NO321611B1 - Elektrisk logging av en lagdelt jordformasjon - Google Patents
Elektrisk logging av en lagdelt jordformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO321611B1 NO321611B1 NO19986210A NO986210A NO321611B1 NO 321611 B1 NO321611 B1 NO 321611B1 NO 19986210 A NO19986210 A NO 19986210A NO 986210 A NO986210 A NO 986210A NO 321611 B1 NO321611 B1 NO 321611B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- magnetic field
- formation
- transmitter
- borehole
- soil
- Prior art date
Links
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 title claims description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 24
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 18
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000012886 linear function Methods 0.000 claims 2
- 101150087426 Gnal gene Proteins 0.000 claims 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 description 10
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 10
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
Landscapes
- 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)
- Inorganic Insulating Materials (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for bestemmelse av elektrisk ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, idet et borehull som inneholder et borehullsfluid, strekker seg ned i jordformasjonen. En slik metode omtales også som loggingsmetode. Mer spesielt angår oppfinnelsen bestemmelse av elektriske ledningsevner til utvalgte lag av jordformasjonen. De således oppnådde ledningsevner kan benyttes til å bestemme sammensetningene av de individuelle lag, og til å bestemme tilstedeværelsen av fluider, så som olje, vann eller gass i slike lag.
I alminnelighet er hydrokarbonførende soner vanskelige å detektere i lagdelte, klastiske reservoarer som består av vekslende tynne lag av leirskifer og sand, ved benyttelse av en konvensjonell induksjonsloggingsmetode. Dersom lagene er altfor tynne til å detekteres individuelt ved hjelp av induksjonsloggingsverktøyet på grunn av at verktøyets vertikale oppløsning er for lav, avleser verktøyet en midlere ledningsevne for formasjonen. I et vertikalt borehull avleser et konvensjonelt induksjonsloggingsverktøy med de magnetiske dipolmomenter i vertikal retning en midlere ledningsevne som er en kombinasjon av sand- og leirskiferledningsevnene, men som domineres av den forholdsvis høye ledningsevne til leirskiferlag. Et transversalt induksjonsloggingsverktøy med de magnetiske dipolmomenter i horisontal retning avleser en midlere ledningsevne som domineres av den forholdsvis lave ledningsevne til de hydrokarbonførende sandlag.
Dersom volumet av leirskiferen/sanden i formasjonen er kjent, f.eks. ut fra målinger som benytter et gammastråleverktøy eller et kjerneverktøy, kan en kombinasjon av et konvensjonelt induksjonsloggingsverktøy og et transversalt induksjonsloggings-verktøy benyttes til å bestemme ledningsevnene til de individuelle leirskifer- og sandlag, forutsatt at lagene av samme type har samme ledningsevne. Responsen til det transversale induksjonsloggingsverktøy er imidlertid vanskelig å tolke på grunn av at dets respons lider av store borehullsvirkninger og borehullsfluidinvasjonsvirkninger.
En kjent metode for reduksjon av borehullsvirkninger fra responsen til et transversalt induksjonsloggingsverktøy er vist i Tabarovskii et al, 1979, "Radial characteristics of induction focusing probes with transverse detectors in an anisotropic medium", Soviet Geology and Geophysics, 20, pp. 81-90. Ved den kjente metode benyttes et induksjonsloggingsverktøy som omfatter en magnetfeltsenderanordning som er egnet til å indusere et magnetfelt i formasjonen, og en magnetfeltmottakeranordning som er egnet til å motta respons-magnetfelter på forskjellige avstander fra senderanordningen, og å tilveiebringe et signal som er representativt for hvert responsmagnetfelt. De logger som oppnås ved benyttelse av dette verktøy, er imidlertid forholdsvis "ville", og er derfor vanskelige å tolke. Dette problem blir enda tydeligere når verktøyet kjøres gjennom en sekvens av jordlag.
Den internasjonale patentpublikasjon WO 96/18120 viser en fremgangsmåte for bestemmelse av elektrisk ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, hvor jordformasjonen gjennomtrenges av et borehull som inneholder et borehullsfluid, hvilken fremgangsmåte omfatter de trinn - å nedsenke et induksjonsloggingsverktøy i borehullet til et sted som er omgitt av et utvalgt av jordlagene, idet verktøyet omfatter en magnetfeltsenderanordning for induksjon av magnetfelter med forskjellige frekvenser i jordformasjonen, og en magnetfeltmottakeranordning for mottaking av responsmagnetfelter og for tilveiebringelse av et signal som er representativt for hvert responsmagnetfelt,
- å utvelge minst to av de nevnte forskjellige frekvenser,
- for hver utvalgt frekvens å operere senderanordningen slik at den induserer et magnetfelt i jordformasjonen, og å operere mottakeranordningen slik at den tilveiebringer et signal som representerer et responsmagnetfelt, og - å kombinere signalene på en slik måte at det frembringes et kombinert signal med redusert avhengighet av den elektriske ledningsevne i borehullområdet, og bestemme forma-sjonsresistiviteten ut fra det kombinerte signal.
Den britiske patentsøknad med publiseringsnummer 2 292 460 viser benyttelse av et transient elektromagnetisk loggingsverktøy for å bestemme den elektriske ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, og orienteringen av loggingsverktøyet i forhold til jordlagdannelsen.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for bestemmelse av en egenskap til et jordlag i en lagdelt jordformasjon, ved hvilken det oppnås en loggrespons som er lett å tolke og som tilveiebringer en nøyaktig indikasjon på egenskapen selv om tykkelsen av de individuelle jordlag er forholdsvis liten. Videre er det ønskelig at den relative orientering av loggingsverktøyet i forhold til formasjonslagdelingen bestemmes.
Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
For dette formål er fremgangsmåten for bestemmelse av elektrisk ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, hvor jordformasjonen gjennomtrenges av et borehull som inneholder et borehullsfluid, ifølge oppfinnelsen kjennetegnet ved at i det minste den ene av senderanordningen og mottakeranordningen har et antall magnetiske dipolmomenter i innbyrdes vinkelrette retninger, at i det minste den ene av senderanordningen og mottakeranordningen opereres i de innbyrdes vinkelrette retninger, at det kombinerte signal omfatter et antall kombinerte signaler, og at fremgangsmåten videre omfatter bestemmelse av den relative orientering av loggingsverktøyet i forhold til formasjonslagsdannelsen ut fra antallet av kombinerte signaler.
Oppfinnelsen angår videre et system for bestemmelse av elektrisk ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, hvor jordformasjonen gjennomtrenges av et borehull som inneholder et borehullsfluid, hvilket system omfatter - en anordning for nedsenking av et induksjonsloggingsverktøy i borehullet til et sted som er omgitt av et utvalgt av jordlagene, idet verktøyet omfatter en magnetfelt-senderanordning for induksjon av magnetfelter med forskjellige frekvenser i jordformasjonen, og en magnetfeltmottakeranordning for mottaking av responsmagnetfelter og for tilveiebringelse av et signal som er representativt for hvert responsmagnetfelt,
- en anordning for utvelgelse av minst to av de nevnte forskjellige frekvenser,
- en anordning for å operere senderanordningen slik at den induserer et magnetfelt i jordformasjonen, og for å operere mottakeranordningen slik at den tilveiebringer et signal som representerer et responsmagnetfelt, og - en anordning for kombinasjon av signalene på en slik måte at det frembringes et kombinert signal med redusert avhengighet av den elektriske ledningsevne i borehullområdet, og for bestemmelse av formasjonsresistiviteten ut fra det kombinerte signal,
karakterisert vedat minst én av senderanordningen og mottakeranordningen har et antall magnetiske dipolmomenter i innbyrdes vinkelrette retninger, at den minst ene av senderanordningen og mottakeranordningen opereres i de innbyrdes vinkelrette retninger, og at systemet videre omfatter en anordning for bestemmelse av den relative orientering av loggingsverktøyet i forhold til formasjonslagdannelsen ut fra det kombinerte signal som omfatter et antall kombinerte signaler.
For å redusere innvirkning av tilstøtende lag, er fortrinnsvis mottakeranordningen egnet til å motta responsmagnetfelter på forskjellige avstander fra senderanordningen, idet minst to av de forskjellige avstander velges, idet senderanordningen og mottakeranordningen opereres for forskjellige kombinasjoner av de valgte frekvenser og de valgte avstander, og signalene kombineres videre på en slik måte at det kombinerte signal har en redusert avhengighet av den elektriske ledningsevne til et jordlag nær det utvalgte jordlag.
Rekkeutviklingen inneholder et ledd som er ikke-lineært i frekvens og som hovedsakelig er bestemt av ledningsevnen til det eller de tilstøtende lag. Ved å kombinere likningene slik at det dominerende ledd som er ikke-lineært i frekvens, elimineres fra hver likning, oppnås en resulterende likning fra hvilken innvirkningen av borehullområdet og det eller de tilstøtende lag er praktisk talt eliminert. Det viste seg at signalene ved mottakeranordningen bare avhenger svakt av avstanden mellom senderanordningen og mottakeranordningen, hvilken avstand i det etterfølgende omtales som verktøyavstanden. Rekkeutviklingene av signalene er derfor heller ikke betydelig avhengig av verktøyavstanden.
Hver av senderanordningen og mottakeranordningen har fortrinnsvis et antall magnetiske dipolmomenter i innbyrdes ortogonale eller vinkelrette retninger, og hver av sender- og mottakeranordningen opereres i de nevnte innbyrdes vinkelrette retninger.
Hver av senderanordningen og mottakeranordningen har hensiktsmessig tre magnetiske dipolmomenter i tre ortogonale retninger, og hver av sender- og mottakeranordningen opereres i de tre innbyrdes vinkelrette retninger.
Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere ved hjelp av eksempler under henvisning til tegningene, der
fig. 1 skjematisk viser et borehull som strekker seg ned i en lagdelt jordformasjon, i hvilket borehull det er nedsenket et induksjonsloggingsverktøy slik det benyttes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, og
fig. 2 viser borehullet på fig. 1, i hvilket det er nedsenket et alternativt induksjonsloggingsverktøy slik det benyttes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Borehullet/brønnboringen 1 på fig. 1 strekker seg ned i en jordformasjon som omfatter et hydrokarbonførende sandlag 3 som er beliggende mellom et øvre leirskiferlag 5 og et nedre leirskiferlag 7, idet leirskiferlagene 5, 7 har høyere lednings-evne enn det hydrokarbonførende sandlag 3. Et induksjonsloggingsverktøy 9 som benyttes ved praktiseringen av oppfinnelsen, er blitt nedsenket i borehullet 1 via en vaier 11 som strekker seg gjennom en utblåsingssikring 13 (vist skjematisk) som er beliggende på jordoverflaten 15. Den relative orientering av borehullet 1 og loggingsverktøyet 9 i forhold til lagene 3, 5, 7 er bestemt av to vinkler, av hvilke den ene (0) er vist på figuren. Loggingsverktøyet 9 er forsynt med et sett senderspoler 18 og et sett mottakerspoler 19, idet hvert sett av spoler 18, 19 er forbundet med overflateutrustning 22 via passende ledere (ikke vist) som strekker seg langs vaieren 11. Overflateutrustningen 22 omfatter en elektrisk kraftforsyning for å tilveiebringe elektrisk effekt til settet av spoler 18, og en signal-prosessor for å motta og behandle elektriske signaler fra mottakerspolene 19.
Hvert sett av spoler 18, 19 omfatter tre spoler (ikke vist) som er anordnet slik at settet har tre magnetiske dipolmomenter i innbyrdes ortogonale eller vinkelrette retninger, dvs. i x-, y- og z-retningene. Settet av spoler 18 har således magnetiske dipolmomenter 26a, 26b, 26c, og settet av spoler 19 har magnetiske dipolmomenter 28a, 28b, 28c. Spolene med magne-tiske dipolmomenter 26a og 28a er tverrstilte spoler, dvs. de er orientert slik at de har magnetiske dipolmomenter som står normalt på borehullaksen, hvorved retningen av det magnetiske dipolmoment 28a er motsatt av retningen av det magnetiske dipolmoment 26a. Videre er settet av spoler 18, 19 anbrakt i det vesentlige langs loggingsverktøyets 9 lengdeakse.
For lettvint referanse vil normal operasjon av verktøyet 9 i det følgende bli beskrevet bare for de spoler som har dipolmomenter i x-retningen, dvs. dipolmomentene 26a, 28a.
Under normal drift tilføres en vekselstrøm med en frekvens fl ved hjelp av overflateutrustningens 22 elektriske kraftforsyning til senderspolesettet 18, slik at et magnetfelt med magnetisk dipolmoment 26a induseres i formasjonen. Dette magnetfelt strekker seg inn i sandlaget 3 og induserer derved en strøm i sandlaget, hvilken strøm er sammensatt av et antall lokale virvelstrømmer. Størrelsen av en slik lokal virvelstrøm er avhengig av dens beliggenhet i forhold til senderspolesettet 18, jordformasjonens ledningsevne på det nevnte sted, og den frekvens på hvilken senderspolesettet 18 arbeider. I prinsipp virker de lokale virvelstrømmer som en kilde som induserer nye strømmer som igjen induserer ytterligere nye strømmer, etc. Den strøm som induseres i sandlaget 3, induserer et responsmagnetfelt som er ute av fase med det induserte magnetfelt, og som induserer en responsstrøm i mottakerspolesettet 19. Da størrelsen av den strøm som induseres i sandlaget 3, avhenger av sandlagets 3 ledningsevne, avhenger størrelsen av responsstrømmen i mottakerspolesettet 19 også av denne ledningsevne og tilveiebringer derved en indikasjon på sandlagets 3 ledningsevne. Det magnetfelt som genereres av senderspolesettet 18, strekker seg imidlertid ikke bare inn i sandlaget 3, men også i borehullsfluidet og i leirskiferlagene 5, 7, slik at strømmer induseres i borehullsfluidet og leirskiferlagene 5, 7, hvilket fører til ytterligere komponenter i responsstrømmen i mottakerspolesettet 19. Disse ytterligere komponenter kan være lineært avhengige av den frekvens på hvilken senderspolesettet 18 arbeider, eller de kan være proporsjonale med høyere ordens ledd i frekvensen. I alminnelighet blir de høyere ordens ledd dominerende dersom volumet av borehullet 1 er forholdsvis stort, og/eller dersom frekvensen eller ledningsevnen er forholdsvis høy. Dersom dette ikke er tilfelle, danner det dominerende bidrag fra borehullsfluidet til totalresponsen ved mottakerspolesettet 19 den komponent som er lineær i frekvens.
Responsmagnetfeltet h(fl) som mottas av mottakerspolesettet 19, kan skrives som en rekkeutvikling av frekvensen:
hvor hi, h2, h3er rekkeutviklingsledd for responsmagnetfeltet h(f).
Komponenten fihier vesentlig avhengig av ledningsevnen i borehullområdet, dvs. dette ledd avhenger hovedsakelig av ledningsevnen til borehullsfluidet.
Deretter tilføres en vekselstrøm med en frekvens f2ved hjelp av overflateutrustningens 22 elektriske kraftforsyning til senderspolesettet 18, slik at et magnetfelt med frekvens f2induseres i formasjonen, idet frekvensen f2velges passende forskjellig fra fi. På liknende måte som magnetfeltet med frekvens fi, induserer magnetfeltet med frekvens f2en strøm i lagene 3, 5, 7, hvilken strøm induserer et responsmagnetfelt i formasjonen, idet responsmagnetfeltet induserer en responsstrøm i mottakerspolesettet 19. Det responsmagnetfelt som mottas av mottakerspolesettet 19, kan skrives som en rekkeutvikling av frekvensen:
Komponenten f2hii uttrykket (2) er hovedsakelig avhengig av ledningsevnen i borehullområdet.
Ved å kombinere likningene (1) og (2) på passende måte, kan komponentene f]hiog f2hielimineres, idet det resulterende uttrykk blir:
På denne måte elimineres de ledd som er lineære i frekvens, og derved blir innvirkningen av borehullområdet i uttrykket (3) i det vesentlige eliminert.
For å ta hensyn til og å bestemme den relative orientering av loggingsverktøyet i forhold til formasjonslagdelingen, gjentas den ovenfor beskrevne prosedyre for de spoler som har magnetiske dipolmomenter i henholdsvis y- og z-retningene. Når for eksempel spolesettet 18 kan påvirkes for å frembringe magnetfeltet med magnetisk dipolmoment 26a, måles responsmagnetfeltet med spolesettet 19 langs de magnetiske dipolmomenter 28b hhv. 28c. På liknende måte, når spolesettet 18 påvirkes for å frembringe et magnetfelt med magnetisk dipolmoment 26b eller 26c, måles også responsmagnetfeltet med spolesettet 19 langs de respektive magnetiske dipolmomenter 28a, 28b og 28c, etc. På denne måte kommer man frem til flere sett med likninger (1) - (3), ut fra hvilke den relative orientering kan bestemmes.
Fig. 2 viser skjematisk det samme borehull som det som er vist på fig. 1, i hvilket det er blitt nedsenket et alternativt induksjonsloggingsverktøy slik det benyttes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Det alternative loggingsverktøy 9a er forsynt med to sett senderspoler 17, 18 og to sett mottakerspoler 19, 20, idet hvert sett av spoler 17, 18, 19, 20 er forbundet med overflateutrustningen 22 via passende ledere (ikke vist) som strekker seg langs vaieren 11.
På liknende måte som verktøyet på fig. 1, omfatter hvert sett av spoler 17, 18, 19, 20 tre spoler (ikke vist) som er anordnet slik at settet har tre magnetiske dipolmomenter i innbyrdes vinkelrette retninger, dvs. i x-, y- og z-retningene.
Således har settet av spoler 17 magnetiske dipolmomenter 24a, 24b, 24c, settet av spoler 18 har magnetiske dipolmomenter 26a, 26b, 26c, settet av spoler 19 har magnetiske dipolmomenter 28a, 28b, 28c, og settet av spoler 20 har magne-tiske dipolmomenter 30a, 30b, 30c. Paret av spolesett 17, 20 og paret av spolesett 18, 19 har et felles midtpunkt som er definert som det punkt som er beliggende halvveis langs avstanden mellom settene av spoler i et slikt par. Avstanden mellom settene av spoler i et slikt par omtales i det følgende som verktøyavstanden. Verktøyavstanden for paret av spolesett 17, 20 er Li, og verktøyavstanden for paret av spolesett 18, 19 er L2, hvorved Li > L2.
Normal drift av verktøyet 9a likner i stor utstrekning på normal drift av verktøyet 9 på fig. 1, bortsett fra følgende tilleggstrinn. Etter å ha eliminert de ledd som er lineære i frekvens, slik som beskrevet under henvisning til fig. 1, benytter den foreliggende oppfinnelse den ytterligere innsikt at de ledd som er proporsjonale med f , er praktisk talt uavhengige av verktøyavstanden, og at den vertikale oppløsning av den frekvensfokuserte respons kan forbedres ved å kombinere de separate responser for to frekvensfokuserte sender/mottaker-par med forskjellige verktøyavstander. På denne måte kan de ledd som er proporsjonale med f<372>, strykes. Dersom de benyttede frekvenser velges slik at de er like for begge sender/mottaker-par, kan denne stryking passende oppnås ved å benytte de samme magnetiske dipolmomenter for senderspolesettene 17, 18, men motsatte magnetiske dipolmomenter for mottakerspolesettene 19, 20. Alternativt kan forskjellige frekvenspar benyttes for sender/mottaker-parene.
I et neste trinn benyttes følgelig senderspolesettet 17 for å indusere et magnetfelt og et tilsvarende strømfelt i formasjonen, og mottakerspolesettet 20 benyttes for å tilveiebringe et signal som indikerer responsmagnetfeltet. Den vekselstrøm som tilføres til senderspolesettet 17, har en frekvens fi, dvs. den samme strømfrekvens som den som tidligere ble tilført til senderspolesettet 18. Responsmagnetfeltet h' kan skrives i en rekkeutvikling som likner på uttrykket (1), hvilken rekkeutvikling inneholder en komponent fih'isom hovedsakelig er avhengig av ledningsevnen i borehullområdet, og en komponent f\ " inh'2 som hovedsakelig er avhengig av ledningsevnen til leirskiferlagene 5, 7. Deretter tilføres en vekselstrøm med frekvens f2til senderspolesettet 17, dvs. den samme strømfrekvens som tidligere ble tilført til senderspolesettet 18. Responsmagnetfeltet h' kan skrives i en rekkeutvikling som likner på uttrykket (2), hvilken rekkeutvikling inneholder en komponent f2h'isom hovedsakelig er avhengig av ledningsevnen i borehullområdet, og en komponent f2<3/2>h'2som hovedsakelig er avhengig av ledningsevnen til leirskiferlagene 5, 7. Ved å kombinere disse rekkeutviklinger på en måte som likner på den som ble beskrevet med henvisning til uttrykkene (1) og (2), kan de ledd som er lineære i frekvens, elimineres, slik at man kommer til et resulterende uttrykk:
Ved å kombinere uttrykkene (3) og (4), kan komponentene med ledd fi og
f2<3/2>nå elimineres, slik at det oppnås et resulterende uttrykk fra hvilket innvirkningen av ledningsevnen i borehullområdet og ledningsevnen til leirskiferlagene 5, 7 er praktisk talt eliminert.
Dette resulterende uttrykk tilveiebringes i form av et kombinert signal ved hjelp av overflateutrustningen 22.
Ut fra ovenstående kan man slutte at det ut fra en kombinasjon av forskjellige frekvenser og forskjellige verktøyavstander kan tilveiebringes et signal som representerer ledningsevnen til et utvalgt jordlag, fra hvilket signal innvirkningene av borehullområdet og tilstøtende jordlag er praktisk talt eliminert.
For å ta hensyn til og å bestemme den relative orientering av verktøyet i forhold til formasjonslagdannelsen, gjentas prosedyren for de spoler som har magnetiske dipolretninger i henholdsvis y- og z-retningene.
I stedet for at de magnetiske dipolmomenter for hvert sett av spoler er beliggende på samme dybde (dvs. i z-retningen), kan slike magnetiske dipolmomenter alternativt være beliggende på forskjellige dybder, for å ta hensyn til størrelsen av de individuelle spoler i hvert sett. På denne måte kommer man frem til et antall sett av likninger (1) - (4) være beliggende på forskjellige dybder, for å ta hensyn til størrelsen av de individuelle spoler i hvert sett. På denne måte kommer man frem til et antall sett av likninger (1) - (4) ut fra hvilke den relative orientering kan bestemmes, idet hvert sett av likninger gir et kombinert signal.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for bestemmelse av elektrisk ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, hvor jordformasjonen gjennomtrenges av et borehull som inneholder et borehullsfluid, hvilken fremgangsmåte omfatter de trinn - å nedsenke et induksjonsloggingsverktøy i borehullet til et sted som er omgitt av et utvalgt av jordlagene, idet verktøyet omfatter en magnetfeltsenderanordning for induksjon av magnetfelter med forskjellige frekvenser i jordformasjonen, og en magnetfeltmottakeranordning for mottaking av responsmagnetfelter og for tilveiebringelse av et signal som er representativt for hvert responsmagnetfelt, - å utvelge minst to av de nevnte forskjellige frekvenser, - for hver utvalgt frekvens å operere senderanordningen slik at den induserer et magnetfelt i jordformasjonen, og å operere mottakeranordningen slik at den tilveiebringer et signal som representerer et responsmagnetfelt, og - å kombinere signalene på en slik måte at det frembringes et kombinert signal med redusert avhengighet av den elektriske ledningsevne i borehullområdet, og bestemme formasjonsresistiviteten ut fra det kombinerte signal,
karakterisert vedat i det minste den ene av senderanordningen og mottakeranordningen har et antall magnetiske dipolmomenter i innbyrdes vinkelrette retninger, at den minst ene av senderanordningen og mottakeranordningen opereres i de innbyrdes vinkelrette retninger, at det kombinerte signal omfatter et antall kombinerte signaler, og at fremgangsmåten videre omfatter bestemmelse av den relative orientering av loggingsverktøyet i forhold til formasjonslagdannelsen ut fra antallet av kombinerte signaler.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat mottakeranordningen er egnet til å motta responsmagnetfelter på forskjellige avstander fra senderanordningen, idet minst to av de nevnte forskjellige avstander utvelges, idet senderanordningen og mottakeranordningen opereres for forskjellige kombinasjoner av de valgte frekvenser og de valgte avstander, og signalene kombineres på en slik måte at det kombinerte signal har en redusert avhengighet av den elektriske ledningsevne til et jordlag som grenser til det utvalgte jordlag.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat hver av senderanordningen og mottakeranordningen har et antall magnetiske dipolmomenter i innbyrdes vinkelrette retninger, og at hver av sender- og mottakeranordningen opereres i de nevnte innbyrdes vinkelrette retninger.
4. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-3,karakterisert vedat hver av senderanordningen og mottakeranordingen har tre magnetiske dipolmomenter i tre ortogonale retninger, og at hver av sender- og mottakeranordningen opereres i de nevnte tre innbyrdes vinkelrette retninger.
5. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 2-4,karakterisert vedat hvert signal omfatter en komponent som er en lineær funksjon av frekvensen til responsmagnetfeltet og er i det vesentlige avhengig av ledningsevnen i borehullområdet, og en komponent som er en ikke-lineær funksjon av frekvensen til responsmagnetfeltet og er i det vesentlige avhengig av ledningsevnen til det tilgrensende jordlag, og at den lineære komponent elimineres fra det kombinerte signal før eliminasjon av den ikke-lineære komponent fra det kombinerte signal.
6. System for bestemmelse av elektrisk ledningsevne til en jordformasjon som er dannet av forskjellige jordlag, hvor jordformasjonen gjennomtrenges av et borehull som inneholder et borehullsfluid, hvilket system omfatter - en anordning for nedsenking av et induksjonsloggingsverktøy i borehullet til et sted som er omgitt av et utvalgt av jordlagene, idet verktøyet omfatter en magnetfelt-senderanordning for induksjon av magnetfelter med forskjellige frekvenser i jordformasjonen, og en magnetfeltmottakeranordning for mottaking av responsmagnetfelter og tilveiebringelse av et signal som er representativt for hvert responsmagnetfelt, - en anordning for utvelgelse av minst to av de forskjellige frekvenser, - en anordning for operasjon av senderanordningen slik at den induserer et magnetfelt i jordformasjonen, og for operasjon av mottakeranordningen slik at den tilveiebringer et signal som representerer et responsmagnetfelt, for hver utvalgt frekvens, og - en anordning for kombinasjon av signalene på en slik måte at det frembringes et kombinert signal med redusert avhengighet av den elektriske ledningsevne i borehulls-området, og for bestemmelse av formasjonsresistiviteten ut fra det kombinerte signal,karakterisert vedat minst en av senderanordningen og mottakeranordningen har et antall magnetiske dipolmomenter i innbyrdes vinkelrette retninger, at den minst ene av sender-og mottakeranordningen opereres i de innbyrdes vinkelrette retninger, og at systemet videre omfatter en anordning for bestemmelse av den relative orientering av loggings-verktøyet i forhold til formasjonslagdannelsen ut fra det kombinerte signal som omfatter et antall kombinerte signaler.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US2096496P | 1996-07-01 | 1996-07-01 | |
| PCT/EP1997/003490 WO1998000733A1 (en) | 1996-07-01 | 1997-06-30 | Electrical logging of a laminated earth formation |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO986210D0 NO986210D0 (no) | 1998-12-30 |
| NO986210L NO986210L (no) | 1999-01-28 |
| NO321611B1 true NO321611B1 (no) | 2006-06-12 |
Family
ID=21801566
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19986210A NO321611B1 (no) | 1996-07-01 | 1998-12-30 | Elektrisk logging av en lagdelt jordformasjon |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6147496A (no) |
| EP (1) | EP0909398B1 (no) |
| JP (1) | JP3717080B2 (no) |
| CN (1) | CN1137393C (no) |
| AU (1) | AU707977B2 (no) |
| BR (1) | BR9710024B1 (no) |
| CA (1) | CA2256771C (no) |
| DE (1) | DE69715411T2 (no) |
| EA (1) | EA001862B1 (no) |
| NO (1) | NO321611B1 (no) |
| NZ (1) | NZ333980A (no) |
| OA (1) | OA11019A (no) |
| WO (1) | WO1998000733A1 (no) |
Families Citing this family (98)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5781436A (en) * | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
| US7659722B2 (en) | 1999-01-28 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection |
| 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 |
| 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 |
| US6297639B1 (en) | 1999-12-01 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for directional well logging with a shield having sloped slots |
| US6351127B1 (en) | 1999-12-01 | 2002-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Shielding method and apparatus for selective attenuation of an electromagnetic energy field component |
| AU2002318890B2 (en) * | 1999-12-01 | 2004-12-02 | Schlumberger Holdings Limited | Shield apparatus for use in conjunction with a well tool and method for shielding a coil |
| US6566881B2 (en) | 1999-12-01 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Shielding method and apparatus using transverse slots |
| US6344746B1 (en) | 1999-12-03 | 2002-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Method for processing the lapse measurements |
| 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 |
| US8760657B2 (en) * | 2001-04-11 | 2014-06-24 | Gas Sensing Technology Corp | In-situ detection and analysis of methane in coal bed methane formations with spectrometers |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US7301338B2 (en) * | 2001-08-13 | 2007-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Automatic adjustment of NMR pulse sequence to optimize SNR based on real time analysis |
| US6541975B2 (en) | 2001-08-23 | 2003-04-01 | Kjt Enterprises, Inc. | Integrated borehole system for reservoir detection and monitoring |
| 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 |
| US6925031B2 (en) * | 2001-12-13 | 2005-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Method of using electrical and acoustic anisotropy measurements for fracture identification |
| 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 |
| US6819110B2 (en) * | 2002-03-26 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic resistivity logging instrument with transverse magnetic dipole component antennas providing axially extended response |
| US6998844B2 (en) * | 2002-04-19 | 2006-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Propagation based electromagnetic measurement of anisotropy using transverse or tilted magnetic dipoles |
| US6934635B2 (en) * | 2002-07-10 | 2005-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for measurement of the magnetic induction tensor using triaxial induction arrays |
| US7000700B2 (en) * | 2002-07-30 | 2006-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling assembly using real-time toolface oriented measurements |
| GB2410336B (en) * | 2002-09-27 | 2006-03-08 | Baker Hughes Inc | 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 |
| US7382135B2 (en) * | 2003-05-22 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Directional electromagnetic wave resistivity apparatus and method |
| US6933726B2 (en) * | 2003-08-05 | 2005-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for reducing borehole current effects |
| US7027922B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Deep resistivity transient method for MWD applications using asymptotic filtering |
| 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 |
| US7514930B2 (en) * | 2003-12-02 | 2009-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for addressing borehole eccentricity effects |
| US7737697B2 (en) | 2003-12-03 | 2010-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for use of the real component of a magnetic field of multicomponent resistivity measurements |
| US7336080B2 (en) * | 2003-12-03 | 2008-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for use of the real component of a magnetic field of multicomponent resistivity measurements |
| US7937221B2 (en) * | 2004-02-23 | 2011-05-03 | Technoimaging, Llc | Method and apparatus for gradient electromagnetic induction well logging |
| US7239145B2 (en) | 2004-03-29 | 2007-07-03 | Schlumberger Technology Center | Subsurface electromagnetic measurements using cross-magnetic dipoles |
| 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 |
| JP4295162B2 (ja) | 2004-04-27 | 2009-07-15 | 株式会社日立製作所 | 地下環境評価装置および方法 |
| US7319331B2 (en) | 2004-05-07 | 2008-01-15 | Baker Hughes Incorporated | Two loop calibrator |
| US7205770B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
| US7932723B2 (en) | 2004-05-07 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
| US7652478B2 (en) | 2004-05-07 | 2010-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Cross-component alignment measurement and calibration |
| US7969153B2 (en) | 2004-05-07 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse antenna balancing |
| US7408355B1 (en) | 2004-05-07 | 2008-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
| US7392137B2 (en) * | 2004-06-15 | 2008-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Determination of formation anistrophy, dip and azimuth |
| 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 |
| 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 |
| US7222671B2 (en) * | 2004-12-23 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
| US7194902B1 (en) | 2004-12-23 | 2007-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
| US20060208737A1 (en) | 2005-03-16 | 2006-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Calibration of xx, yy and zz induction tool measurements |
| 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 |
| EP2002288B1 (en) | 2006-04-06 | 2019-11-06 | Baker Hughes, a GE company, LLC | 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 |
| 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 |
| CA2655200C (en) | 2006-07-11 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular geosteering tool assembly |
| AU2007273026B2 (en) | 2006-07-12 | 2010-04-08 | 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 |
| KR100837910B1 (ko) * | 2006-12-05 | 2008-06-13 | 현대자동차주식회사 | 액티브 헤드 레스트의 높이 유지 장치 |
| US8274289B2 (en) | 2006-12-15 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration |
| US8085050B2 (en) | 2007-03-16 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Robust inversion systems and methods for azimuthally sensitive resistivity logging tools |
| US7759940B2 (en) | 2007-04-04 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Mutual shielding of collocated induction coils in multi-component induction logging instruments |
| US7915895B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument |
| US7952358B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for determination of a formation resistivity property using eccentered measurements |
| CA2680869C (en) | 2008-01-18 | 2011-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Em-guided drilling relative to an existing borehole |
| US7973532B2 (en) * | 2008-03-14 | 2011-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Downhole spread spectrum induction instruments |
| EP2265976A2 (en) * | 2008-04-17 | 2010-12-29 | Richard H. Hardman | Methods for producing a log of material properties |
| US8036830B2 (en) | 2008-05-29 | 2011-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Resistivity imager in non-conductive mud for LWD and wireline applications |
| WO2010074678A2 (en) | 2008-12-16 | 2010-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Azimuthal at-bit resistivity and geosteering methods and systems |
| WO2011090480A1 (en) | 2010-01-22 | 2011-07-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for resistivity 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 |
| IT1403940B1 (it) | 2011-02-16 | 2013-11-08 | Eni Spa | Sistema di rilevamento di formazioni geologiche |
| CN102228563B (zh) * | 2011-06-22 | 2012-07-25 | 莫忆鸣 | 一种治疗阵发性睡眠性血红蛋白尿的中药 |
| CN102406757B (zh) * | 2011-11-28 | 2015-03-04 | 河南科技大学第一附属医院 | 一种治疗骨髓增生异常综合症的中药胶囊及其制作方法 |
| US9075157B2 (en) * | 2012-02-24 | 2015-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Bending correction for deep reading azimuthal propagation resistivity |
| US9091791B2 (en) * | 2012-05-11 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Accounting for bending effect in deep azimuthal resistivity measurements using inversion |
| US9062540B2 (en) * | 2012-05-11 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Misalignment compensation for deep reading azimuthal propagation resistivity |
| MX342269B (es) | 2012-06-25 | 2016-09-22 | Halliburton Energy Services Inc | Sistemas y metodos de registro de antena inclinada que producen señales de medicion robustas. |
| CN104813194B (zh) * | 2012-12-19 | 2018-02-06 | 哈里伯顿能源服务公司 | 利用多分量天线优化深电阻率测量的方法和装置 |
| CN103247223B (zh) * | 2013-05-28 | 2015-08-19 | 山东科技大学 | 基于第四系松散地层亚分层沉积组合结构模型的划分方法 |
| JP2015014526A (ja) * | 2013-07-05 | 2015-01-22 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 電磁探査方法 |
| CN103505679B (zh) * | 2013-08-30 | 2015-05-20 | 杜丽娟 | 一种治疗血液病的药物和制备方法及其应用 |
| CN103775076B (zh) * | 2014-01-27 | 2016-05-04 | 中国科学院声学研究所 | 磁化率检测装置 |
| US9581721B2 (en) | 2014-03-29 | 2017-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for making downhole electromagnetic logging while drilling measurements |
| US10215878B2 (en) | 2014-03-29 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gain compensated directional propagation measurements |
| WO2016167860A1 (en) * | 2015-04-15 | 2016-10-20 | Duke University | Through casing hydraulic fracture mapping |
| US10317563B2 (en) * | 2015-10-26 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frequency ratiometric processing of resistivity logging tool data |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3808520A (en) * | 1973-01-08 | 1974-04-30 | Chevron Res | Triple coil induction logging method for determining dip, anisotropy and true resistivity |
| US4360777A (en) * | 1979-12-31 | 1982-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Induction dipmeter apparatus and method |
| 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 |
| NO314646B1 (no) * | 1994-08-15 | 2003-04-22 | Western Atlas Int Inc | Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn |
| US5721491A (en) * | 1994-12-05 | 1998-02-24 | Shell Oil Company | Determining electrical conductivity of an earth layer |
| US5781436A (en) * | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
-
1997
- 1997-06-30 DE DE69715411T patent/DE69715411T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-06-30 EP EP97930491A patent/EP0909398B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-06-30 CN CNB971957371A patent/CN1137393C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1997-06-30 CA CA002256771A patent/CA2256771C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-06-30 BR BRPI9710024-2A patent/BR9710024B1/pt not_active IP Right Cessation
- 1997-06-30 WO PCT/EP1997/003490 patent/WO1998000733A1/en active IP Right Grant
- 1997-06-30 EA EA199900071A patent/EA001862B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-06-30 NZ NZ333980A patent/NZ333980A/xx unknown
- 1997-06-30 JP JP50385398A patent/JP3717080B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1997-06-30 AU AU34421/97A patent/AU707977B2/en not_active Ceased
- 1997-07-01 US US08/886,725 patent/US6147496A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-12-30 NO NO19986210A patent/NO321611B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-12-31 OA OA9800253A patent/OA11019A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2000514181A (ja) | 2000-10-24 |
| AU3442197A (en) | 1998-01-21 |
| AU707977B2 (en) | 1999-07-22 |
| JP3717080B2 (ja) | 2005-11-16 |
| EP0909398B1 (en) | 2002-09-11 |
| EA001862B1 (ru) | 2001-10-22 |
| CA2256771C (en) | 2005-04-26 |
| DE69715411T2 (de) | 2003-06-05 |
| DE69715411D1 (de) | 2002-10-17 |
| NZ333980A (en) | 2000-03-27 |
| CN1222978A (zh) | 1999-07-14 |
| NO986210L (no) | 1999-01-28 |
| EP0909398A1 (en) | 1999-04-21 |
| OA11019A (en) | 2003-03-10 |
| BR9710024A (pt) | 1999-08-10 |
| CN1137393C (zh) | 2004-02-04 |
| BR9710024B1 (pt) | 2009-05-05 |
| NO986210D0 (no) | 1998-12-30 |
| US6147496A (en) | 2000-11-14 |
| EA199900071A1 (ru) | 1999-06-24 |
| CA2256771A1 (en) | 1998-01-08 |
| WO1998000733A1 (en) | 1998-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO321611B1 (no) | Elektrisk logging av en lagdelt jordformasjon | |
| US6670813B2 (en) | Integrated borehole system for reservoir detection and monitoring | |
| CA2649370C (en) | Integrated earth formation evaluation method using controlled source electromagnetic survey data and seismic data | |
| Trushkin et al. | Surface NMR applied to an electroconductive medium1 | |
| GB2364391A (en) | Permanently emplaced formation resistivity measurement | |
| NO335564B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for bestemmelse av resistivitetsanisotropi i konduktive borehullomgivelser | |
| NO335527B1 (no) | 2-D invertering av multikomponent induksjonsloggedata for å finne anisotrope resistivitetsstrukturer | |
| NO324050B1 (no) | Fremgangsmate for a bestemme en formasjons fallvinkel ved bruk av virtuelt styrt induksjonssonde | |
| GB2394060A (en) | Method and system for resistivity anisotropy formation analysis | |
| Dakir et al. | Application of induced polarization and resistivity to the determination of the location of metalliferous veins in the Taroucht and Tabesbaste Areas (Eastern Anti‐Atlas, Morocco) | |
| GB2382143A (en) | A method for telemetering data between wellbores | |
| EP0796445B1 (en) | Determining electrical conductivity of an earth layer | |
| Yaramanci | Surface Nuclear Magnetic Resonance (SNMR)-A new method for exploration of ground water and aquifer properties | |
| Sundberg | Structural investigations by electromagnetic methods | |
| EP0872744B1 (en) | Determining conductivity of subterranean formations | |
| Aldred et al. | Improved Interpretation of Laminated Formations in Mature Fields Using Calculated Rh and Rv Logs From Conventional Resistivity Measurements in Multiple Wells | |
| Girard et al. | Aquifers imagery and hydrodynamic parameters estimation using proton Magnetic Resonance Soundings | |
| Wang et al. | Evaluate Natural Fractured Deep Reservoir Through a New Generation, High-Definition LWD NMR Tool | |
| Yaramanci et al. | Experiments with surface NMR for improved measurements and inversion | |
| Alguero et al. | Quick Look Method Of Log Interpretation Using Magnetic Resonance Porosity And Dielectric Porosity | |
| True | Induction-Electrical Logging in Oklahoma | |
| Ballesteros | Applying Petroleum Exploration Data to Identify Geothermal Targets in the North Perth Basin, Australia |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |