning
CA2737415C (en) 2008-11-06 2017-03-28 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for planning a drilling operation
GB2469866B (en) 2009-05-01 2013-08-28 Dynamic Dinosaurs Bv Method and apparatus for applying vibrations during borehold operations
CA2781868C (en) 2010-02-03 2016-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method for using dynamic target region for well path/drill center optimization
CA2808078C (en) 2010-08-24 2018-10-23 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for planning a well path
US9273522B2 (en) 2011-10-14 2016-03-01 Baker Hughes Incorporated Steering head with integrated drilling dynamics control
US8596385B2 (en) * 2011-12-22 2013-12-03 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for determining incremental progression between survey points while drilling
US8210283B1 (en) * 2011-12-22 2012-07-03 Hunt Energy Enterprises, L.L.C. System and method for surface steerable drilling
US20150019134A1 (en) * 2012-01-27 2015-01-15 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore Positioning System and Method
US8517093B1 (en) 2012-05-09 2013-08-27 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for drilling hammer communication, formation evaluation and drilling optimization
US8818729B1 (en) * 2013-06-24 2014-08-26 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for formation detection and evaluation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030046005A1 (en) * 1999-12-08 2003-03-06 Den Norske Stats Oljeselskap As Method of assessing positional uncertainty in drilling a well
CN102077120A (zh) * 2008-07-02 2011-05-25 雪佛龙美国公司 测井记录相关
CN102089677A (zh) * 2008-07-09 2011-06-08 雪佛龙美国公司 测井记录归一化
US20110098996A1 (en) * 2009-10-26 2011-04-28 David Nichols Sifting Models of a Subsurface Structure

Also Published As

Publication number Publication date
US9429676B2 (en) 2016-08-30
US10042081B2 (en) 2018-08-07
US20140374164A1 (en) 2014-12-25
US8818729B1 (en) 2014-08-26
EP3014063A4 (en) 2017-04-26
US20160131792A1 (en) 2016-05-12
US20160327678A1 (en) 2016-11-10
US20150159479A1 (en) 2015-06-11
AU2014302662A1 (en) 2016-01-21
CA3014236A1 (en) 2014-12-31
MX2015017672A (es) 2016-07-05
CA3014236C (en) 2020-05-26
EP3502412B1 (en) 2020-08-19
US8977501B2 (en) 2015-03-10
CA2914958A1 (en) 2014-12-31
CN105579667B (zh) 2019-05-03
WO2014210021A1 (en) 2014-12-31
US9238960B2 (en) 2016-01-19
EP3502412A2 (en) 2019-06-26
EP3014063B1 (en) 2019-09-11
EP3014063A1 (en) 2016-05-04
EP3502412A3 (en) 2019-07-31
AU2014302662B2 (en) 2016-07-21
CA2914958C (en) 2018-09-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105579667A (zh) 用于地层探测与评估的系统及方法
US20210301647A1 (en) Tvd corrected geosteer
AU2015346113A1 (en) Image feature alignment
US11237294B2 (en) Trajectory control for directional drilling using azimuthal gamma ray measurements
Feazel et al. Interpretation of Discontinuous Vitrinite Reflectance Profiles: Discussion (1)
US11640012B2 (en) Virtual high-density well survey
White Geological steering assists cost effective exploitation of marginal reserves
WO2021154249A1 (en) Trajectory control for directional drilling using formation evaluation measurement feedback
Dobitz et al. Normalization of cased-hole neutron logs, Slaughter Field, Cochran, and Hockley Counties, TX
Soroka Predicting Formation Target Depth Ahead of the Bit with High Accuracy: A Case Study from the Arun Field for a Deviated Well
Stockhausen et al. AAPG Methods in Exploration No. 14, Chapter 15

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant