NO319184B1 - Anordning og fremgangsmate for a bestemme konduktivitet i geologiske formasjoner ved bruk av transversal elektromagnetisk induksjons-bronnlogging - Google Patents

Anordning og fremgangsmate for a bestemme konduktivitet i geologiske formasjoner ved bruk av transversal elektromagnetisk induksjons-bronnlogging Download PDF

Info

Publication number
NO319184B1
NO319184B1 NO19973206A NO973206A NO319184B1 NO 319184 B1 NO319184 B1 NO 319184B1 NO 19973206 A NO19973206 A NO 19973206A NO 973206 A NO973206 A NO 973206A NO 319184 B1 NO319184 B1 NO 319184B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
frequency
transmitter
coil
coils
receiver
Prior art date
Application number
NO19973206A
Other languages
English (en)
Other versions
NO973206D0 (no
NO973206L (no
Inventor
Leonty Abraham Tabarovsky
Otto N Fanini
Stanislav W Forgang
Original Assignee
Western Atlas Int Inc
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 Western Atlas Int Inc filed Critical Western Atlas Int Inc
Publication of NO973206D0 publication Critical patent/NO973206D0/no
Publication of NO973206L publication Critical patent/NO973206L/no
Publication of NO319184B1 publication Critical patent/NO319184B1/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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/22Fuzzy logic, artificial intelligence, neural networks or the like

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)

Description

Oppfinnelsen gjelder generelt fagområdet for elektromagnetiske induksjonsresistivitetsbrønnloggeinstrumenter. Mer spesifikt gjelder oppfinnelsen fremgangsmåter og apparat for elektromagnetisk induksjonsresistivitetslogging med magnetiske dipolelementer orientert perpendikulært på, så vel som parallelt med instrumentets akse.
Elektromagnetiske induksjonsresistivitetslogge-instrumenter for bruk i brønner er velkjent i faget. Elektromagnetisk induksjonsresistivitetsbrønnloggings-instrumenter brukes til å bestemme den elektriske konduktiviteten (og dens inverse, resistiviteten) i geologiske formasjoner som omgir et borehull. Målinger av elektrisk konduktivitet brukes blant annet for å anslå fluidinnholdet i de geologiske formasjonene. Lavere konduktivitet er vanligvis assosiert med hydrokarbonførende geologiske formasjoner.
De fysiske prinsippene for elektromagnetisk induksjons-motstandsbrønnlogging er beskrevet for eksempel i H. G. Doll, Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil Based Mud, Journal of Petroleum Technology, vol. 1, p. 148, Society of Petroleum Engineers, Richardson TX (1949). Mange forbedringer og modifikasjoner for elektromagnetiske induksjonsresistivitetsinstrumenter har blitt foreslått siden publikasjonen til Doll referansen. Eksempler på slike modifikasjoner og forbedringer kan finnes for eksempel i US-patent 4,837,517, US-patent 5,157,605 (Chandler) og US-patent 5,452,762 (Beard).
En begrensning for kjente elektromagnetiske induksjons-resistivitetsbrønnloggeinstrumenter er at de typisk omfatter senderspoler og mottakerspoler viklet slik at det magnetiske momentet til disse spolene er i det vesentlige parallell kun med aksen i instrumentet. Virvelstrømmer induseres i de geologiske formasjonene av magnetfeltet generert av senderspolen, og i de kjente induksjonsinstrumentene har disse virvelstrømmene en egen hang til å gå i jordstrømbaner som i det vesentlige er perpendikulære på instrumentaksen. Spenninger induseres så i mottakerspolene i forhold til størrelsen av virvelstrømmene. Enkelte geologiske formasjoner består imidlertid av tynne lag av elektrisk ledende materialer interfoliert med tynne lag av i det vesentlige ikke-ledende materiale. Responsen til det typiske elektromagnetiske induksjonsresistivitetsbrønnloggeinstrument vil stort sett være avhengig av konduktiviteten i de ledende lagene når lagene i det vesentlige er parallelle med strømbanen til virvelstrømmene. De i det vesentlige ikke-ledende lagene vil bidra med lite av den generelle responsen i instrumentet og deres tilstedeværelse vil vanligvis skjules hvis det finnes ledende lag. De ikke-ledende lagene er imidlertid de som er hydrokarbonførende og er av den største interesse for instrumentbrukeren. Noen geologiske formasjoner som kan være av kommersiell interesse kan derfor bli oversett ved tolkning av en brønnlogg når man bruker elektromagnetiske induksjonsresistivitetsbrønnloggeinstrument av typen som er
allment kjent fra faget.
En løsning på begrensningen med de kjente induksjonsinstrumentene er å bygge inn en transvers senderspole og en transvers mottakerspole på induksjonsinstrumentet, hvorpå de magnetiske momentene til de transverse spolene er i det vesentlige perpendikulær på instrumentaksen. En slik løsning har blitt foreslått i L. A. Tabarovsky and M. I. Epov, Geometric and Frequency Focusing in Exploration of Anisotropic Seams, Nauka, USSR Academy of Science, Siberian Division, Novosibirsk, pp. 67-129 (1972). Tabarovsky og Epov foreslår forskjellige oppstillinger av transverse senderspoler og transverse mottakerspoler, og legger frem simuleringer av disse transverse spolenes responser når spolene er konfigurert slik som vist i artikkelen. Tabarovsky og Epov beskriver også en fremgangsmåte som vesentlig reduserer virkningen av spenningen indusert i transverse mottakerspoler som ville bli forårsaket av virvelstrømmer som strømmer i borehullet. Borehullet er vanligvis fylt med en ledende væske kjent som boreslam. Virvelstrømmer som strømmer i boreslammet kan ha vesentlig innvirkning på størrelsen på spenningene indusert i de transverse mottakerspolene. Fremgangsmåten for signalreduksjon som angitt av Tabarovsky og Epov kan beskrives som frekvensfokusering, hvor induksjonsspenningsmålinger utføres med mer enn en frekvens, og at signalene som induseres i de transverse mottakerspolene kombineres på en måte slik at virkningene av virvelstrømmer som strømmer i bestemte geometriske former, slik som borehullet, i det vesentlige kan elimineres fra det endelige resultatet. Tabarovsky og Epov foreslår imidlertid ikke noen sammenstilling av signalprosesseringskretser som kunne utføre frekvensfokuseringsfremgangsmåten som de foreslår i sin artikkel.
En slik mulig signalprosesseringskonfigurasjon som kunne utføre frekvensfokuseringsfremgangsmåten slik som beskrevet i Tabarovsky og Epov, ovenfor, ville være å generere strømmer i to forskjellige frekvenser og ved nøyaktig den samme amplitude, og sende slike strømmer gjennom den transverse senderspolen. Signalene indusert i den transverse mottakerspolen kunne så kombineres i et spesielt forhold, slik som ifølge uttrykket:
for å generere en total induksjonsspenning V som i det vesentlige utelukker alle borehullsef f ekter. VR1 og VR2 i ligning (1) representerer henholdsvis den transverse mottagerens spenningssignalamplituder indusert ved den første røl, og ved den andre ©2 frekvenser. Det er imidlertid vanskelig å måle induserte spenninger VRi og VR2 som beskrevet i ligning (1) med tilstrekkelig nøyaktighet for å beregne induksjonssignalspenningen V for å utelukke borehulls-effekten, fordi små feil i målingene av den transverse mottakerspenningssignalamplituden ved hver frekvens vil resultere i veldig store feil i det totale resultatet når V beregnes i henhold til ligning (1). Den foreliggende oppfin-
neise angår en induksjonsloggeanordning og fremgangsmåte for bruk i anisotropiske geologiske formasjoner hvor den vertikale og den horisontale resistiviteter kan være forskjellige. Et arrangement av kryssdipol-sendere tilsynelatende lik den foreliggende oppfinnelse, er beskrevet i US-patent 5,345,179 til Habashy m.fl. Imidlertid er Habashys publikasjon rettet mot en propageringsresistivitetsanordning for bruk i isotropiske geologiske formasjoner for å bestemme formasjonskonduktivitet og -permeabilitet.
Således er hensikten med oppfinnelsen å fremskaffe en fremgangsmåte og et apparat for transvers elektromagnetisk induksjonsresistivitetslogging som på en effektiv måte kan utføre frekvensfokusering.
Oppfinnelsen utgjør en fremgangsmåte for å måle konduktiviteten i geologiske formasjoner som gjennomtrenges av et borehull. Fremgangsmåten omfatter å selektivt sende en vekselstrøm gjennom senderspolene som er satt inn i borehullet. Minst én av senderspolene har en magnetisk momentretning forskjellig fra den magnetiske momentretningen i de andre senderspolene. Vekselstrømmen omfatter en første og en andre frekvens. Amplituden av vekselstrømmen ved den første frekvensen har et forutbestemt forhold til amplituden av vekselstrømmen ved den andre frekvensen. Forholdet mellom amplitudene tilsvarer den første og den andre frekvensen. Fremgangsmåten omfatter å selektivt motta spenninger indusert i en mottakerspole som har et magnetisk moment langs retningen hovedsakelig parallell med den magnetiske momentretningen av senderspolen som vekselstrømmen sendes gjennom. En forskjell i størrelsene mellom en komponent av den mottatte spenningen ved den første frekvensen og en komponent av spenningen ved den andre frekvensen måles, og konduktiviteten beregnes ut fra forskjellen i størrelsene.
I en foretrukket utførelse blir de magnetiske momentretningene av senderspolene og sensorretningene i de tilsvarende mottakerspolene gjensidig ortogonale. Den foretrukne utførelsen omfatter krysskomponent-mottakerspoler som hver har en magnetisk momentretning ortogonalt på det magnetiske momentet av den tilsvarende senderspolen. I den foretrukne utførelsen omfatter trinnet med å bestemme forskjellen i størrelser at man trekker ut digitale sampler av den mottatte spenningen ved forutbestemte tidspunkt med hensyn til en periode av vekselstrømmen ved den første frekvensen.
I en bestemt utførelse av oppfinnelsen er den andre frekvensen den tredje harmoniske multippelen av den første frekvensen.
Et apparat ifølge oppfinnelsen omfatter flere senderspoler, hvor minst én har en magnetisk momentretning forskjellig fra de magnetiske momentretningene av de andre senderspolene. Apparatet omfatter flere mottakerspoler, hvor hver av dem har en sensorakseretning hovedsakelig med en tilsvarende akse i en av senderspolene. Apparatet omfatter en signalgenerator for valgfritt å lede en vekselstrøm ved en første og en andre frekvens gjennom utvalgte senderspoler. Signalgeneratoren fremskaffer amplituden av vekselstrømmen ved den første frekvensen som skal stå i et forutbestemt forhold tilsvarende den første og andre frekvensen. Apparatet omfatter anordninger for å ta imot spenninger som induseres i mottakerspolene som en følge av elektromagnetisk induksjon, og anordninger for å måle en forskjell i størrelsene mellom en komponent av den mottatte spenning ved den første frekvensen og en komponent av den mottatte spenning ved den andre frekvensen.
I en spesiell utførelse av oppfinnelsen omfatter anordningene for mottakerne anordninger for å digitalisere spenningene og å trekke ut signalsampler ved forutbestemte tidspunkt med hensyn til perioder av en vekselstrøm ved den første frekvensen. Størrelsene av de digitale samplene som trekkes ut ved de forutbestemte tidene tilsvarer direkte forskjellene i størrelsen mellom spenningskomponentene ved den første og den andre frekvensen.
Kort beskrivelse av figurene:
Figur 1 viser et induksjonsinstrument plassert i et bore hull som gjennomtrenger geologiske formasjoner. Figur 2A-2B viser et funksjonsblokkdiagram over induksjons instrumentet ifølge oppfinnelsen. Figur 3A viser senderspoledelen av spolestamme-enheten av
instrumentet i mer detalj.
Figur 3B viser mottakerspoledelen av spolestamme-enheten av
instrumentet i mer detalj.
Figur 4 viser et funksjonsblokkdiagram over en sender kontroller og signalgenerator i instrumentet. Figur 5A viser en kurve over frekvenskomponentene av sender- strømmen. Figur 5B viser en kurve over den sammensatte bølgeformen av
senderstrømmen.
Figur 6A viser en kurve over spenningen som induseres i mottakerspolen som et resultat av strømmen vist i figur 5B som strømmer gjennom senderspolen. Figur 6B viser komponentene av spenningene som induseres i mottakeren og hvordan digitale sampler utført ved bestemte tidspunkt representerer forskjellen i spissamplitude mellom de to komponentene av den induserte spenningen.
Beskrivelse av den foretrukne utførelsen.
Figur 1 viser en elektromagnetisk induksjons-resistivitetsbrønnloggeinstrument 10 plassert i et borehull 2 boret gjennom geologiske formasjoner. De geologiske formasjonene er vist generelt som 4. Instrumentet 10 kan settes sammen av tre underseksjoner: en tilleggs-elektronikkenhet 14 plassert i en ende av instrumentet 10; en spolestamme-enhet 8 festet til tilleggs-elektronikkenheten 14, og en mottaker/- signalprosesserings/telemetri-elektronikkenhet 12 festet til kabelen 6.
Spolestamme-enheten 8 omfatter induksjons-sender- og mottaker-spoler, som vil bli nærmere forklart, for å indusere elektromagnetiske felt i de geologiske formasjonene 4 og for å motta spenningssignaler indusert av virvelstrømmer som flyter i de geologiske formasjonene 4 som en følge av de elektromagnetiske feltene som er indusert i dem.
Tilleggs-elektronikkenheten 14 som vil bli nærmere beskrevet, kan omfatte en signalgenerator og effektforsterkere for å danne vekselstrømmer med utvalgte frekvenser som skal gå i senderspoler i spolestamme-enheten 8.
Mottaker/signalprosserings/telemetri-elektronikkenheten 12 som vil bli nærmere forklart, kan omfatte mottakerkretser for å detektere spenninger indusert i mottakerspolene i spolestamme-enheten 8, og kretser for å prosessere disse mottatte spenningene til signaler representative for konduktiviteten i de forskjellige lagene, vist som 4A til 4F i de geologiske formasjonene 4. Av praktiske hensyn for ingeniøren kan mottaker/signalprosessering/telemetri-elektronikkenheten 12 inneholde signaltelemetri for å overføre de konduktivitetsrelaterte signalene til jordens overflate via kabelen 6 for videre prosessering, eller alternativt lagre de konduktivitetsrelaterte signalene i passende opptaker- eller registreringsutstyr (ikke vist) for prosessering etter at instrumentet 10 blir trukket tilbake fra borehullet 2.
Den elektriske konfigurasjonen i instrumentet 10 kan bedre forstås ved referanse til et funksjonsblokkdiagram for instrumentet 10 vist i figur 2. Tilleggs-elektronikkenheten 14 kan inneholde en senderkontroller 24 og en kombinert A/D-prosesseringsenhet (ADC/DSP) 26, hvor begge foretrekkes inne-lukket i en termisk isolasjonsbeholder 28. Beholderen 28 kan være av den typen som er kjent innen fagområdet og som gir stabil temperatur, og således stabil frekvens i senderkontrolleren 24 og ADC/DSP 26. Senderkontrolleren 24 og ADC/DSP 26 foretrekkes å motta elektrisk effekt fra en DC-DC-omformer 30. Den elektriske effekten ledes helst langs en effektledning 30A som en likestrøm, slik at når effekten går gjennom stamme-enheten 8 på vei til tilleggs-elektronikkenheten 14 vil den elektriske effekten ikke øke mengden av strøspenninger indusert i spoler i stamme-enheten 8. Senderkontrolleren 24 kan inneholde en signalgenerator som nedenfor vil bli forklart, for å generere et vekselspenningssignal ved to forskjellige frekvenser. Et analogt signal 24A ut fra senderkontrolleren 24 kan forbindes med en tidskontroller 22 som selektivt opererer, ved et passende tidspunkt som vil bli nærmere forklart, hver av tre effektforsterkere 16, 18 og 20. Effekten ut fra hver av effektforsterkerne 16, 18 og 20 blir forbundet til et tilsvarende senderspolesett (ikke vist i figur 2) i stamme-enheten 8.
ADC/DSP-enheten 26 kan forbindes med et referanse-uttak på utsiden av hver effektforsterker 16, 18, 20. En del av strømmen gjennom hver senderspole (plassert i stamme-enheten 8) fra effektforsterkerne 16, 18 og 20 blir ledet til en strømreferanse for senderkontrolleren 24, og for mottakerkretser som befinner seg i mottaker/signalprosesserings/ telemetri-elektronikkenheten 12, noe som vil bli nærmere forklart. Den strøm som detekteres på denne måten kan digitaliseres i ADC/DSP 26 for å gi senderstrømmens referanse i digital utgave til senderkontrolleren 24. Bruken av sender-strømreferansen vil forklares nærmere nedenfor.
Mottaker/signalprosessering/telemetri-elektronikkenheten 12 kan omfatte forforsterkere 32, 34, 36, 38, 40, som hver er forbundet til et av mottakerspolesettene (som vil bli videre forklart) i spolestamme-enheten 8. Utgangssignalet fra hver forforsterker kan forbindes med en tilsvarende analog-til-digital signalprosessor (ADC/DSP), vist som 54, 52, 50, 48, 46, hvor utgangssignalet av hver forforsterker 32, 34, 36, 38, 40 blir digitalisert og prosessert inn i et signal tilsvarende spenningene indusert i den tilsvarende mottakerspole (ikke vist i figur 2) som hver forforsterker er forbundet med. Tidspunktene for operasjonen med ADC/DSP-kretsene 54, 52, 50, 48, 46 tilføres ved en kontroller 56. Det er å foretrekke at kontrolleren 56 opererer ADC/DSP-kretsene 54, 52, 50, 48, 46 slik at digitale signalsampler blir dannet av ADC-delen av hver ADC/DSP-krets ved et forhåndsbestemt tidspunkt med hensyn til dannelsen av veksel-strømmen gjennom senderspolene. Tidspunktet kan bestemmes av et ur og synkroniseringssignal ledet via kontroll-linjen 30B fra senderkontrolleren 24. Kontrolleren 56 gir tidspunktet for digitaliseringen fra hver ADC/DSP-krets slik at de digitale samplene er synkroniserte med hensyn til samme digitale signalfase i hver periode av vekselspenning indusert i hver mottakerspole. På denne måten kan signalsamplene stakkes synkront for å redusere støy i ut-signalet fra hver ADC/DSP-krets. En fremgangsmåte for synkron stakking av digitale signalsampler for å redusere støy er beskrevet i US-patent 5,452,762 (Beard). ADC/DSP-kretsene 54, 52, 50, 48, 46 i mottaker/signalprosesserings/telemetri-elektronikkenheten 12 kan være av samme design som ADC/DSP 26 i tilleggs-elektronikkenheten 8 av praktiske hensyn for systemdesigneren.
Mottaker/signalprosesserings/telemetri-elektronikkenheten 12 kan også omfatte en kalibreringskrets 42 og en assosiert ADC/DSP-krets 44 som er forbundet med den. En del av vekselstrømsignalet som brukes til å drive effektforsterkerne 16, 18, 20 kan ledes til kalibreringskretsen 42 over den analoge signallederen 30C. Den analoge signallederen 30C foretrekkes å være elektrostatisk skjermet for å redusere parasittisk induksjon på vekselstrømsignalet i mottakerspolene i spolestamme-enheten 8. På ordre fra kontrolleren 56 gir kalibreringskretsen 42 periodisk en sampel av veksel-strømmen til hver av mottaker-forforsterkerne 32, 34, 36, 38, 40. Fordi vekselstrømssignalet som på denne måten ledes til forforsterkerne i hvert tilfelle er i det vesentlige identisk, kan små forskjeller i responskarakteristikkene i hver forforsterker bestemmes. Vekselstrømsignalet som ledes til hver forforsterker blir også digitalisert i en egen ADC/DSP 4 4 for å danne et referansesignal for å bestemme responskarakteristikken i hver forforsterker. Det digitaliserte utgangssignal fra hver forforsterker fra ADC/DSP-ene 4 6-54 blir ledet, sammen med den digitale referansen, til kontrolleren, hvor responsen fra hver forforsterker kan bestemmes som forandringen i referansesignalet tilsvarende hver forforsterker sammenlignet med referansesignalet. Alle nødvendige justeringer på responsen fra forforsterkerne 46-54 kan utføres numerisk ved å justere datainnsamlingstidspunktet og numerisk forsterkning på de digitale samples fra hver ADC/DSP for å passe til den målte forskjell i respons mellom referansesignalet og utgangssignalet fra hver av forforsterkerne 46-54.dette respons-kalibreringssystemet er tilordnet slik at målingene av spenningene indusert i hver mottakerspole vil bli mindre påvirket av variasjoner i respons fra hver av forforsterkerne.
Kontrolleren 56 mottar digitale signalsampler fra hver ADC/DSP forbundet med den, og beregner størrelsene på spenningene indusert i hver enkelt av mottakerspolene i stamme-enheten 8, basert på utgangssignalet fra de respektive forbundne ADC/DAP-ene 54, 52, 50, 48, 46 og 44. De induserte spenningenes størrelser som blir beregnet i kontrolleren 56 kan ledes til et telemetri-kontaktstykke 58 for omforming til et signaltelemetriformat tilveiebrakt av en telemtetri-sender/mottaker 60. Telemetri-sender/mottakeren 60 kan sende signal, som tilsvarer de beregnede størrelsene, opp til overflaten. Alternativt kan størrelsesverdiene som blir beregnet i kontrolleren 58 lagres i passende opptaksutstyr (ikke vist) for prosessering etter at instrumentet 10 er trukket ut av borehullet (2 i figur 1).
Oppsettet med senderspoler og mottakerspoler i spolestamme-enheten 8 kan forstås bedre med referanse til figurene 3A og 3B. Senderspoledelen i spolestamme-enheten 8 er vist i figur 3A. En senderspole som kan vikles slik at dens akse, og dermed dens magnetiske moment er langs aksen XI er vist ved TX. Spolen XI vil ved konvensjon refereres til som parallell med X-aksen. Spolen TX foretrekkes i det vesentlige normal på aksen i instrumentet (10 i figur 1). Spolen TX kan være elektrisk forbundet med utsignalet fra en av kraftforsterkerne (slik som 16 i figur 2). Når vekselstrøm går gjennom senderspolen TX, induseres et elektromagnetisk felt, som forårsaker virvelstrømmer å gå i "jordingsløkker" i borehullet og i den geologiske formasjonen (4 i figur 1) i det vesentlige koaksialt omkring aksen XI og parallelt med aksen i stamme-enheten 8 og instrumentet (10 i figur 1).
Kort fra og langs aksen i spolestamme-enheten 8 kan en annen senderspole TZ være. Spolen TZ kan være viklet slik at dens akse Zl er i det vesentlige parallell med aksen i instrumentet 10 (som ved konvensjon generelt refereres til som Z-aksen). Spolen TZ kan forbindes med utsignalet fra en annen av effektforsterkerne (slik som 20 i figur 2). Vekselstrøm som går gjennom spolen TZ induserer virvel-strømmer i borehullet 2 og formasjonen 4 som går i jordings-løkker i det vesentlige koaksiale med aksen Zl og i det vesentlige normalt på aksen i stamme-enheten 8.
Plassert like ved, langs aksen på stamme-enheten 8 kan være en gjensidig balanserings- eller "kompensasjons"-spole BX, tilsvarende X-akse-senderspolen TX. Viklingsaksen X2, og dermed det magnetiske momentet, kan være i det vesentlige parallell til aksen X! På spolen TX. Spolen BX kan være serieforbundet med motsatt polaritet til spolen TX, mellom spolen TX og effektforsterkeren 16. Kompensasjonsspolen TX gjør at utsignalet fra en tilsvarende X-akse-mottakerspole (som vil bli nærmere forklart) er i det vesentlige null når instrumentet er plassert i et ikke-ledende medium som for eksempel luft. Som fagfolk på dette området vil forstå, kan bruken av kompensasjonsspoler for å nulle ut tilsvarende mottakerspoler sine utsignal i ikke-ledende omgivelser skje ved å fremskaffe slike kompensasjonsspoler forbundne i serie med mottakerspolen, eller alternativt forbundne i serie med senderspolen. I denne utførelsen av oppfinnelsen foretrekkes det å ha en kompensasjonsspole i serie med den tilsvarende senderspolen for å forenkle impedanstilpassingen mellom den tilsvarende mottakerspolen og dens tilhørende forforsterker
(slik som 44 i figur 2), og derved forbedre evnen til kretsene som tilhører hver mottakerspole å håndtere signal over et bredt frekvensspenn. Reaktansen i kompensasjonsspolen og dens tilhørende ledninger ville komplisere impedanstilpassingen, og justeringen for signalresponskarakteris-tikken for en bredbåndsrespons-mottakerspole når den er forbundet med mottakerspolen fordi denne reaktansen er ofte nesten den samme som reaktansen til mottakerspolen.
Nok et lite stykke vei langs aksen i stamme-enheten 8 befinner det seg en Y-akse-senderspole TY. Spolen TY foretrekkes viklet slik at dens akse Yl, og derfor dens magnetiske moment er i det vesentlige normal på både instrumentaksen 10 og det magnetiske momentet i spolen TX. Spolen TY kan være forbundet med effektforsterkeren 18. Vekselstrøm som går gjennom spolen TY induserer et magnetfelt som forårsaker virvelstrømmer i borehullet 2 og den geologiske formasjonen 4 i jordingsløkker i det vesentlige koaksiale med aksen Ylog parallell med aksen i instrumentet 10. Virvelstrømsjordingsløkkene tilsvarende spolen TY ville også være i det vesentlige normal på jordingsløkkene assosiert med spolene TX og TZ hvis spolene TX, TY og TZ er tilordnet som beskrevet her.
Kompensasjonsspolene assosiert med senderspolene TX og TY er vist henholdsvis ved BZ og BY. Kompensasjonsspolene BZ og BY er elektrisk forbundet mellom sine respektive senderspoler TZ, TY og effektforsterkerne 20, 18 i motsatt polaritet, slik som kompensasjonsspolen BX er. Kompensasjonsspolen BZ er viklet for å ha sin akse og sitt magnetiske moment langs Z2 og BY er viklet for å ha sin akse og sitt magnetiske moment langs Y2. Z2 er i det vesentlige parallell med Zl, og Y2 er i det vesentlige parallell med Yl.
Et passende oppsett med mottakerspoler for oppfinnelsen er vist i figur 3B. På den nederste enden av mottakerspole-seksjonen på spolestamme-enheten 8 kan der være en X-akse mottakerspole RX. Spolen RX kan være viklet slik at dens sensorretning er parallell med aksen XI som for senderspolen TX (vist i figur 3A). Virvelstrømmer som går i jordingsløkker som tilsvarer spolen TX, vil indusere spenninger i spolen RX proporsjonal i størrelse med de tidligere forklarte TX-relaterte virvelstrømmene. Virvelstrømmene i seg selv er proporsjonale med den elektriske konduktiviteten i banen til disse jordingsløkkene.
Kort vei langs aksen på spolestamme-enheten 8 er en z-akse-mottakerspole RZ viklet for å ha sin sensorakseretning i det vesentlige parallell med Zl, som for sin tilsvarende sender TZ. Virvelstrømmer som går i de tidligere forklarte jordingsløkkene som relaterer seg til TZ vil indusere spenninger i spolen RZ proporsjonal til størrelsen av disse virvelstrømmene.
Stamme-enheten 8 kan omfatte en y-akse-mottakerspole som her en sensorakseretning parallell med Yl og er vist som RY. Virvelstrømmer assosiert med spolen TY vil indusere lignende type spenninger i spolen RY.
Hvis lagene i de geologiske formasjonene (4A til 4F i figur 1) er i det vesentlige perpendikulær på aksen i stamme-enheten 8, vil målinger gjort ved z-aksespolene i kombinasjon med enten X- eller y-aksespolene være tilstrekkelig til å beregne anisotropien i konduktiviteten til de geologiske formasjonene. Imidlertid er det ofte slik at lagene 4A-4F ikke er perpendikulære på aksen i stamme-enheten 8 enten fordi borehullet (2 i figur 1) er avviksboret i forhold til vertikalen, eller at lagene 4A-4F ikke horisontale (kalt lag med fall) eller en kombinasjon av disse to faktorer. Derfor må man hvis man ønsker å finne anisotropien i konduktiviteten helst ha kryssaksiale mottakerspoler. En slik kryssaksial mottakerspole er vist ved CXY. Spolen CXY mottar spenninger indusert som et resultat av virvelstrømsmagnetfelt som er parallelle med Yl-aksen (parallell med det magnetiske momentet i y-akse-senderspolen TY). Disse virvelstrømmene kan induseres som et resultat av strøm som går gjennom senderspolen TX. Som tidligere forklart om spolen TX som omfatter kompensasjonsspolen BX for å nulle ut utsignalet fra spolen RX i et ikke-ledende miljø. Fordi spolen CXY er plassert i en annen aksial avstand fra spolen RX ville imidlertid nulling av utsignalet fra spolen CXY kreve en kompensasjonsspole plassert i en annen aksial posisjon enn spolen BX. For å forenkle arbeidet for systemdesigneren kan utsignalet fra spolen CXY nulles ved å benytte en mottaker-kompensasjonsspole forbundet i serie og med motsatt polaritet av spolen CXY. Denne mottaker-kompensasjonsspolen er vist ved BXY. Fremgangsmåten for å justere den aksiale posisjonen til mottaker-kompensasjonsspoler slik som BXY for å nulle ut-signalet fra den tilsvarende mottakerspolen CXY er velkjent i faget. Den foreliggende utførelse av oppfinnelsen omfatter krysskomponent-spolen CXY i stedet for bare å bruke mottakerspolen RY av samme grunn som at spolen CXY omfatter den assosierte kompensasjonsspolen BXY, nemlig den at for å nulle utsignalet fra mottakerspolen RY for å tilpasse den til senderspolen TX i et ikke-ledende miljø ville kreve nok en kompensasjonsspole for å detektere en krysskomponent, såvel som den opprinnelige kompensasjonsspole for direkte deteksjon av signalet fra sin assosierte senderspole (TY i dette tilfellet). For å gjøre arbeidet enklere for systemdesigneren omfatter den foreliggende utførelsen separate krysskomponent-spoler som for eksempel CXY. Det kan være mulig at RY kunne ha vært brukt til å detektere krysskomponenter hvis den ble kombinert med passende kompensasjonsspoler, og derfor må ikke bruken av separate kompensasjonsspoler oppfattes som begrensende for oppfinnelsen.
En annen kryssaksial mottakerspole som kan tas inn i oppfinnelsen er vist ved CXZ. Spolen CXZ mottar spenninger indusert langs z-aksen forårsaket av virvelstrømmer som går i den geologiske formasjonen som et resultat av strøm som går gjennom X-akse-senderspolen TX (langs XI). Spolen CXZ kan omfatte en mottaker-kompensasjonsspole BXZ med tilsvarende funksjon som kompensasjonsspolen BXY. Justeringen av det samlede utsignal fra spolene BXZ og CXZ til å være null i et ikke-ledende miljø kan utføres på lignende vis som det som brukes for å nulle det samlede utsignal fra spolene CXY og BXY i et ikke-ledende miljø.
De elektriske forbindelsene mellom mottakerspolene og mottaker/signalprosessering/telemetri-elektronikkenheten (12 i figur 2) kan bedre forstås ved nok en gang å henvise til figur 2. Mottakerspolen RX kan forbindes med inngangssignalet til forforsterkeren 32. Mottakerne RY og RZ er forbundet med respektive inngangene til forforsterkerne 34 og 36. Den kryssaksiale mottakerspolen CXY og kompensasjonsspolen BXY er seriekoblet til inngangen til forforsterkeren 38. Den kryssaksiale mottakerspolen CXZ og kompensasjonsspolen BXZ er seriekoblet til inngangen til forforsterkeren 40. Forforsterkerne 32-40 er hver utvalgt for å kunne fremskaffe et utgangssignalnivå sammenlignbart med det dynamiske spenn i en analog-til-digital konverterdel i ADC/DSP-kretsen forbundet med hver forforsterker. Som tidligere forklart kan hver forforsterker 32, 34, 36, 38, og 40 være koblet til en assosiert ADC/DSP 54, 52, 20, 48 og 46.
Hver ADC/DSP 54, 52, 20, 48 og 46 genererer digitale sampler av utsignalet fra forforsterkeren forbundet med den. Innsamlingen av digitale sampler tidsstyres av kontrolleren 56. Kontrolleren 56 kan være programmert slik at den forårsaker hver assosiert ADC/DSP til å generere digitale sampler av utsignalet fra den tilsvarende forforsterker. Kontrolleren 56 kommanderer hver ADC/DSP til å generere en mengde sampler i løpet av hver periode av vekselstrømmen som går gjennom hver av senderspolene. Disse digitale signalsamplene kan være tidsstyrt for å ha en forhåndsbestemt fase med hensyn til vekselstrømsspenningene indusert i hver av mottakerspolene RX, RY, RZ, CXY, CXZ. Hensikten med tidsstyringen av digitaliseringen vil bli nærmere forklart.
Maskinvarekonfigurasjonen i instrumentet 10 har blitt forklart, og tidsstyringen og kontrollen av effektforsterkerne (16, 18, 20 i figur 2) og ADC/DSP-ene (54, 52, 20, 48 og 46 i figur 2) vil bli forklart i mer detalj. Med henvisning til figur 4, kan senderkontrolleren 24 omfatte et minne som kun kan leses (read-only memory, ROM) 62 som inne-holder en digital representasjon av den ønskede bølgeform av strømmen som skal sendes gjennom senderspolene (TX, TY, TZ i figur 3A). Den digitale representasjon består typisk av tall som tilsvarer størrelsen av den ønskede bølgeform samplet ved adskilte tidsintervall. Utsignalet fra ROM 62 tidtas av en klokke 64, som kan utgjøre en del av senderkontrolleren 24, slik at tallene går ut fra ROM 62 ved adskilte tidsintervall og blir ledet til en digital til analog omformer (DAC) 66. DAC 66 omformer tallene som kommer sekvensielt fra ROM 62 til tilsvarende brøkdeler av en referansespenning [Vref] 70 forbundet til DAC 66. Utsignalet fra DAC 66 består da av analoge spenninger som er proporsjonale med tallene som kommer inn fra ROM 62. Fordi utgangssignalet fra DAC 66 forandrer seg i trinn med hvert nytt tall som tilføres fra ROM 62, ville DAC 66 se ut som en rekke av trappetrinn hvis den ble grafisk fremstilt. Utsignalet fra DAC 66 blir derfor foretrukket ført til et lav-pass-filter 68 for å glatte det trappelignende utsignalet fra DAC 66 til en kontinuerlig glatt bølgeform. Utgangssignalet fra filteret 68 kan ledes til inngangen av hver av effektforsterkerne (16, 18, 20 i figur 2). Det er underforstått at det å bruke akkurat en slik digital krets som her beskrevet for å generere et driver-signal for effektforsterkerne 16, 18, 20 er et valg som foretrekkes av systemdesigneren, og er kun ment å tjene som et eksempel på en krets som kunne generere den ønskede senderstrøm-bølgeform. Analoge signalgenerator-kretser kunne like gjerne utføre den nødvendige signalgenererings-funksj onen.
Som tidligere forklart leder et referanse-uttak på hver kraftforsterker 16, 18, 20 en del av senderstrømmen til ADC/DSP 26 i tilleggs-elektronikkenheten 14. ADC/DSP 26 genererer digitale sampler av senderstrømmen og leder samplene til senderkontrolleren 28. Senderkontrolleren 28 kan beregne forskjeller mellom de digitaliserte samplene fra senderstrømmen og tallene lagret i ROM 62. Disse forskjellene kan omfatte forandringer i amplitude og fase av sender-strømmen med hensyn til den ønskede amplitude og fase av senderstrømmen. Disse forskjellene kan brukes til å generere justeringsfaktorer for tallene lagret i ROM 62 slik at den ønskede amplitude og fase kan bli nærmere generert i sender-strømmen. Det er underforstått at analoge kretser som er allment kjent innen fagområdet kan benyttes til å utføre justeringene av senderstrømmens bølgeform slik som ovenfor beskrevet. Bruken av digitale kretser som her beskrevet for å justere senderstrømmens bølgeform er et praktisk spørsmål for systemdesigneren og er ikke ment å kunne virke begrensende for oppfinnelsen. Forandringen beregnet mellom tallene i ROM 62 og den digitaliserte senderstrømmen kan også omfatte et antall perioder av klokken 64, hvorved den aktuelle fase av senderstrømmen med hensyn til den tilsynelatende fase av senderstrøm-bølgeformen som syntetisert ved tallene som kommer ut fra ROM 62. Det tas som en forutsetning at klokken 64 kan ha tilstrekkelig høy frekvens hvorved denne faseforskjellen kan bestemmes med en veldig høy grad av presisjon. Antallet klokkeperioder i faseforskjellen kan ledes til kontrolleren (56 i figur 2) i telemetrienheten {12 i figur 2) over en seriell forbindelse, vist i figur 2 som 30B. Klokken 64 kan brukes til å operere både senderkontrolleren 28 og kontrolleren (56 i figur 2) slik at dannelsen av digitale signalsampler av mottakerspenninger kan synkroniseres mer nøyaktig til senderstrømmen.
En fremgangsmåte for signalprosessering kjent som "frekvensfokusering" muliggjør bestemmelse av konduktiviteten i de geologiske formasjonene spesielt i retningene langs X-og y-aksene, samtidig som de utelukker effektene fra virvel-strømmer i borehullet (2 i figur 1). En annen side ved oppfinnelsen er at frekvensfokusering kan utføres ved å ha en senderbølgeform som omfatter sinusoidale bølger ved to forskjellige frekvenser, kombinert i et forutbestemt forhold mellom amplitude og fase mellom hver frekvenskomponent. Frekvensen av senderstrømmen kan være innenfor et spenn på omtrent 10-70 kHz for den første frekvensen og omtrent 30-210 kHz for den andre frekvensen, noe som vil bli nærmere forklart.
I denne utførelsen av oppfinnelsen skal senderstrøm-bølgef ormen, representert ved IT, følge ligningen: hvor ITi og IT2 representerer henholdsvis senderstrøm-bølgeformen ved den første olf og den andre <g>>2 komponentfrekvensen, og hvor de relative amplituder av ITi og It2 følger forholdet:
hvor Io representerer en tilfeldig referansestørrelse, typisk proporsjonal med Vref (70 i figur 4) . Det er ønskelig at ©i er et odde antall harmoniske multipler av ©i, og i denne foretrukne utførelsen er ©2 den tredje harmoniske. Sender-strømmens bølgeform ved de to komponentfrekvensene bør ha den samme initiale fase (null) ved begynnelsen av hver periode av senderstrømmen ved den første frekvensen. Det har blitt bestemt at hvis senderstrømmen følger det forutbestemte størrelsesforholdet beskrevet i ligning (3), vil de ønskede signalkarakteristikkene til spenningene indusert i mottakerspolene (RX, RY, RZ, CXY, CXZ i figur 3B) bestemmes ved direkte å måle komponentene av den induserte spenning som har et bestemt tidsforhold med hensyn til strømmen i senderspolene (TX, TY, TZ i figur 3A) ved den første frekvensen. Komponentene ved disse tidspunktene av spenningene indusert i mottakerspolene ved en magnetfelt ved to-frekvensers magnetfelt som har frekvens- fase og amplitudeforhold som beskrevet
i ligningene 2 og 3 er i utgangspunktet i det vesentlige ufølsomme for spenninger indusert av virvelstrømmer i borehullet (2 i figur 1) og er i det vesentlige tilsvarende bare størrelsen av virvelstrømmene i de geologiske formasjonene. Ved å velge de to komponentfrekvensene og relative amplitudene for senderstrømmens bølgeform som beskrevet i ligning (3), kan konduktiviteten i de geologiske formasjonene relateres direkte til forskjellen mellom de induserte spenningene ved hver frekvenskomponent.
I denne utførelsen av oppfinnelsen kan forskjellen i de to størrelsene av komponentene av de induserte spenningene ved de to frekvensene måles direkte ved å programmere kontrolleren (56 i figur 2) for å tidsstyre innsamlingen av digitale signalsampler representert ved tn, til å skje to ganger i løpet av hver periode av senderspenningen ved den første (laveste) frekvensen ifølge uttrykket:
De digitale samplene av den induserte spenningen i mottakerspolene gjort ved disse tidspunktene vil direkte representere forskjellen i størrelse mellom komponentene av den induserte spenningen ved hver frekvens. Når prøvemålinger blir gjort ved disse tidspunktene kan de relative størrelser av den første and den andre frekvenskomponenten bestemmes hvis den andre frekvensen er en odde harmonikk av den første frekvens. Ved å ha kjennskap til de to størrelsene kan frekvens-fokuseringen, beskrevet av Tabarovsky og Epov i ligning (1), utføres for således å gi en konduktivitetsmåling som kompen-serer for den invaderte sone nær borehullet. De digitale signalsamplene tatt ved disse tidspunktene kan så direkte relateres til konduktiviteten i de geologiske formasjonene.
Måten som størrelsen av disse digitale signalsamplene direkte representerer forskjellen mellom de induserte spenningskomponentfrekvensene ved den første og andre komponentfrekvensen kan becire forstås ved å henvise til figurene SA, 5B, 6A og 6B. Figur 5A viser en kurve over hver av de to frekvenskomponentene av vekselstrømmen i senderspolen. Strømmens størrelse ved den første frekvensen er vist ved kurven ITi, og strømmens størrelse ved den andre frekvensen er vist ved kurven IT2- Som forklart ovenfor kan den andre frekvensen være den tredje harmoniske multippel av den første frekvensen og ha et amplitudeforhold som beskrevet ovenfor i ligning (2). Den sammensatte bølgeform er vist i figur 5B som It. Spenningen som er indusert i mottakerspolen som et resultat av virvelstrømmer i formasjonen er vist i figur 6A, hvorved virvelstrømmene er indusert av magnetfeltet generert ved strømmen (IT i figur 5B) som går i senderspolen. Digitale signalsampler kan tas ved tidspunkt vist i figur 6A. Sampel 1 er vist foretatt ved en kvart periode av den første frekvensen (1/2 n/eoi) . Dette tidspunktet tilsvarer n=0 i ligning (4). Sampel 2 er vist ved tre-kvart forløp av syklusen ved den første frekvensen (3/4 n/coi) , som tilsvarer n=l i ligning (4). Grunnen til at de digitale samplene tatt ved disse relative tidspunktene representerer forskjellene i størrelse mellom mottaker-spenningskomponentene ved den første og den andre frekvensen kan bedre forstås ved å referere til figur 6B, som viser mottakerspenningen ved dens individuelle frekvenskomponenter: ved den første frekvensen, vist ved kurven VR@tOi; og ved den andre frekvensen, vist ved VrøO)!. Hvis vekselstrømmen ble anvendt ved hver frekvens individuelt i senderspolen ville den induserte spenningen i mottakerspolen være de individuelle komponent-kurvene som vist i figur 6B. Hvis strømmen ved den andre frekvensen har frekvens- og tidsforholdet med hensyn til den strømmen som har den første frekvensen som vist ovenfor, vil den induserte spenningen ved den første frekvensen nå en maksimalverdi ved tidspunktene når den andre frekvensen når en maksimalverdi, men med motsatte polariteter. Fordi de to frekvensene av strømmen er superponert (sendt gjennom senderen samtidig), vil sampler av spenningen indusert i mottakerspolen tatt ved tidene vist i figur 6B, slik som SAMPLE 1 og SAMPLE 2, derfor direkte representere forskjellen mellom maksimalamplitudene mellom de induserte spenningskomponentene ved den første og den andre frekvensen.
Vi henviser nok en gang til figur 2. Instrumentet 10 blir først tilført energi. Så begynner kontrolleren 24 å generere en full periode av senderspenningens bølgeform. Utgangssignalet fra senderkontrolleren 24, som tidligere forklart, ledes til tidskontrolleren 22. I denne foretrukne utførelsen av oppfinnelsen blir X-, Y-, og Z-akse-målingene utført sekvensielt. Senderkontrolleren 24 kan sende et kommandosignal til tidskontrolleren 22 og få den til å aktivere en spesiell effektforsterker (som X-akse-forsterkeren 16) hvor tilsvarende senderspole som er forbundet med denne tilsvarer aksen som målingen skal gjøres langs. Det er tenkt at en tilstrekkelig nøyaktig måling kan utføres ved å operere senderkontrolleren gjennom omtrent 1000 sender-bølgeform-perioder ved den første (lavere) frekvensen, selv om dette antallet perioder ikke må oppfattes som noen begrensning for oppfinnelsen! For eksempel, hvis instrumentet 10 skal føres relativt langsomt gjennom borehullet (2 i figur 1) kan et større antall perioder være brukbart for å oppnå mer nøyaktige målinger.
Etter at senderkontrolleren har gjennomløpt omtrent 1000 . perioder, kan senderkontrolleren 28 instruere tidskontrolleren 22 til å operere en annen av forsterkerne, slik som Y-akse-forsterkeren 18. For å lede vekselstrømmen til dens assosierte senderspole (TY i figur 3A). Etter omtrent 1000 perioder til, kan senderkontrolleren 28 instruere tidskontrolleren å gjenta prosessen for den gjenstående (Z-akse)-effektforsterkeren 20, og etter omtrent 1000 perioder med vekselstrøm har passert gjennom z-akse senderspolen (TZ i figur 3A) kan hele prosessen gjentas.
Under sendingen fra en bestemt senderspole sender kontrolleren 56 kommandosignal til ADC/DSP-ene 4 6-54 som er forbundet til mottakerspolene som skal registrere under operasjonen av hver bestemt senderspole. For eksempel er ADC/DSP-ene 54 (forbundet med forforsterkeren 32, som er forbundet med X-akse-mottakerspolen RX), og 4 8 (som er forbundet med forforsterkeren 38, som er forbundet med krysskomponent-mottakerspolen CXY) og 46 (som er forbundet med forforsterkeren 40, som er forbundet med krysskomponent-mottakerspolen CXZ) instruert for å digitalisere utsignalet fra forforsterkerne under operasjonen av X-akse-senderspolen TX. Kontrolleren 56 kan instruere de tilsvarende ADC/DSP-ene til å generere digitale signalsampler ved de nøyaktige tidspunktene som er beskrevet i ligning (4) med hensyn til senderspenningen. Alternativt kan ADC/DSP-ene generere minst fire sampler for hver periode ved den andre (høyere) frekvensen. Fordi kontrolleren 56 og senderkontrolleren 24 kan tidsstyres av den samme klokken (64 i figur 4) må det nøyaktige tidspunktet for å generere de digitale signalsamplene justeres av faseforsinkelsen som tidligere beskrevet for senderkontrolleren 24. Kontrolleren 56 kan forsinke sendingen av instruksjonen for å digitalisere forforsterker-utsignalet ved et antall klokkeperioder med faseforsinkelser ledet fra senderkontrolleren 24 med hensyn til starten av senderspenningsperiode-kommandoen. Begynnelsen av senderperiode-kommandoen kan også sendes langs den serielle forbindelsen 30B for å indikere for kontrolleren 56 at senderkontrolleren 24 holder på å initiere en senderspenningsperiode. De digitale signalsamplene som oppnås i løpet av senderspenningssyklusen kan stakkes synkront som beskrevet ovenfor, og kan lagres i en buffer (ikke separat vist) i kontrolleren 56 fot sending til overflaten ved telemetri-sender/mottakeren 60, eller den kan tas vare på for senere prosessering. Som beskrevet ovenfor kan samplene fra hver ADC/DSP 54-46 prosesseres ved en diskret Fourier-transform for å bestemme størrelsen av spenningskomponentene ved hver frekvens, eller samplene tatt ved de nøyaktige tidspunktene beskrevet i ligning (4) kan brukes for å bestemme forskjellen i spenningskomponentene i fase direkte.
Etter det tidligere beskrevne antall senderspennings-perioder (som ovenfor forklart kan være omtrent 1000) kan kontrolleren 56 sende digitaliseringskommandoer til ADC/DSP 52 assosiert med mottakerspolen som vil motta spenninger indusert ved dens aksialt assosierte senderspole (slik som ADC/DAP 52 assosiert med spolene RY og TY). Mottakings- og digitaliseringsprosessen kan så gjentas for de gjenværende senderspolene og aksialt assosierte mottakerspolene.

Claims (21)

1. Anordning for å måle konduktivitet i geologiske formasjoner som gjennomtrenges av et borehull, omfattende: a) flere senderspoler (TX, TY, TZ), hvor minst én av dem har en magnetisk momentretning som er forskjellig fra de magnetiske momentretningene i de andre senderspolene, b) flere mottakerspoler (RX, RY, RZ) som hver har en sensorretning i det vesentlige parallell med én av de magnetiske momentretningene i senderspolene, karakterisert ved: c) en signalgenerator (24) for å lede vekselstrøm ved minst to frekvenser gjennom utvalgte senderspoler, hvor vekselstrømmen har en første amplitude ved en første av de minst to frekvensene, og hvor vekselstrømmen har en andre amplitude ved en annen av frekvensene, der den første amplituden relateres til den andre amplituden ved et forhåndsbestemt forhold som defineres av den første og den andre frekvensen, og d) en innretning (12) for å måle en forskjell mellom størrelsene av spenningene indusert i mottakerspolene (RX, RY, RZ) ved den første frekvensen og indusert ved den andre frekvensen, og e) midler for bestemming av konduktiviteten i den geologiske formasjonen ut fra forskjellen.
2. Anordning ifølge krav 1, der den andre frekvensen er et odde multiplum av den første frekvensen.
3. Anordning ifølge krav 2, der det odde multiplumet er tre.
4. Anordning ifølge et av krav 1-3, der den første frekvensen er i et område mellom 10 og 70 kHz.
5. Anordning ifølge et av krav 1-4, der den andre frekvensen er i et område mellom 30 og 210 kHz.
6. Anordning ifølge et av krav 1-5, som videre omfatter tre senderspoler, og hvor de magnetiske momentretningene i senderspolene er gjensidig ortogonale.
7. Anordning ifølge et av krav 1-6, som videre omfatter tre mottakerspoler, og hvor sensorretningene i mottakerspolene er gjensidig ortogonale.
8. Anordning ifølge krav 7, som videre omfatter krysskomponent-mottakerspoler (CXZ, CXY) som hver har en sensorretning i det vesentlige perpendikulær på den magnetiske momentretningen i én av senderspolene.
9. Anordning ifølge et av krav 1-8, der signalgeneratoren (24) omfatter en digital-til-analog-omformer (66), et leselager (62) (ROM, "read only memory"), og en digital signalprosessor (26) operativt forbundet til et uttak fra signalgeneratoren, slik at forvrengninger av et utgangssignal fra signalgeneratoren fra en forutbestemt bølgeform, kan korrigeres.
10. Anordning ifølge et av krav 1-9, der innretningen (12) for å måle forskjellen i størrelsene av spenningene omfatter innretninger (44, 46, 48, 50, 52, 54) for å digitalisere spenningene, hvor digitaliseringsinnretningene videre omfatter enheter for å foreta digitale signalsampler ved forutbestemte tidspunkter med hensyn til en periode av vekselstrømmen ved den første frekvensen.
11. Fremgangsmåte for å måle konduktivitet i geologiske formasjoner som gjennomtrenges av et borehull, omfattende følgende trinn: a) en vekselstrøm sendes gjennom en utvalgt av flere senderspoler innsatt i borehullet, hvor minst én av senderspolene har en magnetisk momentretning forskjellig fra de magnetiske momentretninger i de andre senderspolene, karakterisert ved at: b) vekselstrømmen omfatter en første og en andre frekvens, hvor vekselstrømmen ved den første frekvensen har en første amplitude, og hvor vekselstrømmen ved den andre frekvensen har en andre amplitude, der den første amplituden og den andre amplituden har et forutbestemt størrelsesforhold med hverandre som defineres av den første frekvensen og den andre frekvensen, c) det selektivt mottas spenninger indusert i en mottakerspole som har en sensorretning i det vesentlige parallell med den magnetiske momentretning i den utvalgte av senderspolene, d) det beregnes en forskjell i størrelse mellom en komponent av de mottatte spenningene ved den første frekvensen og en komponent av spenningene ved den andre frekvensen, og e) konduktiviteten beregnes ut fra størrelsesforskjellen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der de magnetiske momentretningene i senderspolene er gjensidig ortogonale.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der den andre frekvensen er et odde multiplum av den første frekvensen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, der det odde multiplumet er tre.
15. Fremgangsmåte ifølge et av krav 11-14, der den første frekvensen ligger i et område mellom 10 og 70 kHz.
16. Fremgangsmåte ifølge et av krav 11-15, der den andre frekvensen ligger i et område mellom 30 og 210 kHz.
17. Fremgangsmåte ifølge et av krav 11-16, som videre omfatter: å detektere en del av vekselstrømmen direkte og å justere bølgeformen av vekselstrømmen for å passe med en forhåndsbestemt bølgeform.
18. Fremgangsmåte ifølge et av krav 11-17, der trinnet med å bestemme forskjellen i størrelse av komponentene av spenningen omfatter: å digitalisere spenningene og å trekke ut digitale sampler av spenningene ved forhåndsbestemte tidspunkter med hensyn til en periode av vekselstrømmen ved den første frekvensen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der de digitale samplene er trukket ut ifølge formelen: hvor ©i er den første frekvensen, og tn er tidssamplene som forekommer to ganger i løpet av hver periode av strømmen ved den første frekvensen.
20. Fremgangsmåte ifølge et av krav 11-19, som videre omfatter: selektivt å motta spenninger indusert i mottaker-spoler som har momentretninger i det vesentlige perpendikulær på den magnetiske momentretningen i den utvalgte av senderspolene .
21. Fremgangsmåte ifølge et av krav 11-20, hvor det forhåndsvalgte forhold omfatter uttrykket: hvor (Oi og 002 er vinkelfrekvensene for den første og den andre frekvensen, Iti og IT2 er sender st rømmene ved den første og den andre frekvensen, og Io er en referansestørrelse.
NO19973206A 1996-07-26 1997-07-10 Anordning og fremgangsmate for a bestemme konduktivitet i geologiske formasjoner ved bruk av transversal elektromagnetisk induksjons-bronnlogging NO319184B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/686,848 US5781436A (en) 1996-07-26 1996-07-26 Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO973206D0 NO973206D0 (no) 1997-07-10
NO973206L NO973206L (no) 1998-01-27
NO319184B1 true NO319184B1 (no) 2005-06-27

Family

ID=24758002

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19973206A NO319184B1 (no) 1996-07-26 1997-07-10 Anordning og fremgangsmate for a bestemme konduktivitet i geologiske formasjoner ved bruk av transversal elektromagnetisk induksjons-bronnlogging

Country Status (7)

Country Link
US (4) US5781436A (no)
CA (1) CA2209827C (no)
GB (1) GB2315867B (no)
ID (1) ID17497A (no)
IT (1) IT1294207B1 (no)
NL (1) NL1006659C2 (no)
NO (1) NO319184B1 (no)

Families Citing this family (164)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6400148B1 (en) 1994-03-14 2002-06-04 Baker Hughes Incorporated Use of redundant data for log quality measurements
NZ333980A (en) * 1996-07-01 2000-03-27 Shell Int Research Determining an electric conductivity of an earth formation formed of different earth layers penetrated by a wellbore
US5781436A (en) * 1996-07-26 1998-07-14 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging
US6218841B1 (en) * 1996-10-30 2001-04-17 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining dip angle, and horizontal and vertical conductivities using multi frequency measurments and a model
US6108605A (en) * 1998-12-16 2000-08-22 Western Atlas International, Inc. Low distortion digitally controlled transmitter for use in a well logging tool
US6493632B1 (en) 1998-12-30 2002-12-10 Baker Hughes Incorporated Water saturation and sand fraction determination from borehole resistivity imaging tool, transverse induction logging and a tensorial water saturation model
CN1195996C (zh) 1998-12-30 2005-04-06 贝克休斯公司 由钻孔电阻率图像仪、横向感应测井纪录以及含水饱和度张量模型确定水饱和度及砂岩体积百分比的方法
US7659722B2 (en) 1999-01-28 2010-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection
US6476609B1 (en) * 1999-01-28 2002-11-05 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone
US6163155A (en) 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations
US6411158B1 (en) * 1999-09-03 2002-06-25 Conexant Systems, Inc. Bandgap reference voltage with low noise sensitivity
US6304086B1 (en) 1999-09-07 2001-10-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for evaluating the resistivity of formations with high dip angles or high-contrast thin layers
US6466872B1 (en) * 1999-11-08 2002-10-15 Baker Hughes Incorporated Method for determination of apparent resistivities of anisotropic reservoirs
US7598741B2 (en) * 1999-12-24 2009-10-06 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments
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
US6308136B1 (en) * 2000-03-03 2001-10-23 Baker Hughes Incorporated Method of interpreting induction logs in horizontal wells
US6381542B1 (en) 2000-04-05 2002-04-30 Baker Hughes Incorporated Generic, accurate, and real time borehole correction for resistivity tools
US6445187B1 (en) 2000-04-10 2002-09-03 Jerry R. Montgomery System for the measurement of electrical characteristics of geological formations from within steel cased wells using magnetic circuits
US6724191B1 (en) * 2000-05-09 2004-04-20 Admiralty Corporation Systems and methods useful for detecting presence and/or location of various materials
US6393364B1 (en) * 2000-05-30 2002-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Determination of conductivity in anisotropic dipping formations from magnetic coupling measurements
US6686736B2 (en) 2000-08-30 2004-02-03 Baker Hughes Incorporated Combined characterization and inversion of reservoir parameters from nuclear, NMR and resistivity measurements
US6502036B2 (en) * 2000-09-29 2002-12-31 Baker Hughes Incorporated 2-D inversion of multi-component induction logging data to resolve anisotropic resistivity structure
US6430509B1 (en) * 2000-10-03 2002-08-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method for 2D inversion of dual laterolog measurements
US6573722B2 (en) 2000-12-15 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for cancellation of borehole effects due to a tilted or transverse magnetic dipole
US6541979B2 (en) * 2000-12-19 2003-04-01 Schlumberger Technology Corporation Multi-coil electromagnetic focusing methods and apparatus to reduce borehole eccentricity effects
US6591194B1 (en) * 2001-02-27 2003-07-08 Baker Hughes Incorporated Vertical 1-D inversion with thin layers of equal thickness
US6618676B2 (en) 2001-03-01 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Efficient and accurate pseudo 2-D inversion scheme for multicomponent induction log data
US6643589B2 (en) 2001-03-08 2003-11-04 Baker Hughes Incorporated Simultaneous determination of formation angles and anisotropic resistivity using multi-component induction logging data
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
US6636045B2 (en) * 2001-04-03 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Method of determining formation anisotropy in deviated wells using separation of induction mode
US6574562B2 (en) * 2001-04-03 2003-06-03 Baker Hughes Incorporated Determination of formation anisotropy using multi-frequency processing of induction measurements with transverse induction coils
US8296113B2 (en) * 2001-05-18 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual steering of induction tool attenuation and phase difference measurements
US6584408B2 (en) 2001-06-26 2003-06-24 Schlumberger Technology Corporation Subsurface formation parameters from tri-axial measurements
EP1421413A2 (en) * 2001-08-03 2004-05-26 Baker Hughes Incorporated A method and apparatus for a multi-component induction instrument measuring system
US6677756B2 (en) 2001-08-03 2004-01-13 Baker Hughes Incorporated Multi-component induction instrument
US6556016B2 (en) 2001-08-10 2003-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Induction method for determining dip angle in subterranean earth formations
US6969994B2 (en) * 2001-09-26 2005-11-29 Schlumberger Technology Corporation Directional electromagnetic measurements insensitive to dip and anisotropy
US6556015B1 (en) * 2001-10-11 2003-04-29 Schlumberger Technology Corporation Method and system for determining formation anisotropic resistivity with reduced borehole effects from tilted or transverse magnetic dipoles
AU2002364523B2 (en) * 2001-12-03 2007-08-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for determining anisotropic resistivity and dip angle in an earth formation
US6819112B2 (en) * 2002-02-05 2004-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method of combining vertical and magnetic dipole induction logs for reduced shoulder and borehole effects
RU2304292C2 (ru) * 2002-03-04 2007-08-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ определения положения пласта по результатам многокомпонентного индукционного каротажа в горизонтальной скважине
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
US6690170B2 (en) 2002-03-29 2004-02-10 Schlumberger Technology Corporation Antenna structures for electromagnetic well logging tools
US6930652B2 (en) * 2002-03-29 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Simplified antenna structures for logging tools
US6998844B2 (en) * 2002-04-19 2006-02-14 Schlumberger Technology Corporation Propagation based electromagnetic measurement of anisotropy using transverse or tilted magnetic dipoles
US6794875B2 (en) * 2002-05-20 2004-09-21 Halliburton Energy Services, Inc. Induction well logging apparatus and method
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
US6765384B2 (en) * 2002-07-01 2004-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus employing phase cycling for reducing crosstalk in downhole tools
AU2003281331A1 (en) * 2002-07-10 2004-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for measurement of the magnetic induction tensor using triaxial induction arrays
US7038457B2 (en) * 2002-07-29 2006-05-02 Schlumberger Technology Corporation Constructing co-located antennas by winding a wire through an opening in the support
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
US6952101B2 (en) * 2003-01-16 2005-10-04 Kjt Enterprises, Inc. Method for determining direction to a target formation from a wellbore by analyzing multi-component electromagnetic induction signals
US20040183538A1 (en) * 2003-03-19 2004-09-23 Tilman Hanstein Structure for electromagnetic induction well logging apparatus
US7382135B2 (en) * 2003-05-22 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Directional electromagnetic wave resistivity apparatus and method
US7286091B2 (en) 2003-06-13 2007-10-23 Schlumberger Technology Corporation Co-located antennas
US7212173B2 (en) * 2003-06-30 2007-05-01 Schlumberger Technology Corporation Flex (or printed) circuit axial coils for a downhole logging tool
US7126323B1 (en) 2003-07-25 2006-10-24 Admiralty Corporation Systems and methods for synchronous detection of signals
US6933726B2 (en) * 2003-08-05 2005-08-23 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for reducing borehole current effects
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
US7138897B2 (en) * 2003-10-15 2006-11-21 Schlumberger Technology Corporation Induction measurements with reduced borehole effects
US20050083061A1 (en) * 2003-10-17 2005-04-21 Tabanou Jacques R. Methods and systems for estimating formation resistivity that are less sensitive to skin effects, shoulder-bed effects and formation dips
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
US7514930B2 (en) * 2003-12-02 2009-04-07 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for addressing borehole eccentricity effects
US7027923B2 (en) * 2003-12-12 2006-04-11 Schlumberger Technology Corporation Method for determining sonde error for an induction or propagation tool with transverse or triaxial arrays
US7080699B2 (en) * 2004-01-29 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Wellbore communication system
EP1721059A1 (en) 2004-02-12 2006-11-15 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Suppressing fluid communication to or from a wellbore
WO2005083467A1 (en) * 2004-02-23 2005-09-09 Oxford Geoservice Limited Method and apparatus for gradient electromagnetic induction well 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
US7408355B1 (en) * 2004-05-07 2008-08-05 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing
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
US7319331B2 (en) 2004-05-07 2008-01-15 Baker Hughes Incorporated Two loop calibrator
US7652478B2 (en) * 2004-05-07 2010-01-26 Baker Hughes Incorporated Cross-component alignment measurement and calibration
US7205770B2 (en) * 2004-05-07 2007-04-17 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing
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
US8112227B2 (en) * 2004-06-15 2012-02-07 Baker Hughes Incorporated Processing of multi-component induction measurements in a biaxially anisotropic formation
US8060310B2 (en) * 2004-06-15 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Geosteering in earth formations using multicomponent induction measurements
US7392137B2 (en) 2004-06-15 2008-06-24 Baker Hughes Incorporated Determination of formation anistrophy, dip and azimuth
JP2006033084A (ja) * 2004-07-12 2006-02-02 Oki Electric Ind Co Ltd Ofdm伝送システム。
US8736270B2 (en) * 2004-07-14 2014-05-27 Schlumberger Technology Corporation Look ahead logging system
WO2006031564A2 (en) * 2004-09-10 2006-03-23 E.I. Dupont De Nemours And Company Sensing apparatus for detecting an interface between first and second strata of materials
EP1836644B1 (en) * 2004-11-04 2013-10-23 Baker Hughes Incorporated Multiscale multidimensional well log data inversion and deep formation imaging method
US7471088B2 (en) * 2004-12-13 2008-12-30 Baker Hughes Incorporated Elimination of the anisotropy effect in LWD azimuthal resistivity tool data
US7317991B2 (en) * 2005-01-18 2008-01-08 Baker Hughes Incorporated Multicomponent induction measurements in cross-bedded and weak anisotropy approximation
US20060208737A1 (en) * 2005-03-16 2006-09-21 Baker Hughes Incorporated Calibration of xx, yy and zz induction tool measurements
US20070024286A1 (en) * 2005-07-27 2007-02-01 Baker Hughes Incorporated Compensation for tool disposition in LWD resistivity measurements
US7495446B2 (en) * 2005-08-23 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Formation evaluation system and method
US7496451B2 (en) * 2006-03-06 2009-02-24 Baker Hughes Incorporated Real time data quality control and determination of formation angles from multicomponent induction measurements using neural networks
EP2031420B1 (en) 2006-04-06 2014-05-07 Baker Hughes Incorporated Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response
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
US8931335B2 (en) * 2006-04-07 2015-01-13 Baker Hughes Incorporation Processing of multi-component induction data in the presence of borehole abnormalities
WO2007127365A2 (en) 2006-04-26 2007-11-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for correcting underestimation of formation anistropy ratio
US8174265B2 (en) * 2006-06-19 2012-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna cutout in a downhole tubular
CA2655200C (en) 2006-07-11 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Modular geosteering tool assembly
WO2008008346A2 (en) * 2006-07-12 2008-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for building a tilted antenna
US7916092B2 (en) * 2006-08-02 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Flexible circuit for downhole antenna
WO2008021868A2 (en) 2006-08-08 2008-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Resistivty logging with reduced dip artifacts
US8055446B2 (en) * 2006-10-11 2011-11-08 Byerly Kent A Methods of processing magnetotelluric signals
KR100837910B1 (ko) * 2006-12-05 2008-06-13 현대자동차주식회사 액티브 헤드 레스트의 높이 유지 장치
CN101460698B (zh) 2006-12-15 2013-01-02 哈里伯顿能源服务公司 具有旋转天线结构的天线耦合元件测量工具
US7782060B2 (en) * 2006-12-28 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Integrated electrode resistivity and EM telemetry tool
BRPI0711465B1 (pt) * 2007-03-16 2018-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. “ferramenta de perfilagem, e, método para ferramenta de perfilagem de resistividade azimutalmente sensível”
US7759940B2 (en) * 2007-04-04 2010-07-20 Baker Hughes Incorporated Mutual shielding of collocated induction coils in multi-component induction logging instruments
US7567869B2 (en) * 2007-04-27 2009-07-28 Baker Hughes Incorporated Induction tool for detail evaluation of near borehole zone
GB2460811B (en) * 2007-05-08 2011-11-09 Schlumberger Holdings Determining borehole corrected formation properties
US8120361B2 (en) * 2008-11-10 2012-02-21 Cbg Corporation Azimuthally sensitive resistivity logging tool
US7915895B2 (en) * 2007-06-22 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument
US7660671B2 (en) * 2007-12-06 2010-02-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for electromagnetic logging of a formation
US7839149B2 (en) * 2008-01-11 2010-11-23 Baker Hughes Incorporated Multi-component resistivity logging tool with multiple antennas using common antenna grooves
CN101627176A (zh) 2008-01-18 2010-01-13 哈里伯顿能源服务公司 相对于已有井孔的电磁引导钻井
US8417497B2 (en) * 2008-01-18 2013-04-09 Westerngeco L.L.C. Updating a model of a subterranean structure using decomposition
US9250352B2 (en) 2008-04-17 2016-02-02 Richard H. Hardman Methods for producing a log of material properties
EP2113794A1 (en) * 2008-04-29 2009-11-04 ExxonMobil Upstream Research Company Method for Reservoir Fracture and Cross Beds Detection Using Tri-axial/Multi-component Resistivity Anisotropy Measurements
US8112228B2 (en) * 2008-05-22 2012-02-07 Baker Hughes Incorporated Statistical correction for standoff in two-terminal imager operating in oil-based mud
US8036830B2 (en) 2008-05-29 2011-10-11 Baker Hughes Incorporated Resistivity imager in non-conductive mud for LWD and wireline applications
US7991555B2 (en) * 2008-07-30 2011-08-02 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic directional measurements for non-parallel bed formations
US8749400B2 (en) * 2008-08-18 2014-06-10 Halliburton Energy Services, Inc. Symbol synchronization for downhole OFDM telemetry
GB2472155B (en) 2008-12-16 2013-12-18 Halliburton Energy Serv Inc Azimuthal at-bit resistivity and geosteering methods and systems
US10024995B2 (en) * 2009-01-29 2018-07-17 Schlumberger Technology Corporation System and method for elevated source to borehole electromagnetic survey
US8786287B2 (en) * 2009-03-04 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Collocated tri-axial induction sensors with segmented horizontal coils
US20110098996A1 (en) * 2009-10-26 2011-04-28 David Nichols Sifting Models of a Subsurface Structure
US8878519B2 (en) * 2009-10-26 2014-11-04 Arizona Board Of Regents On Behalf Of The University Of Arizona Differential target antenna coupling (DTAC)
MY177675A (en) 2010-01-22 2020-09-23 Halliburton Energy Services Inc Method and apparatus for resistivity measurements
WO2011123379A1 (en) 2010-03-31 2011-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-step borehole correction scheme for multi-component induction tools
US9372276B2 (en) 2010-06-10 2016-06-21 Schlumberger Technology Corporation Combinations of axial and saddle coils to create the equivalent of tilted coils for directional resistivity measurements
US9606257B2 (en) 2010-09-15 2017-03-28 Schlumberger Technology Corporation Real-time fracture detection and fracture orientation estimation using tri-axial induction measurements
US8762107B2 (en) 2010-09-27 2014-06-24 Baker Hughes Incorporated Triaxial induction calibration without prior knowledge of the calibration area's ground conductivity
EP2740050A4 (en) * 2011-08-01 2015-03-25 Soreq Nuclear Res Ct MAGNETIC TRACKING SYSTEM
WO2013066297A1 (en) * 2011-10-31 2013-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-component induction logging systems and methods using real-time obm borehole correction
US20140078288A1 (en) * 2012-06-19 2014-03-20 Schlumberger Technology Corporation Far Field In Situ Maximum Horizontal Stress Direction Estimation Using Multi-Axial Induction And Borehole Image Data
EP2836860A4 (en) 2012-06-25 2015-11-11 Halliburton Energy Services Inc TIP ANTENNA MEASURING SYSTEMS AND METHOD FOR GENERATING ROBUST MEASUREMENT SIGNALS
WO2014011190A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method of estimating anisotropic formation resistivity profile using a multi-component induction tool
MX363973B (es) 2012-09-12 2019-04-10 Halliburton Energy Services Inc Metodo y sistema para determinacion en tiempo real de formacion de anisotropia, inclinacion y rumbo con datos de induccion de varios componentes (mci).
CA2890140C (en) * 2012-12-19 2017-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for optimizing deep resistivity measurements with multi-component antennas
AU2014216740B2 (en) * 2013-02-14 2017-07-06 Qso Interferometer Systems Ab A method and apparatus for quantitative measurement of surface accuracy of an area
CN103132992B (zh) * 2013-02-20 2015-07-22 中国石油大学(北京) 一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统
US9297922B2 (en) * 2013-03-21 2016-03-29 Vale S.A. Bucking circuit for annulling a magnetic field
CN104453866B (zh) * 2013-09-18 2019-04-23 中国石油集团长城钻探工程有限公司 感应测井用电流测量的相位标定方法
US9638827B2 (en) * 2014-09-26 2017-05-02 Los Alamos National Security, Llc Directional antennas for electromagnetic mapping in a borehole
US10371851B2 (en) * 2014-10-21 2019-08-06 Schlumberger Technology Corporation Method for formation fracture characterization in highly inclined wells using multiaxial induction well logging instruments
WO2016099504A1 (en) * 2014-12-18 2016-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Shoulder effect reduction
US10976463B2 (en) 2015-11-04 2021-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Conductivity-depth transforms of electromagnetic telemetry signals
US10416337B2 (en) 2015-11-10 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Inductive downhole sensor with center tap for common mode rejection
US10295696B2 (en) 2015-11-12 2019-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-component induction logging data processing in non-circular boreholes
BR112018007741A2 (pt) * 2015-11-19 2018-10-23 Halliburton Energy Services Inc aparelho e método
US10324432B2 (en) 2016-04-21 2019-06-18 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Estimation of electromagnetic tool sensitivity range
CA3035243A1 (en) 2016-09-02 2018-03-08 Saudi Arabian Oil Company Controlling hydrocarbon production
US10393909B2 (en) * 2016-10-11 2019-08-27 Arizona Board Of Regents On Behalf Of The University Of Arizona Differential target antenna coupling (“DTAC”) data corrections
CA3046061C (en) * 2017-01-27 2021-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid axial and radial receiver configurations for electromagnetic ranging systems
CN108957555B (zh) * 2017-05-19 2019-11-08 中国石油化工股份有限公司 地层沉积过程平面周期性分析方法
RU2673823C1 (ru) * 2017-07-31 2018-11-30 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук Способ определения расстояния до границы сред с различными удельными электрическими сопротивлениями для геонавигации ствола горизонтальных скважин
US11480706B2 (en) 2017-10-30 2022-10-25 Baker Hughes Holdings Llc Multiple casing inspection tool combination with 3D arrays and adaptive dual operational modes
WO2020005288A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Determining formation properties in a geological formation using an inversion process on a modified response matrix associated with a downhole tool
US11248455B2 (en) 2020-04-02 2022-02-15 Saudi Arabian Oil Company Acoustic geosteering in directional drilling
WO2021240197A1 (en) 2020-05-26 2021-12-02 Saudi Arabian Oil Company Geosteering in directional drilling
WO2021240196A1 (en) 2020-05-26 2021-12-02 Saudi Arabian Oil Company Water detection for geosteering in directional drilling
WO2021240195A1 (en) 2020-05-26 2021-12-02 Saudi Arabian Oil Company Instrumented mandrel for coiled tubing drilling
US20240201408A1 (en) * 2021-03-26 2024-06-20 Schlumberger Technology Corporation Wellbore data depth matching using change point algorithms
CN113159978B (zh) * 2021-05-07 2024-06-07 中国石油天然气集团有限公司 录井气测数据自动解析方法
US12024985B2 (en) 2022-03-24 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Selective inflow control device, system, and method

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3893021A (en) * 1973-08-27 1975-07-01 Texaco Inc Dual radio frequency method for determining dielectric and conductivity properties of earth formations using normalized measurements
US3891916A (en) * 1973-08-27 1975-06-24 Texaco Inc Dual radio frequency measurement of dielectric constant and resistivity of borehole media
US4302723A (en) * 1979-06-15 1981-11-24 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining dip and/or anisotropy of formations surrounding a borehole
US4360777A (en) * 1979-12-31 1982-11-23 Schlumberger Technology Corporation Induction dipmeter apparatus and method
US4499421A (en) * 1981-06-08 1985-02-12 Schlumberger Technology Corporation Digital induction logging system including means for generating a plurality of transmitter frequencies
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
US4636731A (en) * 1984-12-31 1987-01-13 Texaco Inc. Propagation anisotropic well logging system and method
US5065100A (en) * 1986-04-29 1991-11-12 Paramagnetic Logging, Inc. Measurement of in-phase and out-of-phase components of low frequency A.C. magnetic fields within cased boreholes to measure geophysical properties of geological formations
FR2633971B1 (fr) * 1988-07-11 1995-05-05 Centre Nat Rech Scient Dispositif et procede pour la determination dans un forage du pendage et de l'azimut d'une couche de discontinuite dans un milieu homogene
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
FR2652911A1 (fr) * 1989-10-10 1991-04-12 Total Petroles Procede et dispositif de detection des inversions du champ magnetique terrestre par mesures dans un trou de forage.
US5210691A (en) * 1990-05-08 1993-05-11 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for producing a more accurate resistivity log from data recorded by an induction sonde in a borehole
US5184079A (en) * 1990-11-13 1993-02-02 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for correcting data developed from a well tool disposed at a dip angle in a wellbore to eliminate the effects of the dip angle on the data
US5389881A (en) * 1992-07-22 1995-02-14 Baroid Technology, Inc. Well logging method and apparatus involving electromagnetic wave propagation providing variable depth of investigation by combining phase angle and amplitude attenuation
US5548219A (en) * 1993-04-08 1996-08-20 Halliburton Company Digital two frequency generator for use in borehole heterodyne measurement systems
JP2534193B2 (ja) * 1993-05-31 1996-09-11 石油資源開発株式会社 指向性インダクション検層法および装置
US5530358A (en) * 1994-01-25 1996-06-25 Baker Hughes, Incorporated Method and apparatus for measurement-while-drilling utilizing improved antennas
US5585790A (en) * 1995-05-16 1996-12-17 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining alignment of borehole tools
US5703773A (en) * 1996-02-08 1997-12-30 Western Atlas International, Inc. Real-time 2-dimensional inversion process and its application to induction resistivity well logging
US5666057A (en) * 1996-02-29 1997-09-09 Western Atlas International, Inc. Method of skin effect correction and data quality verification for a multi-frequency induction well logging instrument
NZ333980A (en) * 1996-07-01 2000-03-27 Shell Int Research Determining an electric conductivity of an earth formation formed of different earth layers penetrated by a wellbore
US5781436A (en) * 1996-07-26 1998-07-14 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging

Also Published As

Publication number Publication date
US5854991A (en) 1998-12-29
GB9713809D0 (en) 1997-09-03
US5781436A (en) 1998-07-14
GB2315867B (en) 2000-12-13
NL1006659A1 (nl) 1998-01-28
NO973206D0 (no) 1997-07-10
GB2315867A (en) 1998-02-11
NL1006659C2 (nl) 1999-09-03
IT1294207B1 (it) 1999-03-24
CA2209827C (en) 2004-03-16
ID17497A (id) 1998-01-08
US5999884A (en) 1999-12-07
CA2209827A1 (en) 1998-01-26
NO973206L (no) 1998-01-27
US5999883A (en) 1999-12-07
ITRM970458A1 (it) 1999-01-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO319184B1 (no) Anordning og fremgangsmate for a bestemme konduktivitet i geologiske formasjoner ved bruk av transversal elektromagnetisk induksjons-bronnlogging
US6044325A (en) Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument
CA2395515C (en) An apparatus accurately measuring properties of a formation
US5600246A (en) Method and apparatus for reducing signal-phase error in induction well logging instruments
CA2155691C (en) Single well transient electromagnetic measuring tool and method
US6534985B2 (en) Modular electromagnetic sensing apparatus having improved calibration
US7026820B2 (en) Method and apparatus for minimizing direct coupling for downhole logging devices
EP1825301A2 (en) Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments
US8854045B2 (en) Electronics for a thin bed array induction logging system
US20070205770A1 (en) Method and Apparatus for Internal Calibration in Induction Logging Instruments
NO335141B1 (no) Fremgangsmåte for tolkning av formasjonsdata i horisontale, vertikale og avvikende brønner
MXPA06002281A (es) Bobinas compensadoras adicionales como metodo alternativo de balancear ordenes de antenas tipo induccion.
MXPA06002282A (es) Bobina de tipo induccion con toma de corriente seleccionable.
NO20111256A1 (no) Samlokaliserte treakslede induksjonssensorer med segmenterte horisontale spoler
MXPA04012094A (es) Aparato y metodo para diagrafia por induccion de sfl.
US6108605A (en) Low distortion digitally controlled transmitter for use in a well logging tool
WO2009114250A2 (en) Downhole spread spectrum induction instruments
CN104343443B (zh) 三维阵列感应测井仪器中消除直接耦合信号的方法
US5500597A (en) Multiple transmit frequency induction logging system with closed loop conversion circuitry for phase and gain variation elimination
NO310215B1 (no) Fremgangsmåte for bestemmelse av amplitude- og faserespons i et induktivt brönnloggeinstrument for korrigering av drift
CA3158100A1 (en) Magnetic susceptibility and conductivity module
WO2023196271A1 (en) Directional electromagnetic ratio callibration
RU2525149C1 (ru) Способ измерения удельной электропроводности и электрической макроанизотропии горных пород
MXPA06008058A (es) Metodo y herramienta de registros electricos para determinar la distribucion espacial del tensor de resistividad en formaciones atravesadas por pozos.

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees