NO173301B - Fremgangsmaate og apparat for induksjonslogging - Google Patents

Fremgangsmaate og apparat for induksjonslogging Download PDF

Info

Publication number
NO173301B
NO173301B NO88881571A NO881571A NO173301B NO 173301 B NO173301 B NO 173301B NO 88881571 A NO88881571 A NO 88881571A NO 881571 A NO881571 A NO 881571A NO 173301 B NO173301 B NO 173301B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
receiver
signal
frequency
depth
group
Prior art date
Application number
NO88881571A
Other languages
English (en)
Other versions
NO173301C (no
NO881571D0 (no
NO881571L (no
Inventor
Richard Chandler
Richard Rosthal
Original Assignee
Schlumberger Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Ltd filed Critical Schlumberger Ltd
Publication of NO881571D0 publication Critical patent/NO881571D0/no
Publication of NO881571L publication Critical patent/NO881571L/no
Publication of NO173301B publication Critical patent/NO173301B/no
Publication of NO173301C publication Critical patent/NO173301C/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26Electric 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
    • G01V3/28Electric 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)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

Et'induksjons-loggeapparat er tilveiebrakt som for sin drift ikke bare avhenger av sitt spolearrangement, men også av formasjonens skinndybde. Formasjonens skinneffekt blir med fordel brukt ved å drive en enkel induksjonssonde ved en flerhet med frekvenser samtidig. Det beskrives enkle grupper for induksjons-loggeapparatet. En sonde med en enkelt sender og en flerhet mottagergrupper med to spoler blir foretrukket. Apparatet opptar både i-fase- og kvadratur-komponentene for hvert mottagergruppe-signal ved flere frekvenser. Responsfunksjonen blir dannet ved å bruke et fler-kanals-dekonvolver-ingsfilter.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt en fremgangsmåte og et apparat for undersøkelse av grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull, og angår mer spesielt en ny og forbedret fremgangsmåte samt apparat for elektromagnetisk brønnlogging. Nærmere bestemt angår oppfinnelsen en ny og forbedret fremgangsmåte og et apparat for å tilveiebringe flere signaler under induksjonslogging, kombinering av disse signalene med programvare og frembringelse av en ny dybdemerket representasjon for resistivitet eller konduktivitet fra en veiet sum av signaler fra vedkommende dybde eller fra vedkommende dybde og nabodybdene.
Ved elektromagnetisk brønnlogging, som vanligvis kalles "induksjonslogging", blir vanligvis en senderspole energisert med vekselstrøm senket ned i en brønn eller et borehull, og det tilveiebringes indikasjoner på innvirkningen av omgivende formasjoner på det elektromagnetiske felt som etableres av spolen. Vanligvis blir slike indikasjoner oppnådd ved å observere den spenning som induseres i en mottagerspole som senkes ned i borehullet koaksialt i forhold til senderspolen og aksialt adskilt fra denne.
Vanlig tilgjengelige induksjonslogge-apparater omfatter en sendergruppe og en mottagergruppe som hver består av et sett spoler koblet sammen i serie. En slik sender/mottager-gruppe er illustrert i US-patent nr. 3,067,383. Senderen blir drevet med en strøm av konstant amplityde ved 20 kHz. Induksjonsmålingen består av registreringer av den totale spenning som induseres i mottagergruppen.
Slike vanlig tilgjengelige, kommersielle loggeapparater som er i tjeneste i dag, registrerer bare den komponent av den totale spenning som er 180 grader ute av fase (kalt "i-fase" eller "reell spenning, R") med senderstrømmen. En slik induksjonssonde er følsom for et rommessig gjennomsnitt av konduktiviteten i den omgivende formasjon. Den gjennomsnittsdannende funksjon blir bestemt av plasseringen og viklingen av sender- og mottager-spolene.
Loggemetoder og apparater er beskrevet i US-patent nr. 4,513,376 hvor det ikke bare bestemmes den reelle "R" eller i-fase-komponenten av mottagerspenningen, men også kvadratur-komponenten eller "X"-komponenten som er 90° ute av fase med mottagerspenningen. R- og X-komponentene blir brukt til å anslå formasjonens resistivitet.
Bare en minimal behandling av de mottatte data blir nå brukt i kommersielt tilgjengelige apparater for å fremheve de mottatte spenningssignaler. Apparater konstruert for midlere, radiell måling av konduktivitet benytter en enkel punkt-for-punkt-metode for å ta hensyn til skinneffekt i formasjonen. En slik "forsterkning" av mottagersignalet er beskrevet i US-patent nr. 3,226,633.
Apparater konstruert for dyp radiell måling av konduktivitet benytter en dekonvolveringsprosess for tre dybder fulgt av en skinneffekt-forsterkning. En slik dekonvolveringsprosess er beskrevet i US-patent nr. 3,166,709 (Doll). Formålet med den tre-punkts-dekonvolveringen er å redusere apparatets reaksjons-følsomhet overfor fjerntliggende skuldere med høy konduktivitet.
En annen metode i forbindelse med induksjonslogging er beskrevet i en artikkel av D.W. Martin presentert for SPWLA Symposium i 1984, med tittelen "The Digital Induction - A New Approach to Improving the Response of the Induction Measurement". Martin beskriver en digital induksjonssonde som omfatter fire mottagerspoler i vertikal avstand over en senderspole på en sondekjerne. Signalet som induseres i hver av de fire mottager-spolene, blir forsterket, digitalisert og overført direkte til overflaten for datamaskin-behandling før resistiviteten blir bestemt for borehullsloggen.
Alle "rå-dataene" fra mottagerspolene blir registrert og lagret for behandling ved hjelp av datamaskin. Spesielt kan undersøkelsesdybden under etterfølgende behandling varieres kontinuerlig for derved å muliggjøre fremstilling av en invasj onsprofil.
Det er et generelt formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte og apparat for induksjonslogging som har fordeler og trekk som er overlegne i forhold til hva som er kjent fra teknikkens stand.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en ny og forbedret induksjonssonde for induksjonslogging.
Det er et annet formål med oppfinnelsen å tilveiebringe flere mottagergrupper som har forskjellige gruppelengder for multi-kanal-defoldings-behandling (deconvolution processing) ved en måledybde og tilstøtende dybder.
Det er et annet formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et induksjonsloggeapparat hvor flere frekvenser blir benyttet til å eksitere senderen, for derved å indusere flere mottagersignaler, hvert med en forskjellig tilhørende romrespons.
Det er et annet formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et induksjonsloggesystem med fler-frekvens-eksitering hvor både i-fase- og kvadratur-komponentene til hvert mottagersignal blir tilveiebrakt.
Det er ytterligere et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en nøyaktig modell for responsfunksjonene til gruppene som en funksjon av spoleplassering, konduktivitet og frekvens.
Oppfinnelsen defineres nøyaktig i de vedføyde patentkravene.
De ovennevnte formål samt andre fordeler og trekk ved oppfinnelsen er innbefattet i en ny og forbedret fler-kanal-induksjonssonde med en enkel senderspole og minst én mottager-spolegruppe. En elektrisk energikilde er koblet til senderspolen. Den elektriske energikilden omfatter minst to distinkte oscillerende signaler, idet frekvensen til hvert signal er hovedsakelig konstant. Elektriske mottagere som omfatter en forsterker, en A/D-omformer og en fler-frekvent fasefølsom detektor, er koblet til mottagergruppene for frembringelse av mottagersignaler ved frekvensene til den oscillerende kilden.
En digital prosessor i en instrumenteringsenhet på overflaten kombinerer signalene og frembringer et utgangssignal som er representativt for et kjennetegn ved formasjonen.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er en rekke mottagergrupper, Ri, R2, R3, osv., koaksialt montert med senderspolen. Hver av mottagerspolene har en hovedmottagerspole anordnet ved økende langsgående avstander, L^, L2, L3, osv., fra senderspolen. De odde nummererte mottagergruppene, Rj_, R3 , R5, osv., er montert på en langsgående side av senderspolen, og de likt nummererte mottagergruppene, R2, R4, R6» osv., er montert på motsatt langsgående side av senderspolen. Elektriske mottagere frembringer et i-fase-signal (R-signal) og et ute-av-fase-signal (X-signal) for hver gruppe ved hver av den elektriske energikildens frekvenser. Slike signaler blir lagret for hvert av målestedene i borehullet etterhvert som induksjonssonden blir ført gjennom dette. For hvert målested blir disse lagrede signalene kombinert ved å bruke en forutbestemt veiematrise til å frembringe et signal som er representativt for konduktiviteten eller resistiviteten i formasjonen ved vedkommende målested. Disse signalene blir registrert som en funksjon av måledybden for å tilveiebringe en logg over karakteristikken.
En fremgangsmåte for å oppnå en radiell profil ved et målested er også tilveiebrakt, hvorved en senderspole blir drevet med minst to oscillerende strømmer av forskjellig frekvens. Et første signal fra en mottagerspole ved frekvens f± og et annet signal f2 fra mottagerspolen blir frembrakt, og et differanse-signal mellom disse signalene blir frembrakt. Differansesignalet er representativt for en karakteristikk ved formasjonen ved en større radiell dybde enn det første signal eller det annet signal.
Formålene, fordelene og trekkene ved oppfinnelsen vil fremgå tydeligere under henvisning til de vedføyde tegninger hvor like henvisningstall indikererer like deler og hvor en illustrerende utførelsesform av oppfinnelsen er vist, idet: Figur 1 illustrerer en balansert, symmetrisk induksjons-loggesonde med en enkel sender og et par mottagergrupper med to spoler, hvor senderen blir eksitert med samtidige, flere frekvenser og de mottatte, induserte spenninger ved de enkelte frekvenser blir separert i i-fase- og kvadratur-komponenter; Figur 2 illustrerer en balansert induksjonskonstruksjon med fire mottagere; Figur 3 illustrerer individuelle, radielle reaksjons-funksjoner for induksjonsgrupper med tre spoler der avstandene mellom hovedspolene er 1, 2, 3, 5 og 8 fot; Figurene 4-6 illustrerer sammensatte radielle responsfunksjoner av utgangene fra grupper med tre spoler der spole-avstandene er 1, 2, 3, 5 og 8 fot, optimalt veid for å frembringe henholdsvis en nullutgang innenfor 6 tommer (Figur 4), innenfor 24 tommer (Figur 5) og innenfor 48 tommer (Figur 6); Figur 7 illustrerer sammensatte, radielle responsfunksjoner over utgangene fra grupper med tre spoler med spoleavstander på 0,5, 1, 2, 4 og 8 fot optimalt veid for å frembringe kombinerte, radielle geometriske faktorer som er forskjellig fra null innenfor seks tommer, forskjellig fra null fra seks til tjuefire tommer og null innenfor tjuefire tommer (ekvivalent forskjellig fra null utenfor 24 tommer); Figur 8 og 9 illustrerer henholdsvis den sammensatte, vertikale responsfunksjon og den radielle responsfunksjon for en symmetrisk balansert sonde med tre-fots-grupper som arbeider ved flere frekvenser; Figur 10 illustrerer en beregnet logg for loggeapparatet i henhold til oppfinnelsen, med vertikale og radielle karakteristikker på Figur 8 og 9 som viser oppløsning av et lag på en fot med høy konduktivitet; Figur 11 illustrerer en beregnet logg fra en sonde med gruppeavstander 1, 2 og 3 fot, der hver gruppe arbeider ved forskjellige kombinasjoner av flere frekvenser og viser oppløsningen av et meget tynt, invadert lag; Figur 12 illustrerer frekvensavhengigheten til en radiell responsfunksjon; Figur 13 illustrerer frekvensavhengigheten til de radielle responsfunksjoners differanser; Figur 14 illustrerer en foretrukket utførelsesform av en loggesonde ifølge oppfinnelsen; og Figur 15 illustrerer skjematisk et system for fler-kanal-behandling med flere mottagere som viser komponenter nede i hullet for frembringelse av signaler ved hvert målested, svarende til i-fase- og kvadratur-komponentene (R og X) ved hver gruppe for hver drivfrekvens. Figur 1 illustrerer et sondearrangement 10 i henhold til oppfinnelsen. Det blir foretrukket enkle, individuelle grupper som hovedsakelig består av en enkel senderspole og to mottagerspoler 16, 14 (16', 14'). Den grunnleggende gruppe med tre spoler omfatter en primær mottagerspole 16 anbrakt i en avstand L fra senderen. En sekundærspole 14 eller motspole virker som en balansespole for gjensidig induktans. Sekundærspolen er koblet i serie med primærspolen, men er viklet i motsatt retning i forhold til primærspolen. Plasseringen av sekundærspolen mellom senderspolen 12 og den primære mottagerspolen 16 er valgfri, men straks dens plassering er fastsatt, kan dens vindingsantall velges slik at den direkte gjensidige kobling
mellom senderen og mottagergruppen hovedsakelig utbalanseres eller nulles ut. Hvis posisjonen av sekundærspolen velges til L/2, eller halvveis mellom senderspolen 12 og mottagerspolen
16, krever den en åttendedel så mange vindinger som den primære mottagerspolen 16.
Fler-kanalsonden 10 er fortrinnsvis konstruert av et antall av disse enkle gruppene ved å anbringe en enkel sender 12 ved midten av sonden og anbringe par med mottagerspoler slik som parene 16, 14 og 16', 14' på hver side av den. Forsterkere 20, 20' og fase-følsomme detektorer 22, 22' (PSD) kan være konstruert av konvensjonell analog induksjonselektronikk, men fortrinnsvis benyttes digitale fase-følsomme kretser som diskutert nedenfor i forbindelse med en særlig foretrukket utførelse. Som illustrert, eksiterer en fler-frekvens-oscillator 26, som arbeider ved frekvenser på 20 og 40 kHz, sendereren 12. Mottagergruppene som for eksempel er adskilt tre fot fra senderen 12, reagerer med spenningssignaler , v-^' som avhenger av formasjonskarakteristikkene. Slike spenningssignaler blir forsterket og oppløst i i-fase- og kvadratur-komponenter (R- og X-komponenter) ved de to eksitasjonsfrekvensene 20 og 40 kHz. Som et resultat blir det tilveiebrakt åtte informasjonskanaler fra to grupper, to oscillasjonsfrekvenser og to komponenter av responssignalet (i-fase og kvadratur).
Figur 2 illustrerer skjematisk en sonde 10' med grupper med fire mottagere omfattende mottagergrupper anbrakt tre fot på begge sider av senderen. Mottagergruppene er også anordnet med sine primære mottagerspoler anbrakt fem fot på hver side av senderen. Mange andre mottagergrupper kan være anbrakt over og/eller under senderspolen 26 avhengig av den foretrukne konstruksjon av induksjonsutstyret.
Som beskrivelsen av utfoldingsprosessorene (deconvolution processors) nedenfor vil vise, vil flere informasjonskanaler tillate mer nøyaktig bestemmelse av formasjonskarakteristikken, men tilføyelse av flere og flere mottagergrupper vil til slutt forlenge sonden i uønsket grad, noe som gjør det vanskeligere å benytte sonden under feltoperasjoner. Det skal her også nevnes at mer enn to frekvenser kan benyttes i forbindelse med logge-systemet. Oscillatorene 26 kan for eksempel omfatte strøm-signaler på 20, 40, 80 og 160 eller 25, 50, 100 og 200 kHz. Visse frekvenser kan brukes med visse mottagergrupper. For eksempel kan mottagerne i avstand fem fot på Figur 2 avføles ved 20 og 40 kHz, mens mottagerne i avstand tre fot kan avføles ved 20 og 160 kHz, osv.
Hovedtrekket ved oppfinnelsen er en fremgangsmåte og et apparat for utfolding (deconvolving) eller "veiing" i en summering av de forskjellige mottatte signalkanaler i sonder som illustrert på Figur 1 og 2. Oppfinnelsen innbefatter en fler-kanal-sonde med en rekke grupper (ikke nødvendigvis balanserte og symmetriske som vist på Figur 1 og 2) med forskjellige rommessige responser (gruppene har f.eks. forskjellige avstander fra senderspolen) og benytter dekonvolvering eller utfolding for å kombinere utgangen fra disse gruppene ved digital behandling under programstyring i et instrumenteringssystem på overflaten.
Dekonvolvering eller utfolding blir her brukt som definert av Doll til å bety at utgangsmålingen (f.eks. konduktiviteten eller resistiviteten) ved en spesiell dybde blir beregnet fra en veid kombinasjon av sonderesponsen ved måledybden og tilstøtende dybder. Fler-kanal-dekonvolvering er en generalisering av denne induksjonsdekonvolveringen ved at data fra et antall dybdepunkter fra flere grupper blir veid og summert for å bestemme utgangs-mål ingen ved en gitt dybde.
Beskrivelsen nedenfor beskriver konstruksjonen av et fler-kanal-dekonvolveringsfilter under antagelse av at der ikke er noen skinneffekt. Teknikken blir så utvidet til å innbefatte skinneffekt.
Når formasjonskonduktiviteten er lav, er strømmene i formasjonen små; følgelig er feltene i formasjonen ikke særlig forskjellige fra de som ville eksistere i et vakuum. Med andre ord er skinneffekten liten og kan oversees. I det tilfellet frembringer hver av n-gruppene et rommessig gjennomsnitt av formasjonskonduktiviteten
De variable i ligning (1) er
an = konduktivitet målt ved hjelp av den n.kanal i gruppen,
p = radiell avstand fra borehullets senterlinje, z' = sondens avstand fra målepunktet z, a(p,z/) = konduktivitetsmønsteret for formasjonene i
nærheten av borehullet,
gn(p,z') = responsfunksjonen til den n. kanal i gruppen.
Responsfunksjonen g(p,z) er uavhengig av formasjonen og kan beregnes ved å bruke Maxwell's ligninger for det frie rom. Resultatet er ganske enkelt den velkjente geometriske Doll-faktor. Filterne som beskrives umiddelbart nedenfor, er basert på lineær teori.
For formasjoner som ikke har noen radiell variasjon, kan p-integrasjonen foretas for å oppnå:
I formasjoner hvor det ikke er noen vertikal variasjon, kan likeledes z-integrasjonen utføres for å oppnå: hvor
Forholdet er kjent som g(p,z), sondens geometriske faktor, og g(p) og g(z) kalles henholdsvis radiell og vertikal geometrisk faktor. Formen på den geometriske faktor avhenger av plassering og vikling av sender- og mottager-spolene.
Som beskrevet ovenfor, kan en fler-kanal-sonde konstrueres av et antall enkle grupper ved å anbringe en enkel sender ved midten av sonden og anbringe par med mottagerspole på den ene eller annen side av den, eller på begge sider av senderen. Figur 2 illustrerer eksempelvis en mulig fire-kanals-balansert "sonde". Hovedspolens avstander er tre og fem fot med mottagerspoler anbrakt over og under senderen. Responsfunksjonen for sonden med mottagerspoler under senderen er ganske enkelt den motsatte av responsfunksjonen for sonden med mottagerspoler over sendere. Det vil si:
De radielle geometriske faktorer for de to sondene er de samme, og det at man har dem begge, gir ingen ytterligere radiell informasjon. Det gir imidlertid ytterligere vertikal og to-dimensjonal informasjon. Det gir også den ytterligere fordel at det er lettere å gjøre responsfunksjonen symmetrisk, og muligens en fordel i forbedret borehullseffekt.
Dekonvolverings-filtre kan konstrueres som er optimale i den forstand at responsen minimaliserer en viss feilnorm sammenlignet med den ønskede respons.
I tillegg er der ønskede karakteristikker for responsen til en induksjonssonde. Ofte er disse karakteristikkene motstridende. Noen av de mest vanlige karakteristikkene er: Vertikal respons - Den vertikale respons g(z) bør være skarp for å tillate bestemmelse av resistiviteten til et tynt lag, og den bør være symmetrisk. Responsens ettersvingninger bør dø raskt hen bort fra toppen. En glatt respons uten oversving kan være ønskelig, selv om visse logg-analytikere synes å foretrekke en skarpere respons med oversving.
Radiell respons - Den radielle respons g(p) bør være godt posisjonert til et kjent område av radielle verdier. Ofte betyr dette at den radielle respons bør være liten innenfor eller utenfor en gitt radius.
To- dimensionale effekter - Sondens respons bør ikke være altfor følsom overfor groper eller invaderte områder med meget høy konduktivitet, når den totale integrerte radielle respons ikke er følsom for dette område.
Støyeffekter - Dekonvolveringsprosessen bør ikke innføre altfor stor uønsket støy i loggen.
Det er umulig å oppnå alle disse karakteristikkene samtidig, og én av hovedfordelene ved oppfinnelsen er at kompromisset mellom de forskjellige responsegenskapene kan varieres og dermed studeres systematisk. Den grunnleggende ligning for fler-kanal-dekonvolvering er:
hvor subindeks n refererer til kanalnummeret og on(z) er konduktiviteten målt ved den n. gruppe ved posisjon z. Summeringen går fra kanal 1 til kanal N og fra znm£n til <z>nmaks» minimums- og maksimums-dybden for hver kanal, a<7>ene er de filterkoeffisientene som skal bestemmes. Denne ligningen medfører at signalet fra et sett på N-grupper vil bli oppnådd ved et antall posisjoner og vil bli veid og addert for å oppnå en loggverdi. Verdiene på filter-koef f isientene (a'ene) samt valget av uavhengige grupper vil bestemme sonderesponsen. Hvis hver av gruppene har en respons som kan skrives i form av ligning 1, kan den totale respons for fler-kanals-sonden skrives på samme generelle form, hvor
De vertikale og radielle geometriske faktorer kan også skrives uttrykt ved filtervekttallene og de vertikale og radielle geometriske faktorer for de enkelte grupper:
Den to-dimensjonale geometriske faktor behøver ikke tas i betraktning, men i stedet bare de vertikale og radielle geometriske faktorer for de enkelte delsonder. Ligningene 9, 10 og 11 tilveiebringer de forskjellige responsfunksjoner fra de individuelle responsfunksjonene og filtervekttallene. For å bestemme filtervekttallene, må systemets ønskede karakteristikker uttrykkes ved g(p,z), g(z) eller g(p). Den relative betydning av hver av de ønskede karakteristikker må også fastsettes, noe som igjen vil bestemme hvordan kompromisset mellom de motstridende kriterier inntreffer. Disse ligningene kan skrives mer kompakt på matriseform
G er en m x n matrise sammensatt av responsfunksjoner, a er en
n x 1 kolonnevektor for filtervekttall, og d er en m x 1 kolonnevektor for ønskede karakteristikker. Der er m ligninger (svarende til n ønskede karakteristikker) i n ukjente (svarende til n filtervekttall). Generelt vil der være flere ligninger enn ukjente, og det vil ikke være mulig å løse dem nøyaktig, men vektoren a vil måtte bestemmes til å minimalisere en viss feil. Kolonnevektoren a er alle de separate filtervekttallene i orden
Hver G-rad og den tilsvarende verdi av d svarer til en av ligningene 9-11. Anta for eksempel at det var ønskelig å definere en målfunksjon for den vertikale geometriske faktor. Det kan f.eks. være ønskelig at den vertikale geometriske faktor skal se ut som en gauss-funksjon med en viss bredde Hvis der var bare én enkel kanal å dekonvolvere, ville denne reduseres til den normale formel for dekonvolvering og matrisen G ville ha en Toeplitz-form. Det vil si Istedenfor en målfunksjon for den vertikale geometriske faktor kan det være ønskelig med en målfunksjon for den radielle geometriske faktor. For eksempel kan den radielle geometriske faktor spesifiseres til å være null for et visst radiusområde, dvs. Dette ville resultere i en matriseligning av formen
Alle G-kolonnene som svarer til en enkel gruppe, er identiske. Dette skyldes det faktum at den radielle geometriske faktor blir beregnet ved å integrere den to-dimensjonale geometriske faktor over z.
Visse aspekter ved induksjonssondens oppførsel skyldes den to-dimensjonale respons. Visse karakteristikker ved den to-dimensjonale respons kan spesifiseres. Dette leder til en matriseligning maken til Ligning (15).
Et eksempel på en to-dimensjonal betingelse kan være å spesifisere at responsen skal være null ved radier på 4, 8 og 12 tommer. Et slikt betingelsessett bidrar til å styre sondens gropeffekt.
Der hvor karakteristikkene for de vertikale, radielle og to-dimensjonale geometriske faktorer skal spesifiseres samtidig, er formen på Ligning (12) fremdeles anvendbar. I dette tilfellet vil G og d være den vertikale kjeding av de tilsvarende matriser som er presentert i Ligning (15), (18) og (19).
Vanligvis er det flere konstruksjonskriterier enn det er ukjente filtervekttall. Følgelig kan Ligning (12) ikke løses nøyaktig. I stedet må det finnes en kombinasjon av filtervekttall som minimaliserer en viss norm for feilen mellom den virkelig oppnådde respons og den ønskede respons.
Typiske normer er ofte skrevet på formen
Hvis p=2, er normen av den vanlige Euclid-form, mens normen når p a>t svarer til Chebychev-normen. Minimalisering av Euclid-normen i Ligning (9) svarer til å finne ligningens løsning etter minste-kvadraters-metode. Minimalisering av Chebychev-normen svarer til å finne den løsning som minimaliserer maksimumsfeilen mellom den aktuelle og den ønskede løsning.
I en virkelig situasjon er det viktig å oppnå alle konstruksjonskriteriene i like stor grad. Dette problemet blir håndtert ved å veie radene i G og d i Ligning (9) med forskjellige mengder. Dette resulterer i et større bidrag til feilnormen (enten det er Euclid-normen eller Chebychev-normen) fra de ligninger som svarer til betingelser som det er viktigere å tilnærme godt og et mindre bidrag fra de ligninger som svarer til betingelser som er mindre viktige. Det er alltid nødvendig å foreta en slik prioritering. Vekten samsvarer ikke nøyaktig med en subjektiv beslutning om relativ viktighet, siden størrelsene av elementene til Ga kan være sterkt forskjellige. Spesielt har g(p,z) dimensjonen 1/(lengde*2) mens g(p) og g(z) har dimensjonen l/lengde. Valget av lengdeskalaen vil således endre den relative betydning av disse ligninger uten fundamentalt å endre problemet. ;Ligning (11) viser at den radielle geometriske faktor for en fler-kanal-sonde kan uttrykkes som en sum av de radielle geometriske faktorer for de enkelte grupper. Hvis summeringen blir utført over dybden, kan denne avhengigheten skrives mer eksplisitt som ;hvor ;Et antall radielle funksjoner kan kombineres for å oppnå visse radielle kriterier. Disse kriteriene består av følgende typer betingelser for eksempelet med radiell fokusering: 1. Sett den radielle geometriske faktor til en viss verdi for et område av r. 2. Normaliser den radielle geometriske faktor til en. 3. Nullstill den gjensidige induksjon for gruppen. Hvis sonden er bygd opp av sonder som ikke er gjensidig balansert, må summen El/I^<3> være null, hvor 1^ er den effektive lengde av hver av undergruppene. ;Figurene 3 til 6 viser resultatene av denne fokuserings-prosessen. I hvert tilfelle er den radielle respons for fem gjensidig balanserte sonder med tre spoler med hovedspole-avstander på 1, 2, 3, 5 og 8 fot blitt kombinert. Hver sonde omfatter en sender med en vinding plassert ved z=0 og to mottagere plassert ved L og L/2. Figur 3 viser de fem grunnfunksjonene. De er identiske bortsett fra skaleringen. Hver er normalisert til enhetsareale. Figurene 4 til 6 viser den beste lineære kombinasjon av grunnfunksjonene for å få den radielle responsfunksjon til å nulle ut til en viss grense. Denne grensen varierer fra 6 til 48 tommer. For hvert forsøk blir den "beste" kombinasjon definert i betydningen minste-kvadraters-metode eller en Chebychev-metode. ;Chebychev-normen er ekvivalent med å minimalisere det maksimale avvik mellom den virkelige og den ønskede respons. Minimaks-løsningen når alltid like avvik fra den ønskede løsning ved et flertall punkter, og disse maksima viser seg å være større enn løsningen etter minste-kvadraters-metode. Dette avvik med flere like maksima er en egenskap ved denne normen. Det tilsynelatende overskudd etter minimaks-normen er ikke virkelig. I hvert tilfelle når løsningen etter minste-kvadraters-metode en høyere verdi ved grensen til det området hvor det er ønskelig å oppnå en nullverdi. ;Figur 7 viser tre responser som er dannet fra de grunnleggende funksjoner tilknyttet gruppelengder på 0,5, 1, 2, 4 og 8 fot. I disse tilfellene blir det forsøkt å oppnå responser som er forskjellige fra null bare innenfor 6 tommer, bare utenfor 24 tommer, og bare mellom 6 og 24 tommer. For denne fremstillingen er kurvene normalisert til samme maksimale vertikale høyde. Programvare-kombinasjonen av disse element-sondene oppnår langt større adskillelse av radiell respons enn de til nå tilgjengelige kommersielle sonder. I tillegg er responsene nesten ortogonale, dvs. at de har lite signaler som kommer fra den samme radielle del av formasjonen. Dette gjør det langt lettere å tolke invasjonen av borehullet. Ved å ;bruke denne metoden, kan en virkelig konduktivitetsprofil frembringes ved å kombinere de separate undersonder i programvare for å konsentrere responsen fra en spesiell del av formasjonen. ;Disse kurvene blir oppnådd ved å kombinere bare radielle responsfunksjoner. I en virkelig sonde er det viktig å oppnå en balanse mellom den radielle ytelse og de andre aspekter ved sonderesponsen. Oppnåelse av en meget dyp respons krever spesielt en større veiing på de lenger gruppene, mens en grunn respons krever en større veiing på de kortere. God vertikal oppløsning er selvsagt meget lettere med korte sonder enn med lange. Det er derfor et uunngåelig problem med motstridende kriterier. Det vil si at det er vanskelig å oppnå en god undersøkelsesdybde med en sonde som også har god vertikal oppløsning. Dette betyr at mulighetene for å oppnå en radiell profil vil være størst for tykke lag hvor man ikke behøver å bry seg så meget med en skarp vertikal respons. ;I formasjoner med høy konduktivitet avhenger responsen til en sammenstilling ikke bare av dens spolekonstruksjon, men også av formasjonens skinndybde. Denne skinndybden er avhengig av produktet av formasjonens konduktivitet og arbeidsfrekvensen til induksjonssonden. Siden frekvensen kan være spesifisert og siden skinndybden svært ofte er en viktig lengdeskala i problemet og ofte er den dominerende faktor, kan skinneffekten med fordel brukes til å frembringe en lokalisert konduktivitets-måling. ;Som ovenfor blir det brukt meget enkle sonder, f.eks. en symmetrisk sonde med en enkel sender og et par mottager-sammenstillinger med to spoler. Flere informasjonskanaler blir oppnådd ved å tilveiebringe både fase- og kvadratur-komponentene til hvert gruppesignal ved flere frekvenser. Den enkle sonden som er beskrevet ovenfor og som arbeider ved 20, 40, 100 og 200 kHz, tilveiebringer 16 kanaler, hver med en forskjellig, tilhørende rommessig respons. ;Inverseringen av disse data krever en nøyaktig modell for responsfunksjonene til gruppene som en funksjon av spoleplassering, konduktivitet og frekvens. Born-tilnærmelsen til grupperesponsen, som er det første uttrykk i en rekkedannelse av responsen i potenser av avvik i konduktiviteten fra en viss, midlere bakgrunnskonduktivitet, tilveiebringer modellen. ;Bruken av Born-tilnærmelsen starter fra et litt annet synspunkt enn det dekonvolveringsfilteret som er beskrevet ovenfor under antagelse av formasjoner med lav konduktivitet. Hvis formasjonen med rimelighet kan anses å ha en "midlere" konduktivitet eller en "bakgrunnskonduktivitet" a, kan det bestemmes hvordan den mottatte spenning varierer med endringer i formasjonskonduktiviteten. ;Dette kan skrives i en form maken til den geometriske faktor ;;Her er gb (p,z : a) Born-responsfunksjonen eller Born-kjernen. Born-kjernen er nå kompleks. Som ovenfor, blir det definert to tilsynelatende konduktiviteter <JaR(z) = kRvr(2) °9 aax(z) = KXRvx(z) basert på det normalt resistive eller på det reaktive signal. Disse signalene blir derfor nå betraktet på likefot. Teorien om den geometriske faktor kan betraktes som et spesialtilfelle av den mer generelle Born-tilnaermelse hvor den midlere konduktivitet er valgt å være lik null. ;Fler-kanals-dekonvolvering ser nå ut akkurat som analysen ovenfor for formasjoner med lav konduktivitet, bortsett fra at både R- og X-signalene er inkludert. ;Indeksen n løper nå over alle gruppene og også over R- og X-signalene. ;Som et eksempel på bruken av flere frekvenser kan den enkle symmetriske sonden som er vist på Figur 1 betraktes. ;Hver hovedspole-avstand er 3 fot, noe som gir en total sonde-lengde på 6 fot. Arbeidsfrekvensene er 20 og 40 kHz, noe som gir 8 kanaler (2 frekvenser, fase- og kvadratur-signalkomponen-ter, 2 sammenstillinger). De resulterende responsfunksjoner er vist på Figurene 8 og 9. Den vertikale oppløsning er 5,5 tommer og undersøkelsesdybden er 73 tommer. Der er praktisk ingen respons innenfor en radius på 10 tommer. En beregnet logg for en lagdelt formasjon (Figur 10) viser at denne sonden er i stand til å oppløse et lag på 1 fot med høy konduktivitet (lav resistivitet). Fremgangsmåten virker fordi signalene ved 20 og 40 kHz for hver gruppe blir veid nesten likt og med motsatt fortegn i dekonvolveringsfilteret. Totalresponsen er derfor liten nær borehullet hvor skinneffekten er liten og er nesten frekvensuavhengig, og numerisk signifikant lenger inn i formasjonen hvor skinneffekten resulterer i en forskjell mellom responsene ved de to frekvenser. Små frekvensdifferanser resulterer i store undersøkelsesdybder, ettersom sondens radielle respons beveges inn mot borehullsaksen når frekvens-differansen gjøres større. ;Meget tynne, invaderte lag (hvor lagtykkelsen er i samme størrelsesorden eller mindre enn invasjonsdiameteren) representerer en meget vanskelig klasse med to-dimensjonale hetero-geniteter som ofte forringer den tilsynelatende oppløsning for en sonde betraktet på en logg. Ytterligere informasjon om formasjonen kan oppnås ved hjelp av en sondekonstruksjon som benytter både grupper med flere avstander og flere frekvenser. Figur 11 illustrerer den logg som er oppnådd fra en slik sonde med gruppeavstander på 1, 2 og 3 fot. Gruppeparet ved 1 fot arbeider ved 20 og 160 kHz, sondene ved 2 fot ved 20 og 80 kHz og gruppeparet ved 3 fot ved 20 og 40 kHz. Det en fot tykke laget innenfor en invasjonsradius på 10 tommer er godt oppløst. ;Som diskutert ovenfor, er responsen til en sender/mottager-spolegruppe avhengig av dens senderfrekvens på grunn av skinneffekten til den induserte strømsløyfen i formasjonen. Ved høye frekvenser har sløyfestrømmen en tendens til å strømme i et radielt bånd nærmere borehullet. Ved lavere frekvenser har den induserte sløyfestrømmen i formasjonen derimot en tendens til ikke å være så meget påvirket av skinneffekten, og strømmen flyter i et radielt bånd forholdsvis lenger fra borehullet enn når det benyttes en høyere frekvens. ;Figur 12 illustrerer virkningen av frekvensen på den radielle undersøkelsesdybde. Figur 12 viser relative responsfunksjoner for en enkel gruppe med tre spoler i avstand tre fot i en formasjon med konduktivitet 2 S/M. Gruppen med tre spoler ved tre fot er en med en enkel sender med en mottagergruppe med to spoler, hvor mottagergruppen har en primær mottagerspole ;anbrakt tre fot fra senderen og med en sekundær mottagerspole anbrakt mellom den primære mottagerspole og senderspolen, og som er viklet i motsatt retning i forhold til den primære ;mottagerspole. Som antydet ovenfor, er den sekundære mottagerspole i elektrisk serie med den primære mottagerspole, og det gjensidige koblingssignal som induseres i den sekundære mottagerspole, har en tendens til å utbalansere det gjensidige koblingssignal som induseres i den primære mottagerspole. ;Figur 13 viser den relative respons for forskjellen mellom flere responser på Figur 12. Spesielt er tre forskjellige responsfunksjoner vist: Den første er differansen mellom 25 kHz-responsen og 50 kHz-responsen; den annen er differansen mellom 50 kHz-responsen og 75 kHz-responsen; den tredje er differansen mellom 75 kHz-responsen og 100 kHz-responsen. Den første differansekurven har den dypeste undersøkelsesdybde, den annen differansekurve har ikke så dyp undersøkelsesdybde som den første, og den tredje differansekurven har en grunnere undersøkelsesdybde enn de andre to kurvene. ;Drift av en enkel induksjonsspole-gruppe ved flere frekvenser og frembringelse av differansen mellom responser ved forskjellige frekvenser gir følgelig, som vist ovenfor, en fordelaktig måte til å benytte "skinneffekten" til å frembringe en radiell profil av formasjonen. Ved å bruke differansekurvene på Figur 13 ved hver loggedybde, kan det oppnås en rekke resistivitets- eller konduktivitets-verdier for forskjellige radielle avstander fra borehullet. En inspeksjon av Figur 13 avdekker at undersøkelsesdybden for "differanse"-responskurvene på Figur 13 hver er større enn for noen av de individuelle frekvens-responskurver som er vist på Figur 12. ;Figurene 14 og 15 illustrerer henholdsvis den foretrukne brønnsonde og det foretrukne system ifølge oppfinnelsen. ;Sonden 50 omfatter en sender- og mottager-spolegruppe med en enkel senderspole T og ni mottagergrupper R1-R9. Hver mottagergruppe omfatter et par med spoler som omfatter en primær mottagerspole og en sekundær mottagerspole plassert mellom den primære mottagerspole og senderspolen. For eksempel omfatter mottagerspolen RI i sonden 50 en primær spole anbrakt med en avstand L]_ fra senderspolen T. Mottagerspole-gruppen omfatter også, som nevnt ovenfor, en seriekoblet, motsatt viklet sekundær mottagerspole anbrakt mellom senderspolen og den primære mottagerspole og som har et antall vindinger for hovedsakelig å eliminere eller utbalansere det gjensidige signal som induseres ved gjensidig kobling mellom senderen og mottagergruppen. ;Spolegruppen i sonden 50 omfatter et innvevet mønster, ;slik at mottager-spolegruppen som har den nest største avstand fra mottagergruppen R^, er anbrakt under senderspolen T i en avstand L2 som er større enn avstanden Lj_. Likeledes er mottagergruppen R3 anbrakt over gruppen R^ ved en avstand L3;fra senderspolen T. Avstanden L3 har en større absolutt verdi enn avstanden L2• Mottagerspolene R4, R5, Rg, R7, Rg og R9 er anbrakt over og under senderspolen T i det samme mønster. Det vil si at L4 > L3; L5<>> L4; L6 > L5; L7<>> L6; L8 > L7 og L9 > Lq. Sender- og mottagerspolene er fortrinnsvis anbrakt på en metallisk understøttelse 69 i henhold til den konstruksjon som er beskrevet i U.S. patent nr. 4,651,101 som tilhører søkeren. ;Spolegruppene og de elektriske ledere eller ledninger som forbinder dem med seksjonene 64 eller 63 for henholdsvis mottagerelektronikken og senderelektronikken, er utsatt for borefluid-trykket i brønnen. Mottagerelektronikken 64 og senderelektronikken 63 er mekanisk isolert fra borefluid-trykket. Trykkhoder 66 og 65 og en trykkompensator 67 tilveiebringer elektriske lederbaner som er beskyttet fra trykk mellom elektronikkseksjonene 64 og 63 og sender- og mottagerspolene. ;Et nedre hode 61 tjener som en koblingsanordning til andre loggeapparater som skal anbringes under sonden 50, eller som en endehette for sonden 50. Et øvre hode 62 tjener som en koblingsanordning til andre loggeapparater som kan være tilkoblet sonden 50 eller loggekabelen 54. ;Figur 15 er en skjematisk illustrasjon av sonden 50 på Figur 14 opphengt i et borehull 52 ved hjelp av en flerlederkabel 54. Sonden 50 står i forbindelse med et instrumenteringssystem 80 på overflaten som omfatter et telemetrisystem 82, en signalbehandlende datamaskin 84 og en utgangsinnretning, slik som en skriver, 86. En heiseanordning og en dybdesignal-koder 88 er tilveiebrakt for føring av sonden 50 i borehullet og tilveiebringelse av dybdeinformasjon til datamaskinen 84. ;Senderelektronikken omfatter en hovedklokke 90 og en ;sender 91 for fire frekvenser. Utgangen fra senderen 91 driver ;senderspolen T ved fire separate frekvenser, fortrinnsvis ved omkring 25 kHz, 50 kHz, 100 kHz og 200 kHz. Mottagerelektronikken omfatter fortrinnsvis en dobbeltfrekvent forsterker tilordnet en spesiell mottagerspole-gruppe R^ ....R9. En forsterker 101 er tilordnet mottageren R]_; ....En forsterker 109 er tilordnet mottageren R9. Fortrinnsvis er hver forsterker avstemt slik at den reagerer på minst to frekvenser fra senderen 91. Den foretrukne frekvensavstemning for hver av forsterkerne 101-109 er presentert i Tabell I. ;Utgangen fra hver forsterker 101....109 blir tilfort en individuell analog/digital-omformer (A/D-omformer) 111....119. Ved hvert inkrement på tre tommer av borehullsdybden blir den digitale utgang fra hver A/D-omformer tilført en digital, flerfrekvent, fasefølsom detektor 120 hvor i-fase-signalet (R) ;og kvadratur-signalet (X) for hver mottager ved hver av de spesifiserte frekvenser i Tabell I blir detektert. For eksempel blir utgangen fra A/D-omformeren 115 som reagerer på mottageren R5, oppløst i fire digitale signaler som representerer den mottatte spenning v: ;v[R5, 25, R] ;v[R5, 25, X] ;v[R5, 50, R] ;v[R5, 50, X]. ;Signalet ved hver av mottagerne blir oppløst i separate signaler ved to frekvenser, idet hvert av dem blir ytterligere oppløst i sin i-fase-komponent (R) og sin kvadratur-komponent (X). Ved hvert dybdeinkrement på tre tommer blir det følgelig for hver mottager opptatt fire signaler. Disse signalene blir tilført en telemetri-tilpasningskrets 121 nede i borehullet og overført for lagring i instrumenteringssystemet 80 på overflaten i datamaskinen 84 via kabelen 54 og telemetri-tilpasningsenheten 82 på overflaten. Signalene blir dybdemerket ved hjelp av koderen 88 som tilveiebringer et samtidig dybdesignal til datamaskinen 14. Under loggeoperasjonene blir disse dybdemerkede signalene lagret i datamaskinen 84 for dekonvolverings-behandling i henhold til en filterveid sum av alle de signalene som er lagret under loggeperioden. Slike filtervekttall er fortrinnsvis forutbestemte, vanligvis i henhold til den teknikk som er beskrevet ovenfor i forbindelse med et flerkanals-dekonvolverings-filter under antagelse av at der ikke er noen skinneffekt og spesielt den del av beskrivelsen som angår et flerkanals-dekonvolverings-filter under antagelse av forekomst av skinneffekt. ;Et sett med foretrukne filtervekttall for den foretrukne sonden på Figur 12 er vist i Tabell II nedenfor. Disse vekttallene gir de avstander mellom sender- og primære mottagerspoler som er vist nedenfor i Tabell III. ;Filtervekttallene i Tabell II som er lagret i datamaskinen 84, blir påført alle målesignalene ved måleinkrementene på tre tommer i borehullet. Ved bestemmelse av konduktiviteten ved en spesiell dybde (svarende til 0,00 tommer i Tabell II) blir f.eks. en veid sum av de målte spenninger laget for signalene v[Rlf 200, R] ved målepunktene tre tommer over og under den spesielle dybde, dybde = 0, pluss den veide sum for signalene v[R2, 200, R] osv. For eksempel, fra Tabell II og ligning 24, ;hvor a er en tidligere bestemt midlere konduktivitet for formasjonen og KR er en proporsjonalitetskonstant. Legg merke til at for den foretrukne utførelsesform av oppfinnelsen er visse signaler ikke innbefattet (eller de er med andre ord veid med vekttall null): [Rg, 25, R], [R8, 25, R], [R8, 50, R], ;[R7, 50, R], [R3, 100, X], [R2, 200, X] og [Rx, 200, X]. ;En logg over konduktivitet som funksjon av dybde kan tilveiebringes fra konduktivitetsbestemmelsen ved hver dybde på skriveren 86. ;Forskjellige modifikasjoner og endringer av den beskrevne konstruksjon vil være opplagte for fagfolk på området på bakgrunn av beskrivelsen, men slike endringer avviker ikke fra oppfinnelsens ramme. For eksempel kan det apparatet som er illustrert på Figur 14 anbringes i en måleseksjon i en borestreng for måling under boring. Forbindelse med instrumenteringen på overflaten kan skje på andre måter enn over en loggekabel. Et pulsovervåkningssystem som er kjent ved måling under boring kan brukes. Av denne grunn er det ønskelig å innbefatte disse endringene i de vedføyde krav. De vedføyde krav gir den eneste begrensning av foreliggende oppfinnelse og den beskrivende måte som er benyttet for å illustrere utførelsesformene, skal tolkes som illustrerende og ikke begrensende. *

Claims (7)

1. Apparat for elektromagnetisk undersøkelse av grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull, omfattende: en senderspole innrettet for å kunne føres gjennom borehullet; minst en første mottagerspoleanordning innrettet for å kunne føres gjennom borehullet, en elektrisk energikilde koblet til senderspolen og innbefattende minst to oscillerende signaler, hvor hver av oscillasjonsfrekvensene f1 og f2 for signalene er hovedsakelig konstante og forskjellige fra hverandre, en elektrisk mottageranordning koblet til den første mottagerspoleanordning for å frembringe et første mottagersignal ved frekvens f± og et andre mottagersignal ved frekvens f2, karakterisert veden anordning for å oppdele det første mottagersignalet med frekvens fl i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det første oscillerende signal, en anordning for å oppdele det andre mottagersignal med frekvens f2 i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det andre oscillerende signalet, en behandlingsanordning for å kombinere i-fase- og kvadratur-komponentene av det første mottagersignal og i-fase-og kvadratur-komponentene av det andre mottagersignal, til et utgangssignal som representerer en egenskap ved formasjonen, og en anordning for å registrere utgangssignalet på et opptaksmedium.
2. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved en andre mottagerspoleanordning innrettet for å kunne føres gjennom borehullet, en elektrisk mottageranordning koblet til den andre mottagerspoleanordning for å frembringe et tredje mottagersignal ved frekvens fx og et fjerde mottagersignal ved frekvens f2, en anordning for å oppdele det tredje mottagersignal med frekvens fl i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det første oscillerende signal, og en anordning for å oppdele det fjerde mottagersignal med frekvens f2 i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det andre oscillerende signal, idet behandlingsanordningen dessuten kombinerer i-fase-og kvadratur-komponentene for det tredje og det fjerde mottagersignal med i-fase- og kvadratur-komponentene for det første og det andre mottagersignal for å frembringe utgangssignalet som representerer den nevnte egenskap ved formasjonen.
3. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved en anordning for å anbringe senderspolen og mottager-spoleanordningene i to aksialt adskilte dybder zl og z2 i borehullet ved to forskjellige tidspunkter for å frembringe det første mottagersignal ved frekvens fl i dybde zl og i dybde z2 og for å frembringe det andre mottagersignal med frekvens f2 i dybde zl og i dybde z2, idet behandlingsanordningen kombinerer det første mottagersignal i dybde zl, det første mottagersignal i dybde z2, det andre mottagersignal i dybde zl og det andre mottagersignal i dybde z2 for å frembringe utgangssignalet som representerer den nevnte egenskap ved formasjonen.
4. Fremgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse av grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull, omfattende de følgende trinn: en senderspole og minst en første mottager-spolegruppe transporteres gjennom borehullet, en elektrisk energikilde tilkobles senderspolen, hvilken kilde innbefatter minst to oscillerende signaler hvis frekvenser fl og f2 er hovedsakelig konstante og forskjellige fra hverandre, et første mottagergruppe-signal frembringes ved frekvens fl og et andre mottagergruppe-signal ved frekvens f2, karakterisert ved at det første mottagergruppe-signal med frekvens fl oppdeles i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det første oscillerende signal, det andre mottagergruppe-signal med frekvens f2 oppdeles i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det andre oscillerende signal, og i-fase- og kvadratur-komponentene for det første mottagergruppe-signal kombineres med i-fase- og kvadratur-komponentene for det andre mottagergruppe-signal for derved å frembringe et utgangssignal som representerer en egenskap ved formasjonen, og utgangssignalet registreres på et opptaksmedium for utgangssignalet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved: at en andre mottagerspole-gruppe transporteres samtidig med den første mottagerspole-gruppe gjennom borehullet, og at et tredje mottagergruppe-signal frembringes ved frekvens fl og et fjerde mottagergruppe-signal ved frekvens f2, hvor kombineringstrinnet videre omfatter det trinn å kombinere det tredje og det fjerde mottagergruppe-signal med det første og det andre mottagergruppe-signal for operativt å frembringe utgangssignalet som representerer en egenskap ved formasjonen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved: at det tredje mottagergruppe-signal med frekvens fl oppdeles i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det første oscillerende signal, det fjerde mottagergruppe-signal ved frekvens f2 oppdeles i dets i-fase- og kvadratur-komponenter i forhold til det andre oscillerende signal, og at i-fase- og kvadratur-komponentene for det første, andre, tredje og fjerde mottagergruppe-signal kombineres for derved å frembringe utgangssignalet som representerer en egenskap ved formasjonen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved: at senderspolen og mottager-spolegruppen anbringes i to aksialt adskilte dybder zl og z2 i borehullet i to forskjellige tidspunkter for å frembringe det første mottager-gruppesignal ved frekvens fl i dybde zl og i dybde z2 og for å frembringe det andre mottagergruppe-signal ved frekvens f2 i dybde zl og i dybde z2, hvor kombineringstrinnet omfatter det trinn å kombinere det første mottagergruppe-signal i dybde zl, det første mottagergruppe-signal i dybde z2, det andre mottagergruppe-signal i dybde zl og det andre mottagergruppe-signal i dybde z2 for å frembringe utgangssignalet som representerer en egenskap ved formasjonen.
NO881571A 1987-04-27 1988-04-12 Fremgangsm}te og apparat for induksjonslogging NO173301C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/043,130 US5157605A (en) 1987-04-27 1987-04-27 Induction logging method and apparatus including means for combining on-phase and quadrature components of signals received at varying frequencies and including use of multiple receiver means associated with a single transmitter

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO881571D0 NO881571D0 (no) 1988-04-12
NO881571L NO881571L (no) 1988-10-28
NO173301B true NO173301B (no) 1993-08-16
NO173301C NO173301C (no) 1993-11-24

Family

ID=21925652

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO881571A NO173301C (no) 1987-04-27 1988-04-12 Fremgangsm}te og apparat for induksjonslogging
NO881637A NO881637D0 (no) 1987-04-27 1988-04-15 Fremgangsmaate og apparat for induksjonslogging.

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO881637A NO881637D0 (no) 1987-04-27 1988-04-15 Fremgangsmaate og apparat for induksjonslogging.

Country Status (6)

Country Link
US (1) US5157605A (no)
EP (1) EP0289418B1 (no)
BR (1) BR8802004A (no)
DE (1) DE3883592D1 (no)
NO (2) NO173301C (no)
OA (1) OA08838A (no)

Families Citing this family (115)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4965522A (en) * 1988-11-09 1990-10-23 Schlumberger Technology Corporation Multifrequency signal transmitter with attenuation of selected harmonies for an array induction well logging apparatus
US4958073A (en) * 1988-12-08 1990-09-18 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for fine spatial resolution measurments of earth formations
EP0539118B1 (en) * 1991-10-22 1997-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method of logging while drilling
US5448171A (en) * 1992-07-08 1995-09-05 Halliburton Company Method for variable radial depth induction log
US5811973A (en) * 1994-03-14 1998-09-22 Baker Hughes Incorporated Determination of dielectric properties with propagation resistivity tools using both real and imaginary components of measurements
US6060884A (en) * 1994-03-14 2000-05-09 Meyer, Jr.; Wallace Harold Method and apparatus for measuring electromagnetic properties of materials in borehole environs and simultaneously determining the quality of the measurements
US5892361A (en) * 1994-03-14 1999-04-06 Baker Hughes Incorporated Use of raw amplitude and phase in propagation resistivity measurements to measure borehole environmental parameters
CA2154378C (en) 1994-08-01 2006-03-21 Larry W. Thompson Method and apparatus for interrogating a borehole
FR2729223A1 (fr) * 1995-01-10 1996-07-12 Commissariat Energie Atomique Dispositif de cartographie d'un milieu par mesure a induction
AU716441B2 (en) * 1995-12-01 2000-02-24 Schlumberger Technology B.V. Method for electromagnetically exploring an earth formation
US5668475A (en) * 1995-12-01 1997-09-16 Schlumberger Technology Corporation Induction logging sonde including a folded array apparatus having a plurality of receiver cowound coils and bucking coils
US5698982A (en) * 1996-03-18 1997-12-16 Computalog Research, Inc. Method and system for skin effect correction in a multiple transmit frequency induction logging system
US5831433A (en) * 1996-12-04 1998-11-03 Sezginer; Abdurrahman Well logging method and apparatus for NMR and resistivity measurements
WO1998028637A2 (en) * 1996-12-04 1998-07-02 Schlumberger Technology B.V. Method, apparatus, and article of manufacture for solving 3d maxwell equations in inductive logging applications
US6057784A (en) * 1997-09-02 2000-05-02 Schlumberger Technology Corporatioin Apparatus and system for making at-bit measurements while drilling
US6188222B1 (en) 1997-09-19 2001-02-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation
US6047240A (en) * 1998-01-16 2000-04-04 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for evaluating the resistivity of invaded formations at high apparent dip angle
NO315725B1 (no) 1998-06-18 2003-10-13 Norges Geotekniske Inst Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar
US6285190B1 (en) * 1999-06-01 2001-09-04 Digital Control Incorporated Skin depth compensation in underground boring applications
US6756783B2 (en) * 1999-06-01 2004-06-29 Merlin Technology, Inc Multi-frequency boring tool locating system and method
US6216089B1 (en) 1999-09-07 2001-04-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for producing a conductivity log unaffected by shoulder effect and dip from data developed by a well tool
US6586939B1 (en) 1999-12-24 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for reducing the effects of parasitic and galvanic currents in a resistivity measuring tool
US7190169B2 (en) * 1999-12-24 2007-03-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments
US7598741B2 (en) * 1999-12-24 2009-10-06 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments
US7027967B1 (en) 2000-06-02 2006-04-11 Schlumberger Technology Corporation Method and system for indicating anisotropic resistivity in an earth formation
US7363159B2 (en) 2002-02-28 2008-04-22 Pathfinder Energy Services, Inc. Method of determining resistivity and/or dielectric values of an earth formation as a function of position within the earth formation
US6631328B2 (en) 2000-06-30 2003-10-07 W-H Energy Services, Inc. Method of determining resistivity of an earth formation with phase resistivity evaluation based on a phase shift measurement and attenuation resistivity evaluation based on an attenuation measurement and the phase shift measurement
US6366858B1 (en) 2000-06-30 2002-04-02 S. Mark Haugland Method of and apparatus for independently determining the resistivity and/or dielectric constant of an earth formation
US6703837B1 (en) 2000-09-15 2004-03-09 Precision Drilling Technology Services Group, Inc. Wellbore resistivity tool with simultaneous multiple frequencies
US6788065B1 (en) * 2000-10-12 2004-09-07 Schlumberger Technology Corporation Slotted tubulars for subsurface monitoring in directed orientations
US6541979B2 (en) 2000-12-19 2003-04-01 Schlumberger Technology Corporation Multi-coil electromagnetic focusing methods and apparatus to reduce borehole eccentricity effects
US6885947B2 (en) 2001-03-08 2005-04-26 Baker Hughes Incorporated Method for joint interpretation of multi-array induction and multi-component induction measurements with joint dip angle estimation
EP1421413A2 (en) 2001-08-03 2004-05-26 Baker Hughes Incorporated A method and apparatus for a multi-component induction instrument measuring system
WO2003042719A1 (en) 2001-11-13 2003-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. A borehole compensation system and method for a resistivity logging tool
US6646441B2 (en) 2002-01-19 2003-11-11 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Well logging system for determining resistivity using multiple transmitter-receiver groups operating at three frequencies
US7463035B2 (en) 2002-03-04 2008-12-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the use of multicomponent induction tool for geosteering and formation resistivity data interpretation in horizontal wells
KR100539225B1 (ko) * 2002-06-20 2005-12-27 삼성전자주식회사 히드록시기로 치환된 베이스 폴리머와 에폭시 링을포함하는 실리콘 함유 가교제로 이루어지는 네가티브형레지스트 조성물 및 이를 이용한 반도체 소자의 패턴 형성방법
CA2500340A1 (en) * 2002-09-27 2004-04-08 Baker Hughes Incorporated A method for resistivity anisotropy determination in conductive borehole environments
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
US7093672B2 (en) 2003-02-11 2006-08-22 Schlumberger Technology Corporation Systems for deep resistivity while drilling for proactive geosteering
US6892137B2 (en) 2003-04-29 2005-05-10 Pathfinder Energy Services, Inc. Adjustment for frequency dispersion effects in electromagnetic logging data
US7388379B2 (en) * 2003-05-01 2008-06-17 Pathfinder Energy Services, Inc. Series-resonant tuning of a downhole loop antenna
US7043370B2 (en) * 2003-08-29 2006-05-09 Baker Hughes Incorporated Real time processing of multicomponent induction tool data in highly deviated and horizontal wells
US7091877B2 (en) * 2003-10-27 2006-08-15 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for determining isotropic and anisotropic formation resistivity in the presence of invasion
US7737697B2 (en) * 2003-12-03 2010-06-15 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for use of the real component of a magnetic field of multicomponent resistivity measurements
US7042225B2 (en) * 2003-12-12 2006-05-09 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for induction-SFL logging
US7719282B2 (en) * 2004-04-14 2010-05-18 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for mulit-component induction instrument measuring system for geosteering and formation resistivity data interpretation in horizontal, vertical and deviated wells
US7969153B2 (en) * 2004-05-07 2011-06-28 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse antenna balancing
US7932723B2 (en) * 2004-05-07 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing
US7652478B2 (en) 2004-05-07 2010-01-26 Baker Hughes Incorporated Cross-component alignment measurement and calibration
US7408355B1 (en) * 2004-05-07 2008-08-05 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing
US7319331B2 (en) 2004-05-07 2008-01-15 Baker Hughes Incorporated Two loop calibrator
US7205770B2 (en) * 2004-05-07 2007-04-17 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing
US7392137B2 (en) 2004-06-15 2008-06-24 Baker Hughes Incorporated Determination of formation anistrophy, dip and azimuth
US7269515B2 (en) * 2004-06-15 2007-09-11 Baker Hughes Incorporated Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements
US7274991B2 (en) * 2004-06-15 2007-09-25 Baker Hughes Incorporated Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements
US8060310B2 (en) * 2004-06-15 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Geosteering in earth 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
US7825664B2 (en) * 2004-07-14 2010-11-02 Schlumberger Technology Corporation Resistivity tool with selectable depths of investigation
US7786733B2 (en) 2004-07-14 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US8736270B2 (en) * 2004-07-14 2014-05-27 Schlumberger Technology Corporation Look ahead logging system
US7755361B2 (en) 2004-07-14 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US7151466B2 (en) * 2004-08-20 2006-12-19 Gabelmann Jeffrey M Data-fusion receiver
US7091722B2 (en) * 2004-09-29 2006-08-15 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring mud resistivity
US8030935B2 (en) * 2004-10-15 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Minimizing the effect of borehole current in tensor induction logging tools
CN101095143B (zh) * 2004-11-04 2010-06-16 贝克休斯公司 多精度多维测井数据反演以及深岩层成像方法
US7286937B2 (en) * 2005-01-14 2007-10-23 Schlumberger Technology Corporation Estimating formation properties from downhole data
US7317991B2 (en) * 2005-01-18 2008-01-08 Baker Hughes Incorporated Multicomponent induction measurements in cross-bedded and weak anisotropy approximation
US7313479B2 (en) * 2005-01-31 2007-12-25 Baker Hughes Incorporated Method for real-time well-site interpretation of array resistivity log data in vertical and deviated wells
US7417436B2 (en) 2005-02-28 2008-08-26 Schlumberger Technology Corporation Selectable tap induction coil
US7940919B2 (en) * 2005-03-14 2011-05-10 Inventec Multimedia & Telecom Corporation Periodic and automatic telephone redialling system and method
US20060208737A1 (en) * 2005-03-16 2006-09-21 Baker Hughes Incorporated Calibration of xx, yy and zz induction tool measurements
US20070083330A1 (en) * 2005-10-06 2007-04-12 Baker Hughes Incorporated Fast method for reconstruction of 3D formation rock properties using modeling and inversion of well-logging data
JP5339914B2 (ja) 2005-11-21 2013-11-13 インテグリス・インコーポレーテッド 低減された形状要因を有するポンプのためのシステムと方法
US7268555B1 (en) 2006-04-06 2007-09-11 Baker Hughes Incorporated Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response
US7379818B2 (en) * 2006-04-06 2008-05-27 Baker Hughes Incorporated Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response
US7333891B2 (en) * 2006-04-06 2008-02-19 Baker Hughes Incorporated Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response
WO2007117631A2 (en) 2006-04-06 2007-10-18 Baker Hughes Incorporated Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the xy formation response
US8931335B2 (en) * 2006-04-07 2015-01-13 Baker Hughes Incorporation Processing of multi-component induction data in the presence of borehole abnormalities
CA2650598A1 (en) * 2006-04-26 2007-11-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for correcting underestimation of formation anisotropy ratio
US7778778B2 (en) * 2006-08-01 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Correction of multi-component measurements for tool eccentricity in deviated wells
US7629791B2 (en) * 2006-08-01 2009-12-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for making multi-component measurements in deviated wells
US7902827B2 (en) * 2006-09-19 2011-03-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for combined induction and imaging well logging
US20080224706A1 (en) 2006-11-13 2008-09-18 Baker Hughes Incorporated Use of Electrodes and Multi-Frequency Focusing to Correct Eccentricity and Misalignment Effects on Transversal Induction Measurements
US7554328B2 (en) * 2006-11-13 2009-06-30 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for reducing borehole and eccentricity effects in multicomponent induction logging
US7742008B2 (en) * 2006-11-15 2010-06-22 Baker Hughes Incorporated Multipole antennae for logging-while-drilling resistivity measurements
KR100837910B1 (ko) * 2006-12-05 2008-06-13 현대자동차주식회사 액티브 헤드 레스트의 높이 유지 장치
US7886591B2 (en) * 2007-03-01 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Method for improving the determination of earth formation properties
US7508736B2 (en) * 2007-03-09 2009-03-24 Baker Hughes Incorporated Vector migration of 1st order free-surface related downgoing multiples from VSP data
US7714585B2 (en) * 2007-03-21 2010-05-11 Baker Hughes Incorporated Multi-frequency cancellation of dielectric effect
US7759940B2 (en) * 2007-04-04 2010-07-20 Baker Hughes Incorporated Mutual shielding of collocated induction coils in multi-component induction logging instruments
US7898260B2 (en) * 2007-04-10 2011-03-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for detecting borehole effects due to eccentricity of induction instruments
US7567869B2 (en) * 2007-04-27 2009-07-28 Baker Hughes Incorporated Induction tool for detail evaluation of near borehole zone
US7915895B2 (en) * 2007-06-22 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument
US7952358B2 (en) * 2007-10-19 2011-05-31 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatus for determination of a formation resistivity property using eccentered measurements
US7839149B2 (en) * 2008-01-11 2010-11-23 Baker Hughes Incorporated Multi-component resistivity logging tool with multiple antennas using common antenna grooves
US8036830B2 (en) 2008-05-29 2011-10-11 Baker Hughes Incorporated Resistivity imager in non-conductive mud for LWD and wireline applications
EP2148224A1 (en) * 2008-07-23 2010-01-27 Nederlandse Organisatie voor toegepast-natuurwetenschappelijk Onderzoek TNO Determining earth properties
US8046170B2 (en) * 2008-09-03 2011-10-25 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for estimating eccentricity effects in resistivity measurements
US8786287B2 (en) * 2009-03-04 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Collocated tri-axial induction sensors with segmented horizontal coils
US8727744B2 (en) 2010-02-26 2014-05-20 Entegris, Inc. Method and system for optimizing operation of a pump
US8684705B2 (en) 2010-02-26 2014-04-01 Entegris, Inc. Method and system for controlling operation of a pump based on filter information in a filter information tag
US8547103B2 (en) * 2010-03-15 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Multiple depths of investigation using two transmitters
US8762107B2 (en) 2010-09-27 2014-06-24 Baker Hughes Incorporated Triaxial induction calibration without prior knowledge of the calibration area's ground conductivity
CA2863588A1 (en) * 2012-02-16 2013-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods of skin effect correction
EP2682787A1 (en) * 2012-07-02 2014-01-08 Services Petroliers Schlumberger Methods and Systems for Improving Interpretation of Formation Evaluation Measurements
US8854045B2 (en) * 2012-07-11 2014-10-07 Pico Technologies Llc Electronics for a thin bed array induction logging system
US10649109B2 (en) * 2013-10-30 2020-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method of processing multi-component induction data
AU2015375557B2 (en) * 2015-01-06 2018-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Formation characteristics determination apparatus, methods, and systems
EP3337951B1 (en) * 2015-10-26 2023-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Frequency ratiometric processing of resistivity logging tool data
US11016216B2 (en) 2016-08-03 2021-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-spacing array tool for determining pipe thickness of a multi-pipe structure
US10641594B2 (en) 2016-08-19 2020-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Corrosion detection tool processing method
RU2679579C1 (ru) * 2018-02-27 2019-02-11 Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОАС-СК" Способ определения места нахождения утечки жидкости из трубопровода и устройство для бесконтактного определения места нахождения утечки жидкости из трубопровода
CN112904433B (zh) * 2021-01-27 2023-03-17 天津大学 瞬变电磁对称结构的过套管电阻率测井方法
CN114002736B (zh) * 2021-09-07 2023-07-07 中国矿业大学 一种基于权重反褶积的地震勘探多频数据融合方法

Family Cites Families (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2264318A (en) * 1938-04-08 1941-12-02 Frederick W Lee Geophysical surveying
US3012190A (en) * 1946-03-06 1961-12-05 Electro Mechanical Res Inc Multiple frequency alternating current network
US2608602A (en) * 1946-08-09 1952-08-26 Gulf Research Development Co Detecting device
US2582314A (en) * 1949-06-15 1952-01-15 Schlumberger Well Surv Corp Electromagnetic well logging system
US2625583A (en) * 1950-10-28 1953-01-13 Schlumberger Well Surv Corp Magnetic induction well-logging instrument
US2725523A (en) * 1952-06-06 1955-11-29 Schlumberger Well Surv Corp Multiple coil apparatus for induction well logging
US2761103A (en) * 1952-08-05 1956-08-28 Schlumberger Well Surv Corp Induction well logging apparatus
US2723375A (en) * 1953-03-02 1955-11-08 Schlumberger Well Surv Corp Induction logging apparatus
US2790138A (en) * 1955-08-09 1957-04-23 Schlumberger Well Surv Corp Induction well logging
US2929984A (en) * 1956-01-12 1960-03-22 Canadian Airborne Geophysics L Method and apparatus for qualitative electromagnetic surveying
US2987668A (en) * 1956-05-29 1961-06-06 Schlumberger Well Surv Corp Systems for well logging
US2928038A (en) * 1956-10-05 1960-03-08 Welex Inc Electromagnetic well logging system
US2948846A (en) * 1956-11-01 1960-08-09 Schlumberger Well Surv Corp Well logging systems
US3051892A (en) * 1957-09-06 1962-08-28 Schlumberger Well Surv Corp Electromagnetic well logging systems
US3150314A (en) * 1958-06-16 1964-09-22 Schlumberger Well Surv Corp Apparatus for electromagnetically in-vestigating earth formations including means for obtaining a resistivity signal directly
US2964698A (en) * 1958-06-30 1960-12-13 Schlumberger Well Surv Corp Borehole investigation apparatus
US3086168A (en) * 1959-03-30 1963-04-16 Halliburton Co Synthetic array logging system and method
US3067383A (en) * 1959-04-16 1962-12-04 Schlumberger Well Surv Corp Induction well logging
US3067382A (en) * 1959-04-16 1962-12-04 Schlumberger Well Surv Corp Induction well logging
NL250643A (no) * 1959-04-17
US3090910A (en) * 1959-05-21 1963-05-21 Schlumberger Well Surv Corp System for measuring by induction the conductivity of a medium
US3226633A (en) * 1960-06-08 1965-12-28 Schlumberger Well Surv Corp Induction logging apparatus including non-linear means for translating a detected signal
US3119061A (en) * 1960-01-21 1964-01-21 Schlumberger Well Surv Corp Methods and apparatus for investigating earth formations which minimize the influence of electrical skin effect
US3147429A (en) * 1960-02-08 1964-09-01 Schlumberger Well Surv Corp Induction method and apparatus for investigating earth formation utilizing two quadrature phase components of a detected signal
SU136831A1 (ru) * 1960-03-31 1960-11-30 Г.Ф. Игнатьев Устройство дл осуществлени способа многочастотного глубинного электромагнитного зондировани
US3179879A (en) * 1960-05-16 1965-04-20 Schlumberger Well Surv Corp Well logging apparatus with means for modifying one signal component by a second signal component when a predetermined condition occurs
US3230445A (en) * 1960-06-15 1966-01-18 Schlumberger Well Surv Corp Methods and apparatus for investigating earth formations utilizing weighting factors varied as a function of a formation characteristic
FR1310728A (fr) * 1961-10-20 1962-11-30 Schlumberger Prospection Perfectionnements aux appareils d'exploration utilisés dans les sondages
US3249858A (en) * 1962-10-11 1966-05-03 Schlumberger Prospection Borehole investigating apparatus of the induction logging type having a slotted metal support member with coil means mounted thereon
US3329889A (en) * 1962-11-28 1967-07-04 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for investigating earth formations featuring simultaneous focussed coil and electrode system measurements
US3259837A (en) * 1963-02-05 1966-07-05 Dresser Ind Induction logging apparatus utilizing plural frequencies for investigating different zones surrounding a borehole
US3327203A (en) * 1963-12-04 1967-06-20 Schlumberger Technology Corp Induction logging system utilizing plural diameter coils
FR1397251A (fr) * 1964-02-06 1965-04-30 Schlumberger Prospection Perfectionnements aux appareils de mesure de conductivité électrique
US3405349A (en) * 1965-04-07 1968-10-08 Schlumberger Technology Corp Well logging with borehole effect compensation and including memory storage of borehole measurements
US3457496A (en) * 1966-12-28 1969-07-22 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for improving the resolution of well logging measurements
US3414805A (en) * 1967-05-01 1968-12-03 Schlumberger Technology Corp Induction logging apparatus having floating coils
US3457499A (en) * 1967-06-05 1969-07-22 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for improving the resolution of well logging measurements
US3457497A (en) * 1967-06-05 1969-07-22 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for improving the resolution of well logging measurements including signal correction
US3457498A (en) * 1967-06-05 1969-07-22 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for improving the resolution of well logging measurements
US3457500A (en) * 1967-06-05 1969-07-22 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for improving the resolution of well logging measurements
US3706025A (en) * 1969-12-29 1972-12-12 Schlumberger Technology Corp Induction logging methods and apparatus using more than one phase component of the received signal
FR2288988A1 (fr) * 1974-07-30 1976-05-21 Duroux Jean Procede et appareil de prospection en mer par mesure de champs electromagnetiques
CA1064584A (en) * 1977-01-04 1979-10-16 Barringer Research Limited Pulse generator using lc circuit to energize a coil
SU737904A1 (ru) * 1978-01-17 1980-05-30 Московский геологоразведочный институт Трехчастотное измерительное устройство дл геоэлектроразведки
US4472684A (en) * 1980-07-24 1984-09-18 Schlumberger Technology Corporation Deep investigation induction logging with mirror image coil arrays
US4451789A (en) * 1981-09-28 1984-05-29 Nl Industries, Inc. Logging tool and method for measuring resistivity of different radial zones at a common depth of measurement
EG15337A (en) * 1982-01-12 1993-10-30 Schlumberger Ltd Induction logging technique
US4467425A (en) * 1982-01-12 1984-08-21 Schlumberger Technology Corporation Deconvolution filter for induction log processing
US4513376A (en) * 1982-01-12 1985-04-23 Schlumberger Technology Corporation Phasor processing of induction logs including skin effect correction
US4471436A (en) * 1982-01-12 1984-09-11 Schlumberger Technology Corporation Phasor processing of induction logs including shoulder and skin effect correction
CA1133058A (en) * 1982-02-18 1982-10-05 Geonics Limited Electromagnetic geophysical surveying system
GB2121189A (en) * 1982-05-25 1983-12-14 Bpb Industries Plc Method and apparatus for induction logging of boreholes
GB2132356B (en) * 1982-12-17 1987-06-03 Shell Int Research A method and apparatus for correcting the relative motion of a transmitter and a receiver in airborne electromagnetic prospecting
US4529938A (en) * 1983-02-14 1985-07-16 Shell Oil Company High frequency induction method for locating the interface between formations having the same resistivity

Also Published As

Publication number Publication date
NO881637D0 (no) 1988-04-15
EP0289418A2 (en) 1988-11-02
US5157605A (en) 1992-10-20
OA08838A (en) 1989-03-31
BR8802004A (pt) 1988-11-29
NO173301C (no) 1993-11-24
NO881571D0 (no) 1988-04-12
NO881571L (no) 1988-10-28
EP0289418A3 (en) 1990-05-30
DE3883592D1 (de) 1993-10-07
EP0289418B1 (en) 1993-09-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO173301B (no) Fremgangsmaate og apparat for induksjonslogging
US6294917B1 (en) Electromagnetic induction method and apparatus for the measurement of the electrical resistivity of geologic formations surrounding boreholes cased with a conductive liner
US2582314A (en) Electromagnetic well logging system
US8947095B2 (en) Multi-array laterolog tools and methods
US4451789A (en) Logging tool and method for measuring resistivity of different radial zones at a common depth of measurement
US7501829B2 (en) Extra bucking coils as an alternative way to balance induction arrays
JP3717080B2 (ja) 層状累層の電気検層
RU2380727C2 (ru) Устройство и способ определения удельного сопротивления изотропного и анизотропного пласта при наличии проникновения
US7825664B2 (en) Resistivity tool with selectable depths of investigation
US9547100B2 (en) Multi-array laterolog tools and methods with differential voltage measurements
US6400148B1 (en) Use of redundant data for log quality measurements
US20050093547A1 (en) Method and apparatus for minimizing direct coupling for downhole logging devices
US6934635B2 (en) Apparatus and method for measurement of the magnetic induction tensor using triaxial induction arrays
CA1062333A (en) Movable oil measurement combining dual radio frequency induction and dual induction laterolog measurements
US4278941A (en) High frequency induction log for determining resistivity and dielectric constant of the earth
US4009434A (en) Dielectric induction logging system for obtaining water and residual oil saturation of earth formations
US3259837A (en) Induction logging apparatus utilizing plural frequencies for investigating different zones surrounding a borehole
US3706025A (en) Induction logging methods and apparatus using more than one phase component of the received signal
CN103821495B (zh) 测井方法
US3052835A (en) Electrical well logging instrument
NO303516B1 (no) FremgangsmÕte og apparat for br°nnlogging
EP3277922B1 (en) Acoustic source identification apparatus, systems, and methods
US3660755A (en) Dual focused log having alternately energized focusing apparatus therein
NO316985B1 (no) Fremgangsmate for bestemmelse av elektrisk ledningsevne i et bergartslag
US3259838A (en) Borehole induction logging system utilizing the quadrature signal component as an indication of formation conductivity

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired