CN110402319B - 测井数据的反演处理 - Google Patents
测井数据的反演处理 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110402319B CN110402319B CN201780088225.9A CN201780088225A CN110402319B CN 110402319 B CN110402319 B CN 110402319B CN 201780088225 A CN201780088225 A CN 201780088225A CN 110402319 B CN110402319 B CN 110402319B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- modeling
- antenna
- antennas
- orientation
- joint
- 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.)
- Active
Links
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 118
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 71
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 50
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 114
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 20
- 230000006870 function Effects 0.000 description 35
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V20/00—Geomodelling in general
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- 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
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
- G01V1/50—Analysing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
-
- 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
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Nuclear Medicine (AREA)
Abstract
所公开的实施方案包括执行测井数据的反演处理的装置和方法。在一个实施方案中,一种执行测井数据的反演处理的方法包括:基于多个建模参数来获得地球地层的初始模型,所述多个建模参数包括所述地球地层的地层参数和与用于测量所述地球地层的原始测量结果的测井工具的天线的取向相关联的校准因子。所述方法还包括:执行所述建模参数的正演建模以获得建模响应,以及执行第一建模响应和由所述测井工具获得的所述原始测量结果的联合成本函数。所述方法还包括:如果所述联合成本函数的结果不低于阈值,那么重新调整所述初始模型,以及如果所述联合成本函数的所述结果低于所述阈值,那么提供所述建模响应。
Description
背景技术
本公开总体涉及测井数据的反演处理。定向钻井是一种在非垂直方向上钻探井筒的实践方式。用于形成井筒的定向钻井技术通常包括从地表位置垂直钻探到所需的地下深度(造斜点),钻井从所述点弯曲以将井筒连接到一个或多个烃储层。定向钻井允许进入其中垂直进入昂贵且/或危险并且难以实现的烃储层。定向钻井还通过以一定角度钻穿储层而相对于垂直钻井提供对储层的附加暴露。此外,可从造斜点在各个方向上钻探多个井眼,从而将单个井口连接到位于离井口数千英尺的多个烃储层,并且大大减小井场的地表不动产。然而,定向钻井在技术上也比垂直钻井更复杂。更特别地,关于地球地层的准确和详细信息对于引导钻头远离水区和其他不期望区并且朝向烃储层是必要的。
测井工具(诸如电阻率工具、核工具、地震工具、声波工具以及其他类型的工具)通常部署在井底钻具组件中,以用于确定靠近井底钻具组件的地层特性。更特别地,所述工具的发射器天线和接收器天线通常沿着井底钻具组件的不同接头部署,以增强深度读取能力。地层特性的正演建模和/或建模响应可基于地层特性来生成,并且用来确定到烃储层的所需路径。
定向钻井可致使部署在不同接头上的发射器天线和接收器天线相对于彼此以不同的角度自我定向。如此,发射器天线相对于接收器天线的取向通常在定向钻井期间改变。此外,发射器天线与接收器天线之间的空间距离也可发生变化。应当确定发射器天线相对于接收器天线的取向以及所述天线之间的空间距离,以便准确地确定地层特性并且准确地生成正演建模和建模响应。
附图说明
下文参考附图详细描述本公开的说明性实施方案,这些附图以引用的方式并入本文,并且在附图中:
图1A是随钻测井(LWD)/随钻测量(MWD)环境的示意性侧视图,其中井底钻具组件具有钻头和多个接头,并且被部署以参与定向钻井;
图1B是电缆实施方案的示意性侧视图,其中天线部署在电缆测井工具的两个部件上;
图2A是图1A的井底钻具组件的放大视图,其中井底钻具组件的接头垂直对齐;
图2B是图1A的井底钻具组件的放大视图,其中井底钻具组件的接头并不垂直对齐;
图3是能够操作来执行测井数据的反演处理的装置的框图;以及
图4是执行测井数据的反演处理的过程的流程图。
所示出的附图仅是示例性的,并且并不意图断言或暗示对其中可实现不同实施方案的环境、架构、设计或过程的任何限制。
具体实施方式
在说明性实施方案的以下详述中,参考形成其一部分的附图。充分详细地描述这些实施方案,以使得本领域技术人员能够实践本发明,并且应当理解,可利用其他实施方案并且在不背离本发明的精神或范围的情况下,可进行逻辑结构、机械、电子和化学方面的改变。为了避免对本领域技术人员能够实践本文所描述的实施方案来说不必要的细节,描述可省略本领域技术人员已知的某些信息。因此,以下详述不具有限制性意义,并且说明性实施方案的范围仅由所附权利要求限定。
本公开涉及执行测井数据的反演处理的系统、装置和方法。更特别地,本公开涉及执行测井数据的反演处理以获得准确的地球地层模型的系统、装置和方法。能够操作来测量与其靠近的地球地层的信号(原始测量结果)的测井工具(诸如电阻率工具、核工具、地震工具、声波工具或另一种工具)可部署在井底钻具组件的由彼此联接的多个套管(接头)形成的多个接头上、部署在电缆上、或通过本文描述的其他方法进行部署。多个建模参数用来生成符合原始测量结果的地球地层模型。建模参数包括:地层参数、校准因子、以及用来生成地球地层模型的其他输入参数。地层参数的实例包括:地球地层的水平电阻率、地球地层的垂直电阻率、地球地层的层厚度、以及地球地层的其他参数。附加建模参数的实例包括:到靠近测井工具和/或井底钻具组件的地层边界的距离、到地下储层的距离、以及本文所描述的其他参数。
在一些实施方案中,测井工具包括部署在井底钻具组件的不同接头上的发射器天线和接收器天线。由于测井工具部署在非垂直井筒中,因此测井工具的发射器天线和接收器天线的取向并不总是对齐,并且进行校准(校准因子),以便准确地生成符合由测井工具进行的测量的地球地层模型。如本文所定义,校准因子包括用来校准测井工具的各种因子。校准因子的实例包括:发射器天线的绝对取向、接收器天线的绝对取向、发射器天线相对于接收器天线的相对取向且反之亦然、其上部署发射器天线的接头相对于其上部署发射器天线的接头的相对取向且反之亦然、发射器天线与接收器天线之间的距离、发射器天线和/或接收器天线的取向的其他指示、或测井工具的其他仪器。如本文所定义,天线或接头的绝对取向限定天线或接头相对于部署在非垂直井筒中时保持大致恒定的分量或轴线的取向。例如,测井工具的接收器天线的绝对取向相对于其上部署测井工具的接收器天线的接头的垂直取向保持大致恒定。另外,天线相对于另一天线或接头相对于另一接头的相对取向限定部署在非垂直井筒中时发生变化的取向。接头的相对取向或天线的相对取向可以是接头或天线之间的方位角、接头之间或天线之间的倾角、或接头之间或天线之间的另一可量化角。在一些实施方案中,能够操作来测量和/或确定本文所描述的校准因子的工具(在下文中统称为取向测量工具)也部署在接头上。取向测量工具的实例包括磁力计、倾斜计、加速度计、以及能够操作来测量两个接头和/或两个天线的绝对取向和/或相对取向的其他工具。
基于前面段落中描述的建模参数来生成地球地层的初始模型。然后执行建模参数的第一正演建模,以获得第一正演建模的第一建模响应。执行建模响应和由测井工具获得的原始测量结果的联合成本函数以估计第一建模响应的准确性。此外,如果联合成本函数的结果低于预定阈值,那么确定地球地层的初始模型是准确模型。可选地,如果结果不低于预定阈值,那么重新调整初始模型。在一些实施方案中,重新调整初始模型包括调整本文所描述的校准因子中的至少一个。例如,如果取向测量工具确定发射器天线与接收器天线之间的方位角为10度,那么可将方位角重新调整到11度,并且获得经调整地球地层模型。还执行经重新调整的方位角以及其他地层参数的第二正演建模,以获得经调整建模响应。然后执行经调整模型响应和原始测量结果的联合成本函数,并且将联合成本函数的结果与预定阈值进行比较以确定经调整模型的准确性。重复上述过程,并且继续调整地球地层模型,直到联合成本函数的结果下降到低于预定阈值为止。
在一些实施方案中,井底钻具组件的子部件能够操作来:执行前述操作以获得初始模型和一个或多个经调整模型;执行建模参数的一个或多个正演建模以获得建模响应;执行一个或多个联合成本函数以提高地层模型的准确性;以及通过遥测网络将指示初始模型、正演建模、建模响应、一个或多个联合成本函数的结果以及其他计算的数据传输到基于地表的装置。在其他实施方案中,前述操作由基于地表的装置执行,所述基于地表的装置能够操作来向操作者提供前述操作的结果。用于执行测井数据的反演处理的前述系统、装置和方法的附加描述在下面的段落中描述,并且至少在图1至图4中示出。
现在转到附图,图1A是LWD环境100的示意性侧视图,其中井底钻具组件120具有钻头124以及两个接头122A和122B,其中井底钻具组件120部署在井筒106中以参与定向钻井。图1A还可表示MWD环境或执行非垂直钻井的另一完井或准备环境。在图1A的实施方案中,具有井筒106的井102从井102的地表108延伸到或穿过地下地层112。挂钩138、线缆142、游车(未示出)和升降机(未示出)被提供来将输送件116向井筒106下降低,或将输送件116从井筒106向上升起。在一些实施方案中,输送件116可以是电缆、钢丝、连续油管、钻杆、生产油管、井下牵引器或能够操作来部署井底钻具组件120的另一类型的输送件。
在井口136处,入口管道152联接到流体源(未示出)以在井下提供流体,诸如钻井液。输送件116具有内腔,所述内腔提供从地表108向下到井底钻具组件120的流体流动路径。在一些实施方案中,流体沿输送件116向下行进、穿过井底钻具组件120,并在钻头124处离开输送件116。流体通过井筒环孔148流回到地表108,并且通过出口导管164离开井筒环孔148,在出口导管164处,流体被捕获在容器140中。
井底钻具组件120包括第一接头122A和与第一接头122A相邻的第二接头122B。测井工具的发射器天线和接收器天线分别部署在第一接头122A和第二接头122B上。例如,测井工具是电阻率测井工具,并且电阻率工具的发射器天线和电阻率工具的接收器天线分别部署在第一接头122A和第二接头122B中。从发射器天线发射的信号行进穿过地层112,并且由接收器天线接收。在一些实施方案中,取向测量工具也部署在第一接头122A和第二接头122B上,以确定第一接头122A和第二接头122B的绝对取向、第一接头122A相对于第二接头122B的相对取向、发射器天线相对于接收器天线的相对取向、以及本文所描述的其他校准因子。尽管图1A中所示的实施方案的发射器天线和接收器天线部署在相邻的接头中,但在其他实施方案中,所述天线部署在井下组件120的非相邻的接头(未示出)中。类似地,取向测量工具也部署在非相邻的接头上以确定所述天线相对于彼此的取向。测井工具和取向测量工具及其操作的附加描述在以下段落中更详细地描述,并且至少在图2A和2B中示出。指示由测井工具和取向测量工具进行的测量的数据提供给装置126。
装置126包括任何电子装置或其部件,其能够操作来基于由测井工具和取向测量工具进行的测量来生成地球地层模型,并且实施本文所描述的操作以执行地层模型的反演处理,以便获得匹配原始测量结果的建模响应。在一些实施方案中,装置126是井底钻具组件120的部件。在此类实施方案中的一个中,装置126通过遥测系统(未示出)通信地连接到控制器184,并且能够操作来向控制器184提供匹配原始测量结果的建模响应。然后,操作者可访问控制器184以分析建模响应。在其他实施方案中,装置126是井下工具的部件,其部署在靠近井底钻具组件120的井下位置处,并且能够操作来通过遥测系统向控制器184提供建模响应。在另外的实施方案中,装置126是控制器184的部件,并且能够操作来通过遥测系统接收原始测量结果和取向测量结果,并执行本文所描述的操作以执行测井数据的反演处理。
图1B示出电缆实施方案160的侧视图,其中天线部署在电缆测井工具190的两个部件192A和192B上。在图1B的实施方案中,承载电缆119的车辆180靠近井102定位。电缆119连同测井工具190一起通过防喷器103下降到井102中。在图1B的实施方案中,测井工具190的发射器天线和接收器天线部署在测井工具190的第一部件192A和第二部件192B上。从发射器天线发射的信号行进穿过地层112,并且由接收器天线接收。在一些实施方案中,取向测量工具也部署在测井工具190的第一部件192A和第二部件192B上,以确定测井工具190的第一部件192A和第二部件192B的绝对取向、测井工具190的第一部件192A相对于测井工具的第二部件192B的相对取向、发射器天线相对于接收器天线的相对取向、以及本文所描述的其他校准因子。指示由测井工具和取向测量工具进行的测量的数据通过电缆119或另一遥测系统提供给装置126或控制器184。
图2A是图1A的井底钻具组件120的放大视图,其中井底钻具组件120的第一接头122A与第二接头122B垂直对齐。井底钻具组件120包括钻头124、第一接头122A、第二接头122B和装置126。第一接头122A包括电阻率工具的发射器天线134A和部署在第一接头122A上的第一磁力计132A。第二接头122B包括电阻率工具的接收器天线124B和部署在第二接头122B上的第二磁力计132B。
当井下组件部署在井筒106的地表108处时,第一接头122A的第一垂直轴线150A与第二接头122B的第二垂直轴线150B平行。表示第一接头122A相对于第二接头122B的相对角的狗腿角α为大约0度。另外,距离D154表示从发射器天线132A到接收器天线132B的距离。发射器天线122A相对于垂直轴线150A的绝对取向和接收器天线122B相对于垂直轴线150B的绝对取向大致相同。在一些实施方案中,发射器天线132A相对于接收器天线132B的相对取向大致恒定。在此类实施方案中的一个中,在发射器天线122A和接收器天线122B的绝对取向相对于垂直轴线150A和150B为大约0度的情况下,那么发射器天线122A相对于接收器天线122B的相对取向也为大约0度。在一些实施方案中,发射器天线132A相对于接收器天线132B的相对取向可基于发射器天线132A相对于接收器天线132B的方位角。在其他实施方案中,发射器天线132A相对于接收器天线132B的相对取向可基于发射器天线132A相对于接收器天线132B的倾角。在另外的实施方案中,发射器天线132A相对于接收器天线132B的相对取向可基于发射器天线132A相对于接收器天线132B的倾角。
图2B是图1A的井底钻具组件120的放大视图,其中井底钻具组件120的第一接头122A和第二接头122B并不垂直对齐。在钻井过程期间,第一接头122A可相对于第二接头122B弯曲,从而致使狗腿角α145发生变化。此外,表示从发射器天线132A到接收器天线132B的距离的距离D’153也由于第一接头122A相对于第二接头122B的弯曲而发生变化,或反之亦然。另外,第一接头122A还可相对于第二接头122B旋转,从而改变发射器天线134A相对于接收器天线134B的方位角(未示出)。如此,发射器天线134A与接收器天线134B之间的相对取向和距离随着第一接头122A相对于第二接头134B弯曲或旋转而改变。在此类实施方案中的一个中,倾角改变。尽管图2A和图2B分别示出部署在第一接头122A和第二接头122B上的发射器天线134A和接收器天线134B,但在第一接头122A和第二接头122B上可部署附加测井工具的附加对发射器天线和接收器天线。此外,尽管图2A和图2B将第一接头122A和第二接头122B示出为相邻的接头,但第一接头122A和第二接头122B可通过井底钻具组件120的其他接头和其他部件分开。另外,尽管图2A和图2B示出部署在井底钻具组件120的两个接头122A和122B上的发射器天线134A和接收器天线134B,但发射器天线134A和接收器天线134B也可部署在测井工具190的单独部件上、或部署在其他井下工具和/或井下工具的部件上,它们相对于彼此具有不同的相对取向。在此类情况下,装置126能够操作来执行本文所描述的操作,以执行测井数据的反演处理。
图3是图1A的装置126的框图300,其能够操作来执行测井数据的反演处理。装置126包括接收器302,其能够操作来接收指示由一个或多个测井工具和取向测量工具进行的测量的信号。装置126还包括发射器304,其能够操作来向控制器184、一个或多个测井工具、一个或多个取向测量工具、以及靠近装置126部署的其他工具发射信号和数据。在一些实施方案中,接收器302和发射器304是发射器(未示出)的部件。
装置126包括发射器306。发射器306可由数据存储部件形成,诸如但不限于只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、闪存存储器、磁性硬盘驱动器、固态硬盘驱动器、以及其他类型的数据存储部件和装置。在一些实施方案中,发射器306包括多个数据存储装置。指示从一个或多个测井工具和取向测量工具接收的信号的数据存储在发射器306上。此外,定义用于生成初始模型、正演建模和建模响应的等式和算法的参数也存储在发射器306上。另外,发射器306还包括用于操作装置126的指令、用于从测井工具的发射器天线和接收器天线获得原始测量结果的指令、用于获得所述天线的绝对取向和相对取向的指令、以及用于基于测量结果来生成各种类型的建模和建模响应的指令。指令还包括用于以下各项的指令:执行本文所描述的联合成本函数以确定是否调整初始模型的一个或多个建模参数;重新调整建模参数;执行后续正演建模以获得经调整建模响应;执行测量工具的经调整建模响应和原始测量结果的附加联合成本函数;以及本文所描述的其他操作。在一些实施方案中,存储介质306还包括关于如何通过遥测系统向控制器184提供指示建模参数和联合成本函数的结果的数据的指令。
装置126还包括处理器308,其能够操作来执行存储在发射器306中的指令以执行本文所描述的操作。在一些实施方案中,处理器308是接收器302或发射器304的子部件。在另外的实施方案中,处理器308是单独的部件,其利用接收器302、发射器304和装置126的其他部件来执行下面段落中描述的和图4中所示的操作、以及本文所描述的其他操作。
图4是执行测井数据的反演处理的过程400的流程图。尽管下面段落描述了由装置126的处理器308执行的过程400的操作,但所述过程也可由控制器184的处理器执行,或者由能够操作来执行如本文所描述的测井数据的反演处理的另一装置(未示出)执行。另外,尽管过程400中的操作以特定顺序示出,但某些操作可以不同的顺序执行或在可行的情况下同时执行。
处理器308可访问地层参数的由部署在井底钻具组件120中的测井工具测量的原始测量结果、测井工具的发射器天线和接收器天线的绝对取向、以及测井工具的发射器天线和接收器天线的相对取向。在步骤402处,处理器308获得地球地层的符合测井工具的发射器天线和接收器天线的原始测量结果的初始模型,其中地球地层的初始模型是基于建模参数的,所述建模参数包括地球地层的地层参数和与测井工具的发射器天线和接收器天线的取向相关联的一组校准因子。如本文所述,地层参数包括地层的水平电阻率、地层的垂直电阻率、地层的厚度、以及指示地球地层的地层特性的其他参数。此外,校准因子包括测井工具的发射器天线和接收器天线的绝对取向、发射器天线相对于接收器天线的相对取向、以及用于校准发射器天线和接收器天线的取向的其他因子。在一些实施方案中,处理器308利用由本文所描述的一个或多个取向测量工具进行的测量来确定校准因子。在一些实施方案中,处理器308能够操作来基于发射器天线相对于接收器天线的绝对取向来计算所述天线的相对取向。类似地,处理器308还能够操作来基于接头的绝对取向来计算接头的相对取向。
在步骤404处,处理器308执行初始模型的建模参数的第一正演建模,以获得第一正演建模的第一建模响应。如本文所定义,第一正演建模是指由处理器308获得的正演建模的第一次迭代。正演建模的后续迭代称为第二正演建模、第三正演建模,以此类推。在一些实施方案中,地层是各向异性地层,并且正演建模可以是各向异性地层的多维模型(例如,2D、3D)或所述地层随时间变化的多维模型(4D)。第一正演建模可包括定义所述正演建模模型的一个或多个参数,其中与参数相关联的值是产生所述正演建模的等式或算法的输入。参数可指示地层参数,诸如水平电阻率、垂直电阻率、靠近天线的地球地层的一个或多个地层的厚度。参数还可指示取向特性,诸如测井工具的发射器天线相对于测井工具的接收器天线的方位角、所述发射器天线相对于所述接收器天线的倾角、以及第一接头相对于第二接头的狗腿角。参数还可指示发射器天线与接收器天线之间的距离,或者指示本文所公开的另一可量化测量结果。
如本文所述,用于生成初始模型的建模参数中的一个或多个可能不准确。如此,第一建模响应可能并不匹配从测井工具获得的原始测量结果。在步骤406处,处理器308执行建模响应和原始测量结果的联合成本函数。如本文所定义,建模响应和原始测量结果的联合成本函数将建模响应的值与原始测量结果的值之间的差异进行比较,其中联合成本函数的结果产生指示建模响应与原始测量结果之间的差异的值。在步骤408处,如果联合成本函数的结果不低于阈值,那么处理器308重新调整初始模型。在一些实施方案中,阈值是发射器天线、接收器天线或取向测量工具的噪声容限水平的。在其他实施方案中,阈值指示误差容限率。
如果联合成本函数的结果大于或等于阈值,那么过程前进到步骤410。在步骤410处,处理器重新调整初始模型的一个或多个建模参数。在一些实施方案中,处理器308调整本文所描述的与测井工具的发射器天线和/或接收器天线的取向相关联的校准因子中的至少一个。例如,校准因子可对应于与发射器天线和接收器天线的绝对取向相关联的第一建模参数、与发射器天线的相对取向相关联的第二建模参数、与其上部署发射器天线的第一接头与其上部署接收器天线的第二接头之间的狗腿角相关联的第三建模参数、与发射器天线与接收器天线之间的方位角相关联的第四建模参数、以及与发射器天线与接收器天线之间的相对距离相关联的第五建模参数。如果联合成本函数的结果大于或等于阈值,那么处理器308可调整前述五个建模参数的任何组合。在其他实施方案中,处理器308调整本文所描述的地层参数中的至少一个。例如,地层参数可对应于与地层的垂直电阻率相关联的第六建模参数、与地层的水平电阻率相关联的第七建模参数、以及与靠近发射器天线和接收器天线的地层的地层厚度相关联的第八建模参数。
在步骤412处,处理器308执行经调整建模参数的第二正演建模,以获得另一建模响应(经调整建模响应)。然后,过程返回到步骤406,并且处理器308用原始测量结果执行经调整建模响应的联合成本函数。如果经调整建模响应和原始测量结果的联合成本函数生成不小于阈值的结果,那么重复步骤410、412、406和408,直到装置126产生匹配原始测量结果的建模响应为止。可选地,如果联合成本函数的结果小于阈值,那么过程从步骤408前进到步骤414,并且向装置126和/或控制器184提供建模响应。
以上公开的实施方案已经出于说明的目的进行了呈现,并且使得本领域普通技术人员能够实践本公开,但本公开并不意图是详尽的或限于所公开的形式。在不背离本公开的范围和精神的情况下,许多微小的修改和变型对于本领域普通技术人员来说将显而易见。例如,尽管流程图描绘了串行过程,但一些步骤/过程可以并行或不按顺序执行,或者组合成单个步骤/过程。权利要求的范围意图广泛涵盖所公开的实施方案和任何这种修改。此外,以下条款代表本公开的附加实施方案,并且应当被认为在本公开的范围内:
条款1,一种执行测井数据的反演处理的方法,所述方法包括:基于多个建模参数来获得地球地层的初始模型,所述多个建模参数包括所述地球地层的一组地层参数和与用于测量所述地球地层的原始测量结果的测井工具的一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子;执行多个建模参数的第一正演建模以获得所述第一正演建模的第一建模响应;执行所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数;如果所述联合成本函数的结果不低于第一阈值,那么重新调整所述初始模型;以及如果所述联合成本函数的所述结果低于所述第一阈值,那么提供所述第一建模响应。
条款2,如条款1所述的方法,其中重新调整所述初始模型包括:调整与所述一个或多个天线的取向相关联的所述一个或多个校准因子中的至少一个,以获得所述地球地层的经调整模型;执行所述多个建模参数的第二正演建模,以获得经调整建模响应;以及执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数。
条款3,如条款1或2所述的方法,其中所述测井工具部署在井底钻具组件上,其中所述一个或多个天线包括部署在所述井底钻具组件的第一接头中的第一天线,其中与一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线的绝对取向相关联的第一参数和与所述第一天线的相对取向相关联的第二参数,并且其中调整所述一个或多个校准因子中的至少一个包括调整所述第一参数和所述第二参数中的至少一个。
条款4,如条款1-3中任一项所述的方法,其中所述一个或多个天线包括部署在所述井底钻具组件的第二接头中的第二天线,其中与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一接头和所述第二接头之间的狗腿角相关联的第三参数,并且其中调整所述一个或多个校准因子中的至少一个包括调整所述第三参数。
条款5,如条款1-4中任一项所述的方法,其中与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线和所述第二天线之间的方位角相关联的第四参数,并且其中调整所述一个或多个校准因子中的至少一个包括调整所述第四参数。
条款6,如条款1-5中任一项所述的方法,其中与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线和所述第二天线之间的相对距离相关联的第五参数,并且其中调整所述一个或多个校准因子中的至少一个包括调整所述第五参数。
条款7,如条款1-6中任一项所述的方法,其中重新调整所述初始模型包括:调整所述地球地层的所述一个或多个地层参数中的至少一个,以获得所述地球地层的经调整模型;执行所述多个建模参数的第二正演建模,以获得经调整建模响应;以及执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数。
条款8,如条款1-7中任一项所述的方法,其中所述一个或多个地层参数包括指示水平电阻率、垂直电阻率、靠近所述一个或多个天线的所述地球地层的一个或多个地层的厚度中的至少一者的参数,并且其中调整所述一个或多个地层参数中的至少一个包括调整指示所述水平电阻率、所述垂直电阻率、靠近所述一个或多个天线的所述地球地层的一个或多个地层的所述厚度中的至少一者的一个或多个参数。
条款9,如条款1-8中任一项所述的方法,其中靠近所述多个天线的所述地球地层是各向异性地层,并且其中执行所述初始模型的所述第一正演建模包括执行所述各向异性地层的多维建模。
条款10,如条款1-9中任一项所述的方法,其中所述多个建模参数包括指示所述井底钻具组件到靠近所述测井工具的所述地球地层的层边界的距离的参数。
条款11,一种反演处理装置,其包括:处理器,所述处理器能够操作来:基于多个建模参数来获得地球地层的初始模型,所述多个建模参数包括所述地球地层的一组地层参数和与用于测量所述地球地层的原始测量结果的测井工具的一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子;执行所述多个建模参数的第一正演建模以获得所述第一正演建模的第一建模响应;执行所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数;如果所述联合成本函数的结果不低于第一阈值,那么重新调整所述初始模型;以及如果所述联合成本函数的所述结果低于所述第一阈值,那么提供所述第一建模响应;以及存储介质,所述存储介质能够操作来存储指示所述初始模型、所述第一正演建模和所述第一建模响应的数据。
条款12,如条款11所述的装置,其中如果所述联合成本函数的所述结果不低于所述第一阈值,那么所述处理器还能够操作来:调整与所述一个或多个天线的取向相关联的所述一个或多个校准因子中的至少一个,以获得所述地球地层的经调整模型;执行所述多个建模参数的第二正演建模,以获得经调整建模响应;以及执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数。
条款13,如条款11或12所述的装置,其中,所述测井工具部署在井底钻具组件上,其中所述一个或多个天线包括部署在所述井底钻具组件的第一接头中的第一天线,其中与一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线的绝对取向相关联的第一参数和与所述第一天线的相对取向相关联的第二参数,并且其中所述处理器还能够操作来调整所述第一参数和所述第二参数中的至少一个。
条款14,如条款11-13中任一项所述的装置,其中,所述测井工具部署在井底钻具组件上,其中所述一个或多个天线包括部署在所述井底钻具组件的第一接头中的第一天线和部署在所述井底钻具组件的相邻第二接头中的第二天线,其中与一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线和所述第二天线之间的狗腿角相关联的第三参数和与所述第一天线和所述第二天线之间的方位角相关联的第四参数,并且其中所述处理器还能够操作来调整所述第三参数和所述第四参数中的至少一个。
条款15,如条款11-14中任一项所述的装置,其中所述处理器还能够操作来:调整所述地球地层的所述一个或多个地层参数中的至少一个,以获得所述地球地层的经调整模型;执行所述经调整建模的第二正演建模,以获得经调整建模响应;以及执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数。
条款16,如条款11-15中任一项所述的装置,其中所述一个或多个地层参数包括指示水平电阻率、垂直电阻率、靠近所述一个或多个天线的所述地球地层的一个或多个地层的厚度中的至少一者的参数,并且其中所述处理器还能够操作来调整指示所述水平电阻率、所述垂直电阻率、靠近所述一个或多个天线的所述地球地层的一个或多个地层的所述厚度中的至少一者的一个或多个参数。
条款17,如条款11-16中任一项所述的装置,其中所述一个或多个天线包括电阻率工具、核工具、声波工具和地震工具中的至少一者的发射器天线和接收器天线。
条款18,如条款11-17所述的装置,其中所述第一阈值是基于所述一个或多个天线的噪声容限水平的。
条款19,一种非暂时性机器可读介质,其包括存储在其中的指令,所述指令当由一个或多个处理器执行时,致使所述一个或多个处理器执行包括以下各项的操作:基于多个建模参数来获得地球地层的初始模型,所述多个建模参数包括所述地球地层的一组地层参数和与部署在井底钻具组件中用于测量所述地球地层的原始测量结果的一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子;执行所述初始模型的第一正演建模以获得所述第一正演建模的第一建模响应;执行所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数;如果所述联合成本函数的结果不低于第一阈值,那么同时重新调整所述地球地层的所述一组地层参数中的至少一个地层参数和与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子中的至少一个校准因子;以及如果所述联合成本函数的所述结果低于所述第一阈值,那么提供所述第一建模响应。
条款20,如条款19所述的非暂时性机器可读介质,其还包括存储在其中的指令,如果所述联合成本函数的所述结果不低于所述第一阈值,那么所述指令由一个或多个处理器执行,并且所述指令当由所述一个或多个处理器执行时,致使所述一个或多个处理器执行包括以下各项的操作:基于至少一个重新调整的地层参数和至少一个重新调整的校准因子来获得经调整建模;执行所述多个建模参数的第二正演建模以获得经调整建模响应;以及执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数。
如本文所用,除非上下文另外明确指出,否则单数形式“一个”、“一种”和“所述”意图包括复数形式。将进一步理解,当在本说明书和/或权利要求中使用时,术语“包括”和/或“包含”指定所述特征、步骤、操作、元件和/或部件的存在,但是并不排除一个或多个其他特征、步骤、操作、元件、部件和/或其群组的存在或增加。此外,在以上实施方案和附图中描述的步骤和部件仅仅是说明性的,并且并不暗示任何具体步骤或部件是要求保护的实施方案所必需的。
Claims (13)
1.一种执行测井数据的反演处理的方法,所述方法包括:
基于多个建模参数来获得地球地层的初始模型,所述多个建模参数包括所述地球地层的一组地层参数和与用于测量所述地球地层的原始测量结果的测井工具的一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子,其中所述一个或多个天线包括部署在井底钻具组件的第一接头中的第一天线,其中与所述一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线的绝对取向相关联的第一参数,并且其中所述第一天线的绝对取向是所述第一天线相对于部署在非垂直井筒中时保持大致恒定的所述测井工具的部件的分量或轴线的取向;
执行多个建模参数的第一正演建模以获得所述第一正演建模的第一建模响应;
执行所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数,其中,所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数将所述第一建模响应的值与所述第一组原始测量结果的值之间的差异进行比较,并且其中所述联合成本函数的结果产生指示所述第一建模响应的值与所述第一组原始测量结果的值之间的差异的值;
如果所述联合成本函数的结果不低于第一阈值,那么重新调整所述初始模型;其中重新调整所述初始模型包括:
调整与所述一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子中的至少一个以获得所述地球地层的经调整模型;其中,调整所述一组校准因子中的至少一个包括调整所述第一参数;
执行所述多个建模参数的第二正演建模以获得经调整建模响应;以及
执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数;以及
如果所述联合成本函数的结果低于所述第一阈值,那么提供所述第一建模响应。
2.如权利要求1所述的方法,其中所述测井工具部署在井底钻具组件上,其中与一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线的相对取向相关联的第二参数,并且其中调整所述一组校准因子中的至少一个包括调整所述第二参数。
3.如权利要求2所述的方法,其中所述一个或多个天线包括部署在所述井底钻具组件的第二接头中的第二天线,其中与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一接头和所述第二接头之间的狗腿角相关联的第三参数,并且其中调整所述一组校准因子中的至少一个包括调整所述第三参数。
4.如权利要求2所述的方法,其中与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线和第二天线之间的方位角相关联的第四参数,并且其中调整所述一组校准因子中的至少一个包括调整所述第四参数。
5.如权利要求2所述的方法,其中与所述一个或多个天线的所述取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线和第二天线之间的相对距离相关联的第五参数,并且其中调整所述一组校准因子中的至少一个包括调整所述第五参数。
6.如权利要求1所述的方法,其中重新调整所述初始模型包括:
调整所述地球地层的一组地层参数中的至少一个以获得所述地球地层的经调整模型;
执行所述多个建模参数的第二正演建模以获得经调整建模响应;以及
执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数。
7.如权利要求6所述的方法,其中所述一组地层参数包括指示水平电阻率、垂直电阻率、靠近所述一个或多个天线的所述地球地层的一个或多个地层的厚度中的至少一者的参数,并且其中调整所述一组地层参数中的至少一个包括调整指示所述水平电阻率、所述垂直电阻率、靠近所述一个或多个天线的所述地球地层的一个或多个地层的所述厚度中的至少一者的一个或多个参数。
8.如权利要求1所述的方法,其中靠近所述多个天线的所述地球地层是各向异性地层,并且其中执行所述初始模型的所述第一正演建模包括执行所述各向异性地层的多维建模。
9.如权利要求1所述的方法,其中所述多个建模参数包括指示所述测井工具到靠近所述测井工具的所述地球地层的层边界的距离的参数。
10.一种反演处理装置,其包括:
处理器,所述处理器能够操作来:
基于多个建模参数来获得地球地层的初始模型,所述多个建模参数包括所述地球地层的一组地层参数和与用于测量所述地球地层的原始测量结果的测井工具的一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子,其中所述一个或多个天线包括部署在井底钻具组件的第一接头中的第一天线,其中与所述一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线的绝对取向相关联的第一参数,并且其中所述第一天线的绝对取向是所述第一天线相对于部署在非垂直井筒中时保持大致恒定的所述测井工具的部件的分量或轴线的取向;
执行所述多个建模参数的第一正演建模以获得所述第一正演建模的第一建模响应;
执行所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数其中,所述第一建模响应和第一组原始测量结果的联合成本函数将所述第一建模响应的值与所述第一组原始测量结果的值之间的差异进行比较,并且其中所述联合成本函数的结果产生指示所述第一建模响应的值与所述第一组原始测量结果的值之间的差异的值;
如果所述联合成本函数的结果不低于第一阈值,那么重新调整所述初始模型;其中重新调整所述初始模型包括:
调整与所述一个或多个天线的取向相关联的一组校准因子中的至少一个以获得所述地球地层的经调整模型;其中,调整所述一组校准因子中的至少一个包括调整所述第一参数;
执行所述多个建模参数的第二正演建模以获得经调整建模响应;以及
执行所述经调整建模响应和所述第一组原始测量结果的联合成本函数;以及
如果所述联合成本函数的结果低于所述第一阈值,那么提供所述第一建模响应;以及
非暂时性存储介质,所述存储介质能够操作来存储指示所述初始模型、所述第一正演建模和所述第一建模响应的数据。
11.如权利要求10所述的装置,其中,所述测井工具部署在井底钻具组件上,其中所述一个或多个天线包括部署在所述井底钻具组件的相邻第二接头中的第二天线,其中与一个或多个天线的取向相关联的所述一组校准因子包括与所述第一天线和所述第二天线之间的狗腿角相关联的第三参数和与所述第一天线和所述第二天线之间的方位角相关联的第四参数,并且其中所述处理器还能够操作来调整所述第三参数和所述第四参数中的至少一个。
12.如权利要求10所述的装置,其中所述一个或多个天线包括电阻率工具、核工具、声波工具和地震工具中的至少一者的发射器天线和接收器天线。
13.如权利要求10所述的装置,其中所述第一阈值是基于所述一个或多个天线的噪声容限水平的。
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2017/031578 WO2018208280A1 (en) | 2017-05-08 | 2017-05-08 | Inversion processing of well log data |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN110402319A CN110402319A (zh) | 2019-11-01 |
CN110402319B true CN110402319B (zh) | 2024-01-19 |
Family
ID=62202827
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201780088225.9A Active CN110402319B (zh) | 2017-05-08 | 2017-05-08 | 测井数据的反演处理 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11467318B2 (zh) |
CN (1) | CN110402319B (zh) |
AU (1) | AU2017413680B2 (zh) |
CA (1) | CA3053889C (zh) |
GB (1) | GB2566346B (zh) |
NO (1) | NO20180473A1 (zh) |
WO (1) | WO2018208280A1 (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11940587B2 (en) | 2021-08-23 | 2024-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Accurate and cost-effective inversion-based auto calibration methods for resistivity logging tools |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6594584B1 (en) * | 1999-10-21 | 2003-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for calculating a distance between a well logging instrument and a formation boundary by inversion processing measurements from the logging instrument |
WO2013116099A1 (en) * | 2012-01-30 | 2013-08-08 | Schlumberger Canada Limited | Improving efficiency of pixel-based inversion algorithms |
WO2014003701A1 (en) * | 2012-06-25 | 2014-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging systems and methods employing ratio signal set for inversion |
CA2890147A1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for look ahead resistivity measurement with offset well information |
CA2923007A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Workflow adjustment methods and systems for logging operations |
WO2015137921A1 (en) * | 2014-03-11 | 2015-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-component induction logging systems and methods using blended-model inversion |
WO2016099504A1 (en) * | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shoulder effect reduction |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5858790A (en) * | 1996-06-26 | 1999-01-12 | Abbott Laboratories | Hematology reference control and method of preparation |
US7755361B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and system for well placement and reservoir characterization |
KR100861084B1 (ko) | 2006-12-08 | 2008-09-30 | 한국지질자원연구원 | 물리탐사 자료의 4차원 역산 방법 및 이를 이용한지하구조의 4차원 영상화 방법. |
US8193813B2 (en) * | 2008-06-11 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of formation parameters using rotating directional EM antenna |
US10386536B2 (en) * | 2011-09-23 | 2019-08-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for correction of downhole measurements |
EP2850461B1 (en) | 2012-06-28 | 2021-07-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Measurement calibration apparatus, methods, and systems |
WO2014098919A1 (en) | 2012-12-23 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep formation evaluation systems and methods |
US10036826B2 (en) * | 2014-03-05 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Inversion techniques for real-time well placement and reservoir characterization |
US10215878B2 (en) * | 2014-03-29 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gain compensated directional propagation measurements |
WO2015152898A1 (en) * | 2014-04-01 | 2015-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotatable sensors for measuring characteristics of subterranean formation |
US9910182B2 (en) * | 2014-07-02 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and apparatus for inversion in dielectric logging |
CA2969670A1 (en) | 2015-01-06 | 2016-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation characteristics determination apparatus, methods, and systems |
DE112015005897T5 (de) | 2015-01-07 | 2017-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Funktionale Erdmodellparametrierung zur Widerstandsinvertierung |
US10365405B2 (en) * | 2015-01-26 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining formation properties by inversion of multisensor wellbore logging data |
GB2556607B (en) * | 2015-09-23 | 2021-12-15 | Schlumberger Technology Bv | Methods of estimating borehole and formation properties using an electromagnetic induction logging tool having random tool decenter positions during data acqu |
BR112018009804A8 (pt) | 2016-02-16 | 2019-02-26 | Halliburton Energy Services Inc | método para modelar uma formação subterrânea e sistema de perfilagem |
CA3005858C (en) | 2016-02-16 | 2021-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating an earth model from spatial correlations of equivalent earth models |
GB2575938B (en) * | 2017-05-05 | 2022-06-15 | Schlumberger Technology Bv | Method for determining properties of a thinly laminated formation by inversion of multisensor wellbore logging data |
-
2017
- 2017-05-08 CA CA3053889A patent/CA3053889C/en active Active
- 2017-05-08 US US15/779,828 patent/US11467318B2/en active Active
- 2017-05-08 AU AU2017413680A patent/AU2017413680B2/en active Active
- 2017-05-08 GB GB1805601.0A patent/GB2566346B/en active Active
- 2017-05-08 CN CN201780088225.9A patent/CN110402319B/zh active Active
- 2017-05-08 WO PCT/US2017/031578 patent/WO2018208280A1/en active Application Filing
-
2018
- 2018-04-09 NO NO20180473A patent/NO20180473A1/en unknown
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6594584B1 (en) * | 1999-10-21 | 2003-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for calculating a distance between a well logging instrument and a formation boundary by inversion processing measurements from the logging instrument |
WO2013116099A1 (en) * | 2012-01-30 | 2013-08-08 | Schlumberger Canada Limited | Improving efficiency of pixel-based inversion algorithms |
WO2014003701A1 (en) * | 2012-06-25 | 2014-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging systems and methods employing ratio signal set for inversion |
CA2890147A1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for look ahead resistivity measurement with offset well information |
CA2923007A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Workflow adjustment methods and systems for logging operations |
WO2015137921A1 (en) * | 2014-03-11 | 2015-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-component induction logging systems and methods using blended-model inversion |
WO2016099504A1 (en) * | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shoulder effect reduction |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20200264334A1 (en) | 2020-08-20 |
CN110402319A (zh) | 2019-11-01 |
NO20180473A1 (en) | 2018-11-09 |
US11467318B2 (en) | 2022-10-11 |
WO2018208280A1 (en) | 2018-11-15 |
CA3053889C (en) | 2023-04-25 |
GB2566346B (en) | 2022-02-16 |
GB201805601D0 (en) | 2018-05-23 |
AU2017413680A1 (en) | 2019-08-22 |
GB2566346A (en) | 2019-03-13 |
CA3053889A1 (en) | 2018-11-15 |
AU2017413680B2 (en) | 2022-12-01 |
BR112019017944A2 (pt) | 2020-05-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10605072B2 (en) | Well ranging apparatus, systems, and methods | |
US10989831B2 (en) | Determining permeability in subsurface anisotropic formations | |
AU2013338324A1 (en) | Passive magnetic ranging for SAGD and relief wells via a linearized trailing window Kalman filter | |
US10782438B2 (en) | Formation dip determination using resistivity imaging tool | |
US20220120930A1 (en) | Look ahead information for a geo-steering system | |
CA2968501A1 (en) | Functional earth model parameterization for resistivity inversion | |
BR112019021080B1 (pt) | Sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, e, métodos de avaliação de uma formação de terra subterrânea e de direcionar uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea. | |
CN115279990A (zh) | 基于到油-水接触面的距离的自动地质导向 | |
US11022713B2 (en) | Dipole modeling for electric and/or magnetic fields | |
CN110402319B (zh) | 测井数据的反演处理 | |
WO2018226233A1 (en) | Downhole ranging using spatially continuous constraints | |
CA3017733C (en) | Multipoint measurements for wellbore ranging | |
US10295696B2 (en) | Multi-component induction logging data processing in non-circular boreholes | |
NO20220373A1 (en) | Determining distance to bed boundary uncertainty for borehole drilling | |
GB2601032A (en) | Look ahead data and uncertainty display | |
US11885925B2 (en) | System and methods for evaluating a formation using pixelated solutions of formation data | |
US20240019599A1 (en) | Reservoir properties derived using ultra-deep resistivity inversion data | |
AU2018451194B2 (en) | Multiple surface excitation method for determining a location of drilling operations to existing wells | |
BR112019017944B1 (pt) | Método para executar o processamento de inversão de dados de perfilagem de poço, e, dispositivo de processamento de inversão | |
BR112019018771B1 (pt) | Sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, método para avaliar uma formação de terra subterrânea e método para dirigir uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea | |
WO2020112133A1 (en) | Multiple surface excitation method for determining a location of drilling operations to existing wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |