FR2859539A1

FR2859539A1 - Procede de resistivite electromagnetique directionnelle

Info

Publication number: FR2859539A1
Application number: FR0411139A
Authority: FR
Inventors: Qiming Li; Lawrence Chou; Dzevat Omeragic; Libo Yang; Alain Dumont; Lingyun Hu
Original assignee: Services Petroliers Schlumberger SA
Current assignee: Services Petroliers Schlumberger SA
Priority date: 2003-05-22
Filing date: 2004-10-20
Publication date: 2005-03-11
Anticipated expiration: 2024-10-20
Also published as: FR2855272B1; US7382135B2; BRPI0401805A; EA200400573A1; FR2855272A1; CN1573013B; FR2859539B1; NO20042106L; GB2402489A; NO335727B1; US20050140373A1; EA007587B1; CN1573013A; CN101082276A; DE102004024969A1; MXPA04004692A; BRPI0401805B1; CN101082276B; GB0410076D0; GB2402489B

Abstract

Une nouvelle technique de traitement de données à la volée est utile pour extraire des signaux à partir de la variation azimutale des mesures directionnelles acquises par un outil de diagraphie dans un sondage. Les signaux de frontière, d'anisotropie et de fracture appropriés sont extraits de la réponse de formation par ajustement de la variation azimutale des tensions mesurées à certaines fonctions sinusoïdales. L'orientation de la stratification est également obtenue en tant que résultat. Les signaux directionnels extraits sont utiles pour obtenir des distances de frontière et prendre des décisions de géoguidage. Deux techniques mettant en oeuvre l'inversion et la génération de tracé croisé peuvent être utilisées, suivant la nature de la frontière. Une interface d'utilisateur graphique (GUI) fait partie d'un système pour faciliter la définition flexible d'objectifs d'inversion, pour améliorer les résultats d'inversion, et pour la visualisation du modèle de formation ainsi que des mesures d'inversion.

Description

PROCEDE DE RESISTIVITE ELECTROMAGNETIQUE DIRECTIONNELLE CONTEXTE DE L'INVENTION Domaine de l'invention
La présente invention concerne généralement le domaine de la diagraphie de sondage. Plus particulièrement, l'invention concerne des techniques améliorées dans lesquelles des instruments équipés de systèmes d'antenne ayant des représentations de dipôle magnétique transversal ou incliné sont utilisés pour des mesures électromagnétiques de formations souterraines et pour positionner des sondages par rapport à des frontières géologiques dans un réservoir.

L'invention a une application générale dans l'art de la diagraphie de sondage, mais est particulièrement utile dans une opération de diagraphie en cours de forage.

Etat de l'art antérieur
Différentes techniques de diagraphie de sondage sont connues dans le domaine de la prospection et la production d'hydrocarbures. Ces techniques utilisent typiquement des instruments ou des outils équipés de sources adaptées pour émettre de l'énergie dans une formation souterraine qui a été pénétrée par un sondage. Dans cette description, "instrument" et "outil" sont utilisés de manière interchangeable pour désigner, par exemple, un instrument (ou outil) électromagnétique, un outil (ou instrument) de travail au câble, ou un outil (ou instrument) de diagraphie en cours de forage. L'énergie émise interagit avec la

formation environnante pour produire des signaux qui sont ensuite détectés et mesurés par un ou plusieurs capteurs. En traitant les données de signal détecté, un profil des propriétés de la formation est obtenu.

Les diagraphies par induction et par propagation électromagnétique (EM) sont des techniques connues. Les instruments de diagraphie sont disposés dans un sondage pour mesurer la conductivité électrique (ou son inverse, la résistivité) de formations rocheuses entourant le sondage. Dans la présente description, toute référence à la conductivité est destinée à inclure son inverse, la résistivité, ou réciproquement.

Un outil de résistivité électromagnétique type comprend une antenne émettrice et une ou plusieurs (typiquement une paire) d'antennes réceptrices disposées à une certaine distance de l'antenne émettrice le long de l'axe de l'outil (voir la figure 1).

Les outils d'induction mesurent la résistivité (ou conductivité) de la formation en mesurant la tension induite dans la ou les antenne(s) réceptrice(s) due au flux magnétique induit par les courants circulant dans l'antenne émettrice (ou de transmission). Un outil de propagation EM fonctionne de manière similaire mais, typiquement, à des fréquences plus élevées que les outils à induction pour des espacements d'antenne comparables (environ 106 Hz pour les outils à propagation comparé à environ 104 Hz pour les outils à induction). Un outil à propagation type peut fonctionner dans une plage de fréquence de 1 kHz à 2 MHz.

Les émetteurs et récepteurs conventionnels sont des antennes formées de bobines constituées d'un ou plusieurs tours de fil conducteur isolé enroulés autour d'un support. Ces antennes peuvent typiquement fonctionner en tant que sources et/ou récepteurs. Il apparaîtra à l'homme du métier que la même antenne peut être utilisée en tant qu'émetteur à un moment et en tant que récepteur à un autre. Il apparaîtra également que les configurations d'émetteur-récepteur présentement décrites sont interchangeables en raison du principe de réciprocité, c'est-à-dire que "l'émetteur" peut être utilisé en tant que "récepteur", et vice-versa.

Les antennes fonctionnent selon le principe qu'une bobine portant un courant (par exemple, une bobine émettrice) génère un champ magnétique. L'énergie électromagnétique provenant de l'antenne émettrice est émise dans la formation environnante et cette émission induit des courants de Foucault circulant dans la formation autour de l'émetteur (voir la figure 2A). Les courants de Foucault induits dans la formation, qui sont des fonctions de la résistivité de la formation, génèrent un champ magnétique qui, à son tour, induit une tension électrique dans les antennes réceptrices.

Si une paire de récepteurs espacés est utilisée, les tensions induites dans les deux antennes réceptrices auront des phases et des amplitudes différentes en raison de la propagation géométrique et l'absorption par la formation environnante. La différence de phase (déphasage #) et de rapport d'amplitude (atténuation, A) des deux récepteurs peuvent être utilisées pour

déduire la résistivité de la formation. Le déphasage (#) et l'atténuation (A) détectés dépendent non seulement de l'espacement entre les deux récepteurs et des distances entre l'émetteur et les récepteurs, mais également de la fréquence des ondes EM générées par l'émetteur.

Dans des instruments de diagraphie à induction et à propagation conventionnels, les antennes émettrices et réceptrices sont montées avec leurs axes le long de l'axe longitudinal de l'instrument. Par conséquent, ces outils sont mis en oeuvre avec des antennes ayant des représentations de dipôle magnétique longitudinal (LMD). Une technique émergente dans le domaine de la diagraphie de sondage est l'utilisation d'instruments comprenant des antennes ayant des bobines inclinées ou transversales, c'est-à-dire que l'axe de la bobine n'est pas parallèle à l'axe longitudinal de l'outil.

Ces instruments sont donc mis en oeuvre avec une antenne à dipôle magnétique transversal ou incliné (TMD). Il apparaîtra à l'homme du métier que différentes manières sont possibles pour incliner ou biaiser une antenne. Des instruments de diagraphie équipés d'antennes TMD sont décrits, par exemple, dans les brevets U.S. n 6 163 155 ; 147 496 ; 5 115 198 ; 4 319 191 ; 5 508 616 ; 5 757 191 ; 5 781 436 ; 6 044 325 ; et 6 147 496.

La figure 2A présente une représentation simplifiée de courants de Foucault et d'énergie électromagnétique (EM) circulant depuis un instrument de diagraphie disposé dans une partie ou un segment de sondage qui pénètre dans une formation souterraine dans

une direction perpendiculaire aux couches de sédimentation. Ce n'est cependant pas une description exacte de tous les différents segments qui constituent un sondage - en particulier lorsque le sondage a été foré de manière directionnelle comme décrit ci-dessous. A savoir, des segments d'un sondage pénètrent souvent dans des couches de formation à un angle autre que 90 degrés, comme décrit sur la figure 2B. Lorsque cela se produit, le plan de formation est dit avoir une relation de pendage. Un angle de pendage relatif, #, est défini comme étant l'angle entre l'axe du sondage (axe d'outil) BA et la normale N par rapport au plan P d'une couche de formation souhaitée.

Les techniques de forage connues dans l'art comprennent le forage de sondages depuis une position géographique choisie à la surface du sol, le long d'une trajectoire choisie. La trajectoire peut s'étendre à d'autres positions géographiques choisies à des profondeurs particulières dans le sondage. Ces techniques sont appelées collectivement techniques de "forage directionnel". Une application du forage directionnel est le forage de sondages fortement déviés (par rapport à la verticale) ou même horizontaux, des sondages dans et le long de formations rocheuses contenant des hydrocarbures relativement minces (appelées "zones productives") sur des distances étendues. Ces sondages fortement déviés sont censés augmenter fortement le drainage d'hydrocarbures depuis la zone productive par rapport aux sondages "conventionnels" qui pénètrent "verticalement" (de manière sensiblement perpendiculaire à l'agencement de

couches de la formation, comme décrit sur la figure 2A) dans la zone productive.

Dans un puits de sondage fortement dévié ou horizontal dans une zone productive, il est important de maintenir la trajectoire du sondage de telle manière qu'il reste dans une position particulière dans la zone productive. Des systèmes de forage directionnel sont connus dans l'art qui utilisent des "moteurs à boues" et des "foreuses pliées", ainsi que d'autres moyens, pour contrôler la trajectoire d'un sondage par rapport à des références géographiques, telles que le nord magnétique, la gravité terrestre (verticale) et la vitesse de rotation de la terre (par rapport à l'espace cosmique). L'agencement de couches des formations, cependant, peut être tel que la zone productive ne soit pas située le long d'une trajectoire prévisible à des positions géographiques distantes de l'emplacement en surface du sondage. Typiquement, l'opérateur de sondage utilise des informations (telles que des diagraphies LWD) obtenues lors du forage de sondage pour maintenir la trajectoire du sondage dans la zone productive et pour vérifier que le sondage est, en fait, foré dans la zone productive.

Des techniques connues dans l'art pour maintenir une trajectoire sont décrites, par exemple, dans Tribe et al., Precise Well Placement using Rotary Steerable Systems and LWD measurement, SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, publication 71396,30 septembre 2001. La technique décrite dans cette référence est basée sur des réponses de capteur de conductivité LWD. Si, par exemple, la conductivité de la zone productive est

connue avant la pénétration par le sondage et si les conductivités de zones sus-jacentes et sous-jacentes présentent un contraste significatif par rapport à la zone productive, une mesure de la conductivité de formation effectuée durant le forage peut être utilisée en tant que critère pour "guider" le sondage de manière à rester dans la zone productive. Plus spécifiquement, si la conductivité mesurée s'écarte significativement de la conductivité de la zone productive, c'est une indication que le sondage approche de, ou a même pénétré, l'interface de la formation rocheuse susjacente ou sous-jacente. A titre d'exemple, la conductivité d'un sable saturé en pétrole peut être significativement plus faible que celle d'une argile litée sous-jacente ou sus-jacente. Une indication que la conductivité en position adjacente au sondage augmente peut être interprétée comme une indication que le sondage approche de la couche de formation susjacente ou sous-jacente (de l'argile litée dans cet exemple). La technique de forage directionnel utilisant une mesure de propriété de formation pour guider l'ajustement de trajectoire est généralement appelée "géoguidage".

En plus des mesures EM, des mesures acoustiques et radioactives sont également utilisées en tant que moyen de géoguidage. En utilisant à nouveau l'exemple d'une zone de production de pétrole avec de l'argile litée sous-jacent et sus-jacent, la radioactivité gamma naturelle dans la zone productive est généralement nettement inférieure à l'activité de rayonnement gamma naturelle des formations d'argile litée au-dessus et

au-dessous de la zone productive. En conséquence, une augmentation de l'activité de rayonnement gamma naturelle mesurée par un capteur de rayons gamma LWD indiquera que le sondage dévie du centre de la zone productive et approche ou pénètre l'interface supérieure ou inférieure avec l'argile litée.

Si, comme dans les exemples précédents, la conductivité et la radioactivité naturelle des formations d'argile litée sus-jacente et sous-jacente sont similaires l'une à l'autre, les techniques de géoguidage précédemment décrites indiquent uniquement que le sondage quitte la zone productive, mais n'indiquent pas si le sondage s'écarte de la zone productive par le sommet de la zone ou par la base de la zone. Cela pose un problème à l'opérateur de forage, qui doit corriger la trajectoire du forage pour maintenir la position choisie dans la zone productive.

Des instruments de diagraphie à induction EM sont correctement adaptés pour les applications de géoguidage parce que leur profondeur latérale (radiale) d'investigation dans les formations entourant le sondage est relativement élevée, en particulier par rapport aux instruments nucléaires. L'investigation radiale plus profonde permet aux instruments à induction de "voir" à une distance latérale (ou radiale) significative de l'axe du sondage. Dans les applications de géoguidage, cette plus grande profondeur d'investigation permet la détection de l'approche de frontières de couches de formation à des distances latérales plus élevées du sondage, ce qui laisse à l'opération de forage plus de temps pour

effectuer d'éventuelles corrections de trajectoire. Les instruments de type à propagation conventionnels sont capables de détecter des variations axiales et latérales (radiales) de conductivité des formations entourant l'instrument, mais la réponse de ces instruments ne peut généralement pas résoudre les variations azimutales de la conductivité des formations entourant l'instrument. De plus, de tels instruments sont incapables de détecter une anisotropie dans des puits verticaux.

Deux marchés émergents importants rendent la résolution de ces inconvénients plus urgente. Le premier domaine émergent est le besoin croissant d'un positionnement de puits précis, qui requiert des mesures directionnelles pour prendre des décisions de guidage pour placer le sondage de manière optimale dans le réservoir. Le second est la réponse de résistivité faible dans des formations stratifiées où l'identification et la caractérisation précises de réserves d'hydrocarbures n'est pas possible sans connaître l'anisotropie de résistivité. De nombreux brevets récents décrivent des procédés et appareils pour effectuer des mesures directionnelles et obtenir une anisotropie de résistivité. Pour les applications de diagraphie en cours de forage, le brevet U.S. n 5 508 616 de Sato et al. décrit un outil à bobine de type à induction avec deux bobines inclinés dans des directions différentes non alignées avec l'axe longitudinal de l'outil. Le caractère directionnel de la mesure est illustré par un argument simple en ce que la fonction de sensibilité des deux bobines inclinées

est concentrée vers la région de chevauchement de la zone de sensibilité de chaque bobine. Par rotation de l'outil, Sato et al. revendiquent qu'une image de résistivité azimutale plus profonde de la formation peut être obtenue. Cependant, cette référence de brevet ne donne aucun détail sur la manière d'obtenir la résistivité azimutale et ne décrit pas de techniques de détection/caractérisation de frontière requises pour prendre des décisions de géoguidage quantitatives.

Le brevet U.S. n 6 181 138 de Hagiwara et Song étend les bobines directionnelles fixes simples de Sato et al. à des triples bobines à induction orthogonales toutes colocalisées avec l'émetteur et le récepteur.

Aucune rotation de l'outil n'est indiquée comme étant requise, étant donné que la direction de focalisation peut être ajustée dans une orientation arbitraire par combinaison linéaire des réponses des bobines orthogonales. Il n'est pas clairement indiqué s'il existe une conception d'écran qui permette le passage de toutes les composantes EM requises sans distorsion incontrôlable importante de la forme d'onde pour les applications "en cours de forage".

Le brevet U.S. n 6 297 639 de Clark et al., cédé au cessionnaire de la présente invention, décrit des procédés et un appareil pour effectuer des mesures directionnelles en utilisant différentes conceptions d'écran pour produire une atténuation choisie de l'énergie d'onde EM pour des bobines d'antennes axiales, inclinées et transversales. Cette référence de brevet décrit, entre autres choses, des mesures par induction et propagation directionnelles générales avec

des bobines inclinées et des écrans appropriés, ainsi qu'un procédé pour conduire la compensation de sondage pour celles-ci qui n'est pas trivial. Une combinaison de bobines émettrice/réceptrice - une axiale et une inclinée - est explicitement décrite par Clark et al., ainsi que son application pour la détection de direction de frontière de couche en observant la variation azimutale du signal induit lorsque l'outil tourne. La variation azimutale du couplage peut être utilisée pour guider des puits en cours de forage. Des brevets d'écrans supplémentaires ont été cédés depuis, comprenant le brevet U.S. n 6 351 127 de Rosthal et al. et le brevet U.S. n 6 566 881 de Omeragic et al., tous deux étant cédés au cessionnaire de la présente invention.

Le brevet U.S. n 6 476 609 de Bittar étend un brevet d'anisotropie antérieur décrivant des émetteurs et des récepteurs pouvant avoir un angle d'inclinaison, le brevet U.S. n 6 163 155 également de Bittar, au domaine d'application du géoguidage. La réponse à une stratification d'un appareil à induction et propagation incliné haut/bas est décrite par la différence ou le rapport de signaux dans deux orientations différentes, mais aucun écran n'est mentionné. Les effets de l'anisotropie ou du pendage ne sont pas non plus considérés. Il manque également une description de la manière d'utiliser ces mesures pour dériver une distance précise par rapport à une frontière de couche de formation. Le brevet US 6 476609 suppose implicitement que l'orientation de la stratification est précisément connue de manière à calculer la réponse

haute/basse. Aucune technique, cependant, n'est décrite pour localiser la direction vers le haut ou vers le bas précise avant le calcul des signaux directionnels hautbas.

La publication de demande de brevet U.S. n 2003/0085707 de Minerbo et al., cédée au cessionnaire de la présente invention, décrit des configurations d'outil et des techniques de symétrisation qui simplifient la réponse des mesures directionnelles au point qu'elle devienne pratiquement indépendante de l'anisotropie ou de l'angle de pendage.

Les réponses à la distance de frontière de couche avec différents pendages et anisotropies se chevauchent sensiblement, sauf à proximité de la frontière de couche. Des mesures de type à induction à deux bobines (un émetteur et un récepteur : "TR") et de type à propagation à trois bobines (un émetteur et deux récepteurs : "TRR") peuvent être symétrisées pour obtenir cette simplification. La symétrisation est effectuée entre deux paires TR inclinées de même espacement, mais l'angle incliné d'émetteur et l'angle incliné de récepteur étant échangés. Seuls les cas dans lesquels les moments magnétiques des émetteurs et des récepteurs sont situés dans le même plan sont pris en compte. Cela présente l'inconvénient de ne pas permettre d'obtenir le signal requis pour le géoguidage en permanence durant le coulissage, ce qui est le cas pour le positionnement de puits avec un moteur à boue durant la définition d'angle sur la trajectoire. S'il s'avère que le moment magnétique de l'outil est situé parallèlement à l'agencement de couches durant le

coulissage, le signal directionnel haut/bas généré est égal à zéro indépendamment de la distance à la frontière. Par conséquent, aucune surveillance de la distance n'est possible.

La publication de brevet U.S. n 2003/0200029 de Omeragic et al., également cédée au cessionnaire de la présente invention, décrit des mesures directionnelles de type à propagation pour la détermination d'anisotropie dans des puits presque verticaux avec compensation de sondage. Des techniques d'inversion sont également utilisées pour obtenir la propriété anisotrope de la formation. La publication de brevet U. S. n 2003/0184302 de Omeragic et Esmersoy, cédée au cessionnaire de la présente invention, décrit également des techniques d'investigation avec des mesures directionnelles.

Les publications de brevet U.S. n 2004/0046560A1 et 2004/0046561A1 de Itzkovic et al., décrivent l'utilisation d'antennes quadripolaires, et des mesures de type couplage dipôle-quadripôle transversal et induction avec des caractéristiques directionnelles similaires à une réponse XZ de dipôle croisé conventionnelle. La réalisation pratique sur une massetige métallique et le blindage adéquat de telles antennes ne sont pas clairement décrits. De plus, l'effet sur le sondage de telles mesures et de ses interaction/couplage avec l'effet de frontière peuvent être différents des mesures de type XZ.

Aucune des références de brevet ci-dessus ne décrit l'utilisation de réponses azimutales du signal mesuré ou des techniques pour extraire de telles

réponses. Ces références ne décrivent pas la manière d'utiliser la mesure directionnelle pour obtenir des distances à une frontière pour utilisation en géoguidage. Seule la mesure appelée haut/bas, qui est la différence de signal mesuré entre l'outil dirigé directement vers et depuis la couche de formation, est mentionnée. Les informations de pendage et d'azimut de stratification précises ne sont généralement pas connues avant le forage, et, de plus, elles varient fréquemment dans des situations de positionnement de puits complexes lorsqu'un géoguidage est requis.

L'utilisation d'une direction haut/bas de stratification prédéfinie produit, au mieux, une mesure dégradée et, au pire, peut conduire à des décisions de géoguidage erronées lorsque azimut de stratification change brusquement. En principe, les mesures peuvent être mises en fichier en fond de manière azimutale.

Cette technique présente plusieurs inconvénients comprenant des difficultés à aligner les fichiers supérieur et inférieur précisément avec l'orientation de la stratification de formation et l'incapacité à utiliser (c'est-à-dire, perdre) les données qui ne sont pas dans les fichiers haut et bas. La mémoire importante requise pour enregistrer les données azimutales avec une précision suffisante est également un problème.

Plus important, l'art existant pour le géoguidage utilisant des mesures directionnelles fonctionne uniquement pour le guidage vers le haut et vers le bas.

Il existe de nombreux cas dans lesquels le sondage doit

se déplacer de manière azimutale pour éviter de sortir de la zone productive.

Il existe donc un besoin de procédés et de techniques d'extraction et d'analyse de la dépendance azimutale des mesures de diagraphie directionnelles, utilisant des mesures effectuées à tous les angles azimutaux, pour caractériser la formation rocheuse et pour guider les puits durant le forage avec une précision améliorée.

De plus, il existe un besoin d'obtenir azimut de stratification à partir des mesures directionnelles et de générer des mesures qui peuvent être utilisées pour le positionnement de puits en guidage haut/bas ou azimutal.

De plus, il existe un besoin de procédés d'utilisation de ces mesures directionnelles en temps réel pour obtenir des distances de frontière de couche et pour obtenir des modèles souterrains précis de telle manière que des décisions de géoguidage puissent être prises pour le positionnement de puits.

De plus, il existe un besoin d'un procédé de détection de la présence d'anisotropie de résistivité dans des couches de formation adjacentes à des puits sensiblement verticaux.

De plus, il existe un besoin d'un système efficace qui permette de telles mesures directionnelles, les analyse au fond et transmette les informations appropriées à la surface pour faciliter le géoguidage haut/bas ou azimutal lors du positionnement de puits.

De plus, il serait avantageux qu'un tel système puisse fournir des informations de distance à une frontière

durant les phases de coulissage du forage (c'est-àdire, sans rotation du train de tiges de forage) ainsi que lorsque le système/ outil est en rotation.

DEFINITIONS
Certains termes sont définis tout au long de cette description tels qu'ils sont utilisés la première fois, tandis que certains autres termes utilisés dans cette description sont définis ci-dessous :
La "convergence" désigne l'état dans lequel des valeurs calculées de manière itérative sont proches de valeurs observées ou de limites finies au fur et à mesure que le nombre de cycles d'itération augmente.

Un "tracé croisé" désigne un graphique, ou la génération d'un tel graphique, qui représente la relation entre deux mesures différentes du même sujet ou échantillon.

"Inversion" ou "inverser" désigne la dérivation d'un modèle (également appelé "modèle d'inversion") à partir de données mesurées (par exemple, des données de diagraphie) qui décrit une formation souterraine et est cohérent avec les données mesurées.

"Face de coupe" désigne l'orientation angulaire d'un instrument autour de son axe longitudinal et représente un angle sous-tendu entre une référence choisie sur le logement de l'instrument (par exemple, une masse-tige de forage) et la paroi la plus haute sur le plan gravitationnel du forage ou le nord géographique.

"Symétrie" ou "symétrique", dans le présent contexte, désigne une configuration dans laquelle des

ensembles d'agencements d'émetteur-récepteur sont disposés dans des orientations opposées le long de l'axe longitudinal d'un outil, de telle manière que les ensembles émetteur-récepteur puissent être corrélés à une opération de symétrie standard (par exemple, une translation, un plan de miroir, une inversion et une rotation) par rapport à un point sur l'axe de l'outil ou un plan de symétrie perpendiculaire à l'axe de l'outil.

RESUME DE L'INVENTION
Des aspects de la présente invention concernent la caractérisation de formation grâce à l'utilisation de tracés croisés. Un procédé comprend l'étape de génération de tracé croisé de deux mesures de diagraphie directionnelles acquises par un instrument disposé dans un sondage croisant la formation pour obtenir une distance à au moins une frontière de formation et une résistivité pour au moins une couche de formation. Le tracé croisé est réalisé en utilisant une frontière. La résistivité obtenue est la résistivité de couche d'épaulement et la distance obtenue est la distance la plus proche de la couche d'épaulement.

Un autre procédé comprend l'étape de génération de tracé croisé d'une résistivité et d'une mesure directionnelle déterminées en utilisant un instrument disposé dans un sondage croisant la formation pour obtenir une distance à au moins une frontière de formation et une résistivité pour au moins une couche de formation. Le tracé croisé est réalisé en utilisant

un modèle à une frontière. La résistivité obtenue est la résistivité de couche d'épaulement et la distance obtenue est la distance la plus proche de la couche d'épaulement.

Un procédé supplémentaire comprend l'étape consistant à générer un tracé croisé d'une résistivité et deux mesures directionnelles déterminées en utilisant un instrument disposé dans un sondage croisant la formation pour obtenir une distance à au moins une frontière de formation et une résistivité pour au moins deux couches de formation. Le tracé croisé est réalisé en utilisant un modèle à une frontière. Les résistivités obtenues sont les résistivités de couche et de couche d'épaulement, et la distance obtenue est la distance la plus proche de la couche d'épaulement. La distance à la frontière et la résistivité de couche déterminées peuvent être utilisées pour prendre des décisions de forage.

Un autre aspect de la présente invention concerne l'utilisation d'une technique d'inversion pour interpréter les mesures directionnelles pour des applications de géoguidage. Présentement, l'algorithme d'ajustement itéractif est utile pour des mesures directionnelles en temps réel sélectionnées comme étant utiles en géoguidage. Un modèle d'inversion approprié est choisi pour les mesures directionnelles en temps réel sélectionnées. Une fois qu'il est vérifié que le modèle choisi est cohérent avec d'autres informations, il est utilisé pour prendre des décisions de forage.

L'étape de sélection de modèle comprend l'exécution d'une pluralité de modèles comprenant des types de modèle : isotrope homogène (un seul paramètre : résistivité) ; anisotrope homogène (deux paramètres : Rh et Rv) ; formation isotrope à frontière unique, frontière au-dessus ou au-dessous (trois paramètres : Rcouche, Répaulement et distance à la frontière) ; formation anisotrope à frontière unique, frontière au-dessus ou au-dessous (quatre paramètres : Rcouche~h, Rcouche~v, Répaulement et distance à la frontière ; formation isotrope à deux frontières et trois paramètres : (cinq paramètres : Rcouche, Répaulement~haut, Répaulement~bas et distance à la frontière au-dessus et au-dessous de l'outil) ; formation anisotrope à deux frontières et trois paramètres : (six paramètres : Rcouche~h, Rcouche~v, Répaulement~~haut, Répaulement bas et distance à la frontière au-dessus et au-dessous de l'outil).

L'étape de sélection de modèle comprend, de préférence, la création d'une visualisation des mesures directionnelles sélectionnées.

Dans un mode de réalisation particulier, l'étape de sélection de modèle comprend l'identification de paramètres de formation connus, le choix interactif des modèles avec lesquels inverser les mesures directionnelles, et le choix du modèle le plus simple qui est ajuté aux informations connues.

L'étape de vérification de modèle comprend la comparaison du modèle choisi aux caractéristiques

géologiques connues et aux autres paramètres de formation mesurés, et la mise à jour du modèle choisi si le modèle choisi n'est pas cohérent avec les informations connues.

L'étape de mise à jour comprend l'affinement du modèle choisi sur la base de l'un parmi les tendances, les connaissances antérieures, des informations externes et une combinaison de ceux-ci. Des paramètres d'inversion appropriés sont choisis et des plages pour les paramètres choisis sont définies. Le modèle d'inversion est, de préférence, mis à jour en ajoutant des couches de formation supplémentaires. Certaines des mesures directionnelles en temps réel peuvent être repondérées ou éliminées et les mesures directionnelles en temps réel résultantes réinversées dans le modèle mis à jour.

Les procédés de génération de tracé croisé selon la présente invention comprennent, de préférence, la définition d'un modèle approprié, le choix de mesures directionnelles appropriées, l'entrée des mesures sélectionnées dans le modèle défini pour générer le tracé croisé, et la génération d'une représentation graphique du tracé croisé. Le tracé croisé peut être mis à jour avec des mesures en temps réel supplémentaires.

BREVE DESCRIPTION DES DESSINS
Afin que les caractéristiques et avantages de la présente invention mentionnés ci-dessus puissent être compris en détail, une description plus particulière de l'invention, brièvement résumée ci-dessus, peut être

faite en référence aux modes de réalisation de celle-ci qui sont illustrés dans les dessins annexés. Il doit être noté, cependant, que les dessins annexés illustrent uniquement des modes de réalisation types de cette invention et, par conséquent, ne doivent pas être considérés comme une limitation de sa portée, car l'invention peut admettre d'autres modes de réalisation également efficaces.

La figure 1 représente des schémas d'outils à induction et à propagation de l'art antérieur.

Les figures 2A et 2B sont des vues en élévation représentant des courants de Foucault induits par un outil de diagraphie dans un sondage pénétrant dans une formation sans et avec un pendage relatif, respectivement.

La figure 3 est une représentation en élévation d'un train de tiges de forage rotatif conventionnel dans lequel la présente invention peut être avantageusement utilisée.

La figure 4 est une représentation schématique d'un outil de diagraphie de mesure directionnelle de base ayant des paires d'antennes émettrices et réceptrices symétriques.

La figure 5A est une représentation schématique d'un outil de diagraphie de mesure directionnelle ayant une configuration TRR qui est insensible à l'anisotropie à un angle de pendage quelconque, selon un aspect de la présente invention.

La figure 5B représente des tracés de la réponse de propagation directionnelle pour une formation à

trois couches en utilisant un outil de diagraphie selon la figure 5A.

La figure 6 représente une comparaison graphique d'une technique de mise en fichier et d'une technique d'ajustement à la volée selon un aspect de la présente invention.

La figure 7 présente des tracés représentant la convergence et l'erreur dans un ensemble de coefficients cibles obtenus par une technique d'ajustement selon un aspect de la présente invention, mise en oeuvre par un algorithme entier dans un processeur de signal numérique selon un autre aspect de la présente invention.

La figure 8 représente un tracé croisé représentant une mesure de résistivité conventionnelle et une mesure directionnelle utilisées pour obtenir la résistivité d'une couche de formation et la distance aux frontières de couche, pour une résistivité de couche d'épaulement connue.

La figure 9 représente les résultats d'une technique d'inversion appliquée pour obtenir la résistivité et les localisations de frontière point par point d'une couche de formation.

La figure 10 représente une technique d'inversion à base de tracé croisé appliquée pour interpréter les mesures de résistivité directionnelles.

La figure 11 est un organigramme pour le géoguidage selon un aspect de la présente invention.

La figure 12 est un organigramme pour un tracé croisé utile pour déterminer des distances de frontière de couche et l'application de telles distances en

géoguidage en temps réel, selon des aspects supplémentaires de la présente invention.

La figure 13 représente un schéma d'organigramme représentant la structure d'une GUI pour afficher des modèles de couche de formation basés sur une inversion.

La figure 14 représente une visualisation générée par ordinateur d'une inversion de géoguidage associée à la GUI de la figure 13.

DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION
La figure 3 représente un appareil de forage et un train de tiges de forage conventionnels dans lesquels la présente invention peut être avantageusement utilisée. Une plate-forme terrestre et un ensemble de derrick 10 sont positionnés sur un sondage 11 pénétrant dans une formation souterraine F. Dans le mélange de réaction illustré, le sondage 11 est formé par forage rotatif d'une manière qui est connue. Il apparaîtra à l'homme du métier dont cette description bénéficie, cependant, que la présente invention peut également être appliquée dans des applications de forage directionnel ainsi que de forage rotatif et n'est pas limité à des appareils de forage terrestres.

Un train de tiges de forage 12 est suspendu dans le sondage 11 et comprend un trépan 15 à son extrémité inférieure. Le train de tiges de forage 12 est mis en rotation par une table de rotation 16, entraînée par des moyens non représentés, qui met en prise une tige d'entraînement 17 à l'extrémité supérieure du train de tiges de forage. Le train de tiges de forage 12 est suspendu à un crochet 18, attaché à une moufle mobile

(également non représentée), par l'intermédiaire de la tige entraînement 17 et une tête d'injection rotative 19 qui permet la rotation du train de tiges de forage par rapport au crochet.

Un liquide ou boue de forage 26est stocké dans un bassin de décantation 27 formé au site du puits. Une pompe 29délivre la boue de forage 26à l'intérieur du train de tiges de forage 12 par l'intermédiaire d'un orifice dans la tête d'injection 19, ce qui amène la boue de forage à s'écouler vers le bas dans le train de tiges de forage 12 comme indiqué par la flèche directionnelle 9. La boue de forage sort du train de tiges de forage 12 par des orifices dans le trépan 15, puis circule vers le haut à travers la région entre l'extérieur du train de tiges de forage et la paroi du sondage, appelée espace annulaire, comme indiqué par les flèches de direction 32. De cette manière, la boue de forage lubrifie le trépan 15 et entraîne les découpes de formation à la surface lorsqu'elle retourne au bassin de décantation 27 pour recirculation.

Le train de tiges de forage 12 comprend, de plus, un ensemble de fond de puits, généralement désigné par 34, près du trépan 15 (en d'autres termes, à plusieurs longueurs de masse-tige du trépan). L'ensemble de fond de puits comprend des dispositifs pour mesurer, traiter et stocker des informations, ainsi que communiquer avec la surface. L'ensemble de fond de puits 34 comprend donc, entre autres choses, un appareil de mesure et de communication locale 36pour déterminer et communiquer la résistivité de la formation F entourant le sondage 11. L'appareil de communication 36, également appelé

outil de résistivité, comprend une première paire d'antennes émettrice/ réceptrice T, R, ainsi qu'une seconde paire d'antennes émettrice/ réceptrice T', R'.

La seconde paire d'antennes T', R' est symétrique par rapport à la première paire d'antennes T, R, comme décrit de manière plus détaillée ci-dessous. L'outil de résistivité 36 comprend, de plus un dispositif de commande pour commander l'acquisition de données, comme il est connu dans l'art.

L'ensemble de fond de puits 34 comprend, de plus, des instruments logés dans des masses-tiges 38,39 pour remplir différentes autres fonctions de mesure, telles que la mesure de la radiation naturelle, de la densité (rayons gamma ou neutrons), et la pression interstitielle de la formation F. Au moins certaines masses-tiges sont équipées de stabilisateurs 37, comme il est connu dans l'art.

Un sous-ensemble de communication avec la surface/locale 40 est également inclus dans l'ensemble de fond de puits 34, juste au-dessus de la masse-tige 39. Le sous-ensemble 40 comprend une antenne toroïdale 42 utilisée pour la communication locale avec l'outil de résistivité 36 (bien que d'autres moyens de communication locale puissent être avantageusement utilisés), et un type connu de système de télémétrie acoustique qui communique avec un système similaire (non représenté) à la surface terrestre par l'intermédiaire de signaux transmis dans le liquide ou boue de forage. Par conséquent, le système de télémétrie dans le sous-ensemble 40 comprend un émetteur acoustique qui génère un signal acoustique

dans la boue de forage (également appelé "boue pulsée") qui est représentatif des paramètres de fond mesurés.

Le signal acoustique généré est reçu à la surface par des capteurs représentés par le numéro de référence 31. Les capteurs, par exemple, des capteurs piézoélectriques, convertissent les signaux acoustiques reçus en signaux électroniques. La sortie des capteurs 31 est couplée à un sous-système de réception de surface 90, qui démodule les signaux transmis. La sortie du sous-système de réception 90 est ensuite couplée à un processeur 85 et un enregistreur 45 informatiques. Le processeur 85 peut être utilisé pour déterminer le profil de résistivité de formation (entre autres choses) sur une base en "temps réel" durant la diagraphie ou ultérieurement en accédant aux données enregistrées provenant de l'enregistreur 45. Le processeur informatique est couplé à un moniteur 92 qui utilise une interface d'utilisateur graphique ("GUI") par l'intermédiaire de laquelle les paramètres de fond mesurés et des résultats particuliers dérivés de ceuxci (par exemple, des profils de résistivité) sont représentés graphiquement pour l'utilisateur.

Un système de transmission de surface 95 est également disposé pour recevoir des commandes entrées par l'utilisateur (par exemple, par l'intermédiaire de la GUI dans le moniteur 92) et est fonctionnel pour interrompre sélectivement le fonctionnement de la pompe 29d'une manière qui est détectable par des capteurs 99 dans le sous-ensemble 40. De cette manière, il existe une communication bilatérale entre le sous-ensemble 40 et l'équipement de surface. Un sous-ensemble 40 adapté

est décrit de manière plus détaillée dans les brevets U. S. n 5 235 285 et 5 517 464, tous deux étant cédés au cessionnaire de la présente invention. il apparaîtra à l'homme du métier que d'autres techniques acoustiques, ainsi que d'autres moyens de télémétrie (par exemple, électromécaniques, électromagnétiques) peuvent être utilisés pour la communication avec la surface.

Dépendance azimutale de la mesure directionnelle et du nouvel équivalent de type à propagation
Deux types d'antenne à bobine sont utilisés pour comparer des mesures avec une sensibilité directionnelle. Un type obtient sa sensibilité directionnelle par le fait que l'antenne est décalée, par exemple, par rapport au centre de l'axe longitudinal d'un outil de diagraphie, ou partiellement couverte. Des mesures directionnelles peuvent également être effectuées avec une antenne configurée de telle manière que son moment magnétique ne soit pas aligné avec l'axe longitudinal de l'outil portant l'antenne.

La présente invention concerne le second type d'antenne à sensibilité directionnelle.

La figure 4 représente schématiquement un outil de résistivité de base 36 pour la mesure d'onde électromagnétique (EM) directionnelle. L'outil 36 comprend une antenne émettrice T qui déclenche une onde EM d'une certaine fréquence f et une antenne réceptrice R qui est éloignée d'une certaine distance L. Il est également décrit la paire symétrique (T', R') conformément aux enseignements de la publication de

demande de brevet U.S. n 2003/0085707 ("Minerbo et al.") cédée au cessionnaire de la présente invention.

Par souci de clarté et de simplification, la discussion faite ci-après est limitée à l'antenne émettrice T et l'antenne réceptrice R, bien qu'elle soit généralement applicable à la paire d'antennes symétriques, T' et R'.

Il doit être noté que, bien que les moments inclinés des deux paires de symétrisation soient dans le même plan sur la figure 4, cela n'est pas requis dans la présente invention. Comme il apparaîtra dans la discussion ci-après, des signaux provenant de deux paires qui ont leurs moments dans des plans différents peuvent encore être additionnés les uns aux autres pour obtenir des résultats équivalents si les coefficients ou le déphasage ou l'atténuation directionnels extraits sont utilisés dans l'opération de symétrisation.

En fonctionnement, l'antenne réceptrice R enregistre une tension VRT induite par l'onde EM provenant de la première antenne émettrice T et ses courants secondaires générés dans la formation dans laquelle pénètre le sondage contenant l'outil de diagraphie 36. Les deux antennes T et R sont fixées sur l'outil 36 et, par conséquent, tournent avec l'outil.

Il peut être supposé que les orientations d'antenne peuvent former des angles #T pour l'antenne émettrice T, et #R pour l'antenne réceptrice R. la variation azimutale de la tension de couplage lorsque l'outil est en rotation peut ensuite être exprimée en terme de couplage de composants cartésiens des dipôles magnétiques par :

VRT (#) = [V@cos#T cos#R+1/2(Vxx+V@y)sin#Tsin#R] + [Vxxsin#Tcos#R+Vxxcos#Tsin#R]cos#+[Vjesin#Tcos#R+V@@cos#Tsin#R]sin # + [1/2(Vyz+Vxy)sin#Tsin#R]sin2#+[1/2(V@x-Vy@)sin#Tsin#R]son2# = C@ (#T,#R)+Cic(#T,#R)cos#+Ci@(#T,#R)sin#+C@@(#T,#R)cos2#+C2,(#T,#R)sin2# (1.1) où un ensemble de coefficients complexes Co, C1c, C1s, C2c, C2s, a été défini pour représenter les amplitudes des différents composants de la réponse de formation mesurée. Les coefficients complexes sont donc définis par .

C@ (#T,#R) # [Vncos#Tcos#R+1/2(Vxx+Vyy)sin#Tsin#R] C1c (#T,#R) # [Vxxsin#Tcos#R+Vxxcos#Tsin#R] C@@ (#T,#R) # [Vy@sin#Tcos#R+V@ycos#Tsin#R] C2c (#T,#R) # [1/2(Vxx-Vyy)sin#Tsin#R] C2@ (#T,#R) # [1/2(Vyz+Vxy)sin#Tsin#R] (1.2)
Selon un aspect de la présente invention, il est reconnu que ces coefficients sont des fonctions de la résistivité de formation, la déviation du sondage et l'angle azimut à l'emplacement de l'outil.

Avec une opération de symétrisation, c'est-à-dire (#T # OR), l'éq. (1. 1) est simplifiée en : # (#) # VRT(#,#T,#R)-VRT(#,#R,#T) = 2 [V@@-V2x]sin(#T-#r)cos#+2[Vya-Vxy]sin(#T-#R)sin# #1c(#@ ,#R)cos#+#1s(#T,#R)sin# (1.3)

Toutes les harmoniques de deuxième ordre (C2c, C2s) disparaissent après la soustraction parce qu'elles sont symétriques en terme d'échange d'angles d'inclinaison d'émetteur et de récepteur. Par conséquent, une antisymétrisation simplifie la variation azimutale du signal anti-symétrisé.

A ce stade, le point de référence de l'angle azimutal est arbitraire. Pour La planification de géométrie, si nous choisissons un point de référence à l'angle en tant que direction normale au plan de stratification, alors Vyz = Vzy = 0 par symétrie et # (#) aurait une dépendance pure vis à vis de cos#. Dans une application pratique, l'orientation de la stratification est inconnue. Cependant, quelle que soit la référence, l'orientation de stratification peut être calculée par :

Avec la rotation de #bed, # est normal à la stratification et donc, # (#) est exactement [Vxz - Vzx] hormis une constante de multiplication 2sin(OT - OR) -
Une fois que la tension à chacune des bobines de récepteur due à chacune des bobines d'émetteur est déterminée, la mesure totale peut être déterminée en additionnant les tensions dans le cas d'un outil à induction ; ou en calculant le rapport complexe des tensions dans le cas d'un outil à propagation. Par

exemple, pour le dispositif de diagraphie à propagation de la figure 4, la valeur absolue de la tension à chaque récepteur peut être obtenue comme étant la racine carrée de la somme des carrés des parties réelle et imaginaire de la tension complexe (éq. 1. 1) et le rapport des valeurs absolues donne l'atténuation, à partir de laquelle la résistivité déterminée à partir de l'atténuation Rad peut être obtenue (résistivité de formations à une profondeur relativement élevée d'investigation autour des récepteurs). La phase pour chaque récepteur est obtenue à partir de l'arctangente du rapport des parties réelle et imaginaire de la tension complexe et le déphasage est la différence de phase aux deux récepteurs. La résistivité déterminée à partir du déphasage Rps peut ensuite être obtenue (résistivité de formations à une profondeur relativement faible d'investigation autour des récepteurs).

Pour les mesures de type à propagation, la différence de logarithme des tensions (ou le rapport) entre deux mesures est utilisée. Selon les enseignements de Minerbo et al., nous utilisons l'amplitude de la réponse azimutale, c'est-à-dire, la différence de déphasage et d'atténuation de mesure, à un angle et celle à (# + 180), évaluées au maximum de la réponse de tension. Cela conduit approximativement, à partir des équations (1.1-2) :

Le maximum de #V# est obtenu à # = 0 si x est choisi comme étant la direction normale à la stratification. Evaluée à l'angle 0 = 0, l'éq. (1.5) donne :

Cependant, ce n'est pas encore le type xz-zx pur de réponses qui est souhaité, c'est-à-dire, qui sont insensibles à l'anisotropie et l'angle de pendage de stratification.

La présente invention concerne des mesures directionnelles qui sont insensibles à l'anisotropie de la formation dans une large plage d'angles de pendage et dans une plage de fréquence large. Comme mentionné ci-dessus, des modes de réalisation particuliers de l'invention sont basés sur des configurations ou systèmes d'antennes anti-symétrisées. Après une procédure de symétrisation (#T # OR), comme décrit par Minerbo et al., nous obtenons :

Cela est, à nouveau, similaire à la réponse de type à induction, bien que le dénominateur ait encore des composantes qui ne soient pas simplement [xz-zx]. Cela prouve que la procédure de symétrisation pour une mesure de type à propagation peut produire des réponses similaires à celles de type à induction symétrisée, mais pas un type pur. Il est également vrai qu'une mesure de propagation peut être effectuée dans deux orientations arbitraires de la réponse azimutale.

La réponse finale de cette analyse contient des composantes de différents types de couplages, ce qui, à première vue, semble indésirable compte tenu des techniques de diagraphie conventionnelles. Cependant, cette réponse permet d'obtenir un procédé amélioré de conduite de la mesure de propagation qui est simple et beaucoup plus proche du type à induction. La mesure directionnelle de l'invention est réalisée en observant que différents types de couplages se séparent naturellement en différentes dépendances azimutales. Il doit être noté que nous pouvons utiliser Co, C1c, Cis pour effectuer une mesure directionnelle plus pure.

Une orientation de stratification déterminée #bed peut être supposée à l'aide de l'éq. (1.4), de telle manière que tous les angles 0 et #,# soient référencés dans cette direction. Dans ce cas l'éq. (1. 1) est simplifiée en :

Une mesure de propagation peut alors être simplement définie par :

et

Ensuite, avec la symétrisation, la première expression est obtenue sous la forme :

qui est seulement légèrement différente de l'éq. (1.7) .

Par conséquent, pour le type à induction et à propagation de mesures à deux bobines (TR), l'analyse des différentes composantes doit être effectuée sur le niveau de tension VRT(). Cela produit les comportements exacts de sin, cos, sin2 et cos2 qui peuvent être extraits par l'intermédiaire d'un nouvel algorithme de traitement décrit dans la section suivante.

Il doit être noté, à nouveau, que dans des cas particuliers où #T = 0 ou OR = 0, les termes sin2 et cos2 disparaissent. La dépendance vis à vis de la tension est simplement basée sur les termes sin et cos#.

Un aspect important des mesures de type à propagation de déphasage et d'atténuation est qu'elles sont naturellement adaptées pour des mesures "en cours de forage", pour lesquelles une caractérisation détaillée de la dérive électronique thermique dans des conditions de fond est difficile à obtenir. Les mesures de déphasage et d'atténuation directionnelles présentement définies présentent l'avantage d'un outil de résistivité à propagation compensée de sondage conventionnel : la caractéristique d'antenne émettrice et réceptrice et la dérive de l'électronique de réception sont complètement éliminées de la mesure.

Il doit également être noté que dans cette invention, le processus de symétrisation est exécuté avec les coefficients extraits qui peuvent être extraits indépendamment de azimut relatif effectif des deux paires TR. Si l'orientation de paire TR est physiquement tournée à un angle supplémentaire o

autour de l'axe d'outil, la réponse est décrite exactement avec la même expression sauf que est remplacé par # # # + o. Cela a des implications importantes pour les configurations de bobine effectives. En utilisant deux paires de mesures TR, mais avec des orientations azimutales différentes, le processus de symétrisation durant la rotation peut être exécuté exactement comme si les deux paires étaient dans le même plan. Cependant, lorsque l'outil coulisse, le signal mesuré dans les deux orientations peut être utilisé pour effectuer les mesures directionnelles requises en supposant simplement que azimut de l'outil et la stratification ne changent pas par rapport à la dernière fois que l'outil était encore en rotation. Par conséquent, nous pouvons utiliser l'éq. 1. 3 pour obtenir les amplitudes Clc et Cls requises pour effectuer les mesures de propagation.

Ces analyses peuvent être étendues directement au type TRR conventionnel de mesures, comme décrit dans Minerbo et al. Il apparaîtra aisément à l'homme du métier que cette procédure produit essentiellement la même réponse que celle décrite ci-dessus, mais avec deux fois le signal lorsque l'espacement entre la paire de récepteurs est beaucoup plus faible comparé à l'espacement TR. Les signaux directionnels des deux récepteurs sont simplement additionnés.

La figure 5A représente une configuration TRR qui est insensible à l'anisotropie à un angle de pendage quelconque, et la figure 5B représente des réponses selon cette configuration. L'antenne émettrice Tl est excitée et le déphasage et l'atténuation des antennes

réceptrices Rll, R12 sont mesurés. Ensuite, l'antenne émettrice T2 est excitée et le déphasage et l'atténuation des antennes réceptrices R21, R22 sont mesurés. La lecture de l'outil correspond aux différences entre ces deux ensembles de mesures. Etant donné que les mesures individuelles sont identiques dans un milieu homogène à un angle quelconque et avec une anisotropie quelconque, la lecture de l'outil est zéro dans un milieu homogène à un pendage quelconque.

Les réponses de mesure dans une formation anisotrope à trois couches sont décrites sur la figure 5B. La lecture de l'outil est zéro loin de la frontière à un angle de pendage quelconque, et il y a peu de sensibilité à l'anisotropie à proximité de la frontière. La séparation des réponses provient du fait que les réponses de propagation ne sont pas symétriques si les emplacements de l'émetteur et du récepteur sont échangés. Une mesure haut/bas contient uniquement les informations directionnelles, même à proximité de la frontière. Il doit être observé que les réponses d'atténuation sont pratiquement chevauchantes pour différents pendages si toutes les antennes sont dans le même milieu, de manière similaire à la mesure d'induction XZ-ZX idéale (décrite ci-dessus). Les mesures de déphasage sont également chevauchantes, bien que les réponses aient une valeur doublée dans la couche conductrice (1 S/m).

Algorithmes de processeur de signal numérique (DSP) pour extraire le signal de la dépendance azimutale
Il apparaît clairement dans l'analyse précédente que le meilleur moyen d'extraire les mesures directionnelles est d'analyser les signaux de tension et extraire les mesures appropriées, puis de les synthétiser par symétrisation pour utilisation finale dans le géoguidage. Le procédé conventionnel pour traiter les données azimutales consiste à les mettre en fichiers dans des petits fichiers de portée azimutale égale (voir la partie gauche de la figure 6), comme cela est effectué avec des images de sondage de densité et de résistivité. Ensuite, les fichiers haut et bas peuvent être identifiés en localisant le maximum et le minimum. Cependant, il existe de nombreux inconvénients dans cette technique :
1. la mise en fichiers réduit la résolution d'angle de la mesure ;
2. la mise en fichiers conduit à la perte de données étant donné qu'aucune des données hors des fichiers haut et bas n'est utilisée pour le calcul de distance à la frontière ;
3. dans des cas de broutage, la mise en fichiers n'est pas uniforme et donc, les fichiers haut et bas peuvent être vides ou avoir des petits échantillons, induisant une erreur dans les mesures haut/bas et produisant éventuellement l'identification erronée des valeurs de crête dans le pire des cas ;
4. la mise en fichiers consomme plus de mémoire.

Un aspect de la présente invention concerne principalement la détermination des coefficients des

termes sin#, cos#, sin2 et cos2, qui définissent un nouvel algorithme à utiliser au lieu de la mise en fichiers conventionnelle. Cette technique de l'invention est appelée ajustement "à la volée" de la réponse azimutale en fonction des extractions des termes sin et con correspondants des mesures directionnelles, effectuées de manière itérative (voir les points représentés graphiquement sur la figure 9). Un tel algorithme d'ajustement est exécuté dans un DSP par l'intermédiaire d'un algorithme entier, par conséquent, il est suffisamment rapide pour être exécuté pour tous les canaux dans le temps d'échantillonnage de 4 ms. L'utilisation précise des informations d'angle azimut, et la randomisation des séquences d'acquisition, rendent l'algorithme robuste pour tolérer une rotation d'outil irrégulière ainsi qu'un broutage dans des conditions de forage rigoureuses. De cette manière, toutes les données sont utilisées pour obtenir le signal haut/bas au lieu d'uniquement les données dans les deux fichiers, ce qui améliore le rapport signal/bruit dans la mesure.

L'utilisation d'angles azimut précis rend également l'orientation de stratification déterminée plus précise.

L'algorithme détaillé peut être décrit comme suit.

Implémentation de virgule flottante : commencer par une valeur initiale de matrice Po et de vecteur Uo, puis passer à l'algorithme décrit ci-dessous (également représenté graphiquement dans la partie droite de la figure 6) avec la mesure y(#1) et la base r = (1 cos#1 sin#1 cos2#1 sin2i)T, où P est une matrice de dimension

M x M et U et r sont des vecteurs de dimension M. M est la dimension de la fonction de base. Après N itérations, U converge vers une valeur qui représente les coefficients de l'expression. Cet algorithme est stable et la convergence est généralement obtenue en 10 à 15 itérations.

L'algorithme détaillé est décrit ci-dessous : initialiser Po et Uo ; pour m = 1 à Nsamples

m suivant ; retour (U) ; où :
Nsamples est le nombre totale d'échantillons acquis dans un cycle,
M est la dimension du vecteur de fonction d'approximation (nombre de fonctions d'approximation),
U est le vecteur de coefficients d'ajustement de dimension M, r est le vecteur de valeurs de fonction d'approximation à chaque position de mesure de dimension M et
P est une matrice de dimension M x M.

Algorithmes entiers dans le DSP
Dans de nombreux cas, l'implémentation de virgule flottante est trop coûteuse pour être effectuée avec les unités centrales de fond actuellement disponibles parce qu'il faut ajuster des centaines de canaux et l'acquisition de données pour chaque angle azimut doit être très courte (ms) afin que l'angle soit précis à une vitesse de rotation élevée. Dans ce cas, une implémentation d'entier peut être appliquée, avec une certaine modification, pour améliorer la précision (par exemple, utiliser 32 bits pour la multiplication), effectuer la remise à l'échelle afin d'éviter un dépassement de capacité et pour accélérer la convergence. Les valeurs de la fonction de base peuvent également être prégénérées et stockées en mémoire de manière à être interpolées ultérieurement pour obtenir la valeur de l'angle réel #1. En résumé, les algorithmes entiers sont : - basés sur une représentation de données entières 16 bits avec des variables intermédiaires entières 32 bits ; - plus efficaces mais moins précis ; - adaptatifs à des stratégies pour améliorer la précision et la vitesse de convergence : mise à l'échelle, initialisation et réinitialisation ; - adaptatifs à des stratégies pour adapter l'environnement de DSP : division, arrondi.

Un flux de convergence de la version entière de l'algorithme est décrit sur la figure 7. Il doit être noté que l'ajustement est très précis avec des erreurs généralement inférieures à 1 %. Un point très important

de l'ajustement est que pratiquement toutes les données sont utilisées pour dériver les coefficients (signaux de mesure directionnelle), ce qui améliore significativement le rapport signal/bruit. Par exemple, si 32 fichiers sont utilisés, seulement 1/16 des données sont utilisées si la mise en fichiers haut/bas est mise en oeuvre. En utilisant l'ajustement à la volée, par contre, pratiquement toutes les données sont prises en compte (hormis la partie de convergence initiale).

Etant donné que seulement les signaux appropriés sont extraits dans la technique d'ajustement (décrite ci-dessus), seuls les coefficients utiles doivent être enregistrés. Par conséquent, dans ce cas, il n'est nécessaire d'enregistrer que 5 coefficients, comparés à 32 si on met en fichier toutes les données en utilisant l'exemple de 32 fichiers. Il apparaîtra à l'homme du métier les avantages de la technique de l'invention qui comprennent la précision du signal extrait et une amélioration particulière de la précision de l'angle azimutal.

Dans un autre aspect, la présente invention propose la caractérisation du bruit dans des mesures directionnelles. A savoir, dans des modes de réalisation dans lesquels seulement l'une parmi la première paire d'antennes (TR) a un dipôle magnétique incliné, le bruit des signaux de tension mesurés peut être caractérisé en utilisant les coefficients de seconde harmonique. Dans des modes de réalisation dans lesquels chacune des premières antennes a un dipôle magnétique incliné ou transversal, et les coefficients

d'ajustement comprennent les coefficients de troisième harmonique. Dans d'autres cas supplémentaires, le bruit des signaux de tension mesurés peut être caractérisé en combinant les signaux.

La présente invention est également adaptative à des conditions dans lesquelles l'instrument de diagraphie n'est pas mis en rotation, telles que, par exemple, lors de l'arrêt de la rotation du train de tiges de forage lors d'un forage directionnel avec un ensemble de moteur à boue. Dans de telles conditions, la seconde paire d'antennes (T'R') est, de préférence, symétrique par rapport à la première paire d'antennes.

L'azimut d'une couche de formation souhaitée est déterminé en combinant ces couplages d'antenne (comme décrit ci-dessus) et en déterminant les coefficients constant et de première harmonique à partir des signaux de tension mesurés acquis lorsque l'instrument n'est pas en rotation. Les coefficients déterminés peuvent ensuite être utilisés pour exécuter l'ajustement itératif lorsque l'outil de diagraphie n'est pas à nouveau en rotation.

Distance de frontière pour utilisation en géoguidage
Selon un autre aspect de la présente invention, les coefficients déterminés peuvent être utilisés pour obtenir l'orientation de la stratification de formation. Pour chaque canal de mesures directionnelles, l'orientation de la stratification peut être déterminée à l'aide de l'éq. 1. 4. Il peut être noté, de plus, que la valeur moyenne de nombreux canaux, pondérée par une fonction de l'intensité de

signal relative de chaque canal qui comprend une mesure, peut également être utilisée pour augmenter la précision étant donné que cette orientation doit être identique pour tous les canaux. L'amplitude et la phase du signal de tension VRT(#bed) dans la direction normale supposée par rapport à la couche peuvent ensuite être calculés.

Le déphasage et l'atténuation directionnels peuvent être calculés avec l'éq. 1. 10. Une symétrisation est ensuite effectuée pour générer le signal final nécessaire pour obtenir la distance à la frontière. Il apparaîtra, cependant, que l'ordre de ces étapes peut être modifié avec des réponses similaires ou identiques.

Pour obtenir la distance de frontière en temps réel, deux techniques peuvent être utilisées. Pour des modèles simples (une seule frontière), un tracé croisé des deux mesures directionnelles nous permet d'obtenir la distance à la frontière et la résistivité de formation d'une des deux couches. Un graphique de tracé croisé représentatif est décrit sur la figure 8, en utilisant la réponse d'une atténuation à 84 pouces, 100 kHz en fonction d'une résistivité de déphasage à 28 pouces, 2 MHz (la résistivité d'épaulement étant Rh = 0,8 #m, Rv = 3,6 #m). Dans ce cas, la symétrisation élimine efficacement l'influence d'autres paramètres tels que l'anisotropie et le pendage. Les graphiques de mesure symétrisée sont simples.

L'utilisation de différentes combinaisons de mesures appariées pour obtenir une image cohérente augmente le niveau de confiance de l'interprétation.

La figure 9 illustre l'utilisation d'une inversion à base de tracé croisé pour interpréter les mesures directionnelles. Deux mesures directionnelles à 84 pouces, 400 kHz sont utilisées pour interpréter les mesures en utilisant un modèle à une frontière avec une résistivité de couche fixe de 100 Qm et une résistivité (au-dessous de l'outil) et une distance de couche d'épaulement variables. La réponse n'est pas sensible à la résistivité de couche et le signal est principalement déterminé par la résistivité et la distance de couche d'épaulement. Les points représentés sur l'image d'écran capturée représentent des mesures de résistivité de couche d'épaulement et des lectures de distance. Les valeurs de résistivité et de distance sont lues sur le tracé croisé et transférées à l'écran.

Pour le cas d'une frontière à une couche dans lequel les résistivités des couches des deux côtés de la frontière sont connues, on peut utiliser trois entrées, dont au moins une est une mesure de la résistivité autour de l'outil (par exemple, l'outil 36 sur la figure 3).

Pour des modèles plus complexes mettant en oeuvre plusieurs frontières, un programme d'inversion basé sur la technique décrite du brevet U.S. n 6 594 584 est utilisé. La trajectoire du sondage est projetée sur un modèle initial de la formation. Un outil de diagraphie est disposé dans un segment de la trajectoire de sondage et ses réponses le long du segment sont mesurées. Les réponses prévues de l'outil, selon le modèle, sont également déterminées. Les différences résultant de la comparaison des réponses prévues et

mesurées le long du segment sont ensuite utilisées pour ajuster le modèle, et le cycle de comparaison et d'ajustement est répété jusqu'à ce que les différences diminuent au-dessous d'un seuil choisi. La robustesse du modèle d'inversion est améliorée avec des points de départ et des critères physiques multiples pour distinguer les solutions.

Un algorithme d'inversion est ensuite appliqué.

Cet algorithme accepte n'importe quelle mesure en entrée et détermine ensuite le modèle le plus cohérent pour les données. Des modèles multiples sont appliqués et le meilleur modèle est automatiquement sélectionné.

Une reconstruction de profil de résistivité type est décrite sur la figure 10A, tandis que la reconstruction de frontière (structure) correspondante est décrite sur la figure 10B. Ces résultats indiquent que les solutions sont plus précises à l'approche de couches conductrices qu'à l'approche de couches résistives.

Cela est prévisible parce que les réponses directionnelles sont principalement définies par la couche conductrice et ont une sensibilité nettement supérieure à une variation de résistivité dans les couches conductrices au-dessus et au-dessous, puis à la variation de résistivité dans des couches d'épaulement résistives.

Un autre aspect de la présente invention est l'utilisation des distances de frontière déterminées pour prendre des décisions de géoguidage.

L'organigramme de géoguidage global peut être décrit en référence à la figure 11. Premièrement, des mesures directionnelles en temps réel sont sélectionnées dans

la case 110, en utilisant la technique d'ajustement à la volée comme décrit ci-dessus. Les mesures directionnelles sont ensuite visualisées, dans la case 120 en affichant les réponses de diagraphie brutes, ou en utilisant des graphiques de tracé croisé comme décrit sur les figures 8 et 10 (et présentement décrites par ailleurs).

Le point de décision 130 dirige ensuite l'exécution, selon qu'un modèle approprié ait été identifié ou non. Si l'agencement de formation ou d'autres paramètres sont connus, cette approche permet à l'utilisateur de fixer les paramètres connus. Par exemple, la résistivité de couche d'épaulement supérieure ou la stratification peuvent être connues comme étant stables, et il peut être connu avec une certitude élevée qu'il n'y a pas de frontière audessous. De telles informations permettent, par exemple, la sélection de modèle avec une seule frontière et une résistivité de couche d'épaulement fixe. Mathématiquement, cela signifie que seuls trois paramètres doivent être inversés, la résistivité horizontale et verticale de la couche (Rh et Rv) et la distance à la frontière supérieure. C'est un exemple d'inversion de modèle complète (case 140), qui assure une interprétation cohérente et évite toute confusion dans des cas limites dans lesquels un modèle non physique avec un meilleur ajustement mathématique de mesure peut devoir être sélectionné.

En variante, des inversions par approximation rapides avec des modèles multiples sont exécutées (case 150) ainsi qu'un algorithme de sélection de modèle

automatique (case 160). L'algorithme applique différents modèles, du plus simple (pas de frontière, formation isotrope) au plus complexe (deux distances et formation anisotrope), comprenant les suivants : isotrope homogène (un seul paramètre : résistivité) ; anisotrope homogène (deux paramètres : Rh et Rv) ; formation isotrope à frontière unique, frontière au-dessus ou au-dessous (trois paramètres : Rcouche, Répaulement et distance à la frontière) ; formation anisotrope à frontière unique, frontière au-dessus ou au-dessous (quatre paramètres : Rcouche~h, Rcouche v, Répaulement et distance à la frontière) ; formation isotrope à deux frontières et trois paramètres : (cinq paramètres : Rcouche, Répaulement~haut, Répaulement~bas et distance à la frontière au-dessus et au-dessous de l'outil) ; formation anisotrope à deux frontières et trois paramètres : (six paramètres : Rcouche~h, Rcouche~v, Répaulement~haut, Répaulement~bas et distance à la frontière au-dessus et au-dessous de l'outil).

Une solution est obtenue pour chaque modèle.

L'algorithme de sélection de modèle utilise des contraintes physiques pour les mesures directionnelles et impose des conditions qui sélectionnent le "modèle le plus simple le mieux corrélé aux données" (règle de Bayes). Le critère d'information de Akaike (AIC) conventionnel ou le critère d'information bayesien peuvent être utilisés pour pénaliser la complexité du modèle.

Une validation de modèle est ensuite appliquée, au point de décision 180, pour déterminer si le modèle choisi est cohérent avec les connaissances antérieures sur la formation géologique ou d'autres mesures telles que les rayons gamma, ou d'autres mesures disponibles en temps réel comme décrit par la case 170. Si le modèle est cohérent avec les autres données, il est accepté en entrée (case 190) pour la décision de forage (case 200), et un rapport approprié est généré à la case 210. La mise en oeuvre de la décision de forage conduit à des mesures directionnelles en temps réel supplémentaires (case 100), qui sont à nouveau entrées dans les étapes d'ajustement et de visualisation des cases 110 et 120. Si le modèle d'inversion sélectionné est incohérent avec les autres mesures de la case 170, une mise à jour du modèle est appropriée. Dans ce cas, un sous-programme en mode interactif 220 est appliqué qui est cohérent avec le programme d'inversion complexe du brevet US 6 594 584.

Souvent, l'inversion automatique peut créer une interprétation qui n'est pas cohérente. Elle peut être causée par le bruit de mesure causé par l'électronique ainsi que le "bruit de modèle", c'est-à-dire, le fait que le modèle réel est différent de tous les modèles utilisés dans l'inversion. Par exemple, le sondage, l'invasion, les couches minces, la stratification croisée et la taille d'outil finie ne sont pas inclus dans les modèles et ils peuvent causer une erreur dans le processus d'ajustement.

La flexibilité et la capacité d'un utilisateur à sélectionner de manière interactive le modèle commun

pour un segment de données sont essentielles pour l'interprétation correcte des mesures. Le logiciel définissant le sous-programme en mode interactif (case 220) a les fonctionnalités suivantes : affinement du modèle (case 221) sur la base des tendances, connaissances antérieures, ou une source d'informations externe ; limitation ou fixation de certains paramètres d'inversion (case 222) ; élimination de certaines mesures qui peuvent être plus affectées par l'environnement non inclus dans le modèle ; et retraitement des données (case 223).

La figure 12 illustre un organigramme général pour générer des tracés croisés de mesures directionnelles qui fournissent des distances de frontière, comme présentement décrit par ailleurs. La génération ou la modification d'un tracé croisé est représentée par le sous-programme 20, qui est initié en définissant un modèle approprié (case 30). Les mesures directionnelles appropriées sont ensuite sélectionnées en fonction de la capacité à déterminer/prédire la résistivité d'épaulement (case 40). Si la résistivité de couche d'épaulement est connue de manière fiable comme c'est souvent le cas dans les grands champs dans lesquels de nombreux puits sont forés, l'interprétation est basée sur une résistivité et une mesure directionnelle (case 50), pour déterminer la résistivité de couche réelle (couche d'épaulement corrigée) et la distance à la frontière. Si la résistivité de couche d'épaulement n'est pas connue, il est recommandé d'utiliser le tracé croisé de deux mesures directionnelles (case 60), comme décrit sur la figure 9, pour déterminer la résistivité

de couche d'épaulement et la distance à la frontière.

Les mesures sélectionnées sont entrées dans le modèle défini pour générer des réponses, à la case 70, qui peuvent être visualisées (case 80) comme indiqué par les figures 8 et 9. Dans les cas où aucune résistivité n'est connue, mais les plages de leurs différences sont connues, il est possible de générer des tracés croisés tridimensionnels, en combinant une résistivité et deux mesures directionnelles.

Une fois que le tracé croisé a été créé ou mis à jour (sous-programme 20), il peut être mis à jour en continu avec des mesures en temps réel supplémentaires (case 100) et visualisé (case 120'). Le traitement du tracé croisé de mesures directionnelles donne la distance à une ou plusieurs frontières de formation et la résistivité d'une ou plusieurs couches (case 220), qui peuvent être transmises et visualisées (case 230) pour permettre la décision de forage, à la case 200.

Selon un autre aspect de la présente invention, une interface d'utilisateur graphique (GUI) a été créée pour faciliter l'utilisation du programme et afficher les modèles de stratification inversés pour visualisation par l'utilisateur. Un schéma de principe illustrant la structure de la GUI et différentes manières de traiter les données sont représentés sur la figure 13. A savoir, la GUi permet : - l'application de modèle direct pour une stratification donnée, - la génération de tracés croisés pour l'analyse de sensibilité de mesure,

- l'inversion de données en temps réel caractérisée par : *l'inversion à base de tracé croisé d'une résistivité et une distance (pour une résistivité d'épaulement ou de couche donnée), *l'interprétation automatique, en utilisant une inversion rapide basée sur la superposition de réponses de frontière unique et la sélection de modèle automatique, des contraintes physiques combinées avec le critère d'information de Akaike ou un modèle mixte, *l'interprétation interactive basée sur l'inversion complète de paramètres quelconques (jusqu'à 6) d'un modèle à trois couches (une couche et deux épaulements - deux distances et quatre résistivités), l'application d'un modèle de milieu stratifié complet dans la boucle d'inversion, permettant des affinements de modèle, avec des options pour sélectionner/désélectionner certains paramètres d'inversion et limiter ceux-ci et/ou sélectionner et repondérer les mesures disponibles.

*le basculement entre le mode rapide et interactif pour l'affinement de modèle.

- la visualisation de mesures et d'inversion.

Un exemple d'un écran d'interprétation est décrit sur la figure 14. les mesures qui sont utilisées dans l'inversion et la trajectoire de sondage sont affichées à l'écran. Les résultats inversés, comprenant la distance aux frontières supérieure et inférieure, les résistivités de couche et deux couches d'épaulement sont représentés graphiquement. Les résultats sont

représentés point par point, et basés sur des positions reconstruites des frontières. Il est possible de déduire le pendage stratigraphique. Il doit être noté que, bien que le modèle direct appliqué dans la boucle d'inversion soit un milieu stratifié 1D, l'approche permet la génération d'images de formation plus complexes, comprenant : - des frontières non parallèles, - la détection de défauts, comprenant des défauts sous-sismiques.

Evaluation de l'anisotropie
Avec une configuration TRR dans laquelle l'antenne émettrice et au moins une des antennes réceptrices sont inclinées, des mesures d'anisotropie peuvent être effectuées, conformément aux enseignements de la publication de demande de brevet U.S. n 2003/020029 ("Omeragic et al."). Les signaux EM détectés relatifs à un déphasage ou un rapport d'amplitude sont combinés pour déterminer l'anisotropie. Il doit être noté qu'une nouvelle technique de compensation de sondage est décrite par Omeragic et al. pour une telle mesure.

La partie directionnelle de telles mesures combinées peut être analysée de la même manière que celle décrite ci-dessus. En conséquence, les coefficients de composante peuvent être utilisés pour dériver l'anisotropie par inversion de la technique décrite dans le brevet U.S. n 6 594 584 (également décrite ci-dessus). Cela est vrai pour tous les angles de pendage.

Il apparaîtra à l'homme du métier que dans des sondages fortement déviés, la mesure de propagation directionnelle avec des bobines axiales présente déjà une sensibilité à l'anisotropie acceptable, ce qui élimine le besoin de la technique de compensation de sondage dans ces sondages.

Il apparaîtra à l'homme du métier que cette invention peut être mise en oeuvre en utilisant un ou plusieurs ordinateurs d'usage général adaptés ayant un matériel approprié et programmés pour exécuter les processus de l'invention. La programmation peut être effectuée en utilisant un ou plusieurs dispositifs de stockage lisibles par le processeur informatique et codant un ou plusieurs programmes d'instructions exécutables par l'ordinateur pour effectuer les opérations décrites ci-dessus. Le dispositif de stockage de programme peut prendre la forme, par exemple, d'une ou plusieurs disquettes ; un CD-ROM ou un autre disque optique ; une bande magnétique ; une puce de mémoire morte (ROM) ; et d'autres formes du type connu dans l'art ou développées ultérieurement. Le programme d'instructions peut être en "code objet", c'est-à-dire, sous forme binaire qui est exécutable plus ou moins directement par l'ordinateur ; en "code source" qui requiert une compilation ou une interprétation avant exécution ; ou sous une forme intermédiaire telle qu'un code partiellement compilé.

Les formes précises du dispositif de stockage de programme et du codage d'instructions sont présentement immatérielles. Par conséquent, ces moyens de traitement peuvent être mis en oeuvre dans l'équipement de

surface, dans l'outil ou partagés par les deux comme il est connu dans l'art. Il apparaîtra également que les techniques de l'invention peuvent être utilisées avec un type quelconque de système de diagraphie de forage, par exemple, des outils de travail au câble, des outils LWD/MWD ou des outils LWT.

Il apparaîtra à la lecture de la description cidessus que différents modifications et changements peuvent être effectués dans les modes de réalisation préférés et autres de la présente invention sans s'écarter de sa portée réelle.

Cette description est destinée à des fins d'illustration uniquement et ne doit pas être considérée dans un sens limitatif. La portée de cette invention doit être déterminée uniquement par le contenu des revendications ci-après. Le terme "comprenant" dans les revendications est censé signifier "comprenant au moins" de telle manière que la liste d'éléments mentionnée dans une revendication soit un groupe ouvert. "Un" et les autres termes singuliers sont destinés à inclure les formes plurielles de ceuxci, sauf exclusion spécifique.

Claims

REVENDICATIONS

1. Procédé pour caractériser une formation souterraine, comprenant l'étape consistant à : générer un tracé croisé de deux mesures de diagraphie directionnelles obtenues à l'aide d'un instrument disposé dans un sondage croisant la formation pour obtenir la distance à au moins une frontière de formation et la résistivité pour au moins une couche de formation.

2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel : le tracé croisé est généré en utilisant un modèle à une frontière ; la résistivité obtenue est la résistivité de couche d'épaulement ; et la distance obtenue est la distance la plus proche de la couche d'épaulement.

3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape de génération de tracé croisé comprend les étapes consistant à : définir un modèle approprié ; sélectionner des mesures directionnelles appropriées ; entrer les mesures choisies dans le modèle défini pour générer le tracé croisé ; et générer une représentation graphique du tracé croisé.

4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la distance et la résistivité obtenues sont utilisées pour prendre des décisions de forage.

5. Procédé pour caractériser une formation souterraine, comprenant l'étape consistant à : générer un tracé croisé d'une mesure de résistivité et directionnelle déterminée en utilisant un instrument disposé dans un sondage croisant la formation pour obtenir la distance à au moins une frontière de formation et la résistivité pour au moins une couche de formation.

6. Procédé pour caractériser une formation souterraine, comprenant l'étape consistant à : générer un tracé croisé d'une résistivité et deux mesures directionnelles déterminées en utilisant un instrument disposé dans un sondage croisant la formation pour obtenir la distance à au moins une frontière de formation et la résistivité pour au moins deux couches de formation.

7. Procédé selon la revendication 6, comprenant, de plus, les étapes consistant à : choisir un modèle d'inversion approprié pour les mesures directionnelles en temps réel choisies ; vérifier que le modèle choisi est cohérent avec d'autres informations ; et utiliser le modèle vérifié pour prendre des décisions de forage.

8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'étape de choix de modèle comprend la création d'une visualisation des mesures directionnelles choisies.

9. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'étape de choix de modèle comprend : l'identification de paramètres de formation connus ; le choix interactif des modèles avec lesquels effectuer l'invention des mesures directionnelles choisies ; et choisir le modèle le plus simple qui est ajusté aux informations connues;