DE102004024969A1

DE102004024969A1 - Verfahren und Vorrichtung zum Prüfen der Eigenschaften von Erdformationen

Info

Publication number: DE102004024969A1
Application number: DE102004024969A
Authority: DE
Inventors: Qiming Sugar Land Li; Lawrence Pearland Chou; Dzevat Sugar Land Omeragic; Libo Sugar Land Yang; Alain Houston Dumont; Lingyun Missouri Hu
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2003-05-22
Filing date: 2004-05-21
Publication date: 2006-01-05
Also published as: FR2855272B1; US7382135B2; BRPI0401805A; EA200400573A1; FR2855272A1; CN1573013B; FR2859539A1; FR2859539B1; NO20042106L; GB2402489A; NO335727B1; US20050140373A1; EA007587B1; CN1573013A; CN101082276A; MXPA04004692A; BRPI0401805B1; CN101082276B; GB0410076D0; GB2402489B

Abstract

Ein Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einer unterirdischen Formation, das die folgenden Schritte umfaßt: Anordnen in einem Bohrloch eines Bohrlochmeßinstruments, das mit wenigstens ersten Sende- und Empfangsantennen ausgerüstet ist, die um einen ersten Abstand voneinander getrennt sind, wobei wenigstens eine der ersten Antennen einen in Bezug auf die Längsachse des Instruments schräg gestellten magnetischen Dipol enthält, wobei die Antennen so um die Achse des Instruments orientiert sind, daß der wenigstens eine schräg gestellte Dipol einem ersten Azimutwinkel entspricht; azimutales Drehen des Bohrlochmeßinstruments in dem Bohrloch; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, Aktivieren der ersten Sendeantenne, um elektromagnetische Energie in die Formation zu übertragen; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, richtungsbezogenes Messen der der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten ersten Spannungssignale durch die erste Empfangsantenne als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments, um die azimutale Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale zu bestimmen; und Einpassen der azimutalen Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale in Näherungsfunktionen.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Prüfen der Eigenschaften von Erdformationen gemäß dem Oberbegriff von Anspruch 1 bzw. 29.
Die Erfindung bezieht sich folglich allgemein auf das Gebiet der Bohrlochvermessung. Insbesondere bezieht sich die Erfindung auf verbesserte Techniken, bei denen Instrumente, die mit Antennensystemen mit quer oder schräg gestellten Magnetdipoldarstellungen ausgerüstet sind, für elektromagnetische Messungen von unterirdischen Formationen und für die Anordnung von Bohrlöchern in Bezug auf geologische Grenzen in einem Vorkommen verwendet werden. Die Erfindung findet allgemeine Anwendung in der Bohrlochvermessungstechnik, jedoch ist sie bei der Bohrlochmessung während des Bohrens (LWD = logging while drilling) besonders nützlich.
Auf dem Gebiet der Erdölsuche und -förderung sind verschiedene Bohrlochmessungstechniken wohlbekannt. Diese Techniken verwenden üblicherweise Instrumente oder Werkzeuge, die mit Quellen ausgerüstet sind, die Energie in eine von einem Bohrloch durchdrungene unterirdische Formation schicken können. In dieser Beschreibung werden "Instrument" und "Werkzeug" austauschbar verwendet, um beispielsweise ein elektromagnetisches Instrument (oder) Werkzeug, ein Seilarbeitswerkzeug (oder -instrument) oder ein Werkzeug (oder Instrument) zur Bohrlochmessung während des Bohrens anzugeben. Die freigesetzte Energie wirkt mit der umgebenden Formation zusammen, um Signale zu erzeugen, die dann von einem oder mehreren Sensoren erfaßt und gemessen werden. Durch Verarbeitung der erfaßten Signaldaten wird ein Profil der Formationseigenschaften erhalten.
Die Bohrlochmessung durch elektromagnetische (EM-) Induktion und Ausbreitung sind wohlbekannte Techniken. Die Bohrlochmeßinstrumente werden in einem Bohrloch angeordnet, um die spezifische elektrische Leitfähigkeit (oder deren Umkehrung, den spezifischen elektrischen Widerstand) von Erdformationen, die das Bohrloch umgeben, zu messen. In der vorliegenden Beschreibung ist jeder Hinweis auf die Leitfähigkeit so zu verstehen, daß er deren Umkehrung, also den Widerstand, mit einschließt oder umgekehrt. Ein typisches elektromagnetisches Widerstandswerkzeug umfaßt eine Sendeantenne und eine oder mehrere Empfangsantennen (üblicherweise ein Paar von diesen), die in einem Abstand von der Sendeantenne auf der Achse des Werkzeugs angeordnet sind (siehe 1).
Induktionswerkzeuge messen den Widerstand (oder die Leitfähigkeit) der Formation, indem sie die Spannung messen, die als Ergebnis des von den durch die Sendeantenne fließenden Strömen induzierten magnetischen Flusses in der (den) Empfangsantenne(n) induziert wird. Ein EM-Ausbreitungswerkzeug arbeitet in ähnlicher Weise, jedoch üblicherweise bei höheren Frequenzen, als dies Induktionswerkzeuge bei vergleichbaren Antennenabständen tun (etwa 106 Hz bei Ausbreitungswerkzeugen im Vergleich zu 104 Hz bei Induktionswerkzeugen). Ein typisches Ausbreitungswerkzeug kann in einem Frequenzbereich von 1 kHz – 2 MHz arbeiten.
Herkömmliche Sender und Empfänger sind Antennen, die aus Spulen gebildet sind, die eine oder mehrere Windungen aus um einen Träger gewickeltem isoliertem Leiterdraht umfassen. Diese Antennen können üblicherweise als Quellen und/oder Empfänger betrieben werden. Fachleuten ist klar, daß dieselbe Antenne einmal als Sender und ein andermal als Empfänger verwendet werden kann. Es ist auch selbstverständlich, daß die hier offenbarten Sender-Empfängerkonfigurationen dank des Reziprozitätsprinzips austauschbar sind; d. h., daß der "Sender" als "Empfänger" verwendet werden kann und umgekehrt.
Die Antennen arbeiten nach dem Prinzip, daß eine Spule, die einen Strom führt, (z. B. eine Senderspule) ein Magnetfeld erzeugt. Die elektromagnetische Energie von der Sendeantenne wird in die umgebende Formation übertragen, wobei diese Übertragung Wirbelströme induziert, die in die Formation um den Sender fließen (siehe 2A). Die in der Formation induzierten Wirbelströme, die von dem spezifischen elektrischen Widerstand der Formation abhängen, erzeugen ein Magnetfeld, das wiederum eine elektrische Spannung in den Empfangsantennen induziert. Wenn ein Paar voneinander beabstandeter Empfänger verwendet wird, besitzen die induzierten Spannungen in den zwei Empfangsantennen infolge der geometrischen Verbreiterung und der Absorption durch die umgebende Formation verschiedene Phasen und Amplituden. Der Phasenunterschied (Phasenverschiebung Φ) und das Amplitudenverhältnis (Dämpfung A) der zwei Empfänger können verwendet werden, um den spezifischen elektrischen Widerstand der Formation abzuleiten. Die erfaßte Phasenverschiebung (Φ) und die erfaßte Dämpfung (A) hängen nicht nur von dem Abstand zwischen den zwei Empfängern und den Abständen zwischen dem Sender und den Empfängern, sondern auch von der Frequenz der durch den Sender erzeugten EM-Wellen ab.
Bei herkömmlichen Induktions- und Ausbreitungs-Bohrlochmeßinstrumenten sind die Sende- und Empfangsantennen so angebracht, daß ihre Achsen auf der Längsachse des Instruments liegen. Folglich sind diese Werkzeuge mit Antennen mit longitudinalen magnetischen Dipol-(LMD)-Darstellungen ausgeführt. Eine neu herausgekommene Technik auf dem Gebiet der Bohrlochvermessung ist die Verwendung von Instrumenten mit Antennen, die schräg oder quer gestellte Spulen, d. h. Spulen, deren Achse nicht parallel zur Längsachse des Werkzeugs ist, enthalten. Diese Instrumente sind somit mit einer quer oder schräg gestellten magnetischen (TMD-) Dipolantenne (TMD = tilded magnetic dipole) ausgeführt. Fachleute wissen, daß es verschiedene Möglichkeiten zum Drehen oder Schräglegen einer Antenne gibt. Bohrlochmeßinstrumente mit TMD-Antennen sind z. B. in US 6 163 155 , 6 147 496, 5 115 198, 4 319 191, 5 508 616, 5 757 191, 5 781 436, 6 044 325 und 6 147 496 beschrieben.
2A zeigt eine vereinfachte Darstellung von Wirbelströmen und elektromagnetischer (EM-) Energie, die von einem in einem eine unterirdische Formation durchdringenden Bohrlochabschnitt oder -segment in eine zu den Sedimentationsschichten senkrechte Richtung fließen. Dies ist jedoch keine genaue Darstellung der zahlreichen Segmente, die ein Bohrloch ausmachen, und zwar insbesondere dann, wenn das Bohrloch richtungsbezogen oder richtungsabhängig gebohrt worden ist, wie weiter unten beschrieben wird. So durchdringen Segmente eines Bohrlochs häufig Formationsschichten unter einem von 90 Grad verschiedenen Winkel, wie in 2B gezeigt ist. Wenn die geschieht, wird gesagt, daß die Formationsebene eine relative Neigung besitzt. Ein relativer Neigungswinkel θ ist als Winkel zwischen der Bohrlochachse (Werkzeugachse) BA und der Normalen N zur Ebene P einer interessierenden Formationsschicht definiert.
Auf dem Fachgebiet bekannte Bohrtechniken umfassen das Bohren von Bohrlöchern von einer gewählten geographischen Stelle an der Erdoberfläche aus längs einer gewählten Bahn. Die Bahn kann zu anderen gewählten geographischen Stellen in bestimmten Tiefen innerhalb des Bohrlochs führen. Jene Techniken sind gemeinsam als "richtungsbezogene Bohrtechniken" bekannt. Eine Anwendung des richtungsbezogenen Bohrens ist das Bohren von (in Bezug auf die Vertikale) stark abweichenden oder sogar horizontalen Bohrlöchern in und entlang dünnen kohlenwasserstoffhaltigen Erdformationen (so genannten "ölhöffigen Zonen") über weite Strecken. Diese stark abweichenden Bohrlöcher sind dazu gedacht, die Kohlenwasserstoffhebung aus der ölhöffigen Zone im Vergleich zu "herkömmlichen" Bohrlöchern, die "vertikal" (im Wesentlichen senkrecht zur Schichtung der Formation, wie in 2A gezeigt ist) die ölhöffige Zone durchdringen, zu erweitern.
Beim Bohren in einer ölhöffigen Zone und stark abweichendem oder horizontalem Bohrloch ist es wichtig, die Bahn des Bohrlochs so einzuhalten, daß sie innerhalb einer bestimmte Position in der ölhöffigen Zone bleibt. Richtungsbezogene Bohrsysteme, die "Schlammmotoren" und "Winkelbaugruppen" sowie andere Mittel zum Steuern der Bahn eines Bohrlochs in Bezug auf geographische Bezugspunkte wie etwa den magnetischen Norden, die (vertikale) Erdanziehungskraft und die Erdumdrehungsgeschwindigkeit (in Bezug auf den Trägheitsraum) verwenden, sind auf dem Fachgebiet wohlbekannt. Schichten der Formationen können jedoch derart sein, daß die ölhöffige Zone an geographischen Stellen, die von der Oberflächenstelle des Bohrlochs entfernt sind, nicht auf einer vorhersagbaren Bahn liegt. Üblicherweise verwendet der Bohrführer während des Bohrlochbohrens erhaltene Informationen (wie etwa LWD-Protokolle), um die Bahn des Bohrlochs innerhalb der ölhöffigen Zone zu halten und ferner zu prüfen, ob das Bohrloch tatsächlich in der ölhöffigen Zone gebohrt wird.
Im Stand der Technik bekannte technische Verfahren zur Einhaltung der Bahn sind beispielsweise in Tribe u. a., Precise Well Placement using Rotary Steerable Systems and LWD Measurement, SOCIETY of PETROLEUM ENGI-NEERS, Heft 71396, 30. September 2001 beschrieben. Die an dieser Literaturstelle beschriebene Technik basiert auf LWD-Leitfähigkeitssensorantworten. Wenn beispielsweise die Leitfähigkeit der ölhöffigen Zone vor der Durchdringung durch das Bohrloch bekannt ist und die darunter liegenden Zonen einen deutlichen Kontrast gegenüber der ölhöffigen Zone liefern, kann eine während des Bohrens ausgeführte Messung als Kriterium verwendet werden, um das Bohrloch so zu "steuern", daß es innerhalb der ölhöffigen Zone bleibt. Genauer gesagt ist eine starke Abweichung der gemessenen Leitfähigkeit von der Leitfähigkeit der ölhöffigen Zone ein Hinweis dafür, daß sich das Bohrloch der Grenzfläche der darüber oder darunter liegenden Erdformation nähert oder diese bereits durchdrungen hat. Beispielsweise kann die Leitfähigkeit eines ölgesättigten Sandes deutlich niedriger als jene eines typischen darüber oder darunter liegenden Schiefergesteins sein. Ein Hinweis dafür, daß die Leitfähigkeit in der Umgebung des Bohrlochs ansteigt, kann so interpretiert werden, daß sich das Bohrloch der darüber oder darunter liegenden Formationsschicht (Schiefergestein in diesem Beispiel) nähert. Die Technik des richtungsbezogenen Bohrens unter Verwendung eines Formationseigenschaftsmeßwertes als Richtwert für die Bahnjustierung wird allgemein als "Geo-Steuern" bezeichnet.
Neben EM-Messungen werden auch Schallmessungen und Radioaktivitätsmessungen als Mittel für das Geo-Steuern verwendet. Um wiederum das Beispiel einer Ölförderzone mit darüber und darunter liegendem Schiefergestein zu verwenden, ist die natürliche Gamma-Radioaktivität der Schiefergesteinformationen oberhalb und unterhalb der ölhöffigen Zone wesentlich geringer. Im Ergebnis weist eine Zunahme der von einem LWD-Gammastrahlensensor gemessenen natürlichen Gammastrahlenaktivität darauf hin, daß das Bohrloch von der Mitte der ölhöffigen Zone abweicht und sich der oberen oder unteren Schiefergesteingrenzfläche nähert oder diese bereits durchdrungen hat.
Wenn wie in den obigen Beispielen die Leitfähigkeit und die natürliche Radioaktivität der darüber und darunter liegenden Schiefergesteinformationen ähnlich zueinander sind, geben die oben beschriebenen Geo-Steuerungstechniken nur an, daß das Bohrloch die ölhöffige Zone verlässt, jedoch geben sie nicht an, ob das Bohrloch die ölhöffige Zone durch die obere Zone oder durch die untere Zone verläßt. Dies stellt für den Bohrführer, der die Bohrlochbahn korrigieren muß, um die gewählte Position in der ölhöffigen Zone einzuhalten, ein Problem dar.
EM-Induktions-Bohrlochmeßinstrumente sind auf Grund dessen, daß ihre seitliche (radiale) Untersuchungstiefe in den Formationen, die das Bohrloch umgeben, insbesondere im Vergleich zu Nuklearinstrumenten relativ groß ist, für Geo-Steuerungsanwendungen gut geeignet. Die tiefere radiale Untersuchung ermöglicht den Induktionsinstrumenten das "Sehen" in eine große seitliche (oder radiale) Entfernung von der Achse des Bohrlochs. Bei Geo-Steuerungsanwendungen ermöglicht diese größere Untersuchungstiefe die Erfassung einer Annäherung an Formationsschichtgrenzen in größeren seitlichen Entfernungen vom Bohrloch, was dem Bohrführer zusätzliche Zeit verschafft, um notwendige Bahnkorrekturen auszuführen. Herkömmliche Ausbreitungs-Bohrlochmeßinstrumente können axiale und seitliche (radiale) Veränderungen der Leitfähigkeit der das Instrument umgebenden Formationen auflösen, jedoch kann die Antwort dieser Instrumente im allgemeinen azimutale Veränderungen der Leitfähigkeit der das Instrument umgebenden Formationen nicht auflösen. Ferner sind solche Instrumente für die Erfassung einer Anisotropie in vertikalen Bohrlöchern ungeeignet.
Zwei wichtige neu auftauchende Märkte machen das Beseitigen dieser Mängel dringlich. Das erste sich ergebende Gebiet ist der steigende Bedarf an genauer Bohrlochanordnung, die richtungsbezogene Messungen erfordern, um Steuerungsentscheidungen zur optimalen Anordnung des Bohrlochs in dem Vorkommen zu treffen. Das zweite ist die ölhöffige Schicht mit niedrigem Widerstand in geschichteten Formationen, wo eine genaue Identifikation und Charakterisierung von Kohlenwasserstoffreserven ohne Kenntnis der Leitwertanisotropie nicht möglich ist. Viele jüngere Patente offenbaren Verfahren und Vorrichtungen zur Ausführung von richtungsbezogenen Messungen und Erlangung der Leitwertanisotropie. Für Anwendungen der Bohrlochmessung während des Bohrens offenbart US 5 508 616 (Sato u. a.) ein Werkzeug nach Art der Induktion mit zwei Spulen, die in verschiedene Richtungen gedreht und nicht auf die Längsachse des Werkzeugs ausgerichtet sind. Die Richtungsbezogenheit der Messung wird durch das einfache Argument, daß die Empfindlichkeitsfunktion der beiden schräg gestellten Spulen zur Überlappungszone des Empfindlichkeitsbereichs hin konzentriert ist, erklärt. Sato u. a. beanspruchen, daß durch Drehung des Werkzeugs ein tiefes azimutales Widerstandsbild der Formation erhalten werden kann. Jedoch liefert diese Patententgegenhaltung weder nähere Angaben darüber, wie der azimutale spezifische Widerstand erhalten werden kann, noch beschreibt sie irgendwelche weiteren Erfassungs-/Charakterisierungsverfahren, die erforderlich sind, um eine quantitative Geo-Steuerungsentscheidung zu treffen.
US 6 181 138 (Hagiwara und Song) erweitern die einzelnen, festen, richtungsbezogenen Spulen von Sato zu gleich angeordneten dreifachen, orthogonalen Induktionsspulen am Sender- und Empfängerort. Es wird gesagt, daß keine Drehung erforderlich ist, da die Fokussierungsrichtung durch lineare Kombination der Antworten der Orthogonalspule auf eine beliebige Orientierung abgestimmt werden kann. Es ist nicht klar, ob es einen Abschirmungsentwurf gibt, der das Passieren sämtlicher erforderlichen EM-Komponenten ohne starke, unkontrollierbare Verzerrung der Wellenform zuläßt.
US 6 297 639 (Clark u. a.), übertragen an den Anmelder der vorliegenden Erfindung, offenbart Verfahren und eine Vorrichtung zur Ausführung von richtungsbezogenen Messungen unter Verwendung verschiedener Abschirmungsentwürfe zur Herstellung einer gewählten Dämpfung von EM-Wellenenergie für axiale, schräg gestellte und quer gestellte Antennenspulen. Diese Patenentgegenhaltung beschreibt unter anderem allgemeine richtungsbezogene Induktions- und Ausbreitungsmessungen mit schräg gestellten Spulen und geeigneten Abschirmungen zusammen mit einem Prozeß zur Durchführung einer Bohrlochkompensation für diese, die nicht trivial ist. Von Clark u. a. wird eine Kombination aus jeweils einer axialen und einer gedrehten Sender-/Empfängerspule zusammen mit ihrer Anwendung für die Erfassung der Schichtgrenzenrichtung durch Beobachten der azimutalen Veränderung des induzierten Signals bei sich drehendem Werkzeug explizit beschrieben. Die azimutale Veränderung der Kopplung kann zum Steuern von Bohrlöchern während des Bohrens verwendet werden. Seither sind mehrere Patente einschließlich US 6 351 127 (Rosthal u. a.) und US 6 566 881 (Omeragic u. a.) erteilt worden.
US 6 476 609 (Bittar) erweitert ein früheres Anisotropie-Patent, das beschreibt, daß für den Geo-Steuerungs-Anwendungsbereich sowohl Sender als auch Empfänger möglicherweise einen Drehwinkel aufweisen, US 6 163 155 (ebenfalls Bittar). Die Schichtungsantwort der schräg nach unten/schräg nach oben gestellten Induktions- und Ausbreitungsvorrichtung wird durch die Differenz oder das Verhältnis zwischen Signalen bei zwei verschiedenen Orientierungen beschrieben, jedoch wird keine Abschirmung erwähnt. Die Auswirkungen von Anisotropie oder Neigung werden ebenfalls nicht betrachtet. Was ebenfalls fehlt, ist eine Beschreibung, wie diese Messungen zu verwenden sind, um einen genauen Abstand zu einer Formationsschichtgrenze abzuleiten. Das '609-Patent nimmt implizit an, daß die Schichtungsorientierung genau bekannt ist, um so die Aufwärts-/Abwärtsantwort zu berechnen. Jedoch ist kein Verfahren zur Lokalisierung der genauen Aufwärts- oder Abwärtsrichtung vor der Berechnung der Aufwärts-Abwärts-Richtungssignale offenbart.
US 2003/0085707A1 (Minerbo u. a.) offenbart Werkzeugkonfigurationen und Symmetriertechniken, die die Antwort der richtungsbezogenen Messungen bis zu jenem Punkt, an dem sie von der Anisotropie oder dem Neigungswinkel nahezu unabhängig ist, vereinfachen. Antworten auf den Schichtgrenzenabstand mit unterschiedlicher Neigung und Anisotropie überlappen sich im Wesentlichen, mit Ausnahme in der Nähe der Schichtgrenze. Um diese Vereinfachung zu erreichen, können sowohl Messungen durch Zwei-Spulen-Induktion (ein Sender und ein Empfänger: "TR") als auch Messungen durch Drei-Spulen-Ausbreitung (ein Sender und zwei Empfänger: "TRR") symmetriert werden. Die Symmetrierung erfolgt zwischen zwei gedrehten TR-Paaren mit demselben Abstand, wobei jedoch Senderdrehwinkel und Empfängerdrehwinkel vertauscht sind. Es werden nur Fälle betrachtet, in denen die magnetischen Momente der Sender und Empfänger in derselben Ebene liegen. Dies hat den Nachteil, daß während des Verschiebens, das bei der Bohrlochanordnung mit einem Schlammmotor während des Bildens des Winkels an der Bahn stattfindet, nicht stets das für die Geo-Steuerung erforderliche Signal geliefert werden kann. Wenn der Fall eintritt, daß das magnetische Moment während des Verschiebens parallel zur Schichtung liegt, wird das erzeugte Aufwärts-/Abwärts-Richtungssignal unabhängig vom Abstand zum Rand null. Folglich ist keine Überwachung des Abstands zum Rand möglich.
US 2003/0200029A1 (Omeragic u. a.) offenbart richtungsbezogene oder richtungsabhängige Messungen nach Art der Ausbreitung für die Anisotropiebestimmung in nahezu vertikalen Bohrlöchern mit Bohrlochkompensation. Um die Anisotropieeigenschaft der Formation zu erlangen, werden auch Inversionstechniken angewandt. US 2003/0184302A1 (Omeragic und Esmersoy) offenbaren ebenfalls Techniken zur Vorausschau mit richtungsbezogenen Messungen.
Die US-Patentanmeldungen 2004/0046560A1 und 2004/0046561A1 (Itzkovicz u. a.) offenbaren die Verwendung von Vierpolantennen und Messungen durch Induktion und Transversal-Dipol-Vierpolkopplung mit Richtcharakteristiken, die einer herkömmlichen Quer-Dipol-XZ-Antwort ähnlich sind. Eine praktische Verwirklichung an einem metallischen Kranz und eine angemessene Abschirmung solcher Antennen werden nicht deutlich. Außerdem können der Bohrlocheffekt solcher Messungen und seine Wechselwirkung/Kopplung mit dem Randeffekt von XZ-Messungen verschieden sein.
Keine der obigen Patententgegenhaltungen offenbart die Verwendung von detaillierten azimutalen Antworten des gemessenen Signals oder Verfahren zum Extrahieren solcher Antworten. Diese Entgegenhaltungen unterlassen es ferner, zu lehren, wie die richtungsbezogene Messung zu verwenden ist, um zu Randabständen zum Gebrauch bei der Geo-Steuerung zu kommen. Nur der so genannte Aufwärts-/Abwärtsmeßwert, der der Meßsignaldifferenz zwischen dem Fokussieren des Werkzeugs zur Formationsschicht hin und von dieser weg entspricht, wird erwähnt. Die genauen Schichtungsneigungs- und Azimutinformationen sind vor dem Bohren gewöhnlich nicht bekannt, wobei sie in anspruchsvollen Bohrlochanordnungsfällen, in denen Geo-Steuern erforderlich ist, auch häufig schwanken. Das Verwenden einer im Voraus definierten Schichtungs-Aufwärts-/Abwärtsrichtung erzeugt bestenfalls einen schlechteren Messwert und kann schlimmstenfalls zu falschen Geo-Steuerungsentscheidungen führen, wenn sich der Schichtungsazimut plötzlich ändert. Im Prinzip können die Messwerte als azimutal-lochabwärts klassifiziert werden. Diese Technik hat zahlreiche Nachteile einschließlich der Schwierigkeiten bei der genauen Ausrichtung der oberen und unteren Klassen (bins) mit der Orientierung der Formationsschichtung und der Unmöglichkeit, die Daten, die nicht in den Aufwärts-Abwärtsklassen oder -bunkern enthalten sind, zu verwenden (d. h., zu verwerten). Der große Speicher, der zur Aufzeichnung der azimutalen Daten mit ausreichender Genauigkeit erforderlich ist, ist ebenfalls ein Problem.
Was noch wichtiger ist, funktioniert die gegenwärtige Technik zur Geo-Steuerung, die richtungsbezogene Meßwerte verwendet, nur beim Aufwärts- und Abwärtssteuern. Es gibt viele Fälle, in denen das Bohrloch azimutal vorangebracht werden muß, um ein Verlassen der ölhöffigen Zone zu vermeiden.
Es besteht ein Bedarf an Verfahren und Techniken zum Extrahieren und Analysieren der azimutalen Abhängigkeit von richtungsbezogenen Bohrlochvermessungen unter Verwendung von bei allen Azimutwinkeln aufgenommenen Meßwerten, um die Eigenschaften der Erdformation zu prüfen und Bohrlöcher während des Bohrens mit höherer Genauigkeit zu steuern.
Ein weiterer Bedarf besteht daran, aus den richtungsbezogenen Messungen den Schichtungsazimut zu liefern und Meßwerte zu erzeugen, die für die Bohrlochanordnung beim Aufwärts-/Abwärtssteuern oder beim azimutalen Steuern verwendet werden können.
Es besteht ein weiterer Bedarf an Verfahren zur Verwendung dieser richtungsbezogenen Meßwerte in Echtzeit, um Schichtgrenzenabstände zu erlangen und genaue Erdreichmodelle zu erlangen, damit Geo-Steuerungsentscheidungen für die Bohrlochanordnung getroffen werden können.
Es besteht ein weiterer Bedarf an einem Verfahren zum Erfassen des Vorhandenseins einer Widerstandsanisotropie in Formationsschichten in der Umgebung von nahezu vertikalen Bohrlöchern.
Es besteht ein nochmals weiterer Bedarf an einem effizienten System, das solche richtungsbezogenen Meßwerte liefert, diese im Bohrloch analysiert und relevante Informationen an die Oberfläche sendet, um das Geo-Steuern aufwärts-/abwärts oder azimutal zu unterstützen. Es wäre ferner vorteilhaft, wenn ein sol ches System sowohl während der Schiebephasen des Bohrens (d. h. ohne Drehung des Bohrstrangs) als auch dann, wenn sich das System/Werkzeug dreht, Informationen über den Abstand zum Rand liefern könnte.
Die Aufgabe der Erfindung besteht darin, ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Prüfung der Eigenschaften von Erdformationen gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 bzw. 29 zu schaffen, die diese Bedürfnisse erfüllen.
Diese Aufgabe wird durch die Merkmale der Ansprüche 1 und 29 gelöst.
In einem Aspekt schafft die vorliegende Erfindung eine neuartige komprimierte (on-the-fly) Datenverarbeitungstechnik zum Extrahieren von Signalen aus der azimutalen Änderung der richtungsbezogenen Meßwerte, die für die Formationscharakterisierung und für den Gebrauch bei der Geo-Steuerung relevant sind. Anstatt die Meßprotokolldaten in azimutalen Klassen anzuordnen und dann die mit den Aufwärts- und Abwärtsrichtungen verbundenen Werte zu bestimmen, wie dies bei der herkömmlichen Bilderstellung geschieht und von anderen vorgeschlagen wird, zieht die vorliegende Erfindung einen Vorteil aus der Einfachheit der Physik der Meßprotokollantwort. Insbesondere werden aus der Formationsantwort durch Einpassen der azimutalen Änderung der gemessenen Spannung in Sinusfunktionen die relevanten Rand-, Anisotropie, und Bruchflächensignale extrahiert. Die Orientierung der Schichtung wird ebenfalls als Ergebnis erhalten. Diese komprimierte Verarbeitung erhöht die Genauigkeit der Messungen, da Daten in allen azimutalen Richtungen oder Winkeln verwendet werden und keine Quantisierung nach bestimmten Winkeln erfolgt. Eine solche umfangreiche Verarbeitung wird mit Ganzzahl-(Integer)-Berechnungen in einem digitalen Signalprozessor (DSP) ermöglicht, was ebenso eine Innovation bei der Implementierung darstellt.
Durch Extrahieren der relevanten Spannungskopplungen gemäß ihrem Rang der azimutalen Abhängigkeit ermöglicht die vorliegende Erfindung Berechnungen von durch Ausbreitung erlangten Meßwerten mit nur einem Sender- und Empfängerpaar. Sie ermöglicht außerdem die Überlagerung von Meßwerten verschiedener TR-Paare oder gar unterschiedlicher azimutaler Orientierung, um andere Meßwerte einer eindeutigen Eigenschaft wie etwa die symmetrierten oder anti-symmetrierten Meßwerte zu erzeugen.
Die vorliegende Erfindung sieht ferner eine neuartige Meßsequenz vor, um die Toleranz gegenüber unregelmäßiger Drehung, harmonischer Klassierung oder Bunkerung und selbst Ruck-Gleiten zu erhöhen. Es wird eine schnelle Abfeuerungssequenz verwendet, wobei diese Sequenz in jedem Erfassungszyklus zufallsbasiert bestimmt wird, um das zyklische Blockieren bei bestimmten Umdrehungsgeschwindigkeiten zu reduzieren.
Demgemäß kann die vorliegende Erfindung als ein Verfahren zur Prüfung der Eigenschaften einer unterirdischen Formation ausgedrückt werden, das mit dem Schritt der Anordnung eines geeigneten Bohrlochmeßinstruments im Bohrloch beginnt. Das Bohrlochmeßinstrument ist mit wenigstens ersten Sende- und Empfangsantennen, die um einen ersten Abstand voneinander getrennt sind, ausgerüstet. Wenigstens eine der ersten Antennen enthält einen in Bezug auf die Längsachse des Instruments schräg gestellten magnetischen Dipol. Die ersten Antennen sind so um die Achse orientiert, daß der wenigstens eine schräg gestellte Dipol einem ersten Azimutwinkel entspricht. Das Bohrlochmeßinstrument wird in dem Bohrloch z. B. durch Drehung des Schwerstangen- oder Bohrstrangwerkzeugs, das das Instrument enthält, azimutal gedreht. Während der Drehung des Bohrlochmeßinstruments wird die erste Sendeantenne aktiviert, um elektromagnetisch Energie in die Formation zu übertragen. Außerdem wird durch die erste Empfangsantenne bei sich drehendem Bohrlochmeßinstrument eine Gruppe von der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten ersten Spannungssignalen als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments richtungsbezogen gemessen. Die richtungsbezogenen Meßwerte bestimmen die azimutale Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale. Diese azimutale Änderung in Näherungsfunktionen eingepaßt. Die Schritte des Aktivierens, Messens und Einpassens können wiederholt werden, um aufeinander folgende Erfassungszyklen auszuführen.
In einer besonderen Ausführungsform wird der Schritt des Einpassens ausgeführt, während die ersten Spannungssignale gemessen werden, wobei das Einpassen angehalten wird, wenn Konvergenz erreicht ist. Die Einpassungskoeffizienten werden vorzugsweise durch eine schnelle Fourier-Transformation bestimmt.
In einer besonderen Ausführungsform sind die Einpassungsfunktionen sinusförmig und durch Kopplungskomponenten der Vektoren des magnetischen Dipols der ersten Sendeantenne und der Orientierung der ersten Empfangsantenne bestimmt. Die Koeffizienten der Einpassungskomponenten sind vorzugsweise Funktionen von Erdformationsparametern, die den spezifischen elektrischen Widerstand von Formationsschichten, den Ort des Bohrlochmeßinstruments, die Bohrlochabweichung oder den Azimutwinkel am Ort des Bohrlochmeßinstruments oder eine Kombination davon umfassen. Die Einpassungskoeffizienten umfassen vorzugsweise einen konstanten Ausdruck sowie sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ-, und cos2ϕ- Ausdrücke, die einen iterativen Einpassungsalgorithmus zum Bestimmen der azimutalen Abhängigkeit der richtungsbezogenen Meßwerte definieren.
Wie oben erwähnt worden ist, ist die vorliegende Erfindung auf die Überlagerung von Meßwerten von verschiedenen Sender-Empfänger-("TR")-Paaren anwendbar. Dementsprechend ist das Bohrlochmeßinstrument in einer besonderen Ausführungsform ferner mit einer zweiten Sendeantenne und zweiten Empfangsantennen, die um den ersten Abstand voneinander getrennt sind, ausgerüstet. Der zweite Sender enthält einen magnetischen Dipol, dessen Schrägstellung der Schrägstellung der ersten Empfangsantenne entspricht, während die zweite Empfangsantenne einen magnetischen Dipol enthält, dessen Schrägstellung der Schrägstellung der ersten Sendeantenne entspricht, so daß wenigstens eine der zweiten Antennen einen schräg gestellten magnetischen Dipol enthält. Die zweiten Sende- und Empfangsantennen sind so um die Achse des Bohrlochmeßinstruments orientiert, daß der wenigstens eine schräg gestellte magnetische Dipol einem zweiten Azimutwinkel entspricht. Folglich wird, während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht und die zweite Sendeantenne elektromagnetische Energie in die Formation überträgt, durch die zweite Empfangsantenne eine zweite Gruppe von Spannungssignalen, die der übertragenen Energie zugeordnet sind, als Funk tion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments richtungsbezogen gemessen. Diese richtungsbezogenen Meßwerte bestimmen die azimutale Änderung der gemessenen zweiten Spannungssignale. Wie bei den gemessenen ersten Spannungssignalen wird die azimutale Änderung der gemessenen zweiten Spannungssignale in Näherungsfunktionen eingepaßt.
In einer besonderen Ausführungsform unterscheidet sich der zweite Azimutwinkel von dem ersten Azimutwinkel um im Wesentlichen 90 Grad. Alternativ kann der zweite Azimutwinkel im Wesentlichen gleich dem ersten Azimutwinkel sein.
In einer besonderen Ausführungsform sind die Einpassungsfunktionen sinusförmig und durch die Kopplungskomponenten der Vektoren der magnetischen Dipole der ersten Sendeantenne und der Orientierung der ersten Empfangsantenne und durch die Vektoren der magnetischen Dipole der zweiten Sendeantenne und der Orientierung der zweiten Empfangsantenne bestimmt. Die Koeffizienten der Einpassungskomponenten sind vorzugsweise Funktionen von Erdformationsparametern wie etwa des spezifischen elektrischen Widerstands von Formationsschichten, des Orts des Bohrlochmeßinstruments, der Bohrlochabweichung und des Azimutwinkels am Ort des Bohrlochmeßinstruments. Die Einpassungskoeffizienten umfassen vorzugsweise einen konstanten Ausdruck sowie sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ-, und cos2ϕ-Ausdrücke, die einen iterativen Einpassungsalgorithmus definieren, der zum Bestimmen der azimutalen Abhängigkeit der richtungsbezogenen Meßwerte dient. Die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale sind vorzugsweise komplexe Spannungssignale. Dementprechend umfaßt das erfindungsgemäße Verfahren in dieser Ausführungsform die Schritte, in denen die Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerte aus den Einpassungskoeffizienten für die gemessenen ersten und zweiten Spannungsignale berechnet werden und die berechneten Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerte für die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale kombiniert werden, um eine symmetrierte oder anti-symmetrierte Messung zu erzeugen. Die Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerte können erhalten werden, indem der Logarithmus des Verhältnisses der komplexen Spannungssignale genommen wird, das aus dem Einpassungsausdruck an zwei Azimutwinkeln, vorzugsweise Azimutwinkeln von 0 und 180 Grad zu einem bestimmten Schichtungsazimut, erhalten wird.
In einem anderen Aspekt gestattet die Erfindung die Charakterisierung von Rauschen in den richtungsbezogenen Messungen.
Folglich kann das Rauschen der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale in Ausführungsformen, in denen lediglich eine der ersten Antennen einen schräg gestellten magnetischen Dipol enthält, durch die zweiten harmonischen Koeffizienten charakterisiert werden. In Ausführungsformen, in denen jede der ersten Antennen entweder einen schräg gestellten oder einen quer gestellten magnetischen Dipol enthält und die Einpassungskoeffizienten dritte harmonische Koeffizienten umfassen, kann das Rauschen der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale durch die dritten harmonischen Koeffizienten charakterisiert werden. In nochmals anderen Fällen kann das Rauschen der ersten und zweiten gemessenen Spannungssignale durch Kombinieren der ersten und zweiten gemessenen Spannungssignale charakterisiert werden.
Die vorliegende Erfindung ist auch an Bedingungen anpaßbar, unter denen das Bohrlochmeßinstrument nicht gedreht wird, wie z. B. bei einer Unterbrechung der Bohrstrangdrehung, wenn mit einer Schlammotoreinheit richtungsbezogen gebohrt wird. Unter solchen Bedingungen sind die zweiten Antennen vorzugsweise symmetrisch zu den ersten Antennen. Der Azimut einer interessierenden Formationsschicht wird bestimmt durch Kombinieren der ersten und zweiten Antennenkopplungen (oben beschrieben) und Bestimmen der Konstanten und der ersten harmonischen Koeffizienten aus den gemessenen ersten und zweiten Spannungssignalen, die erlangt werden, wenn sich das Instrument nicht dreht. Die bestimmten Koeffizienten können dann verwendet werden, um den Einpassungsschritt auszuführen, wenn sich das Instrument wieder dreht.
In einem weiteren Aspekt liefert die vorliegende Erfindung ein Verfahren und ein System zur Verwendung der extrahierten richtungsbezogenen Signale zum Erlangen von Randabständen und Treffen von Geo-Steuerungsentscheidungen. Die extrahierten richtungsbezogenen Signale werden verwendet, um mit zwei Techniken Abstände zum Rand zu extrahieren. Für ein einfaches Ein-Rand-Szenario oder ein bekanntes Widerstandsprofil der Formation wird eine einfache Queraufzeichnung verwendet, während für komplexere Situationen und zum Aufbau von widerspruchsfreien Strukturmodellen Inversionsverfahren angewandt werden. Eine zweidimensionale Queraufzeichnung umfaßt Meßwerte, die auf den spezifischen elektrischen Widerstand ansprechen, und einen Meßwert, der auf den Abstand anspricht, falls der Schulterwiderstand bekannt ist. Die Alternative ist, eine Queraufzeichnung von zwei richtungsbezogenen Messungen zu verwenden, um den Abstand und den Widerstand der Schulter bei bekanntem Schichtwiderstand zu erlangen. Eine dreidimensionale Queraufzeichnung kann auch für eine Ein-Rand-Situation erzeugt werden, wobei jeweils der Formationswiderstand, der Schulterwiderstand und der Abstand zum Rand erzeugt werden können. Die Inversionstechnik verwendet mehrere Meßwerte, um diese für verschiedene Modelle zu invertieren und die beste Übereinstimmung herauszufinden. Die Inversion kann im Bohrloch oder an der Oberfläche erfolgen.
Eine graphische Benutzeroberfläche (GUI) ist Teil des Systems zur Visualisierung des Formationsmodells sowie der Meßwerte und der Inversionsergebnisse. Die GUI erleichtert die interaktive Definition von Inversionsparametern, die Auswahl von Meßwerten und Modellen zur Verbesserung der Interpretation und das Erzeugen widerspruchsfreier Strukturmodelle.
Der iterative Einpassungsalgorithmus umfaßt vorzugsweise folgende Schritte:
Initialisiere P₀ und U₀;
für m = 1 bis N_Abtastwerte
Um ← Um–1 – Pm·rTm–1 ·(ym–1 – UTm–1 ·rTm–1 )T;nächstes m;
Rücksprung(U);
wobei:

N_Abtastwerte: die Gesamtzahl von in einem Zyklus erfaßten Abtastwerten ist,
M: die Dimension des Näherungsfunktionsvektors (Anzahl von Näherungsfunktionen) ist.
U: der Vektor der Einpassungskoeffizienten mit der Dimension M ist,
r: der Vektor von Näherungsfunktionswerten an jeder Meßstelle mit der Dimension M ist und
P: eine Matrix mit der Dimension M × M ist.

In einer Ausführungsform bestimmt der iterative Einpassungsalgorithmus, ob der Einpassungsfehler unterhalb einer vorgegebenen Schwelle liegt und ob U nach einem Wert konvergiert, der für die Einpassungskoeffizienten repräsentativ ist.
In einer Ausführungsform verwendet der iterative Einpassungsalgorithmus eine Ganzzahlimplementierung. Vorzugsweise wird die Ganzzahlimplementierung verwendet, wenn das Bohrlochmeßinstrument mit relativ hohen Geschwindigkeiten azimutal gedreht wird und eine große Anzahl von Antwortkanälen einer Einpassung bedarf.
In einer Ausführungsform werden die Einpassungskoeffizienten verwendet, um die Orientierung einer Formationsschicht zu bestimmen. Die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale sind vorzugsweise komplexe Spannungssignale. Die Orientierung der Formationsschicht in Bezug auf die Azimutwinkelreferenz für jeden Richtungsmessungskanal wird bestimmt nach:
wobei C_1s der Realteil oder der Imaginärteil des Koeffizienten von sinf ist und C_1c der Koeffizient von cosf aus der Einpassung ist. Ein den ersten und zweiten Spannungssignalen gemeinsamer Azimutwinkel kann durch eine gewichtete Mittelwertbildung der Einpassungskoeffizienten für Real- und Imaginärteile der gemessenen Spannungssignale berechnet werden. Die Amplitude und die Phase des gemessenen Spannungssignals kann bei einer zu einer interessierenden Schichtgrenze senkrechten angenommenen Richtung berechnet werden. Die Phasenschiebung und die Dämpfung können bestimmt werden, indem Ausbreitungsmeßwerte für zwei Azimutwinkel, z. B. ϕ_Schicht und ϕ_Schicht + 180° genommen werden. Die Signale von den Einpassungskoeffizienten für die ersten und zweiten Spannungsmeßwerte werden vorzugsweise kombiniert, um Signale zu erzeugen, die für das Bestimmen des Abstands zu interessierenden Schichtgrenzen erforderlich sind.
Weitere Aspekte der vorliegenden Erfindung beziehen sich auf die Formationscharakterisierung durch die Verwendung von Queraufzeichnungen. Ein Verfahren umfaßt den Schritt des Queraufzeichnens von zwei richtungsbezogenen Bohrlochmessungen, die von einem Instrument erhalten werden, das in einem die Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischen Widerstand für wenigstens eine Formationsschicht zu erlangen. Das Queraufzeichnen wird anhand eines Ein-Rand-Modells erreicht. Der erhaltene Widerstand ist der Schulterschichtwiderstand, während der erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist.
Ein anderes Verfahren umfaßt den Schritt des Queraufzeichnens eines Widerstands und eines richtungsbezogenen Meßwerts, die mittels eines Instruments bestimmt werden, das in einem die Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen Widerstand für wenigstens eine Formationsschicht zu erlangen. Das Queraufzeichnen wird anhand eines Ein-Rand-Modells erreicht. Der erhaltene Widerstand ist der Schulterschichtwiderstand, während der erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist.
Ein weiteres Verfahren umfaßt den Schritt des Queraufzeichnens eines Widerstands und zweier richtungsbezogener Meßwerte, die mittels eines Instruments bestimmt werden, das in einem die Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen Widerstand für wenigstens zwei Formationsschichten zu erlangen. Das Queraufzeichnen wird anhand eines Ein-Rand-Modells erreicht. Die erhaltenen Widerstände sind der Schicht- und der Schulterschichtwiderstand, während der erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist. Der bestimmte Randabstand und der bestimmte Schichtwiderstand können verwendet werden, um Bohrentscheidungen zu treffen.
Ein weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung bezieht sich auf die Anwendung einer Inversionstechnik zur Interpretation der richtungsbezogenen Meßwerte für Geo-Steuerungsanwendungen. Hier ist der iterative Einpassungsalgorithmus zur Auswahl sinnvoll für ausgewählte Echtzeit-Richtungsmeßwerte, die einen Nutzen für die Geo-Steuerung haben. Für die ausgewählten Echtzeit-Richtungsmeßwerte wird ein geeignetes Inversionsmodell gewählt. Sobald geprüft ist, ob das gewählte Modell zu anderen Informationen widerspruchsfrei ist, wird es verwendet, um Bohrentscheidungen zu treffen.
Der Modellauswahlschritt umfaßt vorzugsweise das Durchspielen mehrerer Modelle, die folgende Modelltypen umfassen:
homogen-isotropisch (ein einzelner Parameter: spezifischer elektrischer Widerstand);
homogen-anisotropisch (zwei Parameter: Rh und Rv);
isotropische Ein-Rand-Formation, Rand oben oder unten (drei Parameter: R_Schicht, R_Schulter und Abstand zum Rand);
anisotropische Ein-Rand-Formation, Rand oben oder unten (vier Parameter: R_{Schicht_h}, R_{Schicht_v}, R_Schulter und Abstand zum Rand);
isotropische Zwei-Rand-Formation, drei Parameter (fünf Parameter: R_Schicht R_{Schulter_ aufwärts}, R_{Schulter_abwärts} und Abstand zum Rand oberhalb und unterhalb des Werkzeugs); und
anisotropische Zwei-Rand-Formation, drei Parameter (sechs Parameter: R_{Schicht_h}, R_{Schicht_v} R_{Schulter_aufwärts} R_{Schulter_abwärts} Und Abstand zum Rand oberhalb und unterhalb des Werkzeugs).
Der Modellauswahlschritt umfaßt ferner vorzugsweise das Erzeugen einer Visualisierung der ausgewählten richtungsbezogenen Meßwerte.
In einer besonderen Ausführungsform umfaßt der Modellauswahlschritt das Identifizieren bekannter Formationsparameter, das interaktive Wählen der Modelle, mit denen die gewählten richtungsbezogenen Meßwerte invertiert werden, und das Auswählen des einfachsten Modells, das zu den bekannten Informationen paßt.
Der Modellprüfungsschritt umfaßt das Vergleichen des gewählten Modells mit bekannten geologischen Eigenschaften und anderen gemessenen Formationsparametern und das Aktualisieren des gewählten Modells, falls dieses widersprüchlich zu den bekannten Informationen ist.
Der Aktualisierungsschritt umfaßt das Verfeinern des gewählten Models entweder anhand von Trends, Vorkenntnissen oder Informationen von außen oder einer Kombination davon. Es werden geeignete Inversionsparameter gewählt und Bereiche für die gewählten Parameter definiert. Das Inversionsmodell wird vorzugsweise durch Hinzufügen weiterer Formationsschichten aktualisiert. Manche der Echtzeit-Richtungsmeßwerte können neu gewichtet oder eliminiert werden und die resultierenden Echtzeit-Richtungsmesswerte für das aktualisierte Modell erneut invertiert werden.
Die Queraufzeichnungsverfahren gemäß der vorliegenden Erfindung umfassen vorzugsweise das Definieren eines geeigneten Modells, das Auswählen geeigneter richtungsbezogener Meßwerte, das Eingeben der ausgewählten Meßwerte in das definierte Modell, um die Queraufzeichnung zu erzeugen, und das Erzeugen einer visuellen Darstellung der Queraufzeichnung. Die Queraufzeichnung kann mit weiteren Echtzeitmeßwerten aktualisiert werden.
Ein nochmals weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung bezieht sich auf eine Vorrichtung zum Messen der Eigenschaften von ein Bohrloch umgebenden Erdformationen. Die Vorrichtung umfaßt ein für das Anordnen in dem Bohrloch geeignetes Bohrlochmeßinstrument. Das Bohrlochmeßinstrument besitzt eine Längsachse und ist mit ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaaren ausgerüstet. Das erste Sender-Empfängerantennenpaar umfaßt eine erste Sendeantenne, die einen magnetischen Dipol enthält, der in eine erste Richtung in Bezug auf die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments orientiert ist, und eine erste Empfangsantenne, die um einen ersten Abstand von der ersten Sendeantenne entfernt angeordnet ist und einen magnetischen Dipol enthält, der in eine zweite Richtung orientiert ist, wobei die erste Richtung von der zweiten Richtung verschieden ist. Die magnetischen Dipole der ersten Sende- und Empfangsantennen definieren eine Ebene, die die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments enthält. Das zweite Sender-Empfängerantennenpaar umfaßt eine zweite Sendeantenne, deren magnetischer Dipol in die zweite Richtung in Bezug auf die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments orientiert ist, und eine zweite Empfangsantenne, die um den ersten Abstand von der zweiten Sendeantenne entfernt angeordnet ist und einen magnetischen Dipol enthält, der in die erste Richtung orientiert ist. Die magnetischen Dipole der zweiten Sende- und Empfangsantennen definieren eine Ebene, die die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments enthält. Die Vorrichtung enthält ferner einen Werkzeugflächensensor, der ständig die azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments angibt, und einen Controller, der die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaare so steuert, daß sie wahlweise elektromagnetische Energie in die Formation übertragen und die der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten Spannungssignale als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments messen.
In einer besonderen Ausführungsform sind die zweiten Sender-Empfängerantennenpaare in einem ersten Azimutwinkel (von z. B. 90 Grad) in Bezug auf die ersten Sender-Empfängerantennenpaare um die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments orientiert.
In verschiedenen Ausführungsformen umfassen die gemessenen Formationseigenschaften den spezifischen elektrischen Widerstand und Informationen über die Erdformationsgeometrie wie etwa Neigung, Azimut und Schichtdicke.
Die ersten und zweiten Richtungen sind variabel und können z. B. im Wesentlichen kollinear zur Längsachse des Bohrlochmeßinstruments sein oder im Wesentlichen 45 Grad zur Längsachse des Bohrlochmeßinstruments entsprechen.
In einer besonderen Ausführungsform sind die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaare an denselben physischen Stellen an dem Bohrloch meßinstrument angeordnet.
In einer besonderen Ausführungsform besitzen sowohl die Sender als auch die Empfänger Sende-Empfänger-Fähigkeiten.
Der Werkzeugflächensensor kann Magnetometer, die die azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments in Bezug auf den erdmagnetischen Norden angeben, oder Gravitationssensoren, die die azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments in Bezug auf den Erdgravitationsvektor angeben, verwenden.
Die erfindungsgemäße Vorrichtung umfaßt ferner eine CPU zur Verarbeitung der gemessenen Spannungssignale in dem Bohrloch, eine Telemetrievorrichtung zur Übertragung der Meßsignale und der durch die CPU verarbeiteten Signale aus dem Bohrloch an die Oberfläche und ein Oberflächensystem zur Weiterverarbeitung des Meßsignale zusammen mit anderen Meßwerten, um ausgewählte Parameter eines widerspruchsfreien Erdreichmodells zu erzeugen und anzuzeigen.
Weitere Ausführungsformen der Erfindung können aus der folgenden Beschreibung und den Ansprüchen abgeleitet werden.
Die Erfindung wird mit Bezug auf exemplarische Ausführungsformen, die in der beigefügten Zeichnung gezeigt sind, beschrieben.
1 zeigt schematische Darstellungen von Induktions- oder Ausbreitungswerkzeugen des Standes der Technik.
Die 2A und 2B sind Aufrisse, die Wirbelströme zeigen, die von einem Bohrlochmeßwerkzeug in einem eine Formation durchdringenden Bohrloch mit bzw. ohne eine relative Neigung erzeugt werden.
3 ist ein Aufriß eines herkömmlichen Rotarybohrstrangs, in dem die vorliegende Erfindung vorteilhaft verwendet werden kann.
4 ist eine schematische Darstellung eines grundlegenden Richtungsmessungs-Bohrlochmeßwerkzeugs mit symmetrischen Sende- und Empfangsantennenpaaren.
5A ist eine schematische Darstellung eines Richtungsmessungs-Bohrlochmeßwerkzeugs mit einer TRR-Konfiguration, die für Anisotropie unter irgendeinem Neigungswinkel unempfindlich ist, gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung.
5B zeigt Aufzeichnungen der richtungsbezogenen Ausbreitungsantwort für eine Dreischichtenformation mittels eines Bohrlochmeßwerkzeugs gemäß 5A.
6 zeigt einen graphischen Vergleich einer Bunker- oder Klassierungstechnik und einer komprimierten Einpassungstechnik gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung.
7 zeigt Aufzeichnungen, die die Konvergenz und den Fehler in einer Soll-Koeffizientengruppe, die aus einer Einpassungstechnik gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung resultiert, die durch einen Ganzzahlalgorithmus in einem digitalen Signalprozessor in Übereinstimmung mit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung implementiert ist, aufzeigt.
8 zeigt ein Queraufzeichnungsdiagramm, das eine umgewandelte Widerstandsmessung und eine richtungsbezogene Messung wiedergibt, die verwendet werden, um den spezifischen elektrischen Widerstand einer Formationsschicht und den Abstand zu den Schichtgrenzen bei bekanntem Schulter-Schicht-Widerstand zu erlangen.
9 zeigt die Ergebnisse einer Inversionstechnik, die angewandt wird, um den spezifischen elektrischen Widerstand und Punk-zu-Punkt-Randorte einer Formationsschicht zu erlangen.
10 zeigt eine Queraufzeichnung, die auf einer Inversionstechnik basiert, die angewandt wird, um die richtungsbezogenen Widerstandsmeßwerte zu interpretieren.
11 ist ein Arbeitsablaufplan für Geo-Steuerung in Übereinstimmung mit einem Aspekt der vorliegenden Erfindung.
12 ist ein Arbeitsablaufplan für eine Queraufzeichnung, die einen Nutzen für das Bestimmen von Schichtrandabständen und für das Anwenden solcher Abstände bei der Echtzeit-Geo-Steuerung nützlich ist, in Übereinstimmung mit weiteren Aspekten der vorliegenden Erfindung.
13 zeigt einen Blockschaltplan, der die Struktur einer GUI für das Anzeigen von inversionsbasierten Formationsschichtmodellen wiedergibt.
14 zeigt eine computererzeugte Visualisierung einer mit der GUI von 13 verbundenen Geo-Steuerungsinversion.
3 zeigt ein herkömmliches Bohrgestell und einen Bohrstrang, bei dem die vorliegende Erfindung vorteilhaft verwendet werden kann. Eine landgestützte Plattform- und Bohrturmvorrichtung 10 ist über einem Bohrloch 11, das eine unterirdische Formation F durchdringt, positioniert. In der gezeigten Ausführungsform wird das Bohrloch 11 in wohlbekannter Weise durch Rotarybohren ausgebildet. Fachleuten ist in Kenntnis dieser Offenbarung jedoch klar, daß die vorliegende Erfindung auch bei Richtungsbohranwendungen sowie beim Rotarybohren Anwendung findet und nicht auf landgestützte Bohrausrüstungen beschränkt ist.
In dem Bohrloch 11 ist ein Bohrstrang 12 mit einer Bohrkrone 15 an seinem unteren Ende aufgehängt. Der Bohrstrang 12 wird durch einen Drehtisch 16 gedreht, der durch nicht gezeigte Mittel, die in eine Mitnehmerstange 17 am oberen Ende des Bohrstrangs greifen, angetrieben wird. Der Bohrstrang 12 ist an einem Haken 18 aufgehängt, der über die Mitnehmerstange 17 und einen Drehzapfen 19, der eine Drehung des Bohrstrangs in Bezug auf den Haken ermöglicht, an einem (ebenfalls nicht gezeigten Verfahrblock) befestigt ist.
In einer auf dem Bohrgelände gebildeten Grube 27 ist Bohrfluid oder Bohr schlamm 26 gelagert. Eine Pumpe 29 gibt das Bohrfluid 26 über eine Öffnung in dem Zapfen 19 in das Innere des Bohrstrangs 12 ab, wodurch das Bohrfluid dazu gebracht wird, durch den Bohrstrang 12 nach unten zu fließen, wie durch den Richtungspfeil 9 angegeben ist. Das Bohrfluid tritt über Öffnungen in der Bohrkrone 15 aus dem Bohrstrang 12 aus und kehrt dann durch den Bereich zwischen der Außenseite des Bohrstrangs und der Wand des Bohrlochs, den so genannten Ringraum, nach oben zurück, wie durch die Richtungspfeile 32 angegeben ist. In dieser Weise schmiert das Bohrfluid die Bohrkrone 15 und führt Formationsschutt hoch zur Oberfläche, wenn es zum Wiederumlauf zu der Grube 27 zurückgeführt wird.
Der Bohrstrang 12 umfaßt ferner eine allgemein mit 34 bezeichnete untere Bohrlochvorrichtung (bottom hole assembly, BHA) in der Nähe der Bohrkrone 15 (oder mit anderen Worten im Bereich einiger Schwerstangenlängen von der Bohrkrone entfernt). Die untere Bohrlochvorrichtung enthält Einrichtungen zum Messen, Verarbeiten und Speichern von Informationen sowie zum Kommunizieren mit der Oberfläche. Die untere Bohrlochvorrichtung 34 umfaßt somit unter anderem eine Vorrichtung 36 für Messung und lokale Kommunikation, die den spezifischen elektrischen Widerstand der das Bohrloch 11 umgebenden Formation F bestimmt und übermittelt. Die Kommunikationsvorrichtung 36, die auch als Widerstandswerkzeug bekannt ist, umfaßt ein erstes Paar von Sende-/Empfangsantennen T, R sowie ein zweites Paar von Sende-/Empfangsantennen T', R'. Das zweite Antennenpaar T', R' ist in Bezug auf das erste Antennenpaar T, R symmetrisch, wie weiter unten näher beschrieben wird. Das Widerstandswerkzeug 36 umfaßt ferner einen Controller, der die Datenerfassung steuert, wie es an sich bekannt ist.
Die BHA 34 umfaßt ferner Instrumente, die in Schwerstangen 38, 39 untergebracht sind, um verschiedene Meßfunktionen wie etwa die Messung der natürlichen Strahlung, der Dichte (von Gammastrahlen oder Neutronen) und den Lufteinschlußdruck der Formation F auszuführen. Wenigstens einige der Schwerstangen sind mit Stabilisatoren 37, wie sie auf dem Fachgebiet wohlbekannt sind, ausgerüstet.
Eine Baugruppe 40 für die lokale Kommunikation und die Kommunikation mit der Oberfläche, die sich genau über der Schwerstange 39 befindet, ist ebenfalls in der BHA 34 enthalten. Die Baugruppe 40 umfaßt eine Ringantenne 42, die für die lokale Kommunikation mit dem Widerstandswerkzeug 36 verwendet wird, (obwohl vorteilhaft auch andere Mittel zur lokalen Kommunikation verwendet werden können) und einen herkömmlichen Typ eines akustischen Telemetriesystems, das über Signale, die durch das Bohrfluid oder den Bohrschlamm transportiert werden, mit einem (nicht gezeigten) ähnlichen System an der Erdoberfläche kommuniziert. Folglich umfaßt das Telemetriesystem in der Baugruppe 40 einen Schallsender, der ein akustisches Signal in dem Bohrfluid (anderweitig bekannt als "Schlammimpuls"), das für die im Bohrloch gemessenen Parameter kennzeichnend ist, erzeugt.
Das erzeugte Schallsignal wird an der Oberfläche von Meßwandlern, die durch das Bezugszeichen 31 wiedergegeben sind, empfangen. Die Meßwandler, beispielsweise piezoelektrische Meßwandler, setzen die empfangenen Schallsignale in elektronische Signale um. Der Ausgang der Meßwandler 31 ist mit einem oberen Bohrloch-Empfangsuntersystem 90 gekoppelt, das die übertragenen Signale demoduliert. Der Ausgang des Empfangsuntersystems 90 ist seinerseits mit einem Rechenprozessor 85 und einem Recorder 45 gekoppelt. Der Prozessor kann verwendet werden, um (unter anderem) das Formationswiderstandsprofil auf "Echtzeitbasis" während der Vermessung oder nachträglich durch Zugriff auf die vom Recorder 45 aufgezeichneten Daten zu bestimmen. Der Rechenprozessor ist mit einem Monitor 92 gekoppelt, der eine graphische Benutzeroberfläche ("GUI") verwendet, über die die im Bohrloch gemessenen Parameter und bestimmte, daraus abgeleitete Ergebnisse (z. B. Widerstandsprofile) einem Benutzer graphisch dargeboten werden.
Außerdem ist ein oberes Bohrloch-Übertragungssystem 95 vorgesehen, das von dem Benutzer (z. B. über die GUI auf dem Monitor 92) eingegebene Befehle empfängt und dazu dient, den Betrieb der Pumpe 29 in einer Weise, die durch Meßwandler 99 in der Baugruppe 40 erfaßbar ist, wahlweise zu unterbrechen. In dieser Weise besteht zwischen der Baugruppe 40 und der oberen Bohrlocheinrichtung eine Zweiwegekommunikation. Eine geeignete Baugruppe 40 ist in US 5 235 285 und 5 517 464 näher beschrieben. Fachleute wissen, daß alternative Schalltechniken sowie andere (z. B. elektromechanische, elektromagnetische) Telemetriemittel zur Kommunikation mit der Oberfläche verwendet werden können.
Azimutale Abhängigkeit der richtungsbezogenen Messung und das neuartige Äquivalent nach Art der Ausbreitung
Es werden zwei Typen von Spulenantennen verwendet, um Meßwerte mit Richtungsempfindlichkeit zu bilden. Ein Typ gewinnt seine Richtungsempfindlichkeit dadurch, daß seine Antenne entweder z. B. aus der Mitte der Längsachse eines Bohrlochmeßwerkzeugs versetzt ist oder teilweise abgedeckt ist. Richtungsbezogene Messungen können auch mit einer Antenne ausgeführt werden, die so konfiguriert ist, daß ihr magnetisches Moment nicht auf die Längsachse des die Antenne tragenden Werkzeugs ausgerichtet ist. Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf den zweiten Typ einer richtungsempfindlichen Antenne.
4 zeigt schematisch ein grundlegendes Widerstandswerkzeug 36 zur richtungsbezogenen Messung elektromagnetischer (EM-) Wellen. Das Werkzeug 36 umfaßt eine Sendeantenne T, die eine EM-Welle irgendeiner Frequenz f abschießt, und eine Empfangsantenne R, die sich um einen Abstand L entfernt befindet. Außerdem ist das symmetrische Paar (T', R') in Übereinstimmung mit den Lehren aus US 2003/0085707A1 (Minerbo u. a.) gezeigt. Zur Deutlichkeit und Vereinfachung wird die folgende Abhandlung auf die Sendeantenne T und die Empfangsantenne R beschränkt, obwohl sie allgemein auch auf das symmetrische Antennenpaar T' und R' anwendbar ist. Es sei angemerkt, daß, obwohl die nebeneinander liegenden Momente der zwei symmetrischen Paare in 4 in derselben Ebene liegen, dies bei der vorliegenden Erfindung nicht erforderlich ist. Wie aus der folgenden Abhandlung deutlich wird, können Signale von zwei Paaren, deren Momente in verschiedenen Ebenen liegen, dennoch zusammenaddiert werden, um äquivalente Ergebnisse zu erzielen, falls die extrahierten Koeffizienten oder die richtungsbezogene Phasenverschiebung oder Dämpfung während der Symmetrierungsoperation verwendet werden.
Im Betrieb erfaßt die Empfangsantenne R eine Spannung V_RT, die durch die EM-Welle von der Sendeantenne T und deren in der durch das Bohrloch mit dem Bohrlochmeßwerkzeug 36 durchdrungenen Formation erzeugten sekundären Strömen induziert wird. Beide Antennen T und R sind an dem Werkzeug 36 befestigt und drehen sich somit mit dem Werkzeug. Es sei angenommen, daß die Antennenorientierungen den Winkel q_T, bei der Sendeantenne T, und den Winkel q_R, bei der Empfangsantenne R, bilden. Die azimutale Änderung der Kopplungsspannung bei sich drehendem Werkzeug kann wie folgt durch die kartesischen Kopplungskoeffizienten der magnetischen Dipole ausgedrückt werden:
wobei eine Gruppe komplexer Koeffizienten C₀, C_1c, C_1s, C_2c, C_2s definiert worden ist, um die Amplituden der verschiedenen Komponenten der gemessenen Formationsantwort zu repräsentieren. Die komplexen Koeffizienten sind somit wie folgt definiert:
Gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung sind diese Koeffizienten Funktionen des Formationswiderstands, der Bohrlochabweichung und des Azimutwinkels am Werkzeugort.
Durch eine Symmetrierungsoperation, d. h. (θ_T ⇔ θ_R) vereinfacht sich die Gl. (1.1) zu: V ~(ϕ) ≡ VRT(ϕ,θT,θR) – VRT(ϕ,θR,θT) = 2[Vxz – Vzx]sin(θT – θR)cosϕ + 2[Vyz – Vzy]sin(θT – θR)sinϕ ≡ C ~1c(θT,θR)cosϕ + C ~1s(θT,θR)sinϕ (1.3)
Alle Harmonischen zweiter Ordnung (C_2c, C_2s) verschwinden nach der Subtraktion, da sie wegen der Austauschbarkeit der Sender- und Empfängerdrehwinkel symmetrisch sind. Folglich vereinfacht die Anti-Symmetrierung die azimutale Änderung zu dem anti-symmetrierten Signal.
In diesem Stadium ist der Referenzpunkt des Azimutwinkels beliebig. Zur Planung der Geometrie: Wenn der Referenzpunkt des Winkels f als zur Schichtungsebene senkrechte Richtung gewählt wird, dann ist auf Grund der Symmetrie V_yz = V_zy = 0 und weist V ~(ϕ) eine reine cosϕ-Abhängigkeit auf. Bei der wirklichen Anwendung ist die Orientierung der Schichtung unbekannt. Jedoch kann bei irgendeiner gegebenen Referenz die Schichtungsorientierung wie folgt berechnet werden:
Mit der Drehung ϕ_Schicht wird x ^ senkrecht zur Schichtung, weshalb V ~(ϕ), abgesehen von einer Multiplikationskonstante 2sin(θ_T – θ_R), genau [Vxz – Vzx] ist.
Sobald die Spannung jeder der Empfängerspulen, die durch die jeweilige Senderspule bedingt ist, bestimmt ist, kann der Gesamtmeßwert bestimmt wer den: durch Addieren der Spannungen im Fall eines Induktionswerkzeugs; oder durch Nehmen des komplexen Verhältnisses der Spannungen im Fall eines Ausbreitungswerkzeugs. Zum Beispiel kann bei der Ausbreitungs-Bohrlochmeßvorrichtung von 4 der Absolutwert der Spannung an jedem Empfänger als Quadratwurzel der Summe der Quadrate der Real- und Imaginärteile erhalten werden (Gl. 1.1 ), wobei das Verhältnis der Absolutwerte die Dämpfung liefert, aus der der über die Dämpfung bestimmte Widerstand Rad erhalten werden kann (der spezifische elektrische Widerstand von Formationen in einer relativ großen Untersuchungstiefe um die Empfänger). Die Phase für jeden Empfänger wird aus dem Arcustangens des Verhältnisses der Imaginär- und Realteile der komplexen Spannung erhalten, wobei die Phasenverschiebung die Phasendifferenz an den beiden Empfängern ist. Der über die Phasenverschiebung bestimmte Widerstand R_ps kann dann erhalten werden (der spezifische elektrische Widerstand von Formationen in einer relativ geringen Untersuchungstiefe um die Empfänger).
Bei Messungen nach Art der Ausbreitung wird die Differenz (oder das Verhältnis) des Logarithmus der Spannungen zwischen zwei Meßwerten genommen. Den Lehren von Minerbo u. a. folgend wird die Amplitude der azimutalen Antwort, d. h. die Differenz der Phasenverschiebung und der Dämpfung der Messung bei dem Winkel f und jener bei (f + 180), berechnet beim Maximum der Spannungsantwort, genommen. Dies führt von den Gln. (1.1-2) näherungsweise zu:
Das Maximum von |V| wird bei = 0 erreicht, wenn x als zur Schichtung senkrechte Richtung gewählt wird. Bei dem Winkel ϕ = 0 berechnet ergibt Gl(1.5):
Dies ist jedoch noch nicht der reine xz-zx-Typ von Antworten, die gewünscht werden, d. h., die gegenüber Schichtungsanisotropie und Neigungswinkel unempfindlich sind.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf richtungsbezogene Messungen, die in einem weiten Bereich von Neigungswinkeln und über einen weiten Frequenzbereich gegenüber Anisotropie der Formation unempfindlich sind. Wie oben erwähnt worden ist, basieren bestimmte Ausführungsformen der Erfindung auf anti-symmetrierten Antennenkonfigurationen oder -systemen. Nun ergibt sich nach einer Symmetrierungsprozedur (θ_T ⇔ θ_R), wie von Minerbo u. a. beschrieben worden ist:
Dies gleicht wiederum der Antwort des Induktionstyps, obwohl der Nenner noch Komponenten besitzt, die nicht einfach [xz – zx] sind. Dies zeigt, daß die Symmetrierungsprozedur für die Messung nach Art der Ausbreitung Antworten erzeugen kann, die zu jenen des symmetrierten Induktionstyps ähnlich, jedoch kein reiner Typ sind. Es bestätigt sich auch, daß eine Ausbreitungsmessung bei der azimutalen Antwort unter zwei beliebigen Orientierungen erfolgen kann.
Die endgültige Antwort dieser Analyse enthält Komponenten von verschiedenen Kopplungstypen, die im Lichte der herkömmlichen Bohrlochmeßtechniken zunächst unerwünscht scheinen. Jedoch ermöglicht diese Antwort ein verbessertes Verfahren zur Ausführung der Ausbreitungsmessung, das einfach und dem Induktionstyp viel näher ist. Die erfindungsgemäße richtungsbezogene Messung gelingt durch Beachtung, daß verschiedene Kopplungstypen sich natürlich durch verschiedene azimutale Abhängigkeiten unterscheiden. Es sei angemerkt, daß zur Ausführung einer saubereren richtungsbezogenen Messung C₀, C_1c, C_1s verwendet werden können.
Eine bestimmte Schichtungsorientierung ϕ_Schicht kann nach Gl (1.4) so angenommen werden, daß alle Winkel ϕ sowie x ^, y ^ mit dieser Richtung in Bezug stehen. In diesem Fall vereinfacht sich Gl. (1.1) zu:
was sich von Gl. (1.7) nur geringfügig unterscheidet.
Folglich sollte die Analyse der verschiedenen Komponenten bei Zweispu lenmessungen sowohl nach Art der Induktion als auch nach Art der Ausbreitung auf dem Spannung-V_RT(ϕ)-Niveau erfolgen. Dies erzeugt das genaue sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ- und cos2ϕ-Verhalten, daß durch einen neuartigen Verarbeitungsalgorithmus, der im nächsten Abschnitt beschrieben wird, extrahiert werden kann.
Es sei wiederum angemerkt, daß in speziellen Fällen, wenn entweder θ_T = 0 oder θ_R = 0, sowohl der sin2ϕ-Ausdruck als auch der cos2ϕ-Ausdruck verschwinden. Die Spannungsabhängigkeit basiert lediglich auf den sinϕ- und cosϕ- Ausdrücken.
Ein wichtiger Aspekt der Messungen der Phasenverschiebung und der Dämpfung nach Art der Ausbreitung ist, daß sie natürlich für Messungen "während des Bohrens" geeignet ist, bei denen eine genaue Charakterisierung der Wärmedrift der Elektronik unter Bedingungen im Bohrloch schwer zu erlangen ist. Die hier definierten richtungsbezogenen Phasenverschiebung- und Dämpfungsmessungen besitzen den Vorzug eines herkömmlichen bohrlochkompensierten Ausbreitungs-Widerstandswerkzeugs: die Sende- und Empfangsantennencharakteristik und die Drift der Empfängerelektronik fallen beide aus der Messung heraus.
Es sei außerdem angemerkt, daß der Symmetrierungsprozeß bei dieser Erfindung mit den extrahierten Koeffizienten erfolgt, die unabhängig von dem wirklichen relativen Azimut der zwei TR-Paare verarbeitet werden kann. Wenn die TR-Paar-Orientierung physisch in einen zusätzlichen Winkel f₀ um die Werkzeugachse gedreht wird, läßt sich die Antwort durch genau denselben Ausdruck beschreiben, mit Ausnahme, daß f durch f → f + f₀ ersetzt ist. Dies hat große Auswirkungen auf die wirklichen Spulenkonfigurationen. Durch Verwendung von Messungen mit zwei TR-Paaren, jedoch mit unterschiedlichen azimutalen Orientierungen, kann der Symmetrierungsprozeß während der Drehung genauso erfolgen, als lägen die zwei Paare in derselben Ebene. Wenn das Werkzeug jedoch gleitet, kann das Meßsignal von den zwei Orientierungen zur Konstruktion der erforderlichen richtungsbezogenen Meßwerte verwendet werden, indem einfach ange nommen wird, daß sich der Azimut des Werkzeugs und der Schichtung gegenüber dem letzten Zeitpunkt, zu dem sich das Werkzeug noch drehte, nicht verändert. Folglich kann Gl. 1.3 verwendet werden, um die Amplitude C1c und C1s zu erlangen, die zur Konstruktion der Ausbreitungsmessung erforderlich sind.
Diese Analysen können ohne weiteres auf den herkömmlichen TRR-Typ von Messungen erweitert werden, wie von Minerbo u. a. beschrieben worden ist. Ein Fachmann kann leicht aufzeigen, daß diese Prozedur im Wesentlichen dieselbe Antwort, wie sie oben angegeben worden ist, jedoch mit dem doppelten Signal, wenn der Abstand zwischen dem Empfängerpaar im Vergleich zum TR-Abstand viel kleiner ist, erzeugt. Die richtungsbezogenen Signale von den beiden Empfängern addieren sich einfach.
5A zeigt eine TRR-Konfiguration, die bei jedem Neigungswinkel unempfindlich gegenüber Anisotropie ist, wobei 5B die Antworten gemäß dieser Konfiguration zeigt. Die Sendeantenne T1 wird gespeist, und die Phasenverschiebung und die Dämpfung der Empfangsantennen R11, R12 werden gemessen. Dann wird die Sendeantenne T2 gespeist und werden die Phasenverschiebung und die Dämpfung der Empfangsantennen R21, R22 gemessen. Die Werkzeugablesung entspricht den Differenzen zwischen diesen beiden Meßwertgruppen. Da die einzelnen Meßwerte bei jedem Neigungswinkel und bei jeglicher Anisotropie in einem homogenen Medium völlig gleich sind, sind die Werkzeugablesungen in einem homogenen Medium bei jeder Neigung null.
Die Messungsantworten in einer anisotropischen Dreischichtenformation sind in 5B gezeigt. Die Werkzeugablesung ist fern von dem Rand bei jeder Neigung null, wobei in der Nähe des Rands geringe Empfindlichkeit vorhanden ist. Der Unterschied der Antworten kommt daher, daß Ausbreitungsantworten nicht symmetrisch sind, wenn der Senderort und der Empfängerort vertauscht werden. Das Ausführen einer Aufwärts-/Abwärtsmessung umfaßt selbst in der Nähe des Rands lediglich die Richtungsinformationen. Es sollte beachtet werden, daß sich Dämpfungsantworten bei unterschiedlicher Neigung praktisch überlappen, wenn sich der (oben beschriebenen) idealen XZ-ZX-Messung ähnlich alle Antennen in demselben Medium befinden. Die Phasenverschiebungsmeßwerte überlappen sich ebenfalls, obwohl Antworten in der leitenden Schicht doppelte Werte besitzen (1 S/m).
Algorithmen für digitalen Signalprozessor (DSP) zum Extrahieren des Signals aus der azimutalen Abhängigkeit.
Aus der obigen Analyse geht hervor, daß die beste Möglichkeit, die richtungsbezogenen Meßwerte zu extrahieren, ist, die Spannungssignale zu analysieren, die relevanten Meßwerte zu extrahieren und diese dann durch Symmetrierung für den endgültigen Gebrauch bei der Geo-Steuerung zu synthetisieren. Das herkömmliche Verfahren zum Umgang mit azimutalen Daten ist, diese in kleine Bunker oder Klassen gleicher azimutaler Spannweite einzubunkern oder einzuteilen (siehe linker Abschnitt in 6), wie dies bei Widerstands- oder Dichte-Bohrlochbildern geschieht. Dann können die Aufwärts- und Abwärtsklassen durch Lokalisieren des Maximums und des Minimums identifiziert werden. Jedoch bestehen bei dieser Technik viele Nachteile:

1. verkleinert das Bunkern den Auflösungswinkel der Messung;
2. führt das Bunkern zu vergeudeten Daten, da Daten außerhalb der Aufwärts- und Abwärtsklassen nicht zur Berechnung des Abstands zum Rand verwendet werden;
3. ist das Bunkern bei Vorkommen, die haften und rutschen (stick and slip), nicht gleichmäßig, weshalb die Aufwärts- und Abwärtsbunker leer sein können oder wenig Abtastwerte enthalten können, was in den Aufwärts-/Abwärtsmeßwerten einen Fehler einführt und im schlimmsten Fall möglicherweise die falsche Identifikation von Spitzenwerten erzeugt;
4. verbraucht das Bunkern mehr Speicherplatz. Ein Aspekt der vorliegenden Erfindung betrifft hauptsächlich das Bestimmen der Koeffizienten der sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ- und cos2ϕ-Ausdrücke, die einen neuen Algorithmus definieren, der anstelle des herkömmlichen Bunkerns verwen det wird. Diese erfindungsgemäße Technik wird als "komprimierte" Zusammenbau der azimutalen Antwort entsprechend Teilen der relevanten sin- und cos-Ausdrücke der richtungsbezogenen Meßwerte, die iterativ genommen werden (vgl. die gezeichneten Punkte der 9), bezeichnet. Ein solcher Einpassungsalgorithmus erfolgt in einem DSP mittels eines Ganzzahlalgorithmus, so daß er schnell genug ist, um für alle Kanäle innerhalb der 4-ms-Abtastzeit ausgeführt zu werden. Die genaue Verwendung der Azimutwinkelinformationen und die zufällige Bestimmung der Erfassungssequenzen machen den Algorithmus robust gegen eine unregelmäßige Werkzeugdrehung sowie gegen Haften und Rutschen unter rauen Bohrbedingungen. In dieser Weise werden alle Daten anstatt nur die Daten in den zwei Bunkern verwendet, um das Aufwärts-/Abwärtssignal zu erhalten, wodurch sich das Signal-Rauschverhältnis bei der Messung verbessert. Die Verwendung von genauen Azimutwinkeln macht auch die bestimmte Schichtungsorientierung genauer.

Der genaue Algorithmus lässt sich wie folgt beschreiben: Gleitpunktimplementierung: Beginnen mit einem Anfangswert der Matrix P₀ und des Vektors U₀ und danach Weitergehen zu dem weiter unten beschriebenen Algorithmus (der in dem rechten Abschnitt von 6 auch graphisch dargestellt ist) mit Messwert y(Φ_i) und Basis r = (1cosΦ_isinΦ_icos2Φ_isin2Φ_i)^T, wobei P eine Matrix der Dimension M × M ist und U und r Vektoren der Dimension M sind. M ist die Dimension der Basisfunktion. Nach der Iteration N konvergiert U zu einem Wert, der die Koeffizienten des Ausdrucks repräsentiert. Dieser Algorithmus ist stabil, wobei Konvergenz üblicherweise innerhalb 10-15 Iterationen erzielt wird.
Der genaue Algorithmus ist nachstehend gezeigt:
Initialisiere P₀ und U₀;
für m = 1 bis N_Abtastwerte
Um ← Um–1 – Pm·rTm–1 ·(ym–1 – UTm–1 ·rTm–1 )T;nächstes m;
Rücksprung(U);
wobei:

Ganzzahlalgorithmen im DSP
In vielen Fällen ist die Gleitpunktimplementierung zu teuer, um sie mit gegenwärtig für das Bohrloch verfügbaren CPUs auszuführen, da es Hunderte von aufzubauenden Kanälen gibt und die Datenerfassung für jeden Azimutwinkel ziemlich kurz (ms) sein muß, damit der Winkel bei höherer Umdrehungsgeschwindigkeit genau ist. In dieser Situation kann eine geringfügig modifizierte Ganzzahlimplementierung angewandt werden, um die Genauigkeit zu erhöhen (z. B. durch Verwendung von 32 Bits für die Multiplikation), ein erneutes Skalieren zur Vermeidung von Überlauf auszuführen und die Konvergenz zu beschleunigen. Die Werte der Basisfunktion können auch im Voraus erzeugt und im Speicher gespeichert werden, um später zur Erlangung des Werts für den wahren Winkel ϕ_i interpoliert zu werden. Zusammenfassend sind die Ganzzahlalgorithmen:

• auf 16-bit-Ganzzahl-Datendarstellungen mit 32-bit-Ganzzahl-Zwischenvariablen basiert;
• effizienter, jedoch weniger genau;
• anpaßbar an Strategien zur Erhöhung der Genauigkeit und Geschwindigkeit der Konvergenz: Skalierung, Initialisierung und erneute Initialisierung;
• anpaßbar an Strategien zur Anpassung an eine DSP-Umgebung: Division, Rundung.

Ein Konvergenzverlauf der Ganzzahlversion des Algorithmus ist in 7 gezeigt. Es sei angemerkt, daß die Zusammenbau ziemlich genau ist, wobei Fehler im Allgemeinen kleiner als 1 % sind. Ein sehr wichtiger Punkt bei der Einpassung ist, daß fast alle Daten verwendet werden, um die Koeffizienten abzuleiten (Richtungsmeßsignale), wodurch sich das Signal-Rauschverhältnis wesentlich verbessert. Wenn beispielsweise 32 Bunker verwendet werden, werden nur 1/16 der Daten verwendet, falls die Aufwärts-/Abwärtsbunkerung implementiert ist. Bei der Anwendung der komprimierten Einpassung wird im Gegensatz dazu fast allen Daten (bis auf den anfänglichen Konvergenzteil) Rechnung getragen.
Da bei der (oben beschriebenen) Einpassungstechnik nur die relevanten Signale extrahiert werden, müssen nur die nützlichen Koeffizienten gespeichert werden. Folglich ist es in diesem Fall nur notwendig, 5 Koeffizienten im Vergleich zu 32, wenn unter Verwendung des 32-Bunker-Beispiels alle Daten zu bunkern sind, zu speichern. Fachleute erkennen die Vorteile der erfindungsgemäßen Technik, die die Genauigkeit des extrahierten Signals und eine bestimmte Erhöhung der Genauigkeit des Azimutwinkels umfaßt.
In einem weiteren Aspekt liefert die vorliegende Erfindung die Charakterisierung des Rauschens bei den richtungsbezogenen Messungen. So kann in Ausführungsformen, in denen nur eine Antenne des ersten Antennenpaars (TR) einen schräg gestellten magnetischen Dipol aufweist, das Rauschen der gemessenen Spannungssignale durch die zweiten harmonischen Koeffizienten gekennzeichnet werden. In Ausführungsformen, in denen jede der ersten Antennen entweder einen schräg gestellten oder einen quer gestellten magnetischen Dipol aufweist und die Einpassungskoeffizienten die dritten harmonischen Koeffizienten umfassen, kann das Rauschen der gemessenen Spannungssignale durch die dritten harmonischen Koeffizienten gekennzeichnet werden. In nochmals anderen Fällen kann das Rauschen der gemessenen Spannungssignale durch Kombinieren der Signale gekennzeichnet werden.
Die vorliegende Erfindung ist auch auf Bedingungen anwendbar, unter denen das Bohrlochmeßinstrument nicht gedreht wird, wie z. B. während einer Unterbrechung der Bohrstrangdrehung beim richtungsbezogenen Bohren mit einer Schlammotoreinheit. Unter solchen Bedingungen ist das zweite Antennenpaar (T'R') vorzugsweise symmetrisch zu dem ersten Antennenpaar. Der Azimut einer interessierenden Formationsschicht wird durch Kombinieren dieser Antennenkopplungen (wie oben beschrieben worden ist) und Bestimmen der Konstante und der ersten harmonischen Koeffizienten aus den gemessenen Spannungssignalen, die bei sich nicht drehendem Instrument erfaßt werden, bestimmt. Die bestimmten Koeffizienten können dann verwendet werden, um den iterativen Zusammenbau auszuführen, wenn sich das Bohrlochmeßinstrument wieder dreht.
Randabstand für den Gebrauch bei der Geo-Steuerung
Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung können die bestimmten Koeffizienten verwendet werden, um die Orientierung der Formationsschichtung zu erlangen. Für jeden Kanal von richtungsbezogenen Meßwerten kann die Orientierung der Schichtung durch Gl. 1.4 bestimmt werden. Es sei ferner angemerkt, daß der Mittelwert von vielen Kanälen, gewichtet durch eine Funktion der relativen Signalstärke jedes Kanals, der eine Messung enthält, ebenfalls zum Erhöhen der Genauigkeit verwendet werden kann, da diese Orientierung für alle Kanäle gleich sein sollte. Die Amplitude und die Phase des Spannungssignals V_RT(ϕ_Schicht) bei der zur Schicht senkrechten angenommenen Richtung können dann berechnet werden.
Die richtungsbezogene Phasenverschiebung und Dämpfung kann mit Gl. 1.10 berechnet werden. Die Symmetrierung wird dann ausgeführt, um das endgültige Signal zu erzeugen, das benötigt wird, um den Abstand zum Rand zu finden. Selbstverständlich kann die Reihenfolge dieser Schritte jedoch variiert werden, wobei sich ähnliche oder gleiche Antworten ergeben.
Um den Randabstand in Echtzeit zu erhalten, können zwei Techniken angewandt werden. Für einfache Modelle (lediglich ein Rand) ermöglicht eine Queraufzeichnung von zwei richtungsbezogenen Messungen sowohl das Erlangen des Abstands zum Rand als auch des Formationswiderstands einer der Schichten. Ein repräsentatives Queraufzeichnungsdiagramm ist in 8 gezeigt, wobei die Antwort einer 84-Zoll-100-kHz-Dämpfung über einem 28-Zoll-2MHz-Phasenverschiebungswiderstand verwendet wird (wobei der Schulterwiderstand R_h = 0,8 Ωm, R_v = 3,6 Ωm beträgt). Hierbei erübrigt die Symmetrierung wirksam die Berücksichtigung anderer Parameter wie etwa der Anisotropie und der Neigung. Die Diagramme für symmetrierte Messung sind einfach. Die Verwendung verschiedener Kombinationen von Paarmessungen, um ein widerspruchsfreies Bild zu erhalten, erhöht das Vertrauen in die Interpretation.
9 zeigt die Verwendung einer auf Queraufzeichnung basierenden Inversion zur Interpretation der richtungsbezogenen Messungen. Zwei richtungsbezogene 84-Zoll-400-kHz-Messungen werden verwendet, um die Meßwerte anhand eines Ein-Rand-Modells mit festem Schichtwiderstand bei 100 Ωm und veränderlichem Schulterschichtwiderstand (unterhalb des Werkzeugs) und veränderlichem Abstand zu interpretieren. Die Antwort ist gegenüber dem Schichtwiderstand unempfindlich, wobei das Signal hauptsächlich durch den Schulterschichtwiderstand und den Schulterschichtabstand bestimmt ist. Die auf das eingefangene Bildschirmbild geplotteten Punkte geben Schulterschicht-Widerstandsmessungen und Abstandsablesungen an. Der Widerstandswert und der Abstandswert werden aus der Queraufzeichnung gelesen und auf dem Bildschirm ausgegeben.
Für den Einschichtenrand-Fall, bei dem die Widerstände der Schichten beiderseits des Rands bekannt sind, können drei Eingaben verwendet werden, wovon wenigstens eine eine Messung des spezifischen elektrischen Widerstands in der Umgebung des Werkzeugs (z. B. des Werkzeugs 36 in 3) ist.
Für komplexere Modelle, die mehr Ränder betreffen, wird ein auf der offenbarten Technik von US 6 594 584 basierendes Inversionsprogramm verwendet. Eine Bahn des Bohrlochs wird auf ein anfängliches Modell der Formation projiziert. In einem Segment der Bohrlochbahn ist ein Bohrlochmeßwerkzeug angeordnet, dessen Antworten entlang des Segments gemessen werden. Die gemäß dem Modell erwarteten Antworten des Werkzeugs werden ebenfalls bestimmt. Differenzen, die sich aus einem Vergleich zwischen den erwarteten und den gemessenen Antworten entlang des Segments ergeben, werden dann verwendet, um das Modell abzustimmen, wobei der Zyklus des Vergleichens und Abstimmens wiederholt werden, bis die Differenzen unter eine gewählte Schwelle fallen. Die Robustheit des Inversionsmodells wird mit mehreren Startpunkten und physikalischen Kriterien zur Unterscheidung zwischen Lösungen verbessert.
Danach wird ein Inversionsalgorithmus angewandt. Dieser Algorithmus nimmt jegliche Meßwerte als Eingabe an und findet dann das widerspruchsfreieste Modell zu diesen Daten. Es werden mehrere Modell durchgespielt, wobei das beste Modell automatisch gewählt wird. Eine typische Widerstandsprofilrekonstruktion ist in 10A gezeigt, während die entsprechende Rand-(Struktur)-Konstruktion in 10B gezeigt ist. Diese Ergebnisse zeigen, daß die Lösungen bei einer Annäherung an leitende Schichten genauer sind als bei einer Annäherung an mit Widerstand behaftete Schichten. Dies wird erwartet, da die richtungsbezogenen Antworten primär durch die leitende Schicht definiert sind und eine weitaus höhere Empfindlichkeit gegenüber einer Widerstandsänderung in leitenden Schichten darüber und darunter aufweisen als gegenüber einer Widerstandsänderung von mit Widerstand behafteten Schulterschichten.
Ein weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung ist die Verwendung der bestimmten Randabstände, um Geo-Steuenangsentscheidungen zu treffen. Der gesamte Arbeitsablaufplan der Geo-Steuerung läßt sich mit Bezug auf 11 beschreiben. Zuerst werden bei Kasten 110 unter Anwendung der oben beschriebenen komprimierten Einpassungstechnik Echtzeit-Richtungsmeßwerte aus gewählt. Die richtungsbezogenen Meßwerte werden dann bei Kasten 120 durch Zeigen der Rohprotokollantworten oder, wie in den 8 und 10 (die hier an anderer Stelle beschrieben sind), durch Queraufzeichnungsdiagramme visualisiert.
Der Entscheidungspunkt 130 lenkt dann den Arbeitsablaufplan in Abhängigkeit davon, ob ein geeignetes Modell identifiziert worden ist. Falls das Formationslayout oder einige andere Parameter bekannt sind, ermöglicht diese Lösung dem Benutzer, die bekannten Parameter einzubringen. Beispielsweise kann der spezifische elektrische Widerstand oder die Schichtung der oberen Schulterschicht als stabil bekannt sein, und es kann mit hoher Gewißheit bekannt sein, daß darunter kein Rand ist. Solche Informationen ermöglichen z. B. die Wahl des Modells mit einem einzigen Rand und einem festen Schulterschichtwiderstand. Mathematisch bedeutet dies, daß nur drei Parameter, der horizontale und der vertikale Widerstand der Schicht (R_h und R_v) und der Abstand zum oberen Rand, invertiert werden müssen. Dies ist ein Beispiel für die Vollmodellinversion (Kasten 140), die eine widerspruchsfreie Interpretation sicherstellt und Verwirrung in Grenzfällen, in denen es vorzuziehen ist, ein nicht physikalisches Modell mit besserer mathematischer Tauglichkeit zu wählen, vermeidet.
Alternativ werden schnelle näherungsweise Inversionen mit mehreren Modellen durchgespielt (Kasten 150) zusammen mit einem automatischen Modellauswahlalgorithmus (Kasten 160). Der Algorithmus spielt verschiedene Modelle von einfach (kein Rand, isotropische Formation) bis höchst komplex (zwei Abstände und anisotropische Formation) durch, die umfassen:

• homogen-isotropisch (ein einzelner Parameter: spezifischer elektrischer Widerstand);
• homogen-anisotropisch (zwei Parameter: Rh und Rv);
• isotropische Ein-Rand-Formation, Rand oben oder unten (drei Parameter: R_Schicht, R_Schulter und Abstand zum Rand);
• anisotropische Ein-Rand-Formation, Rand oben oder unten (vier Parameter: R_{Schicht_h}, R_{Schicht_v}, R_Schulter und Abstand zum Rand);
• isotropische Zwei-Rand-Formation, drei Parameter (fünf Parameter: R_Schicht, R_{Schulter_aufwärts} R_{Schulter_abwärts} und Abstand zum Rand Oberhalb und unterhalb des Werkzeugs); und
• anisotropische Zwei-Rand-Formation, drei Parameter (sechs Parameter: R_{Schicht_h}, R_{Schicht_v}, R_{Schulter_aufwärts} R_{Schulter_abwärts} und Abstand zum Rand oberhalb und unterhalb des Werkzeugs).

Eine Lösung wird bei jedem Modell erhalten.
Der Modellauswahlalgorithmus verwendet für richtungsbezogene Meßwerte physikalische Randbedingungen und stellt Bedingungen auf, die das "einfachste Modell, das zu den Daten paßt" (Bayesche Rasierklinge) wählt. Zur Herabsetzung der Modellkomplexität kann das herkömmliche Akaike-Informationskriterium (AIC) oder das Bayesche Informationskriterium verwendet werden.
Am Entscheidungspunkt 180 wird dann eine Modellvalidierung durchgeführt, um zu bestimmen, ob das gewählte Modell zu Vorkenntnissen über die geologische Formation oder anderen Messungen wie etwa Messungen mit Gammastrahlen oder anderen in Echtzeit verfügbaren Messungen, die durch den Kasten 170 repräsentiert sind, widerspruchsfrei ist. Wenn das Modell mit den anderen Daten konsistent ist, wird es als Eingabe (Kasten 190) in die Bohrentscheidung (Kasten 200) angenommen, wobei bei Kasten 210 ein passender Bericht erstellt wird. Die Implementierung der Bohrentscheidung führt zu weiteren Echtzeit-Richtungsmessungen (Kasten 100), die wiederum bei den Einpassungs- und Visualisierungsschritten der Kästen 110 und 120 eingegeben werden. Wenn das gewählte Inversionsmodell widersprüchlich zu den anderen Messungen aus dem Kasten 170 ist, ist eine Aktualisierung des Modells nötig. In diesem Fall wird im interaktiven Modus ein Unter-Ablauf 220 angewandt, der zu dem komplexen Inversionsprogramm des '584-Patents widerspruchsfrei ist.
Häufig kann die automatische Inversion eine Interpretation erzeugen, die nicht widerspruchsfrei ist. Sie kann durch das von der Elektronik verursachte Meßrauschen sowie durch das "Modellrauschen", d. h. die Tatsache, daß das wirkliche Modell von allen bei der Inversion durchgespielten Modellen verschieden ist, verursacht sein. Beispielsweise sind Bohrloch, Einbruch, dünne Schichten, Querschichtungen und endliche Werkzeuggröße in den Modellen nicht enthalten, wobei sie eine Fehlanpassung bei den Einpassungsbauprozessen hervorrufen können.
Die Flexibilität und die Fähigkeit eines Benutzers, das gemeinsame Modell für ein Datensegment interaktiv zu wählen, ist der Schlüssel für eine erfolgreiche Interpretation der Meßwerte. Die Software, die den Interaktivmodus-Unter-Ablauf (Kasten 220) definiert, besitzt Merkmale, die ermöglichen: die Modellverfeinerung (Kasten 221), die auf Trends, Vorkenntnissen oder einer äußeren Informationsquelle basiert; die Beschränkung oder Fixierung auf einige Inversionsparameter (Kasten 222); die Entfernung einiger Meßwerte, die von der in dem Modell nicht enthaltenen Umgebung stärker beeinflußt sein können; und der erneuten Verarbeitung der Daten (Kasten 223).
12 zeigt einen allgemeinen Arbeitsablauf zum Erzeugen von Queraufzeichnungen von richtungsbezogenen Messungen, die Randabstände liefern, wie hier an anderer Stelle beschrieben worden ist. Die Erzeugung oder Modifikation einer Queraufzeichnung ist durch den Unter-Ablauf 20 wiedergegeben, der durch das Definieren eines geeigneten Modells initiiert wird (Kasten 30). Dann werden je nach Fähigkeit, den Schulterwiderstand zu bestimmen/vorherzusagen, geeignete richtungsbezogene Meßwerte ausgewählt (Kasten 30). Wenn der Schulterschichtwiderstand zuverlässig bekannt ist, wie dies in großen Feldern, in denen viele Bohrlöcher gebohrt werden, häufig der Fall ist, basiert die Interpretation auf einem spezifischen elektrischen Widerstand und einer richtungsbezogenen Messung (Kasten 50), um den wahren (schulterschichtkorrigierten) Schichtwiderstand und den Abstand zum Rand zu bestimmen. Wenn der Schulterschichtwiderstand nicht bekannt ist, ist zu empfehlen, die Queraufzeichnung von zwei richtungsbezogenen Messungen zu verwenden (Kasten 60), wie dies in 9 gezeigt ist, um den Schulterschichtwiderstand und den Abstand zum Rand zu bestimmen. Die ausgewählten Meßwerte werden in das definierte Modell eingegeben, um Antworten zu erzeugen, bei Kasten 70, die visualisiert werden können (Kasten 80), wie durch die 8 und 9 angegeben ist. In Fällen, in denen zwar kein spezifi scher elektrischer Widerstand bekannt ist, jedoch die Bereiche seiner Differenz bekannt sind, ist es möglich, durch Kombinieren eines Widerstands und zweier richtungsbezogener Messungen dreidimensionale Queraufzeichnungen zu erzeugen.
Sobald die Queraufzeichnung einmal erzeugt oder aktualisiert worden ist (Unter-Ablauf 20) kann sie stets mit zusätzlichen Echtzeit-Meßwerten aktualisiert (Kasten 100) und visualisiert (Kasten 120') werden. Die Verarbeitung der Queraufzeichnung von richtungsbezogenen Messungen ergibt den Abstand zu einer oder mehreren Formationsgrenzen und den spezifischen elektrischen Widerstand einer oder mehrere Schichten (Kasten 220), die ausgegeben und visualisiert werden können (Kasten 230), um bei Kasten 200 die Bohrentscheidung zu instruieren.
Gemäß einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung ist eine graphische Benutzeroberfläche (GUI) geschaffen worden, um die Verwendung des Programms zu erleichtern und die invertierten Schichtungsmodelle zur Sichtbarmachung für den Benutzer anzuzeigen. Ein Blockschaltplan, der die Struktur der GUI und verschiedene Wege zur Verarbeitung von Daten aufzeigt, ist in 13 gezeigt. Demgemäß ermöglicht die GUI:

– Vorwärtsdurchspielen eines Modells für eine gegebene Schichtung
– Queraufzeichnungen zur Meßempfindlichkeitsanalyse
– Inversion von Echtzeit-Daten, gekennzeichnet durch:
– eine auf einer Queraufzeichnung basierende Inversion eines spezifischen elektrischen Widerstands und eines Abstands (für einen gegebenen Schulter- oder Schichtwiderstand)
– eine automatische Interpretation unter Anwendung der schnellen Inversion, die auf der Überlagerung von Ein-Rand-Antworten und der automatischen Modellauswahl, physikalischen Randbedingungen kombiniert mit dem Akaike-Informationskriterium oder einer Modellmischung basiert
– eine interaktive Interpretation, die auf einer Vollinversion von (bis zu 6) Parametern aus einem Dreischichtenmodell (Schicht und zwei Schultern – zwei Abstände und vier Widerstände) basiert, das Durchspielen eines Vollmodells mit geschichtetem Medium, mit Optionen zur Wahl/Abwahl mancher Inversionsparameter und deren Beschränkung und/oder zur Auswahl und erneutem Gewichten verfügbarer Meßwerte
– das Umschalten zwischen dem schnellen und dem interaktiven Modus zur Modellverfeinerung
– die Visualisierung von Messung und Inversion

Ein Beispiel eines Interpretationsbildschirms ist in 14 gezeigt. Sowohl die Meßwerte, die bei der Inversion verwendet werden, als auch die Bohrlochbahn werden auf dem Bildschirm angezeigt. Die invertierten Ergebnisse, die den Abstand zu oberen und unteren Rändern und die spezifischen elektrischen Widerstände der Schicht und zweier Schulterschichten umfassen, werden graphisch angezeigt. Die Ergebnisse werden Punkt um Punkt und auf rekonstruierten Randpositionen basierend angezeigt. Es ist möglich, die stratigraphische Neigung abzuleiten. Es sei angemerkt, daß, obwohl das Vorwärtsmodelldurchspielen in der Inversionsschleife ein 1 D-Schichtenmedium ist, die Lösung den Aufbau komplexerer Formationsbilder ermöglicht, einschließlich

– nicht paralleler Ränder
– der Erfassung von Fehlern einschließlich sub-seismischer Fehler.

Anisotropieberechnung
Bei einer TRR-Konfiguration, bei der die Sendeantenne und wenigstens eine der Empfangsantennen gedreht sind, können gemäß den Lehren aus US 2003/0200029A1 (Omeragic u. a.) Anisotropiemessungen ausgeführt werden. Die erfaßten EM-Signale, die sich auf einen Phasenunterschied oder ein Größenverhältnis beziehen, werden kombiniert, um die Anisotropie zu bestimmen. Es sei angemerkt, daß von Omeragic u. a. eine neuartige Bohrlochkompensationstechnik für eine solche Messung offenbart worden ist.
Der richtungsbezogene Teil solcher kombinierten Messungen kann in der oben beschriebenen Weise analysiert werden. Dementsprechend können die Komponentenkoeffizienten verwendet werden, um Anisotropie durch Inversion mit der in US 6 594 584 (ebenfalls oben beschrieben) offenbarten Technik abzuleiten.
Dies gilt bei allen Neigungswinkeln.
Fachleute wissen, daß die herkömmliche Ausbreitungsmessung mit axialen Spulen bei stark abweichenden Bohrlöchern bereits eine annehmbare Anisotropieempfindlichkeit liefert, was die Notwendigkeit der Bohrlochkompensationstechnik in solchen Bohrlöchern erübrigt.
Fachleuten ist klar, daß diese Erfindung durch einen oder mehrere geeignete Universalrechner implementiert werden kann, die eine passende Hardware enthalten und so programmiert sind, daß sie die Prozesse der Erfindung ausführen. Die Programmierung kann durch die Verwendung einer oder mehrerer von dem Rechenprozessor lesbaren Programmspeichervorrichtungen und die Codierung eines oder mehrerer Befehlsprogramme, die durch den Computer zur Ausführung der oben beschriebenen Operationen ausführbar sind, erfolgen. Die Programmspeichervorrichtung kann z. B. die Form einer oder mehrerer Floppydisks, einer CD-ROM oder einer anderen optischen Platte, eines Magnetbands oder eines Nurlesespeicher-Chips (ROM) und andere Formen bereits bekannter oder nachträglich entwickelter Art besitzen. Das Befehlsprogramm kann ein "Objektcode", d. h. eine binäre Form, die durch den Computer mehr oder weniger direkt ausführbar ist, ein "Quellcode", der vor der Ausführung eine Kompilierung oder eine Interpretation erfordert, oder irgendeine Zwischenform wie etwa teilweise kompilierten Code sein. Die genauen Formen der Programmspeichervorrichtung und die Codierung von Befehlen sind hier unwesentlich. Folglich können diese Verarbeitungsmittel in der Oberflächeneinrichtung oder in dem Werkzeug implementiert sein oder, wie es an sich bekannt ist, auf beide aufgeteilt sein. Selbstverständlich können die Techniken der Erfindung mit jedem Typ eines Bohrlochmeßsystems, z. B. Seilarbeitswerkzeugen, LWD/MWD-Werkzeugen oder LWT-Werkzeugen, verwendet werden.
Aus der obigen Beschreibung geht hervor, daß an den bevorzugten und alternativen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung Abwandlungen und Abänderungen vorgenommen werden können, ohne vom eigentlichen Erfindungsgedanken abzuweichen.
Diese Beschreibung ist lediglich zum Zweck der Veranschaulichung gedacht, und darf nicht in einschränkendem Sinne ausgelegt werden. Der Umfang dieser Erfindung ist ausschließlich durch den Inhalt der Ansprüche, die folgen, bestimmt. Der Begriff "umfassend" in den Ansprüchen soll "wenigstens umfassend" bedeuten, so daß die angeführte Liste von Elementen in einem Anspruch einer offenen Gruppe entspricht. "Ein", "eine" und "einer" oder andere Einzahlbegriffe sollen, falls nicht ausdrücklich ausgeschlossen, deren Mehrzahlformen umfassen.
Bestimmte Ausdrücke sind in der gesamten Beschreibung so definiert, wie sie zuerst verwendet werden, während bestimmte andere in dieser Beschreibung verwendete Begriffe wie folgt definiert sind:
"Konvergenz" bedeutet den Zustand, in dem sich mit steigender Anzahl von Iterationszyklen iterativ berechnete Werte beobachteten Werten oder endlichen Grenzwerten nähern.
"Queraufzeichnung" bedeutet einen Graphen oder die Erzeugung eines solchen Graphen, der die Beziehung zwischen zwei verschiedenen Messungen desselben Subjekts oder derselben Probe angibt.
"Inversion" oder "Invertieren" bedeutet das Herleiten eines Modells (anderweitig bekannt als "Inversionsmodell") aus Meßdaten (z. B. Bohrlochmeßdaten), das eine unterirdische Formation beschreibt und widerspruchsfrei zu den Meßdaten ist.
"Werkzeugfläche" bedeutet die Winkelorientierung eines Instruments um seine Längsachse und repräsentiert einen Winkel, der zwischen einem gewählten Bezug am Gehäuse des Instruments (z. B. einer Schwerstange) und entweder der gravitationsbezogen obersten Wand des Bohrlochs oder dem geographischen Norden eingegrenzt ist.
"Symmetrie" oder "symmetrisch", wie hier verwendet, bezeichnet eine Konfiguration, bei der Gruppen von Sender-Empfängeranordnungen unter entgegengesetzten Orientierungen entlang der Längsachse eines Werkzeugs vorgesehen sind, so daß diese Sender-Empfängergruppen mit einer Standard-Symmetrieroperation (z. B. Translation, Spiegelebene, Inversion und Drehung) in Bezug auf einen Punkt auf der Werkzeugachse oder auf eine zur Werkzeugachse senkrechte Symmetrieebene korreliert werden können.
Eine neuartige Technik der komprimierten Datenverarbeitung ist nützlich für das Extrahieren von Signalen aus der azimutalen Änderung der von einem Bohrlochmeßwerkzeug in einem Bohrloch erfaßten richtungsbezogenen Meßwerte. Die relevanten Rand-, Anisotropie- und Bruchgefügesignale werden durch Zusammenbau der azimutalen Änderung der gemessenen Spannungen in sinusförmige Funktionen extrahiert. Die Orientierung der Schichtung wird ebenfalls als Ergebnis erhalten. Die extrahierten richtungsbezogenen Signale sind nützlich für das Erlangen von Randabständen und das Treffen von Geo-Steuerungsentscheidungen. Je nach Art des Rands können zwei Techniken, die die Inversion und das Queraufzeichnen betreffen, verwendet werden. Eine graphische Benutzerschnittstelle (GUI) ist Teil eines Systems, um eine flexible Definition von Inversionszielen zu erleichtern, die Inversionsergebnisse zu verbessern und das Formationsmodell sowie Inversionsmessungen sichtbar zu machen.

Claims

Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einer unterirdischen Formation, das die folgenden Schritte umfaßt: Anordnen in einem Bohrloch eines Bohrlochmeßinstruments, das wenigstens mit ersten Sende- und Empfangsantennen ausgerüstet ist, die um einen ersten Abstand voneinander getrennt sind, wobei wenigstens eine der ersten Antennen einen in Bezug auf die Längsachse des Instruments schräg gestellten magnetischen Dipol enthält, wobei die Antennen so um die Achse des Instruments orientiert sind, daß der wenigstens eine schräg gestellte magnetische Dipol einem ersten Azimutwinkel entspricht; gekennzeichnet durch azimutales Drehen des Bohrlochmeßinstruments in dem Bohrloch; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, Aktivieren der ersten Sendeantenne, um elektromagnetische Energie in die Formation zu übertragen; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, richtungsbezogenes Messen der der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten ersten Spannungssignale durch die erste Empfangsantenne als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments, um die azimutale Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale zu bestimmen; und Einpassen der azimutalen Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale in Näherungsfunktionen.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der Einpassungsschritt ausgeführt wird, während die ersten Spannungssignale gemessen werden.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet durch das Stoppen der Einpassung, wenn Konvergenz erreicht ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß Sinuskurven, die durch Kopplungskoeffizienten der Vektoren des magnetischen Dipols der ersten Sendeantenne und der Orientierung der ersten Emp fangsantenne definiert sind, als Einpassungsfunktionen verwendet werden.
Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß Funktionen von Erdformationsparametern, die den spezifischen elektrischen Widerstand von Formationsschichten, den Ort des Bohrlochmeßinstruments, die Bohrlochabweichung oder den Azimutwinkel am Ort des Bohrlochmeßinstruments oder eine Kombination davon umfassen, als Koeffizienten der Einpassungskomponenten verwendet werden.
Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Einpassungskoeffizienten so gewählt werden, daß sie einen konstanten Ausdruck sowie sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ-, und cos2ϕ-Ausdrücke umfassen, die einen iterativen Einpassungsalgorithmus definieren, der dazu dient, die azimutale Abhängigkeit der richtungsbezogenen Meßwerte zu bestimmen.
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß der iterative Einpassungsalgorithmus für ausgewählte Echtzeit-Richtungsmeßwerte, die einen Nutzen für die Geo-Steuerung haben, verwendet wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß das Bohrlochmeßinstrument ferner mit einer zweiten Sendeantenne und zweiten Empfangsantenne ausgerüstet ist, die um den ersten Abstand voneinander getrennt sind, wobei der zweite Sender einen magnetischen Dipol enthält, dessen Schrägstellung der Schrägstellung der ersten Empfangsantenne entspricht, und die zweite Empfangsantenne einen magnetischen Dipol enthält, dessen Schrägstellung der Schrägstellung der ersten Sendeantenne entspricht, so daß wenigstens eine der zweiten Antennen einen schräg gestellten magnetischen Dipol enthält, wobei die zweiten Sende- und Empfangsantennen so um die Achse des Bohrlochmeßinstruments orientiert sind, daß der wenigstens eine schräg gestellte magnetische Dipol einem zweiten Azimutwinkel entspricht, wobei das Verfahren ferner die folgenden Schritte umfaßt: während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, Aktivieren der zweiten Sendeantenne, um elektromagnetische Energie in die Formation zu übertragen; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, richtungsbezogenes Messen der der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten zweiten Spannungssignale durch die zweite Empfangsantenne als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments, um die azimutale Änderung der gemessenen zweiten Spannungssignale zu bestimmen; und Einpassen der azimutalen Änderung der gemessenen zweiten Spannungssignale in Näherungsfunktionen.
Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, daß der zweite Azimutwinkel so gewählt wird, daß er sich von dem ersten Azimutwinkel um im Wesentlichen 90 Grad unterscheidet.
Verfahren nach Anspruch 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, daß Sinuskurven, die durch Kopplungskoeffizienten der Vektoren der magnetischen Dipole der ersten Sendeantenne und der Orientierung der ersten Empfangsantenne und durch Kopplungskoeffizienten der Vektoren der magnetischen Dipole der zweiten Sendeantenne und der Orientierung der zweiten Empfangsantenne definiert sind, als Einpassungsfunktionen verwendet werden.
Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß Funktionen von Erdformationsparametern wie etwa des spezifischen elektrischen Widerstands von Formationsschichten, des Orts des Bohrlochmeßinstruments, der Bohrlochabweichung und des Azimutwinkels am Ort des Bohrlochmeßinstruments als Koeffizienten der Einpassungskomponenten verwendet werden.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß: die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale komplexe Spannungssignale sind; wobei das Verfahren ferner die folgenden Schritte umfaßt: Berechnen der Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerte aus den Einpassungskoeffizienten für die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale; Kombinieren der berechneten Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerte für die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale, um eine symme trierte oder anti-symmetrierte Messung zu erzeugen.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß: nur eine der ersten Antennen einen schräg gestellten magnetischen Dipol aufweist; wobei das Verfahren ferner den folgenden Schritt umfaßt: Charakterisierung des Rauschens der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale durch die zweiten harmonischen Koeffizienten.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß: jede der ersten Antennen einen schräg gestellten oder einen quer gestellten magnetischen Dipol aufweist; und die Einpassungskoeffizienten dritte harmonische Koeffizienten umfassen; wobei das Verfahren ferner den folgenden Schritt umfaßt: Charakterisierung des Rauschens der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale durch die dritten harmonischen Koeffizienten.
Verfahren nach Anspruch 11, gekennzeichnet durch die Charakterisierung des Rauschens der ersten und zweiten gemessenen Spannungssignale durch Kombinieren der ersten und zweiten gemessenen Spannungssignale.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß die zweiten Antennen zu den ersten Antennen symmetrisch sind, wobei das Verfahren ferner die folgenden Schritte umfaßt: Unterbrechen der Drehung des Bohrlochmeßinstruments; Bestimmen des Azimuts einer interessierenden Schicht durch Kombinieren der ersten und zweiten Antennenkopplungen; Bestimmen der Konstante und der ersten harmonischen Koeffizienten aus gemessenen ersten und zweiten Spannungssignalen, die bei sich nicht drehendem Instrument erfaßt werden; Verwenden der konstanten Koeffizienten, um den Einpassungsschritt bei sich drehendem Instrument auszuführen.
Verfahren nach Anspruch 16, gekennzeichnet durch die Schritte: Aktualisieren der azimutalen Änderungen der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale; und erneutes Berechnen äquivalenter Spannungen, wenn sich das Werkzeug in der Ebene der Schichtung befindet.
Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch das Berechnen der Amplitude und der Phase des gemessenen Spannungssignals bei einer zu einer interessierenden Schichtgrenze senkrechten angenommen Richtung.
Verfahren nach Anspruch 18, gekennzeichnet durch das Bestimmen der Phasenverschiebung und der Dämpfung durch Nehmen von Ausbreitungsmeßwerten für zwei Azimutwinkel.
Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einer unterirdischen Formation, gekennzeichnet durch das Queraufzeichnen zweier richtungsbezogener Bohrlochmessungen, die von einem Instrument erlangt werden, das in einem die Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischen Widerstand für wenigstens eine Formationsschicht zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 20, gekennzeichnet dadurch, daß: das Queraufzeichnen anhand eines Ein-Rand-Modells erfolgt; der erhaltene spezifische elektrische Widerstand der Schulterschichtwiderstand ist; und der erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist.
Verfahren nach Anspruch 20 oder 21, gekennzeichnet dadurch, daß der Queraufzeichnungsschritt die folgenden Schritte umfaßt: Definieren eines geeigneten Modells; Auswählen von geeigneten richtungsbezogenen Meßwerten; Eingeben der ausgewählten Meßwerte in das definierte Modell, um die Queraufzeichnung zu erzeugen; und Erzeugen einer visuellen Darstellung der Queraufzeichnung.
Verfahren nach einem der Ansprüche 20 bis 22, gekennzeichnet dadurch, daß der erhaltene Abstand und der erhaltene Widerstand verwendet werden, um Bohrentscheidungen zu treffen.
Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einer unterirdischen Formation, gekennzeichnet durch das Queraufzeichnen einer Widerstandsmessung und einer richtungsbezogenen Messung, die durch ein Instrument ermittelt werden, das in einem die Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischen Widerstand für wenigstens eine Formationsschicht zu erhalten.
Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einer unterirdischen Formation, gekennzeichnet durch das Queraufzeichnen einer Widerstandsmessung und zweier richtungsbezogener Messungen, die durch ein Instrument ermittelt werden, das in einem die Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischen Widerstand für wenigstens zwei Formationsschichten zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 24 oder 25, gekennzeichnet durch Wählen eines geeigneten Inversionsmodells für die ausgewählten Echtzeit-Richtungsmeßwerte; Prüfen, ob das gewählte Modell zu weiteren Informationen widerspruchsfrei ist; und Verwenden des geprüften Modells, um Bohrentscheidungen zu treffen.
Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet, daß der Modellauswahlschritt das Erzeugen einer Visualisierung der ausgewählten richtungsbezogenen Meßwerte umfaßt.
Verfahren nach Anspruch 26 oder 27, dadurch gekennzeichnet, daß der Modellauswahlschritt umfaßt: Identifizieren bekannter Formationsparameter; interaktives Wählen des Modells, mit dem die ausgewählten richtungsbezogenen Meßwerte zu invertieren sind; und Wählen des einfachsten Modells, das zu den bekannten Informationen paßt.
Vorrichtung zum Messen der Eigenschaften von ein Bohrloch umgebenden Erdformationen, umfassend: ein Bohrlochmeßinstrument, das für die Anordnung in dem Bohrloch geeignet ist, wobei das Bohrlochmeßinstrument eine Längsachse aufweist und mit ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaaren ausgerüstet ist; dadurch gekennzeichnet, daß das erste Sender-Empfängerantennenpaar umfaßt eine erste Sendeantenne mit einem magnetischen Dipol, der in eine erste Richtung in Bezug auf die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments orientiert ist, eine erste Empfangsantenne, die um einen ersten Abstand von der ersten Sendeantenne entfernt angeordnet ist und einen magnetischen Dipol enthält, der in eine zweite Richtung orientiert ist, wobei die erste Richtung von der zweiten Richtung verschieden ist, wobei die magnetischen Dipole der ersten Sende- und Empfangsantennen eine Ebene definieren, die die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments enthält; und das zweite Sender-Empfängerantennenpaar umfaßt eine zweite Sendeantenne mit einem magnetischen Dipol, der in die zweite Richtung in Bezug auf die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments orientiert ist, eine zweite Empfangsantenne, die um den ersten Abstand von der ersten Sendeantenne entfernt angeordnet ist und einen magnetischen Dipol enthält, der in die erste Richtung orientiert ist, wobei die magnetischen Dipole der zweiten Sende- und Empfangsantennen eine Ebene definieren, die die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments enthält, einen Werkzeugflächensensor, der ständig die azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments angibt; und einen Controller, der die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaare so steuert, daß sie wahlweise elektromagnetische Energie in die Formation übertragen und die der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten Spannungssignale als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments messen.
Vorrichtung nach Anspruch 29, dadurch gekennzeichnet, daß die zweiten Sender-Empfängerantennenpaare in einem ersten Azimutwinkel in Bezug auf die ersten Sender-Empfängerantennenpaare um die Längsachse des Bohrlochmeßinstruments ausgerichtet sind.
Vorrichtung nach Anspruch 28 oder 29, dadurch gekennzeichnet, daß jeder der Sender und Empfänger Sende-Empfängerfähigkeiten besitzt.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 29 bis 31, dadurch gekennzeichnet, daß die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaare an denselben physischen Stellen an dem Bohrlochmeßinstrument angeordnet sind.