EA005645B1 - Способ определения анизотропного электрического удельного сопротивления и угла падения пласта в геологической формации - Google Patents
Способ определения анизотропного электрического удельного сопротивления и угла падения пласта в геологической формации Download PDFInfo
- Publication number
- EA005645B1 EA005645B1 EA200400761A EA200400761A EA005645B1 EA 005645 B1 EA005645 B1 EA 005645B1 EA 200400761 A EA200400761 A EA 200400761A EA 200400761 A EA200400761 A EA 200400761A EA 005645 B1 EA005645 B1 EA 005645B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- electrical resistivity
- formation
- values
- antenna array
- tool
- Prior art date
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Новый способ определения свойств анизотропного электрического удельного сопротивления подземной геологической формации, через которую проходит скважина, выполняют с использованием многокомпонентного индукционного измерительного инструмента для каротажного зондирования. Этот способ использует реактивную компоненту сигнала, индуцируемого вихревыми токами в формации, для определения свойств электрического удельного сопротивления на основе известного или заранее неизвестного значения угла наклона скважины.
Description
Настоящее изобретение относится к области электромагнитного каротажного зондирования геологических формаций, через которые проходит скважина. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу определения свойств анизотропного электрического удельного сопротивления геологической формации и угла падения пласта для скважины в геологической формации.
Уровень техники
В данной области техники хорошо известны основные технологии инструментального электромагнитного или индукционного каротажного зондирования. Зонд, на котором установлена по меньшей мере одна передающая катушка и по меньшей мере одна приемная катушка, устанавливают в скважине на конце проводной линии или в виде части оборудования для каротажного зондирования при бурении скважины (ЗБС (Ь^Э)). Оси катушек, по существу, расположены в одну линию с осями зонда и скважины. Через передающую катушку передают колебательный сигнал, что создает магнитное поле внутри формации. В геологической формации под действием магнитного поля возбуждаются вихревые токи, которые изменяют характеристики поля. Магнитное поле проходит по контурам заземления, по существу, перпендикулярно оси инструмента и воспринимается приемной катушкой. Магнитное поле индуцирует напряжение в приемной катушке, которое зависит от силы вихревых токов в геологической формации. Сигналы напряжения прямо пропорциональны электропроводности геологической формации, и, таким образом, обратно пропорциональны электрическому удельному сопротивлению формации. Электрическое удельное сопротивление формации является представляющим интерес параметром, который часто используют для оценки содержания жидкости в геологической формации. Углеводороды в геологической формации, т.е. нефть и газ, имеют более высокое электрическое удельное сопротивление (и более низкое значение удельной электропроводности), чем вода или соляной раствор.
Однако формация часто является неоднородной по своей природе. В осадочных пластах электрические токи в большей степени протекают в направлении, параллельном пластам или плоскостям напластования, в отличие от перпендикулярного направления. Одна из причин этого состоит в том, что кристаллы минералов, имеющие удлиненную форму, такие как каолин или слюда, ориентируются параллельно плоскости отложения осадков. В результате геологическая формация может обладать разными характеристиками электрического удельного сопротивления/электропроводности в горизонтальном и вертикальном направлениях. Обычно считают, что такое явление возникает за счет микроскопической анизотропии формации, и оно часто проявляется в таких минералах, как глинистые сланцы. Слои осадочных пород часто формируются как последовательность электропроводных и неэлектропроводных слоев. Отклик инструментов, действующих на основе индукции, в формации такого типа представляет собой функцию электропроводных слоев, где эти слои параллельны направлению вихревых токов формации. Электрическое удельное сопротивление неэлектропроводных слоев составляет небольшую часть принятого сигнала, и инструментальное средство, действующее на основе индукции, формирует в них соответствующий сигнал. Однако, как отмечено выше, при разведке месторождений углеводородов наибольший интерес обычно представляют области отсутствия электропроводности (высокого электрического удельного сопротивления). Таким образом, при использовании обычных технологий, основанных на свойстве индукции, могут быть пропущены представляющие интерес области.
Электрическое удельное сопротивление такой слоистой формации в направлении, в общем, параллельном плоскостям напластования, называют поперечным или горизонтальным электрическим удельным сопротивлением К и обратный ему параметр называют горизонтальной электропроводностью Электрическое удельное сопротивление формации в направлении, перпендикулярном плоскостям напластования, называют продольным или вертикальным электрическим удельным сопротивлением Κν, и обратный ему параметр называют вертикальной электропроводностью σν. Коэффициент анизотропии, по определению, может быть представлен как =4 [1]
Подземные формации часто состоят из последовательности относительно тонких слоев, имеющих разные литологические характеристики и значения удельных электрических сопротивлений. Когда тонкие отдельные слои не могут быть разграничены или их нельзя различить с помощью каротажного зонда, в такой формации формируются такие сигналы каротажного зонда, как если бы она представляла собой макроскопически анизотропную формацию, в которой игнорируются тонкие слои.
В случае, когда скважина проходит, по существу, перпендикулярно плоскостям напластования формации, индукционный инструмент определяет, прежде всего, горизонтальные компоненты электрического удельного сопротивления формации. Когда скважина пересекает плоскости напластования под углом, которую часто называют скважиной с искривленным стволом, инструмент будет вырабатывать сигнал, соответствующий одновременно компонентам вертикального и горизонтального электрического удельного сопротивления. В случаях наклонного и горизонтального бурения угол падения по отношению
- 1 005645 к плоскостям напластования может приближаться к 90°. В таких случаях в сигнале инструмента будет преобладать вертикальная компонента электрического удельного сопротивления. Следует понимать, что, поскольку наиболее продуктивные скважины бурят вертикально по отношению к слоям напластования, может оказаться трудно скоррелировать данные индукционного каротажного зондирования, получаемые в скважинах с высокой степенью искривления ствола, с известными данными каротажного зондирования, полученными в вертикальных скважинах. При этом, если не будет учтен анизотропный эффект, это может привести к ошибочным оценкам эксплуатационных возможностей формации.
Для измерения анизотропии формации было разработано множество методик и устройств. Эти методики включают установку индукционного инструмента с дополнительньми передающими и приемными катушками, в котором оси дополнительных катушек установлены перпендикулярно осям обычных передающих и приемных катушек. В качестве примера инструмента такого типа можно привести устройство, описанное в американском патенте И8 3,808,520 Виоде, в котором предложено использовать три взаимно ортогональные приемные катушки и одну передающую катушку. Другое устройство включает множество ортогонально установленных передающих и приемных катушек, как описано в американском патенте И8 5,999,883 Сор1а и др. В других технологиях используют дипольные приемные антенны с множеством осей и один многочастотный передатчик, или передатчики с множеством осей, такие как описаны в американских патентах И8 5,656,930 Надогага и 6,218,841 \Уо.
Раскрытие изобретения
Предложен новый способ определения анизотропных свойств подземной геологической формации. Настоящее изобретение направлено на способ определения анизотропных свойств геологической формации с использованием многокомпонентной индукции. В частности, в настоящем изобретении описан способ инвертирования сигналов отклика многокомпонентного индукционного инструмента для определения анизотропного электрического удельного сопротивления анизотропной и/или однородной формации и для определения ориентации инструмента по отношению к анизотропному направлению формации с использованием как резистивной (В), так и реактивной (X) частей сигналов, получаемых на основе комбинации сигналов отклика инструмента.
Более конкретно, настоящее изобретение направлено на способ определения горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления и вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления геологической формации, когда через геологическую формацию проходит скважина, содержащий (a) разработку инверсионной модели для различных геологических формаций;
(b) установку индукционного инструмента в указанной скважине, причем указанный инструмент имеет продольную ось, передающую антенную решетку, состоящую из трех взаимно ортогональных передающих антенн, причем по меньшей мере одна антенна ориентирована параллельно продольной оси указанного инструмента, и приемную антенную решетку, расположенную на некотором расстоянии от передающей антенной решетки, причем указанная антенная приемная решетка состоит из трех взаимно ортогональных приемных антенн, приемная антенная решетка имеет ту же ориентацию, что и указанная передающая антенная решетка;
(c) активацию указанной передающей антенной решетки и измерение величин электромагнитных сигналов, индуцируемых в указанной приемной антенной решетке, включая резистивные и реактивные компоненты указанных значений сигналов;
(б) определение угла азимута для указанного инструмента;
(е) вычисление значений вторичных сигналов как функции указанных измеренных значений сигналов и указанного угла азимута; и (ί) одновременное определение указанной горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления, вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления и угла падения пласта как функции выбранных резистивной и реактивной компонент указанных вторичных сигналов путем минимизации ошибки с использованием указанной инверсионной модели.
В предпочтительном варианте выполнения в скважине устанавливают и активируют индукционный каротажный зондирующий инструмент, содержащий множество взаимно ортогональных передающих катушек и приемных катушек. На передающие катушки подают питание для индуцирования вихревых токов в формации. В свою очередь, эти вихревые токи индуцируют токи в приемных катушках. Принятые таким образом сигналы обрабатывают для получения предварительного значения резистивной компоненты получаемого электрического удельного сопротивления, и реактивной компоненты получаемого электрического удельного сопротивления. Эту информацию затем сравнивают с заранее определенной моделью, которая относится к резистивной компоненте получаемого электрического удельного сопротивления и реактивной компоненте получаемого электрического удельного сопротивления, горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления, вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления и коэффициенту анизотропии. Благодаря использованию технологии инверсии, на основе ранее разработанной модели, непосредственно основанной на данных каротажного зондирования для формации, можно получить значения горизонтальной составляющей электрического удель
- 2 005645 ного сопротивления и вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления, а также коэффициент анизотропии и угол падения пласта по отношению к формации.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение будет более понятным из его подробного описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых на фиг. 1 представлено упрощенное изображение установленного внутри скважины каротажного зондирующего инструмента при использовании настоящего изобретения на практике;
на фиг. 2А представлена ориентация передатчиков и приемников инструмента; и на фиг. 2В показана взаимосвязь между системами координат скважины, формации и инструмента; на фиг. ЗА показана номограмма, изображающая средство определения Вн как функции В11;
на фиг. ЗВ показана номограмма, изображающая средство определения Вн как функции В11 и Х11;
на фиг. ЗС показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/ΒΗ как функции Вй;
на фиг. 3Ό показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/ΒΗ как функции отношения Вй/Ви;
на фиг. 4А показана номограмма, изображающая средство определения Вн и Βν как функции Β, и хй;
на фиг. 4В показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/ΒΗ как функции отношения Вй/Хп;
на фиг. 5А показана номограмма, изображающая средство определения Вн как функции Вй;
на фиг. 5В показана номограмма, изображающая средство определения Вн как функции К,, и Хй;
на фиг. 5 С показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/Βн как функции В11;
на фиг. 5Ό показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/Βн как функции Вии;
на фиг. 5Е показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/Βн как функции отношения В11/В11;
на фиг. 5Е показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/Βн как функции отношения Вии/Вй;
на фиг. 6А показана номограмма, изображающая средство определения Вн и Βν как функции В11 и Х11; на фиг. 6В показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/Βн как функция отношения Х11/В11;
на фиг. 6С показана номограмма, изображающая средство определения Вн и Βν как функции Вии и х · ^ии· на фиг. 6Ό показана номограмма, изображающая средство определения отношения Βν/Βн как функция отношения Хии/Вии;
на фиг. 7 А показана номограмма, изображающая средство определения Вн и β как функции В11 и Х11; на фиг. 7В показана номограмма, изображающая средство определения Вн как функции отношения Βιι/Χιι.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение предназначено для использования с многокомпонентным каротажным инструментом, то есть содержащим множество взаимно ортогональных передающих и приемных катушек. Пример индукционного инструмента такого типа описан в американском патенте И8 5,999,883 Оир!а и др., который приведен здесь в качестве ссылки. На фиг. 1 показан индукционный инструмент 10, установленный внутри скважины 2, пробуренный через геологическую формацию 3. В геологической формации 3 показана зона, представляющая интерес 4. Инструмент 10 погружают в геологическую формацию 3 в зону 4, представляющую интерес, на армированном кабеле 6. Кабель 6, в сою очередь, представляет собой часть поверхностной системы (не показана), которая обычно может состоять из лебедки, системы поверхностного управления, включающей один или несколько установленных на поверхности компьютеров, оборудование интерфейса, источники питания и регистрирующее оборудование. Поверхностные системы этого типа могут включать мобильный блок, установленный на грузовике, или блок, установленный на передвижной грузовой платформе, предназначенной для работы на континентальном шельфе. Кроме того, инструмент 10 можно транспортировать с использованием других способов, таких как трубы, свернутые в бухты, обеспечивающие подачу питания и передачу данных или как часть колонны бурильных труб в комплекте инструментов для каротажного зондирования в ходе бурения скважины (ЗБС).
Инструмент 10 состоит из трех секций, включающих секцию 14 электронного оборудования, блок 8 сердечника катушки и секцию 12 приема/обработки телеметрии, которая соединена с кабелем 6. Секция 8 сердечника катушки включает передающие катушки, предназначенные для индуцирования электромагнитного поля в геологической формации, в зоне 4, представляющей интерес, при подаче на них питания, и приемные катушки, предназначенные для съема сигналов, образуемых вихревыми токами, пред- 3 005645 ставляющими характеристику зоны 4, представляющей интерес. Секции 14 электронного оборудования включают генератор сигнала и системы питания, предназначенные для подачи тока на передающие катушки. Инструмент 10 показан установленным рядом с зоной 4, представляющей интерес, которая состоит из более тонких секций 4А-4Е формации.
Следует отметить, что, хотя на фиг. 1 показан инструмент 10, погруженный в вертикальную скважину 2, используемые в настоящее время технологии бурения обычно позволяют бурить скважину, которая несколько раз отклоняется вдоль ее длины от истинного вертикального положения. В соответствии с этим скважина может пересекать зону, представляющую интерес, под углом, что может в значительной степени повлиять на результаты измерения характеристики электрического удельного сопротивления. Для учета этой проблемы разработан предпочтительный способ в соответствии с настоящим изобретением.
1. Взаимосвязь между системами координат инструмента, скважины и формации.
Многокомпонентный индукционный инструмент, такой как описан в американском патенте И8 5,999,883, состоит по меньшей мере из трех передатчиков (Μι, Мт, Мп) с ортогонально установленными петлевыми антеннами и по меньшей мере из трех взаимно ортогональных приемных катушек, отклики которых пропорциональны значениям векторов (Ηι, Нт, Нп) напряженности магнитного поля, где 1, т и п обозначают общую систему координат. Следует отметить, что синфазный К-сигнал пропорционален мнимой части напряженности поля Н. Эти три передатчика установлены в одном положении в продольном направлении вдоль оси инструмента 10, которая совпадает с 1-осью системы координат. Три приемника также сгруппированы в одном местоположении, на некотором расстоянии от передатчиков вдоль 1оси. Два поперечных направления проходят вдоль т- и п-осей.
При такой компоновке могут быть получены девять различных комплексных результатов смешанных измерений напряжения, пропорциональных вектору напряженности магнитного поля на приемных петлевых антеннах, при активации передатчиков:
(Н11, Нт1, Нп1) от передатчика М);
(Н1т, Нтт, Нт) от передатчика Мт; и (Н1п, Нтп, Нпп) от передатчика Мп.
Однако в силу взаимных соотношений Нп1=Н1п; Нтп=Нпт; и Нп1=Н1т. В соответствии с этим, получают шесть независимых измерений, которые могут быть выражены как напряженность, определяемая инструментом
£ | я/и | я/ | Ям | я/ | |||
Рринструмента 1 _ | и* | н | Я™ ТО1 | = | н | ||
X. | я^ | Η. | Я1в | Ял». |
[2]
Исходя из предположения, что формации 4А-4Е по фиг. 1 расположены горизонтально, истинным вертикальным направлением будет ζ-ось. Можно сказать, что формация проявляет свойство анизотро пии, когда электрическое удельное сопротивление в вертикальном направлении отличается от электрического удельного сопротивления в горизонтальном направлении. Тензор электропроводности формации характеризуется двумя анизотропными значениями электропроводности
σα | 0 | 0 | |||||
σ = | = | 0 | 0 | ||||
.σ„ | σ)* | σ„_ | 0 | 0 |
[3] где ПН представляет горизонтальную составляющую электропроводности и σν представляет вертикальную составляющую электропроводности формации. Система координат формации в этом случае представляет собой (ζ, х, у). Когда система координат инструмента (1, т, п) совмещается с системой координат формации (ζ, х, у), напряженность магнитного поля в формации может быть выражена как
Я„ | Я. | ||
реформации _ | Яж | Я^ | |
______1 | Я„ | Я„ |
[4]
Однако, как отмечено выше, скважина редко проходит по вертикали, что означает, что рассматриваемые системы координат редко совмещаются. При этом следует учитывать угол θ отклонения. Для самой скважины можно рассматривать систему (1, 1, и) координат, где и-ось совпадает с у-осью формации. См. фиг. 3. Система координат скважины и система координат формации связаны операцией поворота вокруг у-оси на угол θ наклона вокруг у-оси
- 4 005645
где Ку представляет оператор поворота на угол θ.
Если предположить, что продольная ось инструмента совмещена с системой координат скважины, можно сделать заключение, что система (1, т, п) координат антенны совмещена с системой (1, ΐ, и) координат скважины и
β | |||
ррмажины , | β | ||
Яя | β. | β |
[6] ту- тт скважины
Кроме того, значения Н и нформации взаимосвязаны через коэффициент поворота
'β. | β | β.' | ----------1 | β | ||
β | β | X 04 II | н.. | β | ||
_β | β | β. | И» | β |
ΐΓ С?] где Куффг представляет транспозицию матрицы Ку(ф.
Однако система (1, т, п) координат антенн инструмента редко совмещается с системой (1, ΐ, и) координат скважины. В соответствии с этим, поперечные координаты (т, п) инструмента должны быть связаны с координатами (ΐ, и) скважины через операцию поворота вокруг 1-оси на угол φ азимута:
'1 о о соз φ —
тор [8] 'Г
Отклик Нинструмента инструмента, таким образом, связан с откликом Нскважины скважины через опера-
'β | β, | β' | ’β | β. | β' | |
β | β | β | О? II | β | β | β, |
_β | β | β_ | .β, | ΡΓ | β. |
[9] где Κ1(φ)ΐΓ определяется как транспозиция матрицы Κ1(φ).
2. Отклик инструмента.
После определения систем координат для инструмента, скважины и формации, можно выразить отклик инструмента в системе (ζ, х, у) координат формации, где направления (1, т, п) инструмента совмещены с направлениями формации. На передатчике инструмента поля, индуцируемые в формации, могут быть описаны с помощью уравнения Морана-Гианзеро (ГН. Могап апс! 8.С. Ога^его, Е££еС;з о£ Еогтайоп Лтзо1гору оп Ке818ЙУ11у Ьоддтд Меазигете^з, Оеорйузюз Уо1. 44 р. 1266 (1979)) в следующем виде:
- 5 005645
где и = гкнг [16] и кн представляет частоту индуцируемого магнитного момента, и г можно выразить в следующем виде:
г = 7χ2+/ + ζ2 . и р = ^х2+у2
Приемные катушки, как предполагается, расположены по отношению к системе координат формации (ζ, х, у)=(Ьсо80, БзшО, 0), где θ снова угол отклонения. Токи, индуцируемые в приемных катушках, могут быть выражены как
[П]
[18] _______________ где ос представляет величину, обратную λ, и β представляет коэффициент анизотропии β = ^/1 + (^2 -1)§ш2^, г=Е и ρ=Εδίηθ. Следует отметить, что в этом случае и представляет собой функцию только горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления. Значения как Ι0, так и Ιι зависят от и, β и θ. Если все передатчики установлены на передачу с равной мощностью передачи (М1=Ми=М1=М0), то отклик инструмента в скважине можно записать следующим образом:
- 6 005645
В результате получают три неизвестных, которые характеризуют анизотропное удельное сопротивление формаций, КН, Κν и угол θ отклонения. Следует отметить, что Н11 зависит только от и (значит, от КН) и от β. Остальная часть откликов, Нй, Н11, Нии зависит от переменных и, β и θ.
3. Коррекция по азимуту для искривленных скважин.
В искривленных скважинах должен быть определен поворот по азимуту инструмента в скважине. При проведении каротажного зондирования на практике ориентация инструмента по азимуту не известна. Направления двух поперечно ориентированных антенн не совпадают с направлениями по 1-оси и иоси. Многокомпонентный индукционный инструмент измеряет значение напряженности Нинструмента, которое отличается от Нскважины.
В продольно анизотропной формации ортогональное условие можно выразить как Ну2=Нух=0. Это значит, что Ни1=Ни1=0. В результате, не все шесть измерений Нинструмента являются независимыми, и (Н1т, Н1п, Нтт, Нпп, Нтп) должны удовлетворять следующему условию совместимости:
Угол φ азимута определяют либо по (Н1т, Ηιη) на основе уравнения
или из (Нтт, Нпп, Нтп) по уравнению
Если все измерения (Н1т, П,,. Нтт, Нпп, Нтп) доступны, угол φ азимута можно определить путем минимизации ошибки,
- 7 005645 ошибка = |Τ7,β( зш φ + Нъ соз р]2 +
51П 2<р + Нт СОЗ 2<р [30] нскважины вычисляют через нинструмента по уравнению
Эти уравнения следует использовать при определении Кн, Κν и θ по измеренным значениям Нинструмента многокомпонентного индукционного инструмента.
4. Инверсия данных электрического удельного сопротивления, получаемых из многокомпонентной индукции.
В настоящем изобретении для определения характеристик анизотропного электрического удельного сопротивления в определенном диапазоне углов отклонения используют технику инверсии. В случае, когда инструмент установлен в вертикальной скважине (θ=0), существуют два независимых измерения, причем каждое независимое измерение состоит из поля Н, имеющего синфазную и несфазированную компоненту.
Это означает, что Нц представляет собой функцию только от и, то есть горизонтальная компонента электрического удельного сопротивления. Нй=Нии, что означает, что оба этих значения представляют собой функцию от и и от анизотропии λ2=ΚΗ/Κν, то есть функцию как горизонтальной, так и вертикальной составляющих электрического удельного сопротивления.
На фиг. ЗА показана взаимозависимость между К-сигналом и горизонтальной составляющей Кн электрического удельного сопротивления формации. Эту взаимозависимость можно использовать для инверсии обычного К-сигнала для получения значения кажущегося сопротивления Кн. При использовании как резистивной К, так и реактивной Х компоненты измеренного сигнала, представляющих собой часть Нц, график, показанный на фиг. ЗВ, можно использовать для определения Кн. Это выполняют путем минимизации ошибки модели следующим образом:
ошибка =
4л- г [38]
После определения Кн с помощью вышеприведенного уравнения можно определить вертикальную компоненту Κν электрического удельного сопротивления по измерениям Нц. При определении этой компоненты определяют также отношение ΚΗ/Κν как функцию К-сигнала, как показано на фиг. 3С. В качестве альтернативы это определение может быть основано на значении измеренного отношения Нй/Нц, которое также основано на значении резистивной компоненты К-сигнала, то есть Кй/Кц, как показано на фиг. 30.
- 8 005645
Альтернативное средство определения горизонтальной и вертикальной составляющих электрического удельного сопротивления может представлять собой получение этих значений с использованием как резистивной, так и реактивной частей принятого сигнала из Нй. На фиг. 4А показана номограмма, представляющая различающиеся отношения значений Кн, Ку анизотропного электрического удельного сопротивления (в данном случае, как функции, зависящей от X, равной квадратному корню отношения Кн/Ку). Как Кн, так и Κν могут быть определены одновременно путем минимизации ошибки следующим образом:
ошибка = Н„ + измеренное г
4яг г3
[39]
Альтернативное средство определения Кн и Κν показано на номограмме на фиг. 4В, на которой представлено отношение Κν/ΚΗ как функция К- и Х-сигналов от Нй. Обе величины Кн и Κν могут быть определены одновременно, вновь путем минимизации уравнения 29.
Когда инструмент записывает К- и Х-сигналы для компонент Нц и Нй, Кн и Κν могут быть определены одновременно путем минимизации ошибки ошибка = Н„ и
[40]
Как отмечено выше, в существующей практике бурения и каротажных измерений редко встречается ситуация, когда скважину бурят по вертикали. На противоположном конце диапазона определяют харак теристики анизотропного удельного сопротивления, когда скважина проходит, по существу, горизонтально (θ=90°). При этом уравнения 19-24 могут быть сведены к трем независимым измерениям, причем в каждом из них определяют резистивную и реактивную компоненту
Яя=^{2(1-«) + «(1-е“^)} [41]
[42]
«2 (1 [44]
Здесь Нй представляет собой функцию только от и и, следовательно, представляет собой функцию только горизонтальной компоненты Кн электрического удельного сопротивления. Ни и Нии представляют собой функцию переменных и и α, то есть от и, и Кн, и Κν.
На фиг. 5А показана номограмма, которая представляет соотношение между К сигналом от Ни и горизонтальной составляющей Кн электрического удельного сопротивления. Ее можно использовать для инверсии К-сигнала для представления мнимой части электрического удельного сопротивления формации. В случае, когда К- и Х-сигналы доступны для Нй, их также можно использовать для получения горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления формации для различающихся Кн, как показано на номограмме 5В. Это выполняют путем минимизации функции ошибки ошибка ~ измеренное , Мо е
[45]
Как только Кн будет определено с помощью любого из способов, приведенных выше, анизотропия и вертикальные составляющие электрического удельного сопротивления могут быть определены по различным сигналам на основе измерения Нц. Анизотропия Κν/ΚΗ может быть получена по К-сигналу на основе измерения Нц, как показано на фиг. 5С. В качестве альтернативы, анизотропия Ку/Кн может быть получена как функция К-сигнала из значения Нии, как показано на фиг. 51). Следует отметить, что определение с использованием фиг. 51) в большей степени зависит Кн в отличие от Ку при высоком значении величин электрического удельного сопротивления, выражаемого в единицах Омом. Более точное опре
- 9 005645 деление отношения Ку/Кн может быть получено как отношение К-сигналов из величины Нии/Нц, как представлено на фиг. 5Е. Другая инверсия, которую применяют только при низких значениях электрического удельного сопротивления, представлена на фиг. 5Е, на которой делается попытка получения значения отношения Ку/Кн как функции отношения Нии/Нй К сигналов, полученных на антеннах.
В предпочтительном способе, в соответствии с настоящим изобретением, сигналы К и Х используют для определения Кн и Ку одновременно. На номограмме, показанной на фиг. 6А, можно определить Ку и Кн для различных анизотропных значений как функцию отношения К/Х сигналов, полученных на Нц. Значения Кн и Ку могут быть определены путем минимизации функции ошибки измеренное [2 {г[1 - «]+ «(1 - в-*-1) и
4я г I ошибка = Л№ [46]
Однако отношение Ку/Кн может быть лучше определено из отношения Х/К сигналов, принятых на Нц, как показано на фиг. 6В. Как на фиг. 6А, значения Ку и Кн можно определить для различающихся значений анизотропии на основе отношения К/Х сигналов, полученных на Нии, как показано на фиг. 6С, с последующей минимизацией следующих функций ошибки для определения Ру и Кн измеренное ошибка = Н,т [1 - и + м2 ]- и(1 - еи(о',))+ «2 (1 - а ех<оЧ) 4π г3 к )!
[47]
Как и при использовании сигналов, принятых на Нц, отношение Ку/Кн лучше всего может быть определено по отношению к значениям анизотропии на основе отношения Х/К сигналов, принятых на Нии, как представлено на фиг. 6Ώ, с последующим применением функции ошибки
Когда оба сигнала К и Х доступны со всех мест положения антенн значения Нц, Нии, и Нй, Кн и Ку могут быть определены одновременно с большей точностью путем минимизации функции ошибки измеренное 2/ ошибка = Н„ + —--г-Я-ц+и2!
4тг г Ί [48]
Два выше приведенных способа относятся к определению значений Кн и Ку в самых крайних случаях, то есть θ=0° или 90°. Более часто угол наклона скважины будет иметь некоторое значение в пределах этого диапазона. Вышеприведенный способ определения вертикальной и горизонтальной составляющих электрического удельного сопротивления формации можно использовать, когда угол наклона меньше 30°. Однако влияние угла наклона становится существенным для значений, превышающих 30°. В этом случае следует использовать уравнения 19-24 в полной форме
Существуют три переменных, которые характеризуют анизотропные характеристики формации. Нц зависит только от и (следовательно, от Кн) и β, в то время как переменные Нй, Нц и Нии зависят от и, β и θ. При этом выполняют четыре независимых измерения, каждое из которых имеет К и Х компоненты для этой чрезмерно ограниченной модели.
К- и Х-сигналы от Нц можно использовать для определения и (или Кн) и β, если θ (учитывая, что β ~ э/соз θ + α 8Ϊη Θ и КОГда Θ—>90°, β—χχ) и Κν/ΚΗ имеют большие значения. Эта взаимозависимость представлена на номограмме по фиг. 7А, по которой можно определить Кн и β как функцию К- и Х
- 10 005645 сигналов от Н11 для изменяющихся значений Кн и β. Значения Кн и β также можно определить из К- и Хсигналов от Н11 путем минимизации функции ошибки ошибка = и] +1/(1 [49]
В качестве альтернативы, Кн можно определить по отношению сигналов К/Х от Н11, как показано на номограмме фиг. 7А. После определения Кн (или и) и β, они могут быть подставлены в уравнения 20-22 для определения остальных двух переменных, Κν и θ. Таким образом, можно определить горизонтальные и вертикальные составляющие электрических удельных сопротивлений, Кн и Κν, не зная заранее угол θ наклона, который может быть определен независимо.
Когда сигналы К и Х поступают от Н11, Нц, Нц и Нии, тогда Кн и Κν, и θ могут быть определены путем минимизации функции ошибки ошибка = ни {2[1 - м]+И(1 № 4я- г3 { 1 ν [50]
Для минимизации функции ошибки по уравнению 50 можно использовать коммерчески доступные компьютерные программы. Минимизация ошибки, проводимая с использованием уравнения 50, позволяет использовать измеренные значения, в отличие от повернутых значений для коррекции угла азимута и глубины, для одновременного определения значений Кн, Κν и θ.
Следует отметить, что в случае когда угол θ отклонения заранее известен и он не является малым, тогда любое или все уравнения 20-22 можно использовать для определения Кн и Κν. Например, оба сигнала К и Х от Нц можно использовать для определения Кн и β и затем можно определить Κν по β, если угол θ известен.
Следует понимать, что выше были описаны различные способы определения вертикальной и горизонтальной составляющих электрического удельного сопротивления. Выбор модели для использования на практике должен быть основан на принимаемых сигналах, а также насколько хорошо модели инверсии коррелирует с формацией, в которой производят измерение. Определение Кн может быть выполнено как функция резистивного и реактивного компонентов сигнала К(ц) и Х(11) (см. описание фиг. 3 В) или как их отношение (см. описание фиг. 7В); по резистивной и реактивной компоненте К(й) и Х(й) (см. описание фиг. 5В).
В соответствии с этим, предпочтительный вариант выполнения настоящего изобретения раскрывает средство, предназначенное для определения анизотропного электрического удельного сопротивления формации с использованием многокомпонентного индукционного инструмента. Кроме того, раскрыт способ, предназначенный для выполнения техники инверсии, предназначенной для определения указанных характеристик, с использованием различных комбинаций К- и Х-сигналов при различных местах расположения антенны. Кроме того, был раскрыт способ определения отклонения формации или угла падения пласта.
Хотя в отношении настоящего изобретения могут быть выполнены различные модификации и оно может быть представлено в альтернативных формах, конкретные варианты его выполнения были представлены на примерах, показанных на чертежах, и были подробно описаны выше. Однако следует понимать, что настоящее изобретение не предназначено для ограничения конкретными описанными формами. Настоящее изобретение, скорее, охватывает все модификации, эквиваленты, альтернативы, находящиеся в пределах объема и сущности настоящего изобретения, которые определяются прилагаемой формулой изобретения.
Приложение 1. Преобразование между системами координат формации и скважины.
Рассматривают многокомпонентный индукционный резистивный инструмент направления (1, т, п), антенны которого совмещены с осями (ζ, х, у) формации.
реформации н„_
- 11 005645
Рассматривают наклонную скважину формации. Угол отклонения обозначен как θ. Без потери общности для наклонной скважины направление х-оси считают горизонтальным (фиг. 2). Рассматривают систему (1, ΐ, и) координат скважины, в которой и-ось совпадает с у-осью формации. Система координат скважины и система координат формации связаны операцией поворота вокруг у-оси на угол θ. ~ г
Ζ =*,(*) ί
У_
5ΛΆΘ 0 со$0 О
О !
Рассматривают многокомпонентный индукционный инструмент, направления антенны которого совмещены с направлениями (1, ΐ, и).
Нскважины и нформации связаны вращением по формулам
X | На | н; | Ή, | Η„ | ны | |
на | на | Ην | II ч* 3 | Н„ | н„ | Нш |
нг. | н„. | н* | Η* | Н„ |
СО30 | — ЯП0 | 0’ | ’Н„ | Н„ | Н, | Г СО30 | 5Ш0 | 0‘ | |
= | 81П0 | СО30 | 0 | Ни | н„ | н„ | -51П0 | СО50 | 0 |
0 | 0 | 1 | нм | Ъ,. | 0 | 0 | 1 |
н—~—- соз 20 - ЯЛ зт 20 -соз20 + Я*δίη20
Или в терминах отдельных компонент
Як = Н„ соз2 0 + Н„ зт2 0 - 2 соз Θ зш 0
Н„ = Н„ зш2 0 + Н„ соз2 0 + 2соз0зт0Н„ =
Н„ = (Ни - Н„)соз031П0 4-(соз2 0 -зш2 0)/7/, = —-*-зш20 + ЯА СО320
Ну. = Я^ СО50 - Η„ 8Ш0
Н„ = Н^ 8ΪΠ0 + Нм СО50
я.у=ям,
Первые три уравнения можно переписать в виде
Яя4-Яхг=Я//+Яж соз20-ЯА зш20
2 * τι тх Я = _^8ίη20 + Н{, соз 20
При таком повороте существуют три независимые инвариантные компоненты
Правые стороны во всех трех уравнениях могут быть связаны с этими измерениями. Левые стороны выражены, как показано ниже, в виде функций σΗ, σν и θ. Эти три уравнения можно использовать для инвертирования индукционных измерений для определения значений анизотропного электрического удельного сопротивления формации и угла θ наклона.
В продольно анизотропной формации компоненты Ну2 и Нух исчезают, как показано ниже, в приложении 3. Из этого ортогонального условия = Н* СО50 - 51П0 = О = Η* 5ΪΠ0 4* Нм СО5 0 ~ 0 следующие два результата измерений также равны нулю
Яя,=Яи,=0
Приложение 2. Преобразование между системами координат инструмента и скважины. Инструмент поворачивают вокруг 1-оси инструмента на угол φ
- 12 005645
ГЛ о о созр δίη^ ί =Яу(0?) ί
-δϊηφ соз/р п
Нскважины и Нинструмента связаны через поворот следующим образом:
Я/, | ны' | 'нв | Нь. | я/ | ||
н„ | Н„ | н» | ||||
.н« | И-. | н* | я„,_ |
и й
Или, выражая индивидуальные компоненты
Н{, = Н)тсоъ(р-ΗΧα3\ηφ
Н1а = Η1ηι зш φ + Нк созр
Ί | 0 | 0 1 | \на | я,ж | Ί | 0 | 0 * | ||
= | 0 | созр | — $ΐηρ | Яж, | ТХ ** шт | 0 | СОЗ ¢7 | 5Ш0> | |
0 | δΐηςρ | СО50> | 0 | -Зтр | СО5^> |
IX ,11 IX _ _ τχ
Н(, - соз2φ + Н„,81П2φ-2οοδ^δίηφΗ*» = + н 4-Ч и — и
---2---2--- И™ = И άη2φ + Нят 0082^
Последние три уравнения можно переписать в следующем виде:
сое2 φ + 2 сов φ δίη φ
- Я^созрзт? + (соз2 φ - 8Ш> X,, соз2р-И атз}
При таком повороте существуют три независимые инвариантные компоненты
Из условия ортогональности Ни1=Ни1=0 вытекает
Таким образом, угол φ азимута можно определить из набора измерений (Н1т, Н1п) или измерений (Нтт, Нпп, Нтп).
Угол α азимута задают в соответствии со следующими уравнениями:
При этом (Н1т, Н1п, Нтт, Нпп, Нтп) должны удовлетворять следующему условию совместимости:
Это получают путем исключения φ в следующем виде:
Четыре измерения {11ц, Н1ь Нй, Нии} в системе (1, ΐ, и) координат скважины получают с использованием пяти {11ц, Н1т, Н1п, Нтт, Нпп} измерений в системе (1, т, п) координат в следующем виде:
- 13 005645
Если дополнительно измерить Нтп, тогда условие ортогональности, приведенное выше, можно использовать для проверки условия согласованности (ОС)-условия.
Приложение 3. Определение пН, σν и θ.
В системе (ζ, х, у) координат формации
где
и на приемнике, помещенном в точке Ц,х,у)=(Ьсо8^ 0),
Мы также установили условие, что все передатчики обеспечивают одинаковую напряженность поля: М1=М1=Ми=М0. Тогда
- 14 005645 где
Тогда три инвариантные компоненты можно записать как
Имеется три инварианта и имеется три неизвестных кн, λ и θ.
Или просто, используя все четыре уравнения для Нхх, Ηχζ, и Ηζζ и Нуу можно определить кн, λ и θ. Поскольку
вышеприведенные уравнения также справедливы в системе (1, ΐ, и) координат инструмента.
Однако оказывается, что решение следующих уравнений может быть более простым для кн, λ и θ, следовательно, и для λ.
Claims (5)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления и вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления геологической формации, через которую проходит скважина, содержащий- 15 005645 (a) разработку инверсионной модели для различных геологических формаций;(b) установку индукционного инструмента в указанной скважине, причем указанный инструмент имеет продольную ось, передающую антенную решетку, состоящую из трех взаимно ортогональных передающих антенн, причем по меньшей мере одна антенна ориентирована параллельно продольной оси указанного инструмента, и приемную антенную решетку, расположенную на некотором расстоянии от передающей антенной решетки, причем указанная приемная антенная решетка состоит из трех взаимно ортогональных приемных антенн, приемная антенная решетка имеет ту же ориентацию, что и указанная передающая антенная решетка;(c) активацию указанной передающей антенной решетки и измерение значений электромагнитных сигналов, индуцируемых в указанной приемной антенной решетке, включая резистивные и реактивные компоненты указанных значений сигналов;(ά) определение угла азимута для указанного инструмента;(е) вычисление значений вторичных сигналов как функции указанных измеренных значений сигналов и указанного угла азимута и (£) одновременное определение указанной горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления, вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления и угла падения пласта как функции выбранных резистивного и реактивного компонентов указанных вторичных сигналов путем минимизации ошибки с использованием указанной инверсионной модели.
- 2. Способ по п.1, в котором указанный угол азимута вычисляют как функцию указанных электромагнитных сигналов указанной приемной антенной решетки, сигналы которой измеряются по отношению к направлению, перпендикулярному указанной продольной оси инструмента, которая связана с направлением указанной горизонтальной составляющей электрического удельного сопротивления и указанной вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором этап (£) дополнительно включает одновременное определение угла падения пласта.
- 4. Способ по п.1, в котором указанные значения вторичного сигнала вычисляют путем поворота указанных измеренных значений сигналов на указанный угол азимута в противоположном направлении.
- 5. Способ по п.3, в котором указанный угол падения пласта вычисляют как функцию указанных вторичных значений для указанных электромагнитных сигналов приемной антенны параллельно указанной продольной оси инструмента по отношению к указанной вертикальной составляющей электрического удельного сопротивления.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US33699601P | 2001-12-03 | 2001-12-03 | |
PCT/US2002/038693 WO2003048813A1 (en) | 2001-12-03 | 2002-12-03 | Method for determining anisotropic resistivity and dip angle in an earth formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200400761A1 EA200400761A1 (ru) | 2004-10-28 |
EA005645B1 true EA005645B1 (ru) | 2005-04-28 |
Family
ID=23318648
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200400761A EA005645B1 (ru) | 2001-12-03 | 2002-12-03 | Способ определения анизотропного электрического удельного сопротивления и угла падения пласта в геологической формации |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6760666B2 (ru) |
EP (1) | EP1451612A1 (ru) |
AU (1) | AU2002364523B2 (ru) |
CA (1) | CA2468865A1 (ru) |
EA (1) | EA005645B1 (ru) |
NO (1) | NO20042793L (ru) |
WO (1) | WO2003048813A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012169937A2 (ru) * | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Zaderigolova Mikhail Mikhailovich | Способ мониторинга и прогнозирования разрывных нарушений в верхней части геологического разреза |
Families Citing this family (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6998844B2 (en) * | 2002-04-19 | 2006-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Propagation based electromagnetic measurement of anisotropy using transverse or tilted magnetic dipoles |
GB2410336B (en) * | 2002-09-27 | 2006-03-08 | Baker Hughes Inc | A method for resistivity anisotropy determination in conductive borehole environments |
WO2004029664A1 (en) * | 2002-09-27 | 2004-04-08 | Baker Hughes Incorporated | A method for resistivity anisotropy determination in near vertical wells |
US6819111B2 (en) * | 2002-11-22 | 2004-11-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of determining vertical and horizontal resistivity, and relative dip in anisotropic earth formations having an arbitrary electro-magnetic antenna combination and orientation with additional rotation and position measurements |
US6892137B2 (en) * | 2003-04-29 | 2005-05-10 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Adjustment for frequency dispersion effects in electromagnetic logging data |
WO2006060035A2 (en) * | 2004-06-02 | 2006-06-08 | Kfx Medical Corporation | System and method for attaching soft tissue to bone |
US8062334B2 (en) | 2004-06-02 | 2011-11-22 | Kfx Medical Corporation | Suture anchor |
US7392137B2 (en) * | 2004-06-15 | 2008-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Determination of formation anistrophy, dip and azimuth |
US7274991B2 (en) * | 2004-06-15 | 2007-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements |
US7269515B2 (en) * | 2004-06-15 | 2007-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements |
US8112227B2 (en) * | 2004-06-15 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Processing of multi-component induction measurements in a biaxially anisotropic formation |
US8060310B2 (en) * | 2004-06-15 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Geosteering in earth formations using multicomponent induction measurements |
US7317991B2 (en) * | 2005-01-18 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Multicomponent induction measurements in cross-bedded and weak anisotropy approximation |
US20070167950A1 (en) * | 2005-12-22 | 2007-07-19 | Tauro Joseph C | System and method for attaching soft tissue to bone |
US7496451B2 (en) * | 2006-03-06 | 2009-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Real time data quality control and determination of formation angles from multicomponent induction measurements using neural networks |
BRPI0711054A2 (pt) * | 2006-05-04 | 2011-08-23 | Shell Int Research | métodos para analisar uma formação subterránea atravessada por um furo de poço e para produzir um fluido de hidrocarboneto mineral de um formação geológica, e, meio legìvel por computador |
US20080009900A1 (en) * | 2006-06-12 | 2008-01-10 | Kfx Medical Corporation | Surgical grasping device |
KR100837910B1 (ko) * | 2006-12-05 | 2008-06-13 | 현대자동차주식회사 | 액티브 헤드 레스트의 높이 유지 장치 |
CA2702956A1 (en) * | 2007-07-03 | 2009-01-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for measuring a time-varying magnetic field and method for production of a hydrocarbon fluid |
WO2009006467A1 (en) | 2007-07-03 | 2009-01-08 | Shell Oil Company | Down-hole transmitter system, method of inducing a transient electromagnetic field in an earth formation, method of obtaining a transient electromagnetic response signal, and method of producing a hydrocarbon fluid |
US8532928B2 (en) | 2007-12-18 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for improving surface electromagnetic surveys |
US8060309B2 (en) | 2008-01-29 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Characterization of fracture length and formation resistivity from array induction data |
EP2265976A2 (en) * | 2008-04-17 | 2010-12-29 | Richard H. Hardman | Methods for producing a log of material properties |
CA2718784A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Layer stripping method |
US8901931B2 (en) * | 2009-03-13 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic surface-to-borehole look around systems and methods of monitoring in horizontal wells |
US8614577B2 (en) * | 2011-05-18 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic anisotropy, azimuth and dip determination from upscaled image log data |
AU2011373690B2 (en) * | 2011-07-26 | 2015-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cross-coupling based determination of anisotropic formation properties |
US9645275B2 (en) * | 2011-09-22 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated dip from 3D resistivity tool and borehole imaging tool |
US10317560B2 (en) * | 2011-09-27 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of robust determination of boundaries |
US8854045B2 (en) | 2012-07-11 | 2014-10-07 | Pico Technologies Llc | Electronics for a thin bed array induction logging system |
MX363973B (es) * | 2012-09-12 | 2019-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | Metodo y sistema para determinacion en tiempo real de formacion de anisotropia, inclinacion y rumbo con datos de induccion de varios componentes (mci). |
CN104813194B (zh) | 2012-12-19 | 2018-02-06 | 哈里伯顿能源服务公司 | 利用多分量天线优化深电阻率测量的方法和装置 |
BR112015013499A2 (pt) * | 2012-12-31 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | sistema, e, método implementado por processador |
WO2014165577A1 (en) | 2013-04-02 | 2014-10-09 | Schlumberger Canada Limited | Extended 1d inversion of electromagnetic measurements for formation evaluation |
US9936940B2 (en) | 2013-06-07 | 2018-04-10 | Biomet Sports Medicine, Llc | Method and apparatus for coupling soft tissue to bone |
AU2014415559B2 (en) * | 2014-12-31 | 2018-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing fiber optic sensors for electromagnetic cross-well telemetry |
CA2969321C (en) * | 2014-12-31 | 2020-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing fiber optic sensors for ranging |
WO2016167771A1 (en) * | 2015-04-16 | 2016-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation property measurement apparatus, methods, and systems |
WO2017082905A1 (en) | 2015-11-12 | 2017-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-component induction logging data processing in non-circular boreholes |
US10161245B2 (en) | 2016-05-17 | 2018-12-25 | Saudi Arabian Oil Company | Anisotropy and dip angle determination using electromagnetic (EM) impulses from tilted antennas |
WO2018140038A1 (en) * | 2017-01-27 | 2018-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid axial and radial receiver configurations for electromagnetic ranging systems |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3808520A (en) | 1973-01-08 | 1974-04-30 | Chevron Res | Triple coil induction logging method for determining dip, anisotropy and true resistivity |
US4302723A (en) | 1979-06-15 | 1981-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining dip and/or anisotropy of formations surrounding a borehole |
US5329448A (en) * | 1991-08-07 | 1994-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining horizontal conductivity and vertical conductivity of earth formations |
US5656930A (en) | 1995-02-06 | 1997-08-12 | Halliburton Company | Method for determining the anisotropic properties of a subterranean formation consisting of a thinly laminated sand/shale sequence using an induction type logging tool |
US5703773A (en) * | 1996-02-08 | 1997-12-30 | Western Atlas International, Inc. | Real-time 2-dimensional inversion process and its application to induction resistivity well logging |
US5781436A (en) * | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
NO319504B1 (no) | 1996-10-30 | 2005-08-22 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmate og anordning for a bestemme fallvinkel og horisontale og vertikale konduktiviteter ved bronnlogging |
US6044325A (en) | 1998-03-17 | 2000-03-28 | Western Atlas International, Inc. | Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument |
US6442488B2 (en) * | 1999-03-08 | 2002-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Inhomogeneous background based focusing method for multiarray induction measurements in a deviated well |
US6393364B1 (en) * | 2000-05-30 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of conductivity in anisotropic dipping formations from magnetic coupling measurements |
US6502036B2 (en) * | 2000-09-29 | 2002-12-31 | Baker Hughes Incorporated | 2-D inversion of multi-component induction logging data to resolve anisotropic resistivity structure |
US6556016B2 (en) * | 2001-08-10 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Induction method for determining dip angle in subterranean earth formations |
-
2002
- 2002-12-03 US US10/308,733 patent/US6760666B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-03 AU AU2002364523A patent/AU2002364523B2/en not_active Ceased
- 2002-12-03 CA CA002468865A patent/CA2468865A1/en not_active Abandoned
- 2002-12-03 WO PCT/US2002/038693 patent/WO2003048813A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-12-03 EA EA200400761A patent/EA005645B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-12-03 EP EP02799900A patent/EP1451612A1/en not_active Withdrawn
-
2004
- 2004-07-02 NO NO20042793A patent/NO20042793L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012169937A2 (ru) * | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Zaderigolova Mikhail Mikhailovich | Способ мониторинга и прогнозирования разрывных нарушений в верхней части геологического разреза |
WO2012169937A3 (ru) * | 2011-06-08 | 2013-03-28 | Zaderigolova Mikhail Mikhailovich | Способ мониторинга и прогнозирования разрывных нарушений в верхней части геологического разреза |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6760666B2 (en) | 2004-07-06 |
EP1451612A1 (en) | 2004-09-01 |
WO2003048813A1 (en) | 2003-06-12 |
CA2468865A1 (en) | 2003-06-12 |
AU2002364523A1 (en) | 2003-06-17 |
NO20042793L (no) | 2004-09-02 |
EA200400761A1 (ru) | 2004-10-28 |
US20030105591A1 (en) | 2003-06-05 |
AU2002364523B2 (en) | 2007-08-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA005645B1 (ru) | Способ определения анизотропного электрического удельного сопротивления и угла падения пласта в геологической формации | |
US10365392B2 (en) | Multi-step borehole correction scheme for multi-component induction tools | |
US7463035B2 (en) | Method and apparatus for the use of multicomponent induction tool for geosteering and formation resistivity data interpretation in horizontal wells | |
US9753175B2 (en) | Methods and systems for determining formation parameters using a rotating tool equipped with tilted antenna loops | |
US7202670B2 (en) | Method for characterizing a subsurface formation with a logging instrument disposed in a borehole penetrating the formation | |
US10330818B2 (en) | Multi-component induction logging systems and methods using real-time OBM borehole correction | |
US9606257B2 (en) | Real-time fracture detection and fracture orientation estimation using tri-axial induction measurements | |
US10655463B2 (en) | Signal processing methods for steering to an underground target | |
US10768336B2 (en) | Formation logging using multicomponent signal-based measurement of anisotropic permittivity and resistivity | |
NO337343B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for retningsbestemt resistivitetsmåling under boring | |
US10295698B2 (en) | Multi-component induction logging systems and methods using selected frequency inversion | |
NO335564B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for bestemmelse av resistivitetsanisotropi i konduktive borehullomgivelser | |
WO2002071100A1 (en) | '2-d inversion of multi-component induction logging data to resolve anisotropic resistivity structure' | |
WO2012121697A1 (en) | Signal processing methods for steering to an underground target | |
EP3523503B1 (en) | Tunable dipole moment for formation measurements | |
US10365395B2 (en) | Multi-component induction logging systems and methods using blended-model inversion | |
EP1483602B1 (en) | Use of a multicomponent induction tool for geosteering and formation resistivity data interpretation in horizontal wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |