NO20140613A1 - Borehullsavbildning og formasjonsevaluering under boring - Google Patents
Borehullsavbildning og formasjonsevaluering under boring Download PDFInfo
- Publication number
- NO20140613A1 NO20140613A1 NO20140613A NO20140613A NO20140613A1 NO 20140613 A1 NO20140613 A1 NO 20140613A1 NO 20140613 A NO20140613 A NO 20140613A NO 20140613 A NO20140613 A NO 20140613A NO 20140613 A1 NO20140613 A1 NO 20140613A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- sensors
- dielectric
- measurements
- nmr
- resistivity
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 46
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims description 20
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 title description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 100
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 86
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 45
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 31
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 27
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 232Th Chemical compound [232Th] ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052776 Thorium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000000084 gamma-ray spectrum Methods 0.000 claims description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 claims 1
- 238000001730 gamma-ray spectroscopy Methods 0.000 claims 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 abstract description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 41
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005622 photoelectricity Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000012285 ultrasound imaging Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
- E21B47/0025—Survey of boreholes or wells by visual inspection generating an image of the borehole wall using down-hole measurements, e.g. acoustic or electric
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
- E21B17/1021—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well with articulated arms or arcuate springs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
- G01V11/005—Devices for positioning logging sondes with respect to the borehole wall
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Et loggingsverktøy med et mangfold av forskjellige sensortyper montert i liten avstand fra hverandre på en sving bar eller uttrekkbar plattform, en spindel, en mansjett, en stabilisator eller en kombinasjon av disse tilveiebringes og anvendes til gjennomføring av målinger i et borehull i en enkelt loggingskjøring. Disse målingene anvendes til å lage bilder av borehullet og bildene anvendes til utledning av den lokale geologien, optimering av brønnplassering, gjennomføre geomekaniske undersøkelser, optimere boreoperasjoner og gjennomføring avfastsettelsene. Loggingsverktøyet inkluderer en prosessor som kan foreta disse målingene, lage bildene, gjennomføre disse operasjonene og foreta disse fastsettelsene. Mangfoldet av forskjellige sensorer kan være en eller flere resistivitetssensorer, dielektriske sensorer, akustiske sensorer, ultralyd-sensorer, kalibreringssensorer, kjernemagnetiske resonanssensorer, naturlige gamma-strålespektersensorer, spektroskopiske sensorer, tverrsnittregistreringssensorer og nukleærsensorer og de kan være 'plug-and-play'-sensorer.
Description
BOREHULLA VBILDNING OG FORMASJON SE VALUERING UNDER BORING
Bakgrunn
[001] Loggingsverktøy har lenge vært i bruk i borehull for gjennomføring f.eks. av formasjonsevalueringsmålinger for utledning av egenskaper for formasjonene som omgir borehullet og væskene i formasjonen. Vanlige loggingsverktøy inkluderer elektromagnetiske verktøy, nukleærverktøy og kjernemagnetiske resonans (NMR)-verktøy, men forskjellige andre typer verktøy anvendes også.
[002] Tidlige loggingsverktøy ble drevet inn i et borehull på en brønnkabel, etter boring av borehullet. Moderne versjoner av slike brønnkabelverktøy er fremdeles i utstrakt bruk. Behovet for informasjon under boring av borehullet ga støtet til måling-under-boring (MWD)-verktøy og logging-under-boring (LWD)-verktøy. Ved å samle inn og behandle slik informasjon under boreprosessen, kan boremannskapet modifisere eller korrigere nøkkeltrinn i operasjonen for å optimere ytelsen.
[003] MWD-verktøy gir typisk boreparameterinformasjon, slik som vekt på borkronen, dreiemoment, temperatur, trykk, retning og helling. LWD-verktøy gir typisk formasjonsevalueringsmålinger, slik som resistivitet, porøsitet og NMR-distribusjoner. MWD- og LWD-verktøy har ofte felleskomponenter med brønnkabelverktøy (f.eks. sender-og mottakerantenner), men MWD- og LWD-verktøy må konstrueres ikke bare for å være varige, men for å tåle det ugjestmilde boremiljøet. Begrepene MWD og LWD brukes ofte om hverandre og bruken av disse begrepene i denne offentliggjøringen skal forstås å inkludere både innsamling av formasjons- og borehullinformasjon, samt data vedrørende bevegelse og plassering av borkronemontasjen.
[004] Loggingsverktøy kan også anvendes til avbildning av et borehull. Målinger av resistivitet, tetthet, fotoelektrisitetsfaktoren, naturlig gammastråling, den dielektriske konstanten og akustisk impedans (f.eks. ultralyd), har f.eks. vært anvendt til å lage borehullbilder. De fleste av, om ikke alle, disse avbildningsmetodene avhenger av hvilken type borevæske ("slam") som anvendes.
Sammendrag
[005] Et loggingsverktøy med et mangfold av forskjellige sensortyper montert i liten avstand fra hverandre på en svingbar eller uttrekkbar plattform, en mansjett, en spindel, en stabilisator eller en kombinasjon av disse tilveiebringes og anvendes til gjennomføring av målinger i et borehull i en enkelt loggingskjøring. Disse målingene anvendes til å lage bilder av borehullet og bildene anvendes til utledning av den lokale geologien, optimering av brønnplassering, gjennomføre geomekaniske undersøkelser, optimere boreoperasjoner og gjennomføring av fastsettelsene. Loggingsverktøyet inkluderer en prosessor som kan foreta disse målingene, lage bildene, gjennomføre disse operasjonene og foreta disse fastsettelsene. Mangfoldet av forskjellige sensorer kan være én eller flere resistivitetssensorer, dielektriske sensorer, akustiske sensorer, ultralydsensorer, kalibrerings sensorer, kjernemagnetiske resonanssensorer, naturlige gammastrålespektersensorer, spektroskopiske sensorer, tverrsnittregistreringssensorer og nukleærsensorer og de kan være 'plug-and-play'-sensorer. Dette sammendraget er ikke ment å identifisere nøkkel- eller grunnfunksjoner i det krevde emnet, ei heller er det ment brukt som et bidrag til begrensning av omfanget av det krevde emnet.
TEGNINGER
[006] Utforminger av logging-under-boring-verktøy for borehullavbildning og formasjonsevaluering beskrives med henvisning til de følgende tegningene. De samme numrene brukes generelt gjennom alle tegningene for henvisning til like funksjoner og komponenter.
[007] Fig. 1 illustrerer et brønnstedsystem.
[008] Fig. 2 viser et elektromagnetisk loggingsverktøy ifølge tidligere mothold.
[009] Fig. 3 viser en utforming av et logging-under-boring-verktøy for borehullavbildning og formasjonsevaluering, i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0010] Fig. 4 er en skjematisk visning av innsamlings- og styrings elektronikk installert i en spindel, i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0011] Fig. 5 er en skjematisk visning av spindelen i fig. 4, med en nøytronseksjon, i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0012] Fig. 6 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0013] Fig. 7 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0014] Fig. 8 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0015] Fig. 9 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0016] Fig. 10 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0017] Fig. 11 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0018] Fig. 12 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0019] Fig. 13 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0020] Fig. 14 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0021] Fig. 15 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0022] Fig. 16 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0023] Fig. 17 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0024] Fig. 18 er et flytdiagram som viser en utforming i overensstemmelse med offentliggjøringen i dette dokumentet.
[0025] Det skal forstås at tegningene ikke er i skala og at de offentliggjorte utformingene noen ganger illustreres i diagrammer og delvise visninger. I visse tilfeller utelates detaljer som ikke er nødvendig for å forstå den offentliggjorte metoden og apparater, eller som vil gjøre andre detaljer vanskelig å oppfatte. Det skal forstås at denne offentliggjøringen ikke er begrenset til de bestemte utformingene som illustreres i dette dokumentet.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0026] Noen utforminger vil nå beskrives med henvisning til tegningene. Like elementer i de forskjellige tegningene kan av hensyn til konsistens henvises til med like numre. I den følgende beskrivelsen presenteres en rekke detaljer, for å gi en forståelse av forskjellige utforminger og/eller funksjoner. De med ferdigheter i faget vil imidlertid forstå at noen utforminger kan praktiseres uten mange av disse detaljene og at tallrike variasjoner eller modifikasjoner av de beskrevne utformingene er mulig. Begrepene "ovenfor" og "under", "opp" og "ned", "øvre" og "nedre", "oppover" og "nedover" og andre lignende begreper anvendt i dette dokumentet, indikerer som anvendt i denne beskrivelsen relative posisjoner ovenfor eller nedenfor et gitt punkt eller element for å gi en tydeligere beskrivelse av visse utforminger. Når anvendt på utstyr og metoder for bruk i brønner som er avvikende eller horisontale, kan slike begreper vise til et venstre for høyre, høyre for venstre eller diagonale forhold, som relevant.
[0027] Fig. 1 illustrerer et brønnstedsystem hvor forskjellige utforminger kan anvendes. Brønnstedet kan være på land eller offshore. I dette systemeksemplet formes et borehull lii underjordiske formasjoner ved rotasjonsboring på en velkjent måte. Noen utforminger kan også nytte retningsstyrt boring, slik som vil bli beskrevet nedenfor i dette dokumentet.
[0028] En borestreng 12 suspenderes inni borehullet 11 og har en bunnhullmontasje 100 som inkluderer en borkrone 105 i den nedre enden. Overflatesystemet inkluderer plattform og boretårnmontasje 10 plassert over borehullet 11, montasjen 10 inkluderer et rotasjonsbord 16, drivrør 17, krok 18 og spylehode 19. Borestrengen 12 roteres av rotasjonsbordet 16, og får kraft fra en kilde som ikke vises, som kobles til drivrøret 17 ved den øvre enden av borestrengen. Borestrengen 12 suspenderes fra en krok 18 festet til en løpeblokk (heller ikke vist), gjennom drivrøret 17 og et spylehode 19, som muliggjør rotasjon av borestrengen relativt til kroken. Som velkjent, kan det alternativt anvendes et toppdrevet system.
[0029] I eksemplet i denne utformingen, inkluderer overflatesystemet videre borevæske eller -slam 26 lagret i en grop 27 formet på brønnstedet. En pumpe 29 leverer borevæsken 26 til det indre av borestrengen 12 via en port i spylehodet 19, som tillater rotasjon av borestrengen 12 relativ til kroken og får borevæsken til å strømme nedover gjennom borestrengen 12, som indikert av retningspilen 8. Borevæsken går ut av borestrengen 12 via porter i borkronen 105 og sirkuleres deretter oppover gjennom ringromområdet mellom utsiden av borestrengen og veggen i borehullet, som indikert av retningspilene 9. På denne velkjente måten smører borevæsken borkronen 105 og bærer formasjonsrester opp til overflaten når den returneres til gropen 27 for resirkulering.
[0030] Bunnhullmontasjen 100 i den illustrerte utformingen inkluderer en logging-under-boring (LWD)-modul 120, en måling-under-boring (MWD)-modul 130, et rotasjonsstyringssystem og -motor 150 og en borkrone 105.
[0031] LWD-modulen 120 er plassert i en spesiell type vektrør, slik som kjent i faget, og kan inneholde ett eller et mangfold av kjente loggingsverktøytyper. Det skal også forstås at mer enn én LWD- og/eller MWD-modul kan anvendes, f.eks. som vist ved 121. (Gjennom hele dette dokumentet kan henvisninger til en modul i posisjonen 120 alternativt også bety en modul ved posisjon 121.) LWD-modulen inkluderer kapasitet for måling, behandling og lagring av informasjon, samt for kommunikasjon med overflateutstyret. I utformingen i dette dokumentet, inkluderer LWD-modulen en resistivitetsmålingsenhet.
[0032] MWD-modulen 130 huses også i en spesiell type vektrør, slik som velkjent i faget, og kan inneholde én eller flere anordninger for måling av borestreng- og borkronekarakteristika. MWD-verktøyet inkluderer videre et apparat (ikke vist) til generering av elektrisk kraft for nedhullsystemet. Dette kan typisk inkludere en slamturbingenerator som får kraft av strømningen i borevæskene, men det skal forstås at andre kraft- og/eller batterisystemer kan anvendes. I utformingen i denne offentliggjøringen, inkluderer MWD-modulen én eller flere av de følgende målingsanordningstypene: en vekt-på-borkrone-målingsanordning, en dreiemomentmålingsanordning, en vibrasjonsmålingsanordning, en sjokkmålingsanordning, en målingsanordning for måling av fastkiling/glidning, en retningsmålingsanordning og en helningsmålingsanordning.
[0033] Et eksempel på et verktøy kan være LWD-verktøyet 120 eller kan være en del av en LWD-verktøyrekke 121, som vist i fig. 2. Øvre- og nedre senderantenner Ti og T2, har en øvre og en nedre mottaksantenne, Ri og R2derimellom, som vist i fig. 2. Antennene er formet i slisser i et modifisert vektrør og montert i MC eller isolerende materiale. Fasedreiningen for de elektromagnetiske bølgene mellom mottakerne gir en indikasjon på formasjonsresistivitet ved en relativt grunn undersøkelsesdybde, og avstemmingen av den elektromagnetiske bølgen mellom mottakerne gir en indikasjon på formasjonsresistivitet ved en relativt dyp undersøkelsesdybde. Det kan henvises til amerikansk patent nr. 4,899,112 for videre detaljer. I drift kobles avdempingsrepresentative signaler og fasedreiningsrepresentative signaler til en prosessor, hvor utmatingen er koblingsbar til en telemetrikrets.
[0034] Nyere elektromagnetiske (EM)-loggingsverktøy nytter én eller flere tiltede eller tverrstilte antenner, med eller uten aksialantenner. Disse antennene kan være sendere eller mottakere. En tiltet antenne er én med et dipolmoment som verken er parallell med eller rettvinklet på verktøyets langsgående akse. En tverrgående antenne er én med dipolmoment rettvinklet på verktøyets langsgående akse, og en aksial antenne er én med dipolmoment parallelt på den langsgående verktøysaksen. En triaksial antenne er én hvor tre antenner (dvs. antennespoler) arrangeres for å være gjensidig ortogonale. Ofte er én antenne (spole) aksial og de andre to er tverrstilte. To antenner sies å ha like vinkler hvis dipolmomentvektorene krysser verktøyets langsgående akse i den samme vinkelen. To tiltede antenner har f.eks. den samme tiltevinkelen hvis dipolmomentvektorene deres, med halene begrepsmessig festet til et punkt på verktøyets langsgående akse, ligger på overflaten av en høyre, rund kjegle sentrert på verktøyets langsgående akse og med toppunkt ved det referansepunktet. Tverrstilte antenner har selvfølgelig rette vinkler på 90 grader og dette er sant uavhengig av asimutretningene deres relativt til verktøyet.
[0035] Metode og verktøy for å gi et bilde av et borehull under boring tilveiebringes. Et slikt bilde kan f.eks. brukes til fastsetting av den lokale geologien, til brønnplassering, til geomekanisk undersøkelse og for boreoptimering. Metoden og verktøyet kan også anvendes til formasjonsevaluering. Bildet kan være høyoppløst og kan innhentes ved forskjellige borehulldiametere. Verktøyet og metoden avhenger ikke av hvilken type borevæske (slam) som anvendes.
[0036] De fleste sensorene gir bedre målinger når mellomdistansen (distansen fra sensoren til borehullveggen) minimeres. For minimering av mellomrom, kan sensorer f.eks. settes ut på uttrekkbare eller svingbare plattformer, eller de kan plasseres på en fast del av en stabilisator slik som nær den ytre periferien av et stabilisatorblad. Sensorene kan også monteres på en mansjett eller monteres direkte på en spindel. Visse sensortyper (f.eks. mikro-lydsensorer) er mindre følsomme for mellomromavstand enn andre, slik at maksimal, akseptabel mellomromavstand varierer avhengig av hvilken type målinger som foretas. I noen tilfeller kan den svingbare plattformen prøve å holde sensoren eller settet av sensorer presset opp mot veggen med lavest mulig trykk, mens i andre utforminger sitter sensorer festet på et sted på et verktøy, slik at sensorene kommer nær, men ikke i kontakt med borehullveggen. Minimalt trykk fra den svingbare plattformen anvendes når muligheten for slitasje eller skade er et anliggende. Fig. 3 viser en utforming av et verktøy 300 med en hengslet eller svingbar/leddet plattform 302.
[0037] Én eller flere sensorer 304 og én eller flere sensortyper kan anvendes. Sensorene kan være ombyttbare, eller hva som henvises til som "plug-and-play"-sensorer, ved at de passer i alle mansjettstørrelser eller er enkle å skalere for tilpasning til andre verktøystørrelser. Sensorene kan f.eks. måle den dielektriske konstanten, utføre ultra-høy resistivitetsavbildning ved bruk av strømningsmålinger, utføre oljebaseslamavbildning ved bruk av spenningsmålinger, måle variasjon i formasjonens ledeevne ved bruk av mikro-induksjon, foreta mikro-lyd- eller ultralydmålinger, eller foreta kjernemagnetresonansmålinger. Sensorer kan plassers i henhold til mellomrombehov, og forskjellige sensortyper kan anvendes på den samme plattformen eller ellers i nærheten av hverandre. Sensorer av samme type kan også anvendes for å gi målingsoverskudd. I tillegg kan en sensor, slik som en vinkelkoder (ikke vist) måle svingvinkelen for en hengslet plattform 302 for å gi en mekanisk kalibreringsmåling.
[0038] I den viste utformingen i fig. 4, installeres innsamlings- og styrings elektronikken 402 i det indre området av en spindel 404. Spindlene vil vanligvis være unike for forskjellige verktøystørrelser, men ikke nødvendigvis. Generelt krever verktøy i forskjellige størrelser forskjellige mansjetter og stabilisatorer, men ikke alltid. Data og kraft kan overføres trådløst eller via ledninger mellom spindelen 404 og f.eks. plattformen(e) 302. Elektronikken 402 i plattformen 302 kan, om ønskelig, trykkutjevnes f.eks. ved bruk av en keramisk multichipmodul fylt med olje. Målingsplattformenhetene kan optimeres for (lav) pikselstørrelse eller målingsnøyaktighet og undersøkelsesdybde. Vinkelretning kan f.eks. måles ved bruk av magnetometre.
[0039] Spindelen 404 kan også bære en nøytronseksjon 406 for utvidelse av anvendelsen av denne til petrofysikk og reservoarbeskrivelse (se fig. 5). Nøytronseksjonen 406 kan omfatte en pulsert nøytrongenerator (PNG) hurtignøytronkilde, en nøytronovervåker (nm) og detektorer fordelt langs aksen på verktøyet for å fange opp variable kilde-til-detektor avstandseffekter, slik som litologi og miljøeffekter. Typen detektor og målinger kan inkludere, men er ikke begrenset til minst 2 X termiske nøytrondetektorer (heliumrør)
(inkludert datainnsamling i tidsdomenet), epitermiske nøytrondetektorer (heliumrør)
(inkludert datainnsamling i tidsdomenet), minst 2 X gammastråledetektorer (inkludert portstyrt datainnsamling og datainnsamling i tidsdomenet og kapasitet for vannstrømningslogging, om ønsket). Egnet skjermingsmateriale for gammastråler eller nøytroner kan tilveiebringes for kollimering av målingene.
[0040] Nøytronseksjonen er fullstendig skalerbar; dvs. den er vanlig for alle (normale) verktøystørrelser. Målinger kan være ved enkeltdybder eller flere undersøkelsesdybder og kan inkludere den termiske nøytronporøsiteten, den beste phi-nøytronporøsiteten, pulsert nøytrontetthet, tverrsnitt for absorbsjon av termiske nøytroner (dvs. registrering av tverrsnittet) og termisk nøytronregistreringsspektroskopi. Karbon/oksygen-forholdet kan fastsettes ved gjennomføring av en rask nøytronuelastisk spredningsanalyse.
[0041] En "enkelt loggingskjøring" er ment å inkludere én runde, tur/retur flytting av loggingsplattformen inn i og ut av borehullet. Logging kan finne sted under innføring, når i ro inni borehullet, ved uttrekk eller en hvilken som helst kombinasjon av disse.
[0042] I én utforming kan alle ønskede typer målinger for geomekanisk undersøkelse inkluderes i en enkelt plattform. Kombinasjonen av høyoppløsningsbilder av borehullet, størrelsen på hullet og målingene av hullets form, belastingsanisotropimålinger, skifer/bergartevaluering og leiretypebestemmelse under boring og i tidsforkortet e modus, tilveiebringer det som vanligvis anses å være komplett informasjon for geologisk/geomekanisk tolkning.
[0043] To mulige geomekaniske anvendelser, er fastsetting av poretrykk (600) (se fig.
6) og opprettholdelse av borehullstabilitet. Målingene foretas (602) ved bruk av f.eks. resistivitetssensorer, dielektriske sensorer eller akustikksensorer. Som et spesifikt eksempel, kan resistivitetssensorer monteres, som beskrevet ovenfor, på en plattform, en mansjett eller direkte på verktøyspindelen. De kan være elektrodeknapper eller sendende og mottakende antenner. Resistivitetsknappene eller antennene kan kalibreres og gjennomsnittet av responsene deres kan utledes (604). Dielektriske egenskaper måles fra utjevningen og faseforskyvningen av den elektromagnetiske bølgen, og behandling ved bruk av likhets- eller førstebevegelemetoder kan nyttes til fastsetting av kompresjonstreghet (606). Disse resultatene kan brukes til produksjon av fortløpende, grunne resistivitetskurver, kompresjonshastighet (Vp)-kurver og dielektriske kurver (608). Korrelasjoner mellom verdiene for Vp, resistiviteten, den dielektriske konstanten og poretrykket fastslås (610). Disse kan variere etter region eller fra et basseng til et annet. Disse korrelasjonene kan kalibreres med målinger av nedhulltrykk. Ved bruk av disse korrelasjonene, kan resistivitets-og Vp-verdier transformeres til poretrykkurveestimater (612). Slamvekt kan begrenses mellom poretrykk- og frakturgradienten for å holde borehullet stabilt.
[0044] En annen mulig geomekanisk anvendelse, er fastsetting av én eller flere komponenter i belastningstensoren for en formasjon (700), som vist i fig. 7. Mikroakustikksensorer brukes sammen med plattform- eller mansjettmonterte signalomformere/mottakere i kort avstand fra hverandre (702). Akustiske bølger kan behandles på grunnlag av likhets (Vp, Vs (skjæringshastighets))- eller førstebevegelse (Vp)-metoder (704). Det lukkede rommet og rotasjonsverktøyet muliggjør borehullavbildning. Belastninger i formasjonen kan forårsake at en skjæringsbølge deler seg i Vssakte og Vs raske komponenter, og kan også forårsake periodiske variasjoner i Vp-kompresjonsbølger rundt borehullet. Kontinuerlige logger for Vp, Vs rask, Vs sakte, og akustiske bilder av borehullet kan produseres (706). Belastning kan bestemmes fra skjæringsanisotropien og asimutkompresjonsbølgene (708). I tillegg kan sammenligning med fjernfelt-Vp-verdier muliggjøre vurdering av skader i formasjonen.
[0045] I en annen utforming kan alle ønskede typer målinger for geologiske undersøkelser inkluderes i en enkelt plattform. Man kan samtidig (dvs. på samme tid eller under den samme loggingskjøringen) hente inn ønskede data, og derved gjøre mulig uovertruffen geologisk tolkning fra alle bildene. Eksempler på ønskede data inkluderer et resistivitetsbilde for ledekontrast, et akustisk bilde for impedanskontrast, et mikrolydbilde for overensstemmelseskontrast og et dielektrisk bilde for væskekontrast.
[0046] For en geologistrukturundersøkelse (800) (fig. 8), kan man nytte (mikro) resistivitets-, dielektriske -, akustiske - eller ultralydsensorer sammen med plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere i kort avstand fra hverandre (802). Verktøyets rotasjonsmoment tillater høyoppløselighet for resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydbilder (804). Prosessarbeidsflyten for produksjon av disse bildene kan gjennomføres ved bruk av eksisterende, kommersiell programvare. Den felles tolkningen (806) av de forskjellige bildene fra de forskjellige sensorene, gir robusthet i fastsettingen av de strukturelle hendelsene på grunn av de forskjellige fysiske prinsippene som er involvert. Strukturelementer, slik som lagdeling, frakturer, forkastninger, folder, uensartetheter, sandmengder osv. kan tolkes (808) fra bildene ved bruk av visse karakteristiske funksjoner (f.eks. lave/høye vinkelsinuskurve, uregelmessige overflater osv.).
[0047] For en geologisk stratigrafisk -, sedimentær - eller frakturundersøkelse (900)
(fig. 9), kan man bruke (mikro) resistivitets-, dielektriske -, akustikk- eller ultralydsensorer, sammen med plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere i kort avstand fra hverandre (902). Verktøyets rotasjonsmoment tillater høyoppløselige resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydbilder (904). Prosessarbeidsflyten for produksjon av disse bildene kan gjennomføres ved bruk av eksisterende, kommersiell programvare. Fellestolkningen (906) av de forskjellige bildene fra de forskjellige sensorene gir robusthet i fastsettingen av avsetningsmiljøet, strømningsretningen i paleontologiske sedimenter og frakturevaluering (slik som tetthet, porøsitet, retning osv.) på grunn av de forskjellige fysiske prinsippene som er involvert. Stratigrafiske - eller avsetningselementer, slik som fossiler, hulganger, sandkornstørrelse, druserom, knoller, finere eller grovere sekvenser osv. kan tolkes (908) fra bildene ved bruk av visse karakteristiske trekk (f.eks. form, distribusjon, posisjon osv.).
[0048] En annen utforming inkluderer alle ønskede avbildnings- og leirebestemmelsesteknologi og flerarms kalibreringsmål i et enkelt verktøy. Kombinasjonen av høyoppløselige borehullbilder og hullstørrelse og hullform under boring og i tidsforkortet modus, gjør det mulig å estimere skader på borehullet og belastningsoverføring under boring. Gjennomføring av leiretypebestemmelse under boring, gjør det mulig for en operatør f.eks. å unngå farene forbundet med boring inn i overtrykkssoner forbundet med smektitt- og illittoverganger.
[0049] For fastsetting av borehullstørrelse og -form (1000) (fig. 10), kan (mikro) resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydsensorer, sammen med kalibreringssensorer, anvendes sammen med plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere i kort avstand fra hverandre, og flyttbare armer (1002). Verktøyets rotasjonsbevegelse muliggjør høyoppløsnings resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydbilder (1004). Armer eller svingbare plattformer som åpnes og lukkes flytter en spenningsmåler som kalibreres for hulldiameter. Behandlingsarbeidsflyten for produksjon av disse bildene fra data, kan gjennomføres ved bruk av eksisterende kommersiell programvare. Borehullgjennombrudd, forlengelser og formasjonsskade, kan studeres fra bildene og flerarms kalibreringsmålingene (1006). Tidsforkortende bilder og kalibreringsmålinger gjør det mulig å overvåke borehullforringelse og, i noen grad, borehullstabilitet.
[0050] Til leiretypefastsetting (1100) (fig. 11), kan man f.eks. nytte dielektriske konstantsensorer, kjernemagnetresonans (NMR)-sensorer, naturlig gammaspekterstråling (GR)-sensorer eller spektroskopisensorer (1102). Disse sensorene kan gi informasjon om henholdsvis leirens dielektriske konstant (epsilon), vannbindingsinnholdet i leiren, thorium-og kaliummengden i leiren og identitet til andre elementer i leiren (1104). Visse slutninger angående leiretype kan gjennomføres basert på observasjoner, slik som en økning i epsilon som indikerer en økning i leirens overflateareal, leirebundet vann direkte forbundet med kationutvekslingskapasitet (CEC) (Qv), thorium- og kaliumforholdet (direkte indikator for leiretype) og spektroskopielementene som rekonstitueres for å gi total leiresammensetning
(1106). Leiretypen kan altså fastsettes fra målinger som er følsomme for overflateområdet, CEC, magnetiske egenskaper og mineralogi.
[0051] I en annen utforming kan alle ønskede typer formasjonsmålinger for formasjonsevaluering inkluderes i en enkelt plattform. Man kan samtidig (dvs. på samme tid eller under den samme loggingskjøringen) hente inn ønskede data, og slik gjøre mulig formasjonsevaluering selv under vanskelige forhold. Eksempler på ønskede data inkluderer (mikro) resistivitets-, dielektrisk -, tetthets-, nøytron-, GR-, spektroskopi-, mikrolydbølge- og NMR-målinger. Nyttig informasjon kan samles inn når målingene foretas, før inngripen (dvs. under boring) etter inngripen under innføring eller uttrekk eller borehullutvidelse.
[0052] Porøsitet og vannmetning kan f.eks. bestemmes uavhengig av vannsalinitet
(1200) (fig. 12). Målinger foretas ved bruk av dielektriske sensorer og NMR-sensorer (1202). Den dielektriske konstanten (epsilon) for formasjonen bestemmes fra de dielektriske målingene, og ekkospor registreres fra NMR-målinger. Målingene kan foretas under boring for å minimere inngripeneffekter. Behandling av den fastsatte dielektriske konstanten gir et estimat av totalt vannvolum (1204) og invertert Laplace-behandling av NMR-dataene gir en T2-distribusjon (1206). Summen av T2-distribusjonsamplitudene gir et estimat av total NMR-porøsitet (1208). Forskjellen mellom den totale NMR-porøsiteten og det dielektriske vannvolumet antas å være hydrokarbonvolumet (1210). Vannmetningen (Sw) kan bestemmes ved å dele det dielektriske vannvolumet med den totale NMR-porøsiteten (1212).
[0053] Et videre eksempel involverer fastsetting av formasjonsfaktoren og bruk av den faktoren til fastsetting av bergvridninger (1300) (fig. 13). Målinger foretas, som ovenfor, ved bruk av dielektriske sensorer og NMR-sensorer, men også tverrsnitt (Sigma)-registreringssensorer og resistivitetssensorer (1302). Den dielektriske konstanten (epsilon) for formasjonen bestemmes fra de dielektriske målingene, ekkosporene registreres fraNMR-målingene og målingene av tverrsnittsregistreringen måler nøytronnedbrytingstidskurven. Behandling av den fastsatte dielektriske konstanten gir et estimat av totalt vannvolum (1304) og invertert Laplace-behandling av NMR-dataene gir en T2-distribusjon (1306). Summen av T2-distribusjonsamplitudene gir et estimat av total NMR-porøsitet (1308). Inversjonen av nedbrytingskonstanten er den registrerte Sigma (1310). Vannmetningen (Sw) kan fastsettes ved å dele det dielektriske vannvolumet med total NMR-porøsitet, eller den kan fastsettes fra Sigma (1312). Ved bruk av Archies-ligning eller dens variasjon, kan man beregne formasjonsfaktoren "m" fra Sw ovenfor, og resistivitetsmålingen (1314). Formasjonsfaktoren anvendes til estimering av bergvridning (1316).
[0054] Fuktningsgrad kan bestemmes (1400) (fig. 14) på lignende måte, ved bruk av disse typene målinger. Målingene foretas, som ovenfor, ved bruk av dielektriske sensorer, NMR-sensorer, tverrsnittsregistrerings (Sigma)-sensorer og resistivitetssensorer (1402). Den dielektriske konstanten (epsilon) for formasjonen bestemmes fra de dielektriske målingene, ekkosporene tas opp fra NMR-målingene og registreringen av tverrsnittmålingene måler nøytronnedbrytingstidskurven. Behandling av den fastsatte dielektriske konstanten gir et estimat av det totale vannvolumet (1404) og invertert Laplace-behandling av NMR-data gir en T2-distribusjon (1406). Summen av T2-distribusjonsamplitudene gir et estimat av den totale NMR-porøsiteten (1408). Inversjonen av nedbrytingskonstanten er registreringens Sigma (1410). Vannmetningen (Sw) kan bestemmes ved å dele det dielektriske vannvolumet med den totale NMR-porøsiteten, eller den kan bestemmes fra Sigma (1412). Ved bruk av Archies-ligning eller dens variasjon, kan man beregne eksponenten "n" fra Sw ovenfor, og resistivitetsmålingen (1414). Hvis n er større enn 2, mistenkes en oljefuktig - eller blandet fuktighetstilstand. Hvis bulkolje-T2-distribusjonen er større enn olj e-T2-distribusj onen, kan dette alternativt indikere en overflatespenningsrelaksjonseffekt, dvs. en oljefuktig - eller blandet fuktighetstilstand. Fuktningsgradsinformasjon kan anvendes til kontroll av oljeproduksjonen, vurdering av injeksjonsbarhet og overvåkning av strømningsbevegelser
(1416).
[0055] En alternativ formasjonsevalueringsutforming til lokalisering av tynne lag,
(1500) bruker (mikro) resistivitets-, dielektrisk -, akustikk-, ultralyd- og NMR-sensorer sammen med plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere i nær avstand fra hverandre (1502). En kort NMR-antenne kan tjene som en målingssensor. Resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydmålinger kan gi høyoppløste borehullbilder (1504). NRM-målingene gir ekkospor, fra hvilke invertert Laplace-behandling gir en T2-distribusjon (1506). Tolkningen av bildene gir et estimat på sand/skifer-forholdet, på samme måte som NMR-fri væske til bundet væske-forholdet (1508). Høyoppløsningsbildene gjør det mulig å identifisere tynne lag og en NMR-bimodal T2-distribusjon kan også indikere forekomst av tynne lag (1510).
[0056] En videre formasjonsevalueringsutforming tillater estimering av resterende oljemetning (ROS) (1600) (fig. 16). Dielektriske sensorer og NMR-sensorer kan brukes
(1602) til bestemmelse av den dielektriske konstanten for formasjonen og en T2-distribusjon
(1604). Målinger kan foretas under uttak av borestreng eller borehullutvidelse, for maksimering av inngrep i en nøye planlagt boring. Målinger kan alternativt foretas under boring, for å minimere inngripen i en observasjonsbrønn bak en strømningsfront. Som beskrevet ovenfor, gir behandling av den fastsatte dielektriske konstanten et estimat for totalt vannvolum (1606) og den inverterte Laplace-behandlingen av NMR-data gir en T2-distribusjon (1608). Summen av T2-distribusjonamplitudene gir et estimat for total NMR-porøsitet (1610). Forskjellen i total NMR-porøsitet og dielektrisk vannvolum gir et estimat for hydrokarbonvolumet, Vhc (1612). ROS kan fastsettes ved å dele Vhc med den totale NMR-porøsiteten (1614). Alternativt er ROS lik 1 - Sw, hvor Sw beregnes fra Sigma hvis det foretas en tverrsnittmålingsregistrering. Fastsatt ROS kan brukes til estimering av sveipeffektiviteten og til beslutning om hvorvidt å foreta tertiær gjenvinning og hvilken type tertiær gjenvinning (1616).
[0057] En videre formasjonsevalueringsutforming muliggjør evaluering av lavkontrastutbyttet (1700) (fig. 17). Dielektriske sensorer, NMR-sensorer og tverrsnittsregistrerings (Sigma)-sensorer kan brukes (1702) til bestemmelse av den dielektriske konstanten for formasjonen, en T2-distribusjon og en tverrsnittsregistrering for en kurve for nøytronnedbrytning over tid (1704). Som beskrevet ovenfor, gir behandling av den fastsatte dielektriske konstanten et estimat på totalt vannvolum (1706) og den inverterte Laplace-behandlingen av NMR-data gir en T2-distribusjon (1708). Summen av T2-distribusjonamplitudene gir et estimat for total NMR-porøsitet (1710). Den inverterte nedbrytningskonstanten er Sigma-registreringen (1712). Forskjellen mellom total NMR-porøsitet og dielektrisk vannvolum, gir et estimat for hydrokarbonvolumet, Vhc (1714). En NMR T2-distribusjon fra vann kan være forskjellig fra en NMR T2-distribusjon for hydrokarboner. Vannmetningen utledet fra Sigma kan også indikere utbytte når Archie-ligningsparameterne m og n overskygger tolkningen av vannmetningen fra resistivitetsmålinger. Vannmetningen Sw kan beregnes som det dielektriske vannvolumet delt med den totale NMR-porøsiteten, fra Sigma eller på annen måte beregnes fra NMR-målinger
(1716). Målingene som ikke avhenger av vannsalinitet, formasjonsfaktoren (Archie-ligningsparameter m) og fuktningsgraden (Archie-ligningsparameter n), kan anvendes til evaluering av lavkontrastutbytte (1718).
[0058] En videre formasjonsevalueringsutforming muliggjør evaluering av kompleks litologi (1800) (fig. 18). Spektroskopiske -, kjerne-, akustikk- og NMR-sensorer kan brukes
(1802) til å foreta målinger. Spektroskopisensorer måler elementutbytter, kjernesensorer foretar klassiske tetthets-, nøytron- og sigmamålinger, akustikksensorer gir kompresjonshastighets Vp-informasjon og NMR-målinger gir ekkospor (1804). Spektroskopielementer rekonstitueres for å gi detaljert mineralogiinformasjon og bergarter identifiseres fra tetthets-, nøytron- og lydbølgelogger (1806). Invertert Laplace-behandling av NMR-data gir en T2-distribusjon (1808). Porøsitet kan finnes direkte ved bruk av NMR T2-distribusjonen eller indirekte fra bergartstettheter (1810). Summen av T2-distribusjonsamplitudene gir total NMR-porøsitet. Tettheten for bergartsmatrisen kan beregnes fra mineralogien og tetthetsporøsiteten kan utledes fra tetthetsmålingene. Den fastsatte mineralogien kan f.eks. anvendes til fullførings- eller stimuleringsarbeid, bergartsklassifisering eller porøsitetsestimering (1812).
[0059] Typebestemmelse av formasjonsvæsker på forhånd, samt metningstolkninger under en rekke forskjellige forhold som normalt påtreffes i praksis, er mulig ved bruk av én eller flere kombinasjoner av de drøftede målingene. Noen av disse analysene kan utnytte innhenting av tidsforkortelsesdata. I brønner boret med enten vannbaseslam eller oljebaseslam, kan man f.eks. fastsette variabel vannsalinitet, lav salinitet, ukjent salinitet eller forekomst av lavresistivitetsutbytte. Disse analyseteknikkene kan også gjelde for andre scenarier, hvor konvensjonelle dypavlesningsresistivitetsteknikker bryter sammen (f.eks. høy-vinkelbrønner eller brønner med betydelige laggrenseeffekter). Målingene vil generelt være asimutaler og målinger av forskjellige målingstyper, kan kombineres for å gi mulighet til videre tolkninger.
[0060] Selv om kun visse utforminger har vært presentert, vil alternativer og modifikasjoner fremgå tydelig fra den foregående beskrivelsen for én med ferdigheter i faget. Disse og andre alternativer ansees ekvivalenter og innenfor omfanget av offentliggjøringen i dette dokumentet og de vedlagte kravene. Selv om kun noen få utformingseksempler har vært beskrevet i detalj ovenfor, vil de med ferdigheter i faget lett forstår at mange modifikasjoner i de eksemplariske utformingene er mulig, uten materielt avvik fra denne oppfinnelsen. Alle slike modifikasjoner er følgelig ment inkludert innenfor omfanget av denne offentliggjøringen, som definert i de følgende kravene. I kravene er middel-pluss-funksjon-klausulene ment å dekke strukturene beskrevet i dette dokumentet, som om de utfører den beskrevne funksjonen og ikke bare strukturelle ekvivalenter, men også ekvivalente strukturer. Selv om en spiker og en skrue ikke er strukturelle ekvivalenter i det en spiker nytter en sylindrisk overflate til å feste trestykker sammen, mens en skrue nytter en spiralformet overflate til å feste trestykker sammen, kan en spiker og en skrue være ekvivalente strukturer. Det er søkers uttrykkelige intensjon ikke å påberope seg 35 U.S.C. § 112, avsnitt 6 for noen begrensninger av kravene i dette dokumentet, unntatt for de hvor kravet uttrykkelig bruker ordene 'middel til' sammen med en tilknyttet funksjon.
Claims (20)
1. En metode omfattende: tilveiebringelse av et loggingsverktøy med et mangfold av forskjellige sensortyper i nær avstand fra hverandre montert på en uttrekkbar plattform, en mansjett, en spindel, en stabilisator eller en kombinasjon av disse; gjennomføring av målinger ved bruk av mangfoldet av forskjellige sensortyper i en enkel loggingskjøring i et borehull; fremstilling av ett eller flere bilder av borehullet ved bruk av målingene; anvendelse av ett eller flere bilder av borehullet til gjennomføring et én eller flere av utledning av lokal geologi, optimering av brønnplassering, gjennomføring av geomekanisk undersøkelse, optimering av boreoperasjoner og gjennomføring av formasjonsevaluering.
2. Metoden ifølge krav 1, hvor én eller flere av sensorene er "plug-and-play"-sensorer.
3. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensortyper inkluderer resistivitetssensorer, dielektriske sensorer og/eller akustikksensorer og sensorene av en bestemt type kalibreres og gjennomsnitt av responsene beregnes, og videre omfattende: fastsetting av kompresjonslangsomhet ved behandling av målingene ved bruk av likhets- eller førstebevegelsesmetoder; produksjon av fortløpende grunne resistivitetskurver, Vp-kurver og dielektriske kurver, ved bruk av behandlingsresultatene; fastsetting av korrelasjoner mellom verdiene for Vp, resistiviteten og poretrykket; og transformering av resistivitets- og Vp-verdiene til poretrykkestimater ved bruk av disse korrelasjonene.
4. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer mikroakustikksensorer og plattform- eller mansjettmonterte sendere eller mottakere, og videre omfattende: behandling av de målte akustikkbølgene ved bruk av likhets- eller førstebevegelsesmetoder; produksjon av fortløpende logger for Vp, Vs rask og Vs sakte, og akustiske bilder av borehullet; og bestemmelse av belastningsspenningskomponenter fra skiferanisotropi og asimutalkompresj onsbølger.
5. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og/eller ultralydsensorer og plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere, og hvor ett eller flere bilder inkluderer høyoppløste resistivitets-, dielektriske -, akustikk - og ultralydbilder, fremstilt fra data innhentet mens loggingsverktøyet roterte, og videre omfattende: gjennomføring av fellestolkning ved bruk av de forskjellige høyoppløsningsbildene; og fastsetting av geologiske strukturelementer ved bruk av fellestolkningen.
6. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer resistivitets-, dielektriske -, akustikk - og/eller ultralydsensorer og plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere, og hvor det ene eller de flere bildene inkluderer høyoppløsnings resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydbilder fremstilt fra data innhentet mens loggingsverktøyet roterte, og videre omfattende: gjennomføring av fellestolkning ved bruk av de forskjellige høyoppløsningsbildene; og fastsetting av stratigrafi- eller avsetningselementer ved bruk av fellestolkningen.
7. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer resistivitets-, dielektriske -, akustikk-, ultralyd og/eller kalibreringssensorer og plattform-eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere, og flyttbare armer, og hvor det ene eller de flere bildene inkluderer tidsforkortede høyoppløsnings resistivitets-, dielektriske -, akustiske - og ultralydbilder, fremstilt fra data innhentet mens loggingsverktøyet roterte, og videre omfattende: fastsetting av borehullutbrudd, forlengelser og formasjons skader, ved bruk av høyoppløsningsbildene og kalibreringsmålingene; og overvåkning av borehullnedbryting og/eller borehullstabilitet ved bruk av tidsavgrensede høyoppløsningsbilder og kalibreringsmålinger.
8. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer dielektriske -, kjernemagnetresonans (NMR)-, naturlig gammastrålespekter- og/eller spektroskopisensorer, og målingene inkluderer målinger foretatt på en leireformasjon, og videre omfattende: fastsetting av den dielektriske konstanten for leiren, det leirebundne vanninnholdet, mengden thorium og kalium som forekommer i leiren, og identiteten til andre elementer i leiren ved bruk av målingene; og slutninger om leiretypen basert på de fastsatte mengdene.
9. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer dielektriske - og kjernemagnetresonans (NMR)-sensorer, og videre omfattende: estimering av et dielektrisk vannvolum ved gjennomføring av behandling på en dielektrisk konstant fastsatt fra de dielektriske sensormålingene; fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålingene; estimering av total NMR-porøsitet ved bruk av summen av T2-distribusjonsamplitudene; fastsetting av hydrokarbonvolum ved utledning av forskjellen mellom total NMR-porøsitet og dielektrisk vannvolum; og fastsetting av vannmetning ved deling av det dielektriske vannvolumet med den totale NMR-porøsiteten.
10. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer resistivitets-, dielektriske -, kjernemagnetresonans (NMR)- og tverrsnittregistreringssensorer, og videre omfattende: estimering av et dielektrisk vannvolum ved gjennomføring av behandling på en dielektrisk konstant fastsatt fra de dielektriske sensormålingene; fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålingene; estimering av total NMR-porøsitet ved bruk av summen av T2-distribusjonsamplitudene; fastsetting av inversjonen av nedbrytingskonstanten ved bruk av tverrsnittsregistreirngssensormålingene; fastsetting av vannmetning ved deling av det dielektriske vannvolumet med den totale NMR-porøsiteten eller bruk av den fastsatte inversjonen av nedbrytingskonstanten; beregning av en formasjonsfaktor ved bruk av den fastsatte vannmetningen og resistivitetssensormålingene; og fastsetting av bergartsvridning ved bruk av den fastsatte formasjonsfaktoren.
11. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer resistivitets-, dielektriske -, kjernemagnetresonans (NMR)- og tverrsnittregistreringssensorer, og videre omfattende: estimering av et dielektrisk vannvolum ved gjennomføring av behandling på en dielektrisk konstant fastsatt fra de dielektriske sensormålingene; fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålingene; estimering av total NMR-porøsitet ved bruk av summen av T2-distribusjonsamplitudene; fastsetting av inversjonen av nedbrytingskonstanten ved bruk av tverrsnittsregistreringssensormålingene; fastsetting av vannmetning ved deling av det dielektriske vannvolumet med total NMR-porøsitet eller bruk av den fastsatte inversjonen av nedbrytingskonstanten; beregning av en eksponent nyttet i Archie-ligningen, som nytter den fastsatte vannmetningen og resistivitetssensormålingene; fastsetting av en formasjonsfuktningsgrad; og anvendelse av fuktningsgraden til kontroll av oljeproduksjonen, vurdering av injeksjonsbarhet og overvåkning av strømningsbevegelser.
12. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer resistivitets-, dielektriske -, akustikk-, ultralyd- og/eller kjernemagnetiske resonanssensorer og plattform- eller mansjettmonterte knapper, sendere, signalomformere og/eller mottakere, og hvor det ene eller de flere bildene inkluderer høyoppløsnings resistivitets-, dielektriske -, akustikk- og ultralydbilder, fremstilt fra data innhentet mens loggingsverktøyet roterte, og videre omfattende: fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålinger; estimering av et sand/skiferforhold ved tolkning av bildene og bruk av et NMR-fastsatt fri væske til bundet væske forhold; og fastsetting av forekomsten av tynne lag ved bruk av høyoppløsningsbildene og/eller en bimodal T2-distribusjon.
13. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer dielektriske - og kjernemagnetresonans (NMR)-sensorer, og videre omfattende: fastsetting av en dielektrisk konstant ved bruk av de dielektriske sensormålingene; estimering av et dielektrisk vannvolum ved gjennomføring av behandling på den fastsatte dielektriske konstanten; fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av en invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålingene; estimering av total NMR-porøsitet ved bruk av summen av T2-distribusjonsamplitudene; fastsetting av et hydrokarbonvolum ved utledning av forskjellen mellom total NMR-porøsitet og det dielektriske vannvolumet; fastsetting av en oljemetningsrest (ROS) ved deling av hydrokarbonvolumet med den totale NMR-porøsiteten; og estimering av en sveipeffektivitet ved bruk av den fastsatte ROS.
14. Metoden ifølge krav 13, videre omfattende beslutning av om det skal foretas tertiær gjenvinning og hvilken type tertiær gjenvinning.
15. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer dielektriske -, kjernemagnetresonans (NMR)- og tverrsnittregistreringssensorer, og videre omfattende: estimering av et dielektrisk vannvolum ved gjennomføring av behandling på en dielektrisk konstant fastsatt fra de dielektriske sensormålingene; fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålingen; estimering av total NMR-porøsitet ved bruk av summen av T2-distribusjonsamplitudene; fastsetting av en nøytronnedbrytingstidskurve fra tverrsnittsregistreringene ved bruk av tverrsnittregistreringssensormålingene; fastsetting av inversjonen av nedbrytingskonstanten ved bruk av tverrsnittsregistreirngssensormålingene; fastsetting av hydrokarbonvolumet ved utledning av forskjellen mellom total NMR-porøsitet og det dielektriske vannvolumet; fastsetting av en vannmetning ved deling av det dielektriske vannvolumet på den totale NMR-porøsiteten, ved bruk av den fastsatte inversjonen av nedbrytingskonstanten eller på annen måte foreta estimater fra NMR-sensormålingene; og evaluering av lavkontrastutbytte ved bruk av målinger som ikke avhenger av vannsalinitet.
16. Metoden ifølge krav 15, hvor målingene som ikke avhenger av vannsalinitet inkluderer formasjonsfaktoren (Archie-ligningsparameter m) og fuktningsgraden (Archie-ligningsparameter n).
17. Metoden ifølge krav 1, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer inkluderer kjernemagnetresonans (NMR)-, nukleære-, akustikk - og spektroskopisensorer, og spektroskopisensorene måler elementutbytte, kjernemagnetsensorene foretar tetthets-, nøytron- og sigmamålinger, de akustiske sensorene gir kompresjonshastighets (Vp)-informasjon og NMR-målingene gir ekkospor, og videre omfattende: rekonstituering av elementer identifisert under spektroskopi for å gi mineralogiinformasjon; identifisering av bergartsformasjoner ved bruk av tetthets-, nøytron- og lydbølgemålingene; fastsetting av en T2-distribusjon ved gjennomføring av invertert Laplace-behandling av NMR-sensormålingene; beregning av porøsiteten ved bruk av NMR T2-distribusjonen, fra mineralogiinformasjonen eller fastsette bergartstettheter; og bruk av den fastsatte mineralogiinformasjonen til å foreta beslutninger angående fullføring eller stimulering av arbeid, til bergartsklassifisering eller porøsitetsestimering.
18. Et loggingsverktøy omfattende: et mangfold av forskjellige sensortyper i nær avstand fra hverandre montert på en svingbar eller uttrekkbar plattform, en mansjett, en spindel, en stabilisator, eller en kombinasjon av disse; og en prosessor med kapasitet til gjennomføring av målinger ved bruk av mangfoldet av sensortyper i en enkelt loggingskjøring i et borehull; fremstilling av ett eller flere bilder av borehullet ved bruk av målingene; og anvendelse av det ene eller de flere bildene av borehullet til å gjøre én eller flere av å utlede lokal geologi, optimering av brønnplassering, gjennomføring av geomekanisk undersøkelse, optimering av boreoperasjoner og gjennomføring av formasjonsevaluering.
19. Loggingsverktøyet ifølge krav 18, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer velges fra gruppen bestående av resistivitetssensorer, dielektriske sensorer, akustikksensorer, ultralydsensorer, kjernemagnetiske resonanssensorer, naturlig gammaspekterstrålingssensorer, spektroskopisensorer, tverrsnittregistreringssensorer og nukleærsensorer.
20. Loggingsverktøyet ifølge krav 18, hvor mangfoldet av forskjellige sensorer er "plugg-and-play"-sensorer.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/298,938 US20120192640A1 (en) | 2006-06-02 | 2011-11-17 | Borehole Imaging and Formation Evaluation While Drilling |
| PCT/US2012/064965 WO2013074593A1 (en) | 2011-11-17 | 2012-11-14 | Borehole imaging and formation evaluation while drilling |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20140613A1 true NO20140613A1 (no) | 2014-05-30 |
Family
ID=48430380
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20140613A NO20140613A1 (no) | 2011-11-17 | 2014-05-15 | Borehullsavbildning og formasjonsevaluering under boring |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120192640A1 (no) |
| CN (1) | CN104066928A (no) |
| BR (1) | BR112014011889A2 (no) |
| NO (1) | NO20140613A1 (no) |
| WO (1) | WO2013074593A1 (no) |
Families Citing this family (57)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20070628L (no) * | 2007-02-02 | 2008-08-04 | Statoil Asa | Measurement of rock parameters |
| US9291050B2 (en) * | 2008-09-30 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Determining formation wettability from dielectric measurements |
| US8965701B2 (en) * | 2010-10-20 | 2015-02-24 | Baker Hughes Incorporated | System and method for automatic detection and analysis of borehole breakouts from images and the automatic generation of alerts |
| CA2840057C (en) | 2011-06-21 | 2018-10-30 | Groundmetrics, Inc. | System and method to measure or generate an electrical field downhole |
| WO2013066549A1 (en) * | 2011-10-31 | 2013-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon determination in unconventional shale |
| US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
| US9260958B2 (en) | 2012-12-20 | 2016-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for acoustic imaging using a transducer array |
| US9753176B2 (en) * | 2013-02-14 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating adsorbed gas volume from NMR and dielectric logs |
| CN103345566B (zh) * | 2013-02-26 | 2015-09-23 | 西藏华钰矿业股份有限公司 | 基于地质内涵的化探异常识别与评价方法 |
| US10329884B2 (en) * | 2013-04-19 | 2019-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Total gas in place estimate |
| US20140375320A1 (en) * | 2013-06-19 | 2014-12-25 | Yue Liu | Method of leakage current and borehole environment correction for oil based mud imager |
| MX367347B (es) * | 2013-08-21 | 2019-08-15 | Schlumberger Technology Bv | Mediciones de propagacion de ganancia compensada del tensor completo. |
| WO2015030808A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lwd resistivity imaging tool with adjustable sensor pads |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| MX2016003219A (es) | 2013-09-12 | 2016-06-07 | Schlumberger Technology Bv | Sistema y metodologia de herramienta subterranea generadora de imagenes. |
| US10571600B2 (en) * | 2013-10-03 | 2020-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of formation properties using graphical methods |
| GB2534501B (en) * | 2013-12-06 | 2016-09-28 | Halliburton Energy Services Inc | Fracture detection and characterization using resistivity images |
| US9551806B2 (en) | 2013-12-11 | 2017-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Determination and display of apparent resistivity of downhole transient electromagnetic data |
| NO342929B1 (no) * | 2014-04-16 | 2018-09-03 | Vision Io As | Inspeksjonsverktøy |
| NO343149B1 (no) * | 2014-04-22 | 2018-11-19 | Vision Io As | Fremgangsmåte for visuell inspeksjon og logging |
| WO2015192232A1 (en) | 2014-06-19 | 2015-12-23 | Evolution Engineering Inc. | Downhole system with integrated backup sensors |
| MX2017004433A (es) * | 2014-10-06 | 2017-10-23 | Schlumberger Technology Bv | Metodos de aislamiento zonal y divergencia de tratamiento con particulas conformadas. |
| US9851315B2 (en) | 2014-12-11 | 2017-12-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement |
| CN104695939B (zh) * | 2014-12-29 | 2018-03-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种定向钻钻孔测量装置 |
| BR112017013339A2 (pt) | 2015-03-26 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services Inc | ferramenta de fundo de poço, método para determinar distância de afastamento de ferramenta e densidade de material em um furo de poço e sistema |
| US10209398B2 (en) | 2015-03-26 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid property determination |
| EP3221555B1 (en) | 2015-03-26 | 2020-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement evaluation with x-ray tomography |
| US10145810B2 (en) | 2015-03-30 | 2018-12-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Using NMR response dependence on gas pressure to evaluate shale gas storage |
| US9938820B2 (en) | 2015-07-01 | 2018-04-10 | Saudi Arabian Oil Company | Detecting gas in a wellbore fluid |
| WO2017023282A1 (en) | 2015-07-31 | 2017-02-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Logging with joint ultrasound and x-ray technologies |
| US10677956B2 (en) * | 2015-10-01 | 2020-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Active damping for NMR logging tools |
| US10393641B2 (en) * | 2015-10-30 | 2019-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of determining cementation exponent and saturation exponent in porous media from dielectric dispersion data |
| EP3181806A1 (en) * | 2015-12-17 | 2017-06-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and system for petrophysical quantity estimation from dielectric and neutron capture cross section measurements |
| US10683747B2 (en) * | 2015-12-31 | 2020-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional monitoring of injection flood fronts |
| US10634746B2 (en) | 2016-03-29 | 2020-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | NMR measured pore fluid phase behavior measurements |
| WO2017184117A1 (en) * | 2016-04-19 | 2017-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole imaging sensor assembly |
| CN107701170B (zh) * | 2016-08-03 | 2021-02-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种近钻头成像测量装置与方法 |
| US10900297B2 (en) | 2016-09-14 | 2021-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of a modular stabilizer tool |
| CN106646668B (zh) * | 2016-11-30 | 2018-10-12 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种雷达测井标准井模型的建立方法 |
| WO2018183223A1 (en) * | 2017-03-27 | 2018-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems of determining parameters characterizing porous media from data gathered by a plurality of different tools |
| US10261213B2 (en) | 2017-06-07 | 2019-04-16 | General Electric Company | Apparatus and method for flexible gamma ray detectors |
| WO2019040883A1 (en) * | 2017-08-24 | 2019-02-28 | Scientific Drilling International, Inc. | INTEGRATED DIAGRAM TOOL |
| US10866335B2 (en) | 2018-07-20 | 2020-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation clay typing from electromagnetic measurements |
| US11371340B2 (en) | 2018-12-07 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of borehole shape using standoff measurements |
| US11169300B1 (en) * | 2019-01-11 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gamma logging tool assembly |
| CN109779620A (zh) * | 2019-01-25 | 2019-05-21 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种方位密度成像随钻测井仪 |
| WO2020167783A1 (en) * | 2019-02-11 | 2020-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems to determine tortuosity of rock and fluids in porous media |
| WO2021006874A2 (en) * | 2019-07-08 | 2021-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pad alignment with a multi-frequency-band and multi-window semblance processing |
| CN112539056B (zh) * | 2019-09-05 | 2022-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于多维井下的成像特征提取方法及成像装置 |
| US11573164B2 (en) | 2020-04-27 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of determining cation exchange sites occupied by crude oil and the wettability of cation exchange sites in rock core samples in a preserved state |
| GB2598792B (en) * | 2020-09-15 | 2023-04-19 | Equinor Energy As | Estimating primary and secondary acoustic velocities in rock |
| US11828169B2 (en) | 2020-11-12 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Method of determining in-situ pore pressure in chemically active formations |
| US20220229201A1 (en) * | 2021-01-19 | 2022-07-21 | Saudi Arabian Oil Company | Pore pressure in unconventional formations |
| US11692429B2 (en) | 2021-10-28 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Smart caliper and resistivity imaging logging-while-drilling tool (SCARIT) |
| US20230374896A1 (en) * | 2022-05-19 | 2023-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface formation radial profiling using combined processing of omni-directional and pad-type tools |
| CN117449765A (zh) * | 2023-12-01 | 2024-01-26 | 中国地质科学院探矿工艺研究所 | 水平绳索钻杆多源实时一体化钻录测装备与数据感知方法 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1209499A (zh) * | 1997-03-19 | 1999-03-03 | 江汉石油管理局测井研究所 | 阵列电极系成象测井方法 |
| US6032101A (en) * | 1997-04-09 | 2000-02-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating formations using NMR and other logs |
| US6173793B1 (en) * | 1998-12-18 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling devices with pad mounted sensors |
| US6564883B2 (en) * | 2000-11-30 | 2003-05-20 | Baker Hughes Incorporated | Rib-mounted logging-while-drilling (LWD) sensors |
| US6541975B2 (en) * | 2001-08-23 | 2003-04-01 | Kjt Enterprises, Inc. | Integrated borehole system for reservoir detection and monitoring |
| AU2002341788B2 (en) * | 2001-09-19 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for using conventional core data to calibrate bound water volumes derived from NMR logs |
| US7669668B2 (en) * | 2004-12-01 | 2010-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | System, apparatus, and method of conducting measurements of a borehole |
| US7363164B2 (en) * | 2004-12-20 | 2008-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of evaluating fluid saturation characteristics in a geological formation |
| US7221158B1 (en) * | 2005-12-12 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Permeability determinations from nuclear magnetic resonance measurements |
| US8297354B2 (en) * | 2008-04-15 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method for determining formation parameter |
| EP2304174A4 (en) * | 2008-05-22 | 2015-09-23 | Schlumberger Technology Bv | UNDERGROUND MEASUREMENT OF TRAINING CHARACTERISTICS DURING DRILLING |
-
2011
- 2011-11-17 US US13/298,938 patent/US20120192640A1/en not_active Abandoned
-
2012
- 2012-11-14 BR BR112014011889A patent/BR112014011889A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-11-14 CN CN201280067359.XA patent/CN104066928A/zh active Pending
- 2012-11-14 WO PCT/US2012/064965 patent/WO2013074593A1/en active Application Filing
-
2014
- 2014-05-15 NO NO20140613A patent/NO20140613A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013074593A1 (en) | 2013-05-23 |
| BR112014011889A2 (pt) | 2017-05-16 |
| CN104066928A (zh) | 2014-09-24 |
| US20120192640A1 (en) | 2012-08-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20140613A1 (no) | Borehullsavbildning og formasjonsevaluering under boring | |
| US7295928B2 (en) | Enhancing the quality and resolution of an image generated from single or multiple sources | |
| US8965703B2 (en) | Applications based on fluid properties measured downhole | |
| US11119239B2 (en) | Measuring petrophysical properties of an earth formation by regularized direct inversion of electromagnetic signals | |
| US20130335092A1 (en) | Fracture Aperture Estimation Using Multi-Axial Induction Tool | |
| US9238962B2 (en) | Pore pressure from spectroscopy and sonic data | |
| NO339786B1 (no) | Beregning av tilsynelatende fallvinkel og bildekompresjon basert på interesseområdet. | |
| US10914859B2 (en) | Real-time true resistivity estimation for logging-while-drilling tools | |
| CA2897292C (en) | Obtaining a downhole core sample measurement using logging while coring | |
| US20160201457A1 (en) | Downhole Rebound Hardness Measurement While Drilling or Wireline Logging | |
| US10571600B2 (en) | Determination of formation properties using graphical methods | |
| WO2017165386A1 (en) | Downhole rebound hardness measurement while drilling or wireline logging | |
| US10324219B2 (en) | Identifying unconventional formations | |
| US20210373190A1 (en) | Evaluation and visualization of azimuthal resistivity data | |
| US20190011595A1 (en) | Multicomponent induction data processing for fractured formations | |
| NO20111121A1 (no) | Fremgangsmåte for beregning av bulkskifervolum i sanntid for et LWD-miljø | |
| Liu et al. | Logging-While-Drilling (LWD) | |
| NO20160379A1 (en) | Downhole Systems for Communicating Data | |
| Shrivastava et al. | Recent advances in rotary sidewall coring: applications in formation evaluation and beyond | |
| Prensky | Recent advances in well logging and formation evaluation | |
| Quinn et al. | Logging While Drilling–Surmounting the limitations to acquiring Wireline quality formation evaluation data | |
| Steven et al. | Borehole Image Tool Design, Value of Information, and Tool Selection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |