NO335727B1 - Fremgangsmåte for borehulls-logging av omgivende grunnformasjon ved bruk av direktive elektromagnetiske bølger - Google Patents

Abstract

En ny, direkte databehandlingsteknikk er nyttig når det gjelder å ekstrahere signaler fra den asimutale variasjonen av retningsmålinger innsamlet ved hjelp av et loggeinstrument i et borehull. De relevante grense-, anisotropi- og sprekksignalene blir ekstrahert fra formasjonsresponsen ved tilpasning av den asimutale variasjonen av de målte spenninger til en eller annen sinusfunksjon. Orienteringen av lagdelingen blir også oppnådd som et resultat. De ekstraherte retningssignalene er nyttige for å fremskaffe grenseavstander og for å ta geostyringsbeslutninger. To teknikker som innebærer invertering og kryssplotting kan anvendes, avhengig av beskaffenheten til grensen. Et grafisk brukergrensesnitt (GUI) er en del av et system for å lette fleksibel bestemmelse av inverteringsformålene, for å forbedre inverteringsresultatene og for å visualisere formasjonsmodellen samt inverteringsmålinger.

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

1. Teknisk område

Oppfinnelsen vedrører generelt brønnlogging. Mer spesielt angår oppfinnelsen forbedrede teknikker hvor instrumenter utstyrt med antennesystemer som har transversale eller skråstilte, magnetiske dipolrepresentasjoner, blir brukt til elektromagnetiske målinger av undergrunnsformasjoner og for å plassere brønner i forhold til geologiske grenser i et reservoar. Oppfinnelsen har generell anvendelse på brønnloggingsområdet, men er spesielt nyttig ved logging-under-boring.

2. Bakgrunn for oppfinnelsen

Forskjellige brønnloggingsteknikker er kjent på området med hydrokarbon-undersøkelser og -produksjon. Disse teknikkene benytter vanligvis instrumenter eller sonder utstyrt med kilder innrettet til å sende energi inn i en undergrunnsformasjon som er blitt gjennomtrengt av et borehull. I denne beskrivelsen vil "instrument" og "sonde" bli brukt om hverandre for, f.eks., å indikere et elektromagnetisk instrument (eller sonde eller verktøy), en kabelsonde (eller instrument) eller et verktøy for logging-under-boring (eller instrument for samme). Den utsendte energien vekselvirker med den omgivende formasjon for å frembringe signaler som så blir detektert og målt ved hjelp av én eller flere sensorer. Ved å behandle de detekterte signaldata, kan en profil av formasjonsegenskapene fremskaffes.

Elektromagnetisk (EM) induksjon og forplantnings-logging er velkjente teknikker. Loggeinstrumentene er anordnet inne i et borehull for å måle den elektriske konduktiviteten (eller dens inverse, resistiviteten) til grunnformasjoner som omgir borehullet. I foreliggende beskrivelse er enhver henvisning til konduktivitet ment å omfatte den inverse verdien, resistivitet, eller vice versa. En typisk elektromagnetisk resistivitetssonde omfatter en senderantenne og én eller flere (vanligvis et par) mottakerantenner anordnet i avstand fra senderantennen langs sondeaksen (se fig. 1).

Induksjonssonder måler resistiviteten (eller konduktiviteten) i formasjonen ved å måle den spenning som induseres i mottakerantennen eller antennene som et resultat av magnetfluks indusert av strømmer som flyter gjennom senderantennen (eller senderen). En EM-forplantningssonde opererer på tilsvarende måte, men vanligvis ved høyere frekvenser enn induksjonssonder for sammenlignbare antenneavstander (omkring 10<6>Hz for forplantningssonder sammenlignet med omkring 10<4>Hz for induksjonssondene). Et typisk forplantningsverktøy kan operere ved et frekvensområde på fra 1 kHz -2 MHz.

Konvensjonelle sendere og mottakere er antenner laget av spoler som omfatter én eller flere viklinger med isolert ledningstråd viklet omkring en bærer. Disse antennene kan vanligvis operere som kilder og/eller mottakere. Fagkyndige på området vil forstå at den samme antennen kan brukes som en sender på ett tidspunkt og som en mottaker på et annet tidspunkt. Det vil også bli forstått at sender/mottaker-konfigurasjonene som beskrives her, kan byttes om i henhold til resi-prositetsprinsippet, dvs. at "senderen" kan brukes som en "mottaker", og omvendt.

Antennene opererer på det prinsipp at en spole som fører en strøm (f.eks. en senderspole) genererer et magnetfelt. Den elektromagnetiske energien fra senderantennen blir sendt inn i den omgivende formasjon, og denne overføringen induserer virvelstrømmer som flyter i formasjonen omkring senderen (se fig. 2A). Virvelstrømmene som induseres i formasjonen, som er funksjoner av formasjonens resistivitet, genererer et magnetfelt som igjen induserer en elektrisk spenning i mottakerantennene. Hvis et par atskilte mottakere blir brukt, vil de induserte spenningene i de to mottakerantennene ha forskjellige faser og amplituder på grunn av geometrisk spredning og absorpsjon i den omgivende formasjon. Fase-differansen (fasedreiningen, <J>) og amplitudeforholdet (dempning, A fra de to mottakerne kan brukes til å utlede formasjonens resistivitet. Den detekterte f a sed re i-ning (O) og dempning (A) er ikke bare avhengig av avstanden mellom de to mottakerne og avstandene mellom senderen og mottakerne, men også av frekvensen til de elektromagnetiske bølgene som genereres av senderen.

Ved konvensjonelle induksjons- og forplantnings-loggeinstrumenter er sender- og mottaker-antennene montert med sine akser langs industrumentets langsgående akse. Dermed blir disse sondene implementert med antenner som har langsgående magnetiske dipol-representasjoner (LMD-representasjoner). En kommende teknikk på området brønnlogging, er bruken av instrumenter som innbefatter antenner med skråstilte eller transversale spoler, dvs. hvor spolens akse ikke er parallell med sondens langsgående akse. Disse instrumentene blir derfor implementert med en transversal eller skråstilt magnetisk dipol-antenne (TMD-antenne). Fagkyndige på området vil forstå at forskjellige måter er tilgjengelige til å skråstille eller skjevstille en antenne. Loggingsinstrumenter utstyrt med TMD- antenner er f.eks. beskrevet i US-patent nr. 6,163,155; 6,147,496; 5,115,198; 4,319,191; 5,508,616; 5,757,191; 5,781,436; 6,044,325 og 6,147,496.

Fig. 2A presenterer en forenklet representasjon av virvelstrømmer og elektromagnetisk (EM) energi som flyter fra et loggingsinstrument anordnet i en bore-hullsdel eller et segment som gjennomtrenger en undergrunnsformasjon i en retning perpendikulær til sedimenteirngslagene. Dette er imidlertid ikke en nøyaktig definisjon av alle de mange segmentene som kan utgjøre et borehull, spesielt når borehullet er blitt retningsboret som beskrevet nedenfor. Segmentene i et borehull gjennomtrenger derfor ofte formasjonslag i en annen vinkel enn 90 grader, som vist på fig. 2B. Når dette skjer, blir formasjonsplanet sagt å ha et relativt fall. En relativ fallvinkel, 6, er definert som vinkelen meltom borehullsaksen (verktøyaksen) BA og normalen N til planet P til det formasjonslaget som er av interesse.

Kjente boreteknikker på området innbefatter boring av borehull fra en valgt geografisk posisjon på jordoverflaten, langs en valgt bane. Banen kan strekke seg til andre valgte geografiske posisjoner ved spesielle dybder i borehullet. Disse teknikkene er kollektivt kjent som "retningsborings"-teknikker. Én anvendelse av retningsboring er boring av meget avvikende (i forhold til vertikalen) eller endog hori-sontale borehull inne i og langs forholdsvis tynne hydrokarbonførende grunnformasjoner (kalt "utvinningssoner") over lange avstander. Disse meget avvikende borehullene er ment å øke hydrokarbonutvinningen fra utvinningssonen sterkt sammenlignet med "konvensjonelle" borehull som gjennomtrenger utvinningssonen "vertikalt" (hovedsakelig perpendikulært til lagdelingen i formasjonen, som vist på fig. 2A).

Ved meget avvikende eller horisontal borehullsboring i en utvinningssone, er det viktig å opprettholde borehullets bane slik at den forblir inne i en spesiell

posisjon i utvinningssonen. Retningsboringssystemer er velkjente på området hvor bruk av "slammotorer" og "avbøyningsmoduler", så vel som andre anordninger for å styre banen til et borehull i forhold til geografiske referanser, slik som magnetisk nord, jordens gravitasjonsfelt (vertikalen) og jordens rotasjonshastighet (i forhold til treghetsrommet). Lagdeling av formasjonene kan imidlertid være slik at utvinningssonen ikke ligger langs en forutsigbar bane ved geografiske posisjoner langt fra overflateposisjonen til borehullet. Borehullsoperatøren benytter vanligvis informasjon (slik som LWD-logger) fremskaffet under boringen av hullet til å opprett-

holde banen til borehullet inne i utvinningssonen, og for ytterligere å verifisere at borehullet virkelig blir boret i utvinningssonen.

Teknikker som er kjent på området for å opprettholde banen er beskrevet f.eks. i Tribe mfl., Pæcise Well Placement using Rotary Steerable Systems and LWD Measurement, SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, artikkel 71396, 30. september 2001. Den teknikken som er beskrevet i denne artikkelen, er basert på LWD-konduktivitets-sensorresponser. Hvis konduktiviteten i produksjonssonen er kjent forut for gjennomtrengning av borehullet, og hvis konduktiviteten til de overliggende og underliggende soner danner en signifikant kontrast i forhold til produksjonssonen, kan et mål på formasjonskonduktiviteten tatt under boring brukes som et kriterium for "styring" av borehullet slik at det forblir innenfor produksjonssonen. Mer spesielt, hvis den målte konduktiviteten avviker signifikant fra konduktiviteten til produksjonssonen, er dette en indikasjon på at borehullet nærmer seg eller også ha gjennomtrengt grenseflaten til de overliggende eller underliggende grunnformasjoner. Konduktiviteten til oljemettet sand kan f.eks. være betydelig lavere enn konduktiviteten til en typisk overliggende og underliggende skifer. En indikasjon på at konduktiviteten i nærheten av borehullet øker, kan tolkes til å bety at borehullet nærmer seg det overliggende eller det underliggende formasjonslaget (skifer i dette eksempelet). Teknikken med retningsboring ved bruk av formasjonsegenskapsmålinger som en føring til banejusteringer, blir generelt kalt "geostyring".

I tillegg til EM-målinger blir akustiske og radioaktive målinger også brukt som midler til geostyring. Ved igjen å bruke eksempelet med en oljeproduserende sone med overliggende og underliggende skifer, er den naturlige gammaradioakti-vitet i produksjonssonen vanligvis betydelig lavere enn den naturlige gamma-strålingsaktiviteten i skiferformasjonene over og under produksjonssonen. En øk-ning i den naturlige gammastrålingsaktivitet fra en LWD-gammastrålingssensor vil følgelig indikere at borehullet begynner å avvike fra sentrum av produksjonssonen og nærmer seg eller endog har gjennomtrengt enten den øvre eller den nedre ski-fergrenseflaten.

Hvis konduktiviteten og den naturlige radioaktiviteten til de overliggende og underliggende skiferformasjoner som i de foregående eksempler, er lik hverandre, jndikerer de foran beskrevne geostyringsteknikker bare at borehullet forlater produksjonssonen, men indikerer ikke om borehullet beveger seg ut av produksjons sonen gjennom toppen av sonen eller gjennom bunnen av sonen. Dette utgjør et problem for boreoperatøren som må korrigere borehullsbanen for å opprettholde den valgte posisjonen i produksjonssonen.

EM-induksjonsioggingsinstrumenter er velegnet til geostyringsanvendelser fordi deres laterale (radiale) undersøkelsesdybde inn i formasjonene som omgir borehullet er forholdsvis stor, spesielt sammenlignet med nukleære instrumenter. Den dypere radiale undersøkelsen gjør det mulig for induksjonsinstrumentene å

"se" en betydelig lateral (eller radial) avstand fra borehullsaksen. Ved geostyringsanvendelser gjør denne større undersøkelsesdybden det mulig å detektere forma-sjonslaggrenser som nærmer seg, ved større laterale avstander fra borehullet, noe som gir boreoperatøren ytterligere tid til å foreta nødvendige banekorreksjoner.

Konvensjonelle instrumenter av forplantningstypen er i stand til å oppløse aksiale og laterale (radiale) variasjoner i konduktivitet for de formasjonene som omgir instrumentet, men responsen til disse instrumentene kan vanligvis ikke oppløse asimutale variasjoner i konduktiviteten til formasjonene som omgir instrumentet. Slike instrumenter er videre ute av stand til å avføle anisotropi i vertikale brønner.

To viktige kommende markeder gjør fjerningen av disse ulempene viktigere. Det første kommende feltet er det økende behovet for nøyaktig brønnplassering

som krever retningsmålinger for å ta styringsbeslutninger for å plassere borehullet optimalt i reservoaret. Det andre er den lave resistiviteten i laminerte formasjoner hvor nøyaktig identifisering og karakterisering av hydrokarbonreserver ikke er mulig uten å kjenne resistivitetsanisotropien. Mange nyere patenter beskriver fremgangsmåter og anordninger for å utføre retningsmålinger og fremskaffe resistivi-tetsanisotropi. For anvendelser med logging-under-boring beskriver US-patent nr. 5,508,616 til Sato mfl., et verktøy av induksjonstypen med to spoler skråstilt med forskjellige retninger som ikke er innrettet méd verktøyets langsgående akse. Di-reksjonaliteten til målingen er illustrert ved et enkelt argument at sensitivitetsfunk-sjonen til de to skråstilte spolene er konsentrert mot den overlappende regionen i det følsomme område til hver spole. Ved rotasjon av verktøyet hevder Sato mfl. at et dypt, asimutalt resistivitetsbilde av formasjonen kan oppnås. Det refererte pa-tentskriftet gir imidlertid ingen detaljer med hensyn til hvordan den asimutale resistiviteten kan oppnås, heller ikke beskriver det noen ytterligere grensedetek-sjons/karakteriserings-teknikker som er nødvendig for kvantitativ geostyring eller beslutningstagning.

US-patent nr. 6,181,138 til Hagiwara og Song utvider Sato mfl.'s enkle, fas-te retningsspoler til samlokaliserte, ortogonale trippelinduksjonsspoler ved sender-og mottaker-stedet. Ingen verktøyrotasjon blir sagt å være nødvendig siden foku-seringsretningen kan avstemmes til vilkårlig orientering ved lineær kombinasjon av de ortogonale spoleresponsene. Det er ikke klart om det er en skjermutforming som vil tillate passasje av alle de nødvendig EM-komponentene uten alvorlig og ukontrollerbar forvrengning av bølgeformen i anvendelser ved logging-under-boring.

US-patent nr. 6,297,639 til Clark mfl., overdratt til foreliggende patentsøker, beskriver fremgangsmåter og anordninger for å ta retningsmålinger ved å utnytte forskjellige skjermutforminger til å fremskaffe valgt dempning av EM-bølgeenergi for aksiale, skråstirte og transversale antennespoler. Denne patentreferansen beskriver blant annet generelle retningsmessige induksjons- og forplantningsmålinger med skråstilte spoler og passende skjermer sammen med en prosess for å gjennomføre borehullskompensasjon for dem som er ikke-triviell. En én-aksial og skråstilt sender/mottaker-spolekombinasjon er eksplisitt beskrevet av Clark mfl., sammen med anvendelsen for deteksjon av laggrenseretning ved å observere asimutal variasjon av det induserte signalet når verktøyet roterer. Den asimutale variasjonen av koplingen kan brukes til å styre brønner under boring. Flere skjerm-patenter har siden blitt gitt, innbefattende US-patent nr. 6,351,127 til Rostha mfl., og US-patent nr. 6,566,881 til Omeragic mfl., som begge er overdratt til eieren av foreliggende patentsøknad.

US-patent nr. 6,476,609 til Sittar utvider et tidligere anisotropipatent som beskriver både mulige sendere og mottakere som har en skråvinkel, US-patent nr. 6,163,155 også til Bittar, gjelder også anvendelse på geostyringsområdet. Lag-delingsresponsen til opp/ned-skråstilte induksjons- og forplantnings-anordninger er beskrevet ved differansen eller forholdet mellom signaler ved to forskjellige orienteringer, men ingen skjerming er nevnt. Heller ikke er virkningene av anisotropi eller fall tatt i betraktning. Det mangler også en beskrivelse av hvordan disse målingene skal brukes til å utlede en nøyaktig avstand til en formasjonslaggrense. '609-patentet forutsetter implisitt at lagorienteringen er nøyaktig kjent slik at opp/ned-responsen kan beregnes. Ingen teknikk er imidlertid beskrevet for å lokalisere de nøyaktige opp- eller ned-retningene forut for beregningen av opp/ned-retningssignalene.

US-patentsøknad med publiseringsnummer 2003/0085707 til Minerbo mfl., overdratt til eieren av foreliggende patentsøknad, beskriver verktøykonfigurasjoner og symmetridannelsesteknikker som forenkler responsen til retningsmålingen til det punkt hvor den blir nesten uavhengig av anisotropi eller fallvinkel. Responser på laggrenseavstand med forskjellig fall og anisotropi overlappes hovedsakelig bortsett fra nær laggrensen. Både tospole-induksjon (én sender og én mottaker: "TR") og trespole-forplantningsmålinger (én sender og to mottakere: "TRR") kan symmetriseres for å oppnå denne forenklingen. Symmetriseringen blir utført mellom to skråstilte TR-par med samme avstand, men med senderskråvinkelen og mottakerskråvinkelen byttet om. Bare tilfeller hvor de magnetiske momentene til senderne og mottakerne ligger i samme plan, blir tatt i betraktning. Dette har en ulempe ved ikke å kunne fremskaffe det nødvendige signal for geostyring hele tiden under glidning, som er tilfelle for brønnplassering med en slammotor under vinkelbyggingen på banen. Hvis det magnetiske momentet til verktøyet tilfeldigvis ligger parallelt med lagdelingen under glidning, vil opp/ned-retningssignalet som genereres, være null uavhengig av avstanden til grensen. Ingen overvåkning av avstanden til grensen er dermed mulig.

US-patentsøknad med publiseringsnr. 2003/0200029 til Omeragic mfl., også overdratt til eieren av foreliggende patentsøknad, beskriver retningsmålinger av forplantningstypen for bestemmelse av anisotropi i nesten vertikale brønner med borehullskompensasjon. Inverteringsteknikker blir også brukt til å fremskaffe den anisotropiske formasjonsegenskapen. US-patentsøknad med publiseringsnr. 2003/0184302 til Omeragic og Esmersoy, overdratt til eieren av foreliggende oppfinnelse, beskriver også teknikker for å se forover med retningsmålinger.

US-patentsøknad med publiseringsnr. 2004/0046560A1 og 2004/0046561A1 til Itzkovicz mfl., beskriver bruken av kvadrupolantenner og transversal dipol-kvadrupolkopling og målinger av induksjonstypen med lignende retningskarakteristikker som en konvensjonell XZ-kryssdipolrespons. Praktisk rea-lisering på et metallvektør og tilstrekkelig skjerming av slike antenner er ikke klar. Borehullseffekten til slike målinger og dens vekselvirkning/kopling med grense-effekten kan også være forskjellig fra målingene av XZ-typen.

Ingen av de ovennevnte patentreferanser beskriver bruken av detaljerte, asimutale responser for det målte signal eller teknikker for å trekke ut slike responser. Disse referansene beskriver heller ikke hvordan retningsmålingene skal brukes til å ankomme ved grenseavstander for geostyringsbruk. Bare den såkalte opp/ned-målingen som er differansen i det målte signal mellom verktøyet som fo-kuserer direkte mot og bort fra formasjonslaget, er nevnt. Det nøyaktige lagfallet og asimutinformasjonen er vanligvis ikke kjent før boringen, og de varierer også ofte i utfordrende brønnplasseringssituasjoner hvor geostyring er nødvendig. Bruk av en forhåndsbestemt opp/ned-lagretning gir på det beste forringede målinger og kan i verste fall føre til feilaktige geostyringsbeslutninger når asimutretningen til lagene plutselig endres. I prinsippet kan målingene grupperes asimutalt i brønn-hullet. Denne teknikken har et antall ulemper, innbefattende vanskeligheter ved innretning av de øvre og nedre gruppene nøyaktig med orienteringen av forma-sjonslagdelingen, og at det ikke er mulig å bruke (dvs. kaste) de data som ikke er i opp- og ned-gruppene. Det store lageret som er nødvendig for å registrere asimut-dataene med tilstrekkelig nøyaktighet, er også en ulempe.

Viktigere er det at den eksisterende teknikk for geostyring ved bruk av retningsmålinger bare virker for styring opp og ned. Det er mange tilfeller hvor brønnhullet må flyttes asimutal for å unngå å forlate produksjonssonen.

Det finnes derfor et behov for fremgangsmåter og teknikker for å ekstrahere og analysere den asimutale avhengigheten av retningsloggemålinger, å bruke målinger tatt ved alle asimutvinkler, til å karakterisere grunnformasjonen og for å styre brønner under boring med forbedret nøyaktighet.

Det finnes videre et behov for å tilveiebringe lagasimut-vinkler fra retningsmålingene og å generere målinger som kan brukes til brønnplassering i opp/ned eller asimutal styring.

Videre er det behov for fremgangsmåter til å utnytte disse retningsmålingene i sanntid for å tilveiebringe laggrense-avstander og for å tilveiebringe nøyak-tigejordmodéilerslik~atgebstyrihgsbeslutnirigér kan tas méd hensyn til brønnplas-sering.

Det er også behov for en fremgangsmåte til å detektere forekomsten av re-sistivitetsanisotropi i formasjonslag i nærheten av nesten vertikale brønner.

Nok et behov finnes for et effektivt system som tilveiebringer slike retningsmålinger, analyserer dem nede i hullet og overfører relevant informasjon til overflaten for å lette geostyring opp/ned eller asimutalt under brønn plasseringen. Det vil videre være fordelaktig hvis et slikt system kan tilveiebringe informasjon om avstand til grensen under glidefasene i boringen (dvs. ingen borestrengrotasjon) så vel som når systemet/verktøyet roterer.

DEFINISJONER

Visse uttrykk er definert i beskrivelsen etter hvert som de blir brukt, mens

visse andre uttrykk som brukes i beskrivelsen, er definert nedenfor;

"Konvergens" betyr den tilstand hvor iterativt beregnede verdier nærmer

seg observerte verdier eller endelige grenser når antallet iterasjonssykluser øker.

"Kryssplotting" betyr et diagram eller frembringelsen av et slikt diagram som

indikerer forholdet mellom to forskjellige målinger av samme subjekt eller prøve.

"Invertering" eller "invertere" betyr å utlede en modell (også kjent som "in-verteringsmodeH") fra målte data (f.eks. loggedata) som beskriver en undergrunnsformasjon og er konsistent med de målte data.

"Verktøyflate" refererer til vinkelorienteringen av et instrument omkring dets langsgående akse og representerer en vinkel motstående mellom en valgt referanse på instrumentets hus (f.eks. et vektrør) og enten den gravitasjonsmessig øvre veggen av brønnhullet eller geografisk nord.

"Symmetri" eller "symmetrisk" slik det brukes her, refererer til en konfigurasjon hvor sett med sender/mottaker-arrangementer er anordnet i motsatte orienteringer langs verktøyets langsgående akse slik at disse sender/mottaker-settene kan korreleres med en standard symmetrioperasjon (f.eks. translasjon, speilplan, invertering og rotasjon) i forhold til et punkt på verktøyaksen eller et symmetriplan perpendikulært til verktøyaksen.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Ifølge ett aspekt, tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en direkte databehandlingsteknikk for å ekstrahere signaler fra den asimutale variasjonen av retningsmålinger! som er relevant for bruk til formasjonskarakterisering og geostyring. Istedenfor å plassere loggedata i asimutale grupper og så bestemme de verdier som er tilknyttet opp- og ned-retningene slik det gjøres ved konvensjonell avbild-ning og foreslått av andre, trekker foreliggende oppfinnelse fordel av enkelheten til loggeresponsens fysikk. Mer spesielt blir de relevante grense-, anisotropi- og sprekksignaler ekstrahert fra formasjonsresponsen ved tilpasningen av den asimutale variasjonen i de målte spenninger til visse sinusfunksjoner. Orienteringen av lagningen blir også oppnådd som et resultat. Denne direkte behandlingen forbed-rer nøyaktigheten av målingene fordi data i alle asimutale retninger, eller vinkler, blir brukt og ingen kvantifisering i henhold til spesielle vinkler inntreffer. En slik stor behandling blir gjort mulig med heltallsberegninger i en digital signalprosessor (DSP), som også representerer en innovasjon ved implementeringen.

Ved å ekstrahere de relevante spenningskoplinger i henhold til deres asimutale avhengighet, muliggjør foreliggende oppfinnelse beregninger av målinger av forplantningstypen med bare ett sender- og mottaker-par. Den muliggjør også overlagring av målinger fra forskjellige TR-par med jevn, forskjellig asimutal orientering for å generere andre målinger av en unik egenskap, slik som de symmetriske eller anti-symmetriske målingene.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer videre en ny målesekvens for å øke toleransen for ujevn rotasjon, harmonisk gruppedeling og også lugging. En hurtig avfyringssekvens blir benyttet, og denne sekvensen blir randomisert ved hver inn-samlingssyklus for å redusere syklisk låsing ved spesielle rotasjonshastigheter.

Følgelig kan foreliggende oppfinnelse uttrykkes som en fremgangsmåte for å karakterisere en undergrunnsformasjon, ved å begynne med å anbringe et egnet loggeinstrument i et borehull. Loggeinstrumentet er utstyrt med minst første sender- og mottaker-antenner atskilt fra hverandre med en første avstand. Minst én av de første antennene har en skråstilt, magnetisk dipol med hensyn til instrumentets langsgående akse. De første antennene er orientert omkring aksen til loggeinstrumentet slik at minst én skråstilt, magnetisk dipol svarer til en første asimutvinkel. Loggeinstrumentet blir asimutalt rotert inne i borehullet, f.eks. ved rotasjon av vektrøret eller borestrengverktøyet som inneholder instrumentet. Mens loggeinstrumentet roterer, blir den første senderantennen aktivert for å sende ut elektromagnetisk energi inn i formasjonen. Mens loggeinstrumentet roterer, blir også et sett med første spenningssignaler tilknyttet den utsendte elektromagnetiske energi, ved å bruke den første mottakerantenne, målt retningsmessig som en funksjon av den asimutale orienteringen til loggeinstrumentet. Retningsmålingene bestemmer den asimutale variasjonen i det målte første spenningssignal. Denne asimutale variasjonen blir tilpasset passende funksjoner. Aktiveringen, målingen og tilpasningen kan gjentas for å utføre etterfølgende innsamlingssykluser.

I en spesiell utføre Ise sform blir tilpasningstrinnet utført mens de første spenningssig nalene blir målt, og tilpasningen blir stoppet når konvergens er blitt oppnådd. Tilpasningskoeffisientene blir fortrinnsvis bestemt ved å benytte en hurtig Fourier-transformasjon.

I en spesiell utførelsesform er tilpasningsfunksjonene sinuskurver definert av koplingskomponentene til den første senderantennens magnetiske dipol og den første mottakerantennens orienteringsvektorer. Koeffisientene til tilpasningskomponentene er fortrinnsvis funksjoner av grunnformasjonsparametere som innbefatter minst én av resistiviteten til formasjonslag, posisjonen av loggeinstrumentet, borehullsawiket, asimutvinkelen ved posisjonen til loggeinstrumentet og en kombinasjon av disse. Tilpasningskoeffisientene innbefatter fortrinnsvis konstante sin<|>, cos<J>, sin2<)> og cos2<}>-uttrykk som definerer en iterativ tilpasningsalgoritme som er nyttig når det gjelder å bestemme den asimutale avhengigheten av retningsmålingene.

Som nevnt ovenfor, kan foreliggende oppfinnelse tilpasses til overlagring av målinger med forskjellige sender/mottaker-par ("TR"). I en spesiell utførelsesform er følgelig loggeinstrumentet videre utstyrt med en annen senderantenne og andre mottakerantenner atskilt med den første avstanden. Den andre senderen har en magnetisk dipol hvis helning svarer til helningen av den første mottakerantennen, og den andre mottakerantennen har en magnetisk dipol hvis helning svarer til helningen av den første senderantennen, slik at minst én av de andre antennene har en skråstilt magnetisk dipol. De andre sender- og mottaker-antennene er orientert omkring loggeinstrumentets akse slik at den minst ene skråstilte magnetiske dipo-len svarer til en annen asimutvinkel. Mens loggeinstrumentet roterer, sender så den andre senderantennen elektromagnetisk energi inn i formasjonen, og et annet sett med spenningssignaler tilknyttet den utsendte elektromagnetiske energi blir retningsmålt ved å bruke den andre mottakerantennen, som en funksjon av den asimutale orienteringen til loggeinstrumentet. Disse retningsmålingehe bestemmer den asimutale variasjonen av de målte andre spenningssignalene. I likhet med de måtte første spenningssignalene, blir den asimutale variasjonen til de målte andre spenningssignalene tilpasset tilnærmede funksjoner.

I en spesiell utførelsesform er den annen asimutvinkel forskjellig fra den første asimutvinkel med hovedsakelig 90 grader. Alternativt kan den andre asimutvinkelen være hovedsakelig lik den første asimutvinkelen.

I en spesiell utførelsesform er tilpasningsfunksjonene sinuskurver definert ved koplingskomponentene til den første senderantennens magnetiske dipoler og den første mottakerantennens orienteringsvektorer, og ved å kople komponentene til den andre senderantennens magnetiske dipoler og den andre mottakerantennens orienteringsvektorer. Koeffisientene til tilpasningskomponentene er fortrinnsvis funksjoner av grunnformasjonsparametere slik som resistiviteten til formasjons-lagene, posisjonen til loggeinstrumentet, borehullshelning og asimutvinkel ved posisjonen til loggeinstrumentet. Tilpasningskoeffisienten innbefatter fortrinnsvis konstante sin<J>-, cos<|>-, sin2<j>- og cos2<f>-ledd som definerer en iterativ tilpasningsalgoritme som er nyttig når det gjelder å bestemme den asimutale avhengigheten av retningsmålingene. De målte første og andre spenningssignalene er fortrinnsvis komplekse spenningssignaler. Følgelig innbefatter fremgangsmåten i henhold til denne utførelsesformen de trinn å beregne fasedreiningen og dempningsverdiene fra tillpasningskoeffisientene for de målte første og andre spenningssignaler, og å kombinere den beregnede fasedreining og dempningsverdiene for de målte første og andre spenningssignaler for å generere en symmetrisk eller anti-symmetrisk måling. Fasedreiningen og dempningsverdiene kan fremskaffes ved å ta logaritmen av forholdet mellom de komplekse spenningssignaler som er oppnådd fra tilpasningsuttrykket ved to asimutale vinkler, fortrinnsvis asimutvinkler som er 0 og 180 grader fra en bestemt lagasimutvinkel.

Ifølge et annet aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse karakterisering av støy i retningsmålingene. I utførelsesformer hvor bare én av de første antennene har en skråstilt magnetisk dipol, kan følgelig støyen til de målte første og andre spenningssignalene karakteriseres ved å bruke de andre harmoniske koeffisientene. I utførelsesformer hvor hver av de første antennene har én av en skråstilt og en transversal magnetisk dipol og tilpasningskoeffisientene innbefatter tredjeharmoniske koeffisienter, kan støyen til de målte første og andre spenningssignalene karakteriseres ved å bruke de tredjeharmoniske koeffisientene. I andre tilfeller kan støyen i de første og andre målte spenningssignaler karakteriseres ved å kombinere de første og andre målte spenningssignaler.

Foreliggende oppfinnelse kan også tilpasses forhold hvor loggeinstrumentet ikke blir rotert, slik som f.eks. under stans av borestrengrotasjonen ved retningsboring med en slammotor-enhet. Under slike forhold er de andre antennene fortrinnsvis symmetriske i forhold til de første antennene. Asimutvinkelen til et formasjonslag av interesse blir bestemt ved å kombinere de første og andre antenne-koplingene (beskrevet ovenfor), og å bestemme konstanten og de førsteharmonis- ke koeffisientene fra de målte første og andre spenningssignaler innsamlet mens instrumentet ikke roterer. De bestemte koeffisientene kan så brukes til å utføre tilpasningstrinnet når instrumentet igjen roterer.

Ifølge et annet aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og et system for å bruke de ekstraherte retningssignalene til å oppnå grenseavstander og ta geostyringsbeslutninger. De ekstraherte retningssignalene blir brukt til å ekstrahere avstandene til grensen med to teknikker. En enkel kryssplotting blir brukt for et enkelt scenario med én grense eller kjent resistivitetsprofil for formasjonen, mens inverteringsteknikker blir brukt for mer komplekse situasjo-ner og for å lage konsistente strukturmodeller. En todimensjonal kryssplotting omfatter målinger som er følsomme for resistivitet og en måling som er følsom for avstand hvis sideresistiviteten er kjent. Alternativet er å bruke kryssplotting av to retningsmålinger for å få avstanden og resistiviteten til sidebergarten for kjent lagresistivitet. En tredimensjonal kryssplotting kan også genereres for en grense-situasjon hvor hver av formasjonsresistivitet, skulderresistivitet og avstand til grensen kan genereres. Inverteringsteknikken benytter flere målinger til å invertere forskjellige modeller og finne den beste tilpasning. Oppfinnelsen kan gjøres nede i hullet eller på overflaten.

Et grafisk brukergrensesnitt (GUI) er en del av systemet for visualisering av formasjonsmodellen samt målingene og inverteringsresultatene. GUI letter interaktiv bestemmelse av inverteringsparametere, valg av målinger og modeller for å forbedre tolkningen og generere konsistente strukturmodeller.

Den iterative tilpasningsalgoritmen innbefatter fortrinnsvis følgende trinn:

hvor:

Nsamples er det totale antall sampler som er innsamlet i én syklus, M er dimensjonen til den tilnærmede funksjonsvektoren

(antall tilnærmelsesfunksjoner),

U er vektoren for tilpasningskoeffisientene med dimensjon M,

rer vektoren til tilnærmelsesfunksjon-verdiene ved hver måleposisjon i

dimensjon M, og

P er en matrise med dimensjon MxM.

I én utførelsesform bestemmer den iterative tilpasningsalgoritmen om til-pasningsfeilen er under en forutbestemt terskel, og om U konvergerer mot en verdi som er representativ for tilpasningskoeffisientene.

I én utførelsesform anvender den iterative tilpasningsalgoritmen en heltallsimplementering. Heltallsimplementeringen blir fortrinnsvis anvendt når loggeinstrumentet blir rotert asimutalt med forholdsvis høye hastigheter, og et betydelig antall responskanaler krever tilpasning.

I en utførelsesform blir tilpasningskoeffisientene brukt til å bestemme orienteringen av et formasjonslag. De målte første og andre spenningssignaler er fortrinnsvis komplekse spenningssignaler. Orienteringen av formasjonslaget i forhold til asimutvinkel-referansen for hver kanal for retningsmåling blir bestemt i henhold til:

hvor Ciser den reelle eller imaginære delen av koeffisienten til sin<|>, og C1c er koeffisienten til cos<|> fra tilpasningen. En felles asimutvinkel for de første og andre spenningssignalene kan beregnes ved å bruke veid midling av tilpasningskoeffisientene for reelle og imaginære deler av de målte spenningssignaler. Amplituden og fasen til de målte spenningssignalene kan beregnes ved en antatt normal retning til en faggrense av interesse. Fasedreining og dempning kan bestemmes ved å ta forplantnihgsmålinger for to asimutvinkler, f.eks. <Db«j°9^bed + 180°. Signalene fra tilpasningskoeffisientene for de første og andre målingene blir fortrinnsvis kombinert for å frembringe signaler som er nødvendige for å bestemme avstanden til laggrensene av interesse.

Andre aspekter ved foreliggende oppfinnelse angår formasjonskarakterisering ved bruk av kryssplottinger. Én metode innbefatter det trinn å kryssplotte to retningsloggemålinger innsamlet fra et instrument anordnet i et borehull som skjærer formasjonen, for å fremskaffe en avstand til minst én formasjonsgrense og en resistivitet for minst ett formasjonslag. Kryssplottingen blir oppnådd ved å bruke en modell med én grense. Den fremskaffede resistiviteten er sidebergartsresistiviteten og den fremskaffede avstanden er den nærmeste avstanden til sidebergarten.

En annen metode innbefatter det trinn å kryssplotte en resistivitet og en retningsmåling bestemt ved å bruke et instrument anbrakt i et borehull som skjærer gjennom formasjonen for å oppnå en avstand til minst én formasjonsgrense og

resistiviteten for minst ett formasjonslag. Kryssplottingen blir oppnådd ved å bruke en modell med én grense. Den oppnådde resistiviteten er sidebergartsresistiviteten og den fremskaffede avstanden er den nærmeste avstanden til sidebergarten.

En ytterligere fremgangsmåte innbefatter det trinn å kryssplotte en resistivitet og to retningsmålinger bestemt ved bruk av et instrument anbrakt i et borehull som gjennomskjærer formasjonen, for å fremskaffe en avstand til minst én formasjonsgrense og en resistivitet for minst to formasjonslag. Kryssplottingen blir oppnådd ved å bruke en modell med én grense. De fremskaffede resistivitetene er lag- og sidebergarts-resistivitetene, og den fremskaffede avstanden er den nærmeste avstanden til sidebergartslaget. Den bestemte grenseavstanden og lagresistiviteten kan brukes tii å ta boringsbeslutninger.

Et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse angår bruken av en inverteringsteknikk for å tolke retningsmålingene for geostyringsanvendelser. Her er den iterative tilpasningalgoritmen nyttig for valgte, sanntids retningsmålinger som kan anvendes ved geostyring. En passende inverteringsmodell blir valgt for de valgte sanntids retningsmålingene. Når den valgte modell er verifisert til å være konsistent med annen informasjon, blir den brukt til å ta boringsbeslutninger.

Modellutvelgelsestrinnet innbefatter fortrinnsvis å kjøre et antall modeller som omfatter modelltyper for: homogen isotropi (en enkelt parameter: resistivitet);

homogen anisotropi (to parametere: Rh og Rv);

enkel grenseisotropisk formasjon, grense over eller under (tre parametere: Rlag, Rsidebergart, (Rbed, Rshoulder og avstand til grense);

enkelt grense, anisotrop formasjon, grense over eller under (fire parametere: Rbedji, Rbed_v, Rshoulder og avstand til grense);

to grenser, isotrop formasjon, tre parametere: (fem parametere: Rbed, Rshoulder_up, Rshoulderjied og avstand til grense over og under verktøyet); og to grenser, anisotrop formasjon, tre parametere: (seks parametere: Rbedji, Rbed_v, Rshoulderjjp, Rshoulder_down og avstand til grense over og under

verktøyet). Modellutvelgelsestrinnet innbefatter fortrinnsvis videre å skape en visualisering av de valgte retningsmålingene.

I en spesiell utførelsesform innbefatter modellutvelgelsestrinnet å identifiser kjente formasjonsparametere, interaktivt å velge modellene som de valgte retningsmålingene skal inverteres med, og å velge den enkleste modellen som passer til den kjente informasjonen.

Modellverifiseringstrinnet innbefatter å sammenligne den valgte modellen med kjente geologiske karakteristikker og andre målte formasjonsparametere, og å oppdatere den valgte modellen hvis den valgte modellen ikke er i overensstemmelse med den kjente informasjonen.

Oppdateringstrinnet innbefatter å forfine den valgte modellen basert på én av trender, tidligere kunnskap, ekstern informasjon og en kombinasjon av disse. Passende inverteririgsparametere blir valgt, og områder for de detekterte parametere blir definert. Inverteringsmodellen blir fortrinnsvis oppdatert ved å tilføye flere formasjonslag. Noen av retningsmålingene i sanntid kan veies på nytt eller elimi-neres, og de resulterende retningsmålingene i sanntid kan gjeninverteres til den oppdaterte modellen.

Kryssplottingsmetodene ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter fortrinnsvis å definere en passende modell, å velge passende retningsmålinger, å mate inn de valgte målingene til den definerte modellen for å generere kryssplottingen, og å generere en visuell representasjon av kryssplottingen. Kryssplottingen kan oppdateres med ytterligere sanntidsmålinger.

Nok et ytterligere aspekt ved foreliggende oppfinnelse angår en anordning for måling av karakteristikker for grunnformasjoner som omgir et borehull. Anordningen innbefatter et loggeinstrument innrettet for anbringelse inne i borehullet. Loggeinstrumentet har en langsgående akse og er utstyrt med første og andre sender/mottaker-antennepar. Det første sender/mottaker-antenneparet innbefatter en første senderantenne med en magnetisk dipol orientert i en første retning i forhold til loggeinstrumentets langsgående akse, og en første mottakerantenne lokalisert i en første avstand fra den første senderantennen og med en magnetisk dipol orientert i en annen retning, hvor de første og andre retninger er forskjellige. De magnetiske dipolene til de første sender- og mottaker-antennene definerer en plan som innbefatter loggeinstrumentets langsgående akse. Det andre sender/mottaker-antenneparet innbefatter en annen senderantenne med en magnetisk dipol orientert i den annen retning i forhold til den langsgående aksen tii loggeinstrumentet, og en annen mottakerantenne lokalisert ved den første avstand fra den andre senderantennen og med en magnetisk dipol orientert i den første retningen. De magnetiske dipolene til de andre sender- og mottaker-antennene definerer et plan som innbefatter loggeinstrumentets langsgående akse. Anordningen innbefatter videre en verktøyflate-sensor for kontinuerlig å indikere den asimutale orienteringen av loggeinstrumentet, og en styringsenhet for å styre de første og andre sender/mottaker-antennepar for selektivt å sende elektromagnetisk energi inn i formasjonen og måle spenningssignalene tilknyttet den utsendte elektromagnetiske energi som en funksjon av den asimutale orienteringen av loggeinstrumentet.

I en spesiell utførelsesform er det andre sender/mottaker-antenneparet orientert i en første asimutvinkel (f.eks. 90 grader) i forhold til det første sender/mottaker-antenneparet omkring loggeinstrumentets langsgående akse. 1 forskjellige utførelsesformer innbefatter de målte formasjonskarakteristik-kene resistivitet, og informasjon om grunnformasjonsgeometri slik som fall, asimut og lagtykkelse.

De første og andre retningene er variable og kan f.eks. være hovedsakelig kolineære med loggeinstrumentets langsgående akse eller omtrent 45 grader fra loggeinstrumentets langsgående akse.

I en spesiell utførelsesform er de første og andre sender/mottaker-antenneparene lokalisert ved de samme fysiske posisjoner på loggeinstrumentet.

I en spesiell utførelsesform har hver av senderne og mottakerne kombinerte

sender/mottaker-egenskaper.

Verktøyflate-sensoren kan anvende magnetometere til å indikere den asimutale orienteringen av loggeinstrumentet i forhold til jordens magnetiske nord, ""ellér"gravitasjorisséT»sorer for åindikere den asimutale retningen til loggeinstrumentet i forhold til jordens gravitasjonsvektor.

Anordningen ifølge oppfinnelsen innbefatter videre fortrinnsvis en CPU for behandling av de målte spenningssignalene inne i borehullet. Et telemetriapparat for å sende de målte signalene og de CPU-behandlede resultatene fra borehullet til overflaten, og et overflatesystem for nærmere behandling av de målte signalene sammen med andre målinger for å generere og vise valgte parametere for en konsistent jordmodell.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For at de ovenfor angitte egenskaper og fordeler ved foreliggende oppfinnelse skal kunne forstås i detalj, blir det gitt en mer spesiell beskrivelse av oppfinnelsen som er kort oppsummert ovenfor, under henvisning til utførelsesformer av denne som er illustrert på de vedføyde tegninger. Det skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegningene bare illustrerer typiske utførelsesformer av oppfinnelsen og derfor ikke skal betraktes som begrensende for oppfinnelsens omfang siden oppfinnelsen kan tillate andre like effektive utførelsesformer.

Fig. 1 viser skjematiske diagrammer av tidligere kjente induksjons- eller

forplantnings-verktøy.

Fig. 2A og 2B er oppriss som viser virvelstrømmer indusert av et loggeverk-tøy i et borehull som gjennomtrenger en formasjon henholdsvis uten og med relativt fall. Fig. 3 er et oppriss som representerer en konvensjonell rotasjonsborestreng

i hvilken foreliggende oppfinnelse med fordel kan anvendes.

Fig. 4 er en skjematisk representasjon av et grunnleggende loggeverktøy

for retningsmåling som har symmetriske sender- og mottaker-antennepar.

Fig. 5A er en skjematisk representasjon av et loggeverktøy for retningsmåling som har en TRR-konfigurasjon som er ufølsom for anisotropi ved enhver fallvinkel, i henhold til ett aspekt ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 5B viser plottinger av den retningsmessige forplantningresponsen for

en trelags formasjon ved bruk av et loggeverktøy i henhold til fig. 5A.

Fig. 6 viser en grafisk sammenligning mellom en gruppeinndelingsteknikk og en direkte tilpasningsteknikk i henhold til et aspekt ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 7 viser plottinger som representerer konvergensen og feilen i et mål-koeffisientsett som et resultat av en tilpasningsteknikk i henhold til et aspekt ved foreliggende oppfinnelse, som implementert ved hjelp av en heltallsalgoritme i en digital signalprosessor i samsvar med et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 8 viser et kryssplottingsdiagram som representerer en konvensjonell resistivitetsmåling og en retningsmåling brukt til å oppnå resistiviteten til et formasjonslag og avstanden til laggrensene for en kjent sidebergartsresistivitet. Fig. 9 viser resultatene av en inverteringsteknikk anvendt for å oppnå resistiviteten og grenseposisjonene til et formasjonslag punkt for punkt. Fig. 10 viser en kryssplottingsbasert inverteringsteknikk anvendt til å tolke

retningsresistivitetsmålingene.

Fig. 11 er et arbeidsflytskjema for geostyring i samsvar med et aspekt ved

foreliggende oppfinnelse.

Fig. 12 er et arbeidsflytskjema for en kryssplotting som er nyttig når det gjelder å bestemme laggrense-avstander og å anvende disse avstandene i sanntids geostyring, i samsvar med ytterligere aspekter ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 13 viser et blokkskjema som representerer strukturen til et grafisk brukergrensesnitt (GUI) for visning av inverteringsbaserteformasjonslagmodeller. Fig. 14 viser en datamaskingenerert visualisering av geostyringsinvertering tilknyttet brukergrensesnittet på fig. 13.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

Fig. 3 illustrerer en konvensjonell borerigg og borestreng i hvilken foreliggende oppfinnelse med fordel kan benyttes. En landbasert plattform og en bore-tårnenhet 10 er posisjonert over et brønnhull 11 som trenger inn i en undergrunnsformasjon F. I den illustrerte utførelsesformen blir brønnhullet 11 laget ved rota-sjonsboring på en måte som er velkjent. Vanlige fagkyndige på området som har fordelen av å lese denne beskrivelsen, vil imidlertid forstå at foreliggende oppfinnelse også kan anvendes i retningsboringsanvendelser så vel som rotasjons-boring, og ikke er begrenset til landbaserte rigger.

En borestreng 12 er opphengt i brønnhullet 11 og innbefatter en borkrone 15 ved sin nedre ende. Borestrengen 12 blir rotert ved hjelp av et rotasjonsbor 16,"energisert ved hjelp av midler som ikke er vist og som er i inngrep med en drivhyl-se 17 ved den øvre ende av borestrengen. Borestrengen 12 er opphengt fra en krok 18 festet til en løpeblokk (heller ikke vist), gjennom drivhylsen 17 og en rota-sjonssvivel 19 som tillater rotasjon av borestrengen i forhold til kroken.

Borefluid eller slam 26 blir lagret i en grop 27 utformet på brønnstedet. En pumpe 29 leverer borefluidet 26 til innsiden av borestrengen 12 via en åpning i svivelen 19, og får borefluidet til å strømme nedover gjennom borestrengen 12 som antydet med retningspilen 9. Borefluidet kommer ut av borestrengen 12 via åpninger i borkronen 15, og sirkulerer så oppover gjennom området mellom utsi- den av borestrengen og veggen i borehullet, kalt ringrommet, som antydet med retningspilene 32. På denne måten smører borefluidet borkronen 15 og fører bor-kaks fra formasjonen opp til overflaten mens det returneres til gropen 27 for resir-kulasjon.

Borestrengen 12 innbefatter videre en bunnhullsanordning, generelt beteg-net med henvisningstall 34, nær borkronen 15 (med andre ord innenfor flere vektrørlengder fra borkronen). Bunnhullsanordningen innbefatter muligheter til måling, behandling og lagring av informasjon så vel som å kommunisere med overflaten. Bunnhullsanordningen 34 innbefatter derfor blant annet et måle- og lokalt kommunikasjons-apparat 36 for å bestemme og kommunisere resistiviteten i formasjonen F som omgir brønnhullet 11. Kommunikasjonsapparatet 36, også kjent som et resistivitetsverktøy, innbefatter et første par med sender/mottaker-antenner T, R, så vel som et annet par med sender/mottaker-antenner T, R'. Det andre antenneparet T, R' er symmetriske i forhold til det første antenneparet T, R, som

beskrevet mer detaljert nedenfor. Resistivitetsverktøyet 36 innbefatter videre en styringsenhet for å styre innsamlingen av data på kjent måte.

Bunnhullsanordningen (BHA) 34 innbefatter videre instrumenter rommet i vektrør 38, 39 for å utføre forskjellige andre målefunksjoner, slik som måling av den naturlige strålingen, densitet {gammastråling eller nøytronstråling) og pore-trykk i formasjonen F. I det minste noen av vektrørene er utstyrt med stabilisatorer 37 som velkjent på området.

En overflate/lokal-kommunikasjonsdelenhet 40 er også innbefattet i BHA 34, like over vektrøret 39. Delenheten 40 innbefatter en toroidal antenne 42 benyttet til lokal kommunikasjon med resistivitetsverktøyet 36 (selv om andre kjente lo-kale kommunikasjonsmidler med fordel kan anvendes) og en kjent type akustisk telemetrisystem som kommuniserer med et lignende system (ikke vist) på jordoverflaten via signaler overført i borefluidet eller slammet. Telemetrisystemet i delenheten 40 innbefatter derfor en akustisk sender som genererer et akustisk signal i borefluidet (også kjent som "slampuls") som er representativ for målte brønn-hullsparametere.

Det genererte akustiske signalet blir mottatt på overflaten av transdusere representert ved henvisningstall 31. Transduserne, f.eks. piezoelektriske transdusere, omformer de mottatte akustiske signalene til elektroniske signaler. Utgangen fra transduserne 31 blir koplet til et mottakerdelsystem 90 oppe i hullet, som de- modulerer de overførte signalene. Utgangen fra mottakerdelsystemet 90 blir så koplet til en dataprosessor 85 og en registreringsanordning 45. Prosessoren 85 kan brukes til å bestemme formasjonsresistivitet-profilen (blant andre ting) eller på en "sanntidsbasis" under logging eller etterpå ved å aksessere de registrerte data fra registreringsanordningen 45. Dataprosessoren er koplet til en monitor 92 og benytter et grafisk brukergrensesnitt ("GUI") gjennom hvilket de målte brønnhulls-parametere og spesielle resultater som er utledet fra disse (f.eks. resistivitetsprofi-ler) blir presentert grafisk for en bruker.

Et opphullssendersystem 95 er også anordnet for å motta inngangskom-mandoer fra brukeren (f.eks. via GUI i monitoren 92), og er operativt for selektivt å avbryte operasjonen til pumpen 29 på en måte som kan detekteres av transduserne 99 i delenheten 40. På denne måten er det to-veis kommunikasjon mellom delenheten 40 og overflateutstyret. En egnet delenhet 40 er beskrevet mer detaljert i US-patentene nr. 5,235,285 og 5,517,464, som begge er overdratt til eieren av foreliggende oppfinnelse. Fagkyndige på området vil forstå at alternative akustiske teknikker så vel som andre telemetrimidler (f.eks. elektromekaniske, elektromagnetiske) kan anvendes for kommunikasjon med overflaten.

Asimutal avhengighet av retningsmålingen og den nye ekvivalente forplantningstypen

To typer spoleantenner blir brukt til å sette sammen målinger med retnings-følsomhet. Én type oppnår sin retningsfølsomhet ved å ha antennen enten for-skjøvet, f.eks. fra senteret til en loggesondes langsgående akse, eller delvis dek-ket. Retningsmålinger kan også tas med en antenne utformet slik at dens magnetiske moment ikke er innrettet med den langsgående aksen til det verktøyet som bærer antennen. Foreliggende oppfinnelse angår den annen type retningsfølsom antenne.

Fig. 4 illustrerer skjematisk et grunnleggende resistivitetsverktøy 36 for elektromagnetisk (EM) retningsmåling. Verktøyet 36 innbefatter en senderantenne T som utsender en EM-bølge ved en viss frekvens f, og en mottakerantenne R som er i en viss avstand L fra senderantennen. Vist er også det symmetriske paret (T\ R') i samsvar med hva som er beskrevet i US-patentsøknad med publikasjonsnr. 2003/0085707 ("Minerbo mfl."), overdratt til eieren av foreliggende oppfinnelse. For tydelighets skyld og for å forenkle vil den følgende diskusjon bli begren set til senderantennen T og mottakerantennen R, selv om den generelt også kan anvendes på det symmetriske antenneparet T og R'. Det skal bemerkes at selv om det skråstilte momentet til de to symmetriske parene er på det samme plan på fig. 4, er dette ikke nødvendig i forbindelse med foreliggende oppfinnelse. Som det vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse, kan signaler fra to par som har sine momenter i forskjellige plan, likevel adderes for å oppnå ekvivalente resultater hvis de ekstraherte koeffisienter eller den retningsmessige fasedreiningen eller dempningen blir brukt i den symmetridannende operasjonen.

Under drift vil mottakerantennen R registrere en spenning Vrtindusert av EM-bølgen fra senderantennen T og dens sekundærstrømmer produsert i formasjonen som gjennomtrenges av borehullet som inneholder loggeverktøyet 36. Begge antennene T og R er festet på verktøyet 36 og roterer således med verk-tøyet. Antenneorienteringene kan antas å danne vinkler Or for senderantennen T, og 6r for mottakerantennen R. Den asimutale vairasjonen av koplingsspenningen når verktøyet roterer, kan så uttrykkes ved hjelp av koplingen mellom kartesiske komponenter av de magnetiske dipolene, som: hvor et sett med komplekse koeffisienter C0, Cic, Ci5, C2c, Ca er blitt definert for å representere amplitydene til de forskjellige komponentene til den målte for-masjonsresponsnen. De komplekse koeffisientene blir derfor definert som:

Ifølge ett aspekt ved foreliggende oppfinnelse blir det innsett at disse koeffisientene er funksjoner av formasjonsresistivitet, borehullsawik og asimutvinkel ved verktøyposisjonen.

Med en symmetridannende operasjon, dvs. (Øt<=> Ør), blir ligning (1.1) forenklet til:

Alle de annenordens harmoniske (C2c, C2s) forsvinner etter subtraksjonen fordi de er symmetriske med hensyn på ombyttingen av sender- og mottaker-helningsvinkler. Anti-symmetridannelse forenkler dermed asimutal variasjon i det anti-symmetriske signalet.

På dette trinn er referansepunktet til asimutvinkelen vilkårlig. For plan-geometri, hvis vi velger vinkel ^-referansepunktet som den retning som er normal til lagdelingsplanet, så blir Vy*= Vzy = 0 på grunn av symmetri, og V mm(c|>)vil ha en ren cos<]>-avhengighet. I en virkelig anvendelse er lagdelingens orientering ukjent. Med en gitt referanse kan imidlertid orienteringen av lagdelingen beregnes ved hjelp av uttrykket

Med rotering <t»bed, vil x være normal til lagdelingen og dermed blir V<<J>) nøyaktig IV» - Vzx]bortsett fra en multiplikasjonskonstant 2sin(0T- Ør).

Når spenningen ved hver av mottakerspolene som skyldes hver av sender-spolene, blir bestemt, kan den totale målingen bestemmes ved å addere spenningene i tilfelle av et induksjonsverktøy; eller ved å ta det komplekse forhold mellom spenningene i tilfellet med et forplantningsverktøy. For forplantningslogge-anordningen på fig. 4 kan f.eks. absoluttverdien av spenningen ved hver mottaker oppnås som kvadratroten av summen av kvadratene til de reelle og imaginære deler av den komplekse spenningen (ligning 1.1), og forholdet mellom absoluttver-diene gir dempningen, hvorfra den dempningsbestemte resistiviteten Ra<j kan oppnås (formasjonsresistivitet ved en forholdsvis dyp undersøkelsesdybde omkring mottakerne). Fasen for hver mottaker blir fremskaffet fra arkus tangens av forholdet mellom de imaginære og reelle deler av den komplekse spenningen, og fasedreiningen er differansen i fase ved to mottakere. Den fasedreiningsbestemte re sistiviteten Rpskan så oppnås (resistiviteten til formasjonene ved en forholdsvis dyp undersøkelsesdybde omkring mottakerne).

For målinger av forplantningstypen blir differansen til logaritmen av spenningene (eller forholdet) mellom to målinger tatt. Ifølge hva som er beskrevet av Minerbo mfl., tar vi amplituden til den asimutale responsen, dvs. differansen i fasedreining og dempning for målingen, ved vinkel § og den ved (<|> + 180), evaluert ved maksimumsverdien av spenningsresponsen. Fra ligningene (1.1-2) fører dette til tilnærmet:

Maksimalverdien av |V| blir oppnådd ved <t> = 0 hvis x blir valgt som den retning som er normal til lagdelingen. Evaluert ved vinkelen <|>=0, frembringer ligning (1.5):

Dette er imidlertid fremdeles ikke den rene xz-zx-responstypen som er ønsket, dvs. som er ufølsom for lagdelingsanisotropi og fallvinkel.

Foreliggende oppfinnelse angår retningsmåling som er ufølsomme for anisotropi i formasjonen ved et bredt område med fallvinkler og over et bredt frekvensområde. Som nevnt ovenfor er spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen basert på antisymmetriske antennekonfigurasjoner eller systemer. Med en sym-metriseringsprosedyre (6t = 8R) slik som foreskrevet av Monerbo m fl., får vi nå

Dette likner igjen på responsen av induksjonstype, selv om nevneren fremdeles har noen komponenter som ikke er ganske enkelt [xz-zx]. Dette viser at

symmetriseringsprosedyren for forplantningsmåling kan frembringe responser som likner på responsen fra den symmetriserte induksjonstypen, men ikke en ren type. Det er også tilfelle at forplantningsmåling kan utføres ved to vilkårlige orienteringer i den asimutale responsen.

Sluttresponsen til denne analysen inneholder komponenter fra forskjellige koplingstyper som først synes uønsket i lys av konvensjonelle loggeteknikker. Denne responsen muliggjør imidlertid en forbedret fremgangsmåte til å ta forplant-ningsmålingen som er enkel og meget nærmere induksjonstypen. Retningsmålingen i henhold til oppfinnelsen blir oppnådd ved å observere at forskjellige typer koplinger naturlig skiller seg i forskjellige asimutale avhengigheter. Legg merke til at vi kan bruke Co, Cic, Cistil å ta en renere retningsmåling.

En bestemt lagdelingsorientering <t>bed kan forutsettes gjennom ligning (1.4), slik at alle vinklene 4» og x, y blir referert gjennom denne retningen. I dette tilfelle forenkles ligning (1.1) til:

Så kan en forplantningsmåling ganske enkelt defineres ved:

Med symmetridannelse blir det første uttrykket nå fremskaffet som:

som er bare litt forskjellig fra ligning (1.7).

For målinger med to spoler (TR) av både induksjons- og forplantnings-typen bør analysen av forskjellskomponenten utføres på spenningsnivået Vrt(<}>). Dette frembringer den nøyaktige sin<|>-, cos^, sin2«t»- og cos2<|>-oppførselen som kan ekstraheres gjennom en nybehandlende algoritme som beskrives i det følgende.

Det skal igjen bemerkes at i spesielle tilfeller når enten 9t=0 eller øR=0, forsvinner begge leddene sin2<f> og cos2<|>. Spenningsavhengigheten er ganske enkelt basert på sin<f>- og cos<|)-leddene.

Et viktig aspekt ved målingene av forplantningstypen av fasedreining og dempning, er at den er naturlig egnet for målinger "under boring", for hvilke detaljert karakterisering av termisk elektronikkdrift under brønnhullstilstander er vanske-lig å oppnå. De retningsbestemte fasedreinings- og dempnings-målingene som er definert her, har fordelen av et tradisjonelt, borehullskompensert forplantnings-resistivitetsverktøy; sender- og mottaker-antennekarakteristikkene og driften av mottakerelektronikken er att falt ut fra målingen.

Det skal også bemerkes at i foreliggende oppfinnelse blir den symmetridannende prosessen utført med de ekstraherte koeffisientene som kan være be-handlet uavhengig av den aktuelle relative asimutvinkelen til to TR-par. Hvis TR-parorienteringen blir fysisk rotert til en annen vinkel <f>oomkring verktøyaksen, blir responsen beskrevet med nøyaktig det samme uttrykk bortsett fra at <j> blir erstattet med <f> <j>+<|>o. Dette har viktige innvirkninger på de aktuelle spoleutforminger. Ved å bruke to par med TR-målinger, men med forskjellige asimutale orienteringer, kan den symmetridannende prosessen under rotasjon utføres nøyaktig som om de to parene er på det samme plan. Når imidlertid verktøyet glir, kan det målte signalet fra de to orienteringene brukes til å konstruere den nødvendige retningsmåling ved ganske enkelt å forutsette at asimutvinkelen til verktøyet og Eagdelingsplanet ikke endret seg fra siste gang da verktøyet fremdeles roterte. Vi kan derfor bruke lig ning 1.3 til å fremskaffe amplituden Cicog C-|S som er nødvendig for å konstruere forplantningsmålingene.

Disse analysene kan utvides på en enkel måte til den tradisjonelle TRR-typen av målinger, som beskrevet i Minerbo mfl. En fagkyndig på området kan lett vise at denne prosedyren frembringer hovedsakelig den samme respons som an-gitt ovenfor, men med to ganger signalet når avstanden mellom mottakerparet er meget mindre sammenlignet med TR-avstanden. Retningssignalene fra de to mottakerne adderes ganske enkelt.

Fig. 5A viser en TRR-konfigurasjon som er ufølsom for anisotropi ved en hvilken som helst fallvinkel, og fig. 5B viser responser i henhold til denne konfigu-rasjonen. Senderantennen T1 blir energisert, og fasedreiningen og dempningen fra mottakerantennene R11, R12 blir målt. Så blir senderantennen T2 energisert, og fasedreiningen og dempningen fra mottakerantennene R21, R22 blir målt. Verktøyavlesningen svarer til forskjellene mellom disse to settene med målinger. Siden de enkelte målingene er identiske i et homogent medium ved en hvilken som helst vinkel og med en hvilken som helst anisotropi, blir verktøyavlesningene lik null i et homogent medium ved et hvilket som helst fall.

Måleresponsene i en tre-lags anisotrop formasjon er vist på fig. 5B. Verk-tøyavlesningen er lik null langt fra grensen ved et hvilket som helst fall, og det er liten sensitivitet for anisotropi nær grensen. Atskillelsen i responser kommer fra det faktum at forplantningsresponsen ikke er symmetrisk hvis sender- og mottaker-posisjonen blir byttet om. En opp/ned-måling inneholder bare retningsinfomnasjo-nen selv nær grensen. Det skal bemerkes at dempningsresponser praktisk talt er overlappende for forskjellige fall hvis alle antennene er i det samme medium, i likhet med ideelle XZ-ZX-induksjonsmålinger (beskrevet ovenfor). Fasedreinings-målingene er også overlappende selv om responsen har dobbelt verdi i det konduktive lag (1 S/m).

Algoritmer for digital signalprosessor (DSP) for å ekstrahere signalet fra

den asimutale avhengighet

Det er klart fra den foregående analyse at den beste måten å ekstrahere retningsmålingene på, er å analysere spenningssignalene og ekstrahere de relevante målingene og så syntetisere dem med symmetridanneise for endelig bruk for geostyring. Den tradisjonelle fremgangsmåten for håndtering av asimutale data, er å gruppere dem i små grupper med lik asimutal rekkevidde (se venstre del på fig. 6), slik det ble gjort med resistivitets- eller densitets-borehullsbilder. Opp-og ned-gruppene kan så identifiseres ved å lokalisere maksimum og minimum. Det er imidlertid mange ulemper ved denne teknikken: 1. Gruppedannelse reduserer vinkeloppløsningen til målingen; 2. Gruppedannelse resulterer i bortkastede data siden ingen av dataene utenfor opp- og ned-gruppene blir brukt til beregning av avstanden til grensen; 3. I tilfeller med lugging blir gruppeinndelingen ikke jevn og dermed kan opp- og ned-gruppene være tomme eller ha få sampler, noe som dermed indikerer feil i opp/ned-målingene og eventuelt frembringe feilaktig identifisering av toppverdier i det verste tilfelle;

4. Gruppeinndelingen bruker mer lagerplass.

Ett aspekt ved foreliggende oppfinnelse angår først og fremst bestemmelse av koeffisientene for sin<|>-, cosi))-, sin2<j>- og cos2<j>-leddene som definerer en ny algoritme som skal brukes istedenfor konvensjonell gruppeinndeling. Teknikken ifølge oppfinnelsen blir kalt direkte "on-the-fly" tilpasning av den asimutale responsen i henhold til utdrag av de relevante sin- og cos-leddene til retningsmålingene, tatt iterativt (se plottede punkter på fig. 9). En slik tilpasningsalgoritme blir utført i en DSP ved hjelp av en heltallsalgoritme slik at den blir hurtig nok til å kunne utfø-res for alle kanaler innenfor samplingstiden på 4 ms. Den nøyaktige bruken av asimutvinkel-informasjon og tilfeldiggjøringen av innsamlingssekvensene, gjør algoritmen robust for å tolerere uregelmessig verktøyrotasjon så vel som lugging under røffe boringsforhold. På denne måten blir alle dataene brukt til å fremskaffe opp/ned-signalet istedenfor bare dataene i de to gruppene, noe som dermed for-bedrer signal/støy-forholdet i målingen. Bruken av nøyaktige asimutvinkler gjør også den bestemte lagdelingsorienteringen mer nøyaktig.

Den detaljerte algoritmen kan beskrives på følgende måte:

Implementering med flytende komma: å begynne med en innledende verdi for matrisen P0og vektor Uo, så fortsette til den algoritmen som er beskrevet nedenfor (også representert grafisk på høyre del av fig. 6) med måling y(<j>j) og basis r = (1 cos<|>jsin ^ cos2<j)jsin2<t>j)<T>, hvor P er en matrise av dimensjon M x M og U og r er vektorer for dimensjon M. M er dimensjonen til basisfunksjonen. Etter itera-sjon N, så vil U konvergere til en verdi som representerer koeffisientene til uttrykket. Denne algoritmen er stabil og konvergens blir vanligvis oppnådd innenfor 10-15 iterasjoner.

Den detaljerte algoritmen er vist nedenfor:

initialize P0and Ug;

for m -1 to Nsamples

hvor:

Nsamples er det totale antall sampler innsamlet i én syklus,

M er dimensjonen til den tilnærmede funksjonsvektoren

(antall tilnærmelsesfunksjoner),

U er vektoren for tilpasningskoeffisientene med dimensjon M,

rer vektoren til tilnærmelsesfunksjonsverdiene ved hver måleposisjon av

dimensjon M, og

P er en matrise med dimensjon MxM.

Heltallsalgoritmer i DSP

I mange tilfeller vil implementeringer med flytende komma være for kostba-re å utføre med de for tiden tilgjengelige brønnhullsprosessorer fordi det kan være hundrevis av kanaler som skal tilpasses, og datainnsamlingen for hver asimutvinkel må være ganske kort (ms) for at vinkelen skal bli nøyaktig ved høyere rotasjonshastighet. I denne situasjonen kan en heltallsimplementering anvendes, med en viss modifikasjon, for å forbedre nøyaktigheten (f.eks. ved å bruke 32 biter til multiplikasjon),-utføre omskalering for å unngå overflyt og for å akselerere konvergens. Verdiene til basisfunksjonen kan også forhåndsgenereres og lagres i lagre for å bli interpolert senere for å finne verdien for den virkelige vinkelen <|>j. Heltalls-algoritmen er kort sagt: basert på 16-bits heltallsdata-representasjon med 32 bits mellomliggende

heltallsvariable;

mer effektiv, men mindre nøyaktig;

adaptiv til strategier for forbedring av nøyaktighet og konvergenshastighet,

skalering, initialisering og reinitialiering;

adaptiv til strategier til tilpasning til DSP-miljø: Divisjon, avrunding.

En konvergenslyd for heltallsversjonen av algoritmen er vist på fig. 7. Det skal bemerkes at tilpasningen er ganske nøyaktig med feil hovedsakelig mindre enn 1%. Et meget viktig punkt ved tilpasningen er at nesten alle dataene blir brukt til å utlede koeffisientene (retningsmåle-signalene), for derved betydelig å forbedre signal/støy-forholdet. Hvis f.eks. 32 biter blir brukt, så blir bare 1/16 av dataene brukt hvis opp/ned-gruppedelingen blir implementert. Ved å bruke direkte tilpasning blir derimot nesten alle dataene tatt i betraktning (bortsett fra den innledende konvergensdelen).

Siden bare de relevante signalene blir ekstrahert i tilpasningsteknikken (beskrevet ovenfor), behøver bare de nyttige koeffisientene å bli lagret, i dette tilfelle er det derfor bare nødvendig å lagre fem koeffisienter, sammenlignet med 32 hvis alle dataene skulle grupperes ved bruk av eksempelet med 32 grupper. Fagkyndige på området vil forstå fordelene ved oppfinnelsen som innbefatter nøyak-tigheten av det ekstraherte signalet og en særlig forbedring i nøyaktigheten til asimutvinkelen.

Ifølge et annet aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse karakterisering av støy i retningsmålingene. I utførelsesformer hvor bare én av det første antenneparet (TR) har en skråstilt, magnetisk dipol, kan derfor støyen i målespennings-signalene karakteriseres ved å bruke de annenharmoniske koeffisientene. I utfø-relsesformer hvor hver av de første antennene har enten en skråstilt eller en transversal magnetisk dipol, og hvor tilpasningskoeffisientene innbefatter tredjeharmoniske koeffisienter, kan støyen i de målte spenningssignalene karakteriseres ved å bruke de tredjeharmoniske koeffisientene. I ytterligere andre tilfeller kan støyen i de målte spenningssignalene karakteriseres ved å kombinere signalene.

Foreliggende oppfinnelse kan også tilpasses tilstander hvor loggeinstrumentet ikke blir rotert, slik som f.eks. under opphør av borestrengrotasjon når det retningsbores med en slammotor-enhet. Under slike forhold er det andre antenneparet (TR') fortrinnvis symmetrisk i forhold til det første antenneparet. Asimut for et formasjonslag av interesse blir bestemt ved å kombinere disse antennekoplin-gene (som beskrevet ovenfor), og bestemme de konstante og førsteharmoniske koeffisientene fra de målte spenningssignalene som er innsamlet mens instrumentet ikke roterer. De bestemte koeffisientene kan så brukes til å utføre den iterative tilpasningen når loggeinstrumentet igjen roterer.

Grenseavstand for geostyringsbruk

Ifølge et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse kan de bestemte koeffisienten brukes til å oppnå orienteringen av formasjonsiagdelingen. For hver kanal med retningsmålinger, kan orienteringene av lagdelingen bestemmes ved hjelp av ligning 1.4. Det skal videre bemerkes at gjennomsnittsverdien fra mange kanaler, veid med en funksjon for den relative signalstyrken til hver kanal som omfatter en måling, også kan brukes til å øke nøyaktigheten siden orienteringen bør være den samme for alle kanaler. Amplituden og fasen til spenningssignaiet VR-r(<f>bed) ved den antatte normalretningen til laget, kan så beregnes.

Den retningsmessige fasedreining og dempning kan beregnes med ligning 1.10. Symmetridannelse blir så utført for å frembringe det endelige signalet som er nødvendig for å finne avstanden til grensen. Det skal imidlertid nevnes at rekke-følgen av disse trinnene kan varieres med lignende eller identiske responser.

For å oppnå grenseavstanden i sanntid, kan det anvendes to teknikker. For enkle modeller (bare én grense), muliggjør kryssplotting av to retningsmålinger å finne både avstanden til grensen og formasjonsresistiviteten til ett av lagene. Et representativt kryssplottingsdiagram er vist på fig. 8, som benytter responsen til en 84 tommer, 100 kHz dempning som funksjon av en 28 tommer, 2 MHz fasedrei-ningsresistivitet (hvor sidebergartresistiviteten er Rh = 0,8Qm, Rv = 3,6Qm). Her fjerner symmetridannelsen effektivt andre parametere slik som anisotropi og fall fra beregningen. Diagrammene for symmetridannede målinger er enkle. Bruken av forskjellige kombinasjoner av målepar for å fremskaffe et konsistent bilde, vil øke konfidensen til tolkningen.

Fig. 9 illustrerer bruken av kryssplottingsbasert invertering for å tolke retningsmålingene. To retningsmålinger, 84 tommer, 400 kHz, blir brukt til å tolke målingene ved å bruke en enkelt grensemodell med fast lagresistivitet ved 100Qm og variert sidebergartsresistivitet (under verktøyet) og avstand. Responsen er ikke følsom for lagresistivitet, og signalet blir hovedsakelig bestemt av sidebergartsresistiviteten og avstanden. De punktene som er plottet på det innfangede skjerm-bilde, indikerer sidebergartsresistivitet-målinger og avstandsavlesninger. Verdien av resistivitet og avstand blir avlest fra kryssplottingen og matet ut på skjermen.

For tilfellet med én-lagsgrensen hvor resistivitetene til lagene på begge si-der av grensen er kjent, kan man også bruke tre innmatinger, hvorav minst én er en måling av resitiviteten som omgir verktøyet (f.eks. verktøyet 36 på fig. 3).

For mer komplekse modeller som innebærer flere grenser, blir det anvendt et inverteringsprogram basert på den teknikk som er beskrevet i US-patent nr. 6,594,584. En bane for borehullet blir projisert på en innledende modell av formasjonen. Et loggeverktøy blir anbrakt inne i et segment av borehullsbanen, og dets responser langs segmentet blir målt. De forventede responsene til verktøyet, i henhold til modellen, blir også bestemt. Forskjeller som er et resultat av sammenligning mellom de forventede og de målte responsene langs segmentet, blir så brukt til å justere modellen, og sammenlignings- og justerings-syklusen blir gjentatt inntil differansene faller under en valgt terskel. Robustheten til inverteringsmodellen blir forbedret med flere startpunkter og fysiske kriterier for å skjelne mellom løsninger.

En inverteringsalgoritme blir så anvendt. Denne algoritmen aksepterer alle målinger som inngang, og finner så den mest konsistente modellen for dataene. Flere modeller blir kjørt, og den beste modellen blir valgt automatisk. En typisk rekonstruksjon av en resistivitetsprofil er vist på fig. 10A, mens den tilsvarende grenserekonstruksjon (strukturrekonstruksjon) er skissert på fig. 10B. Disse resultatene indikerer at løsningene blir mer nøyaktige når man nærmer seg konduktive lag enn når man nærmer seg resistive lag. Dett er ventet siden retningsresponse-ne hovedsakelig er definert ved hjelp av de konduktive lag og har langt bedre føl-somhet for resistivitetsvariasjon i konduktive lag over og under, enn i resitivitets-variasjonen til resistive sidebergarter.

Et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse er utnyttelsen av de bestemte grenseavstander til å ta geostyringsbeslutninger. Den totale geostyringsflyten kan beskrives under henvisning til fig. 11. Først blir retningsmålinger i sanntid valgt ved blokk 110 ved å benytte den direkte tilpasningsteknikken som er beskrevet ovenfor. Retningsmålingene blir så visualisert, ved blokk 120, ved å vise rålogg-responsene eller ved å bruke kryssplottingsdiagrammer som vist på fig. 8 og 10 (og som beskrevet ovenfor).

Beslutningspunktet 130 dirigerer så arbeidsflyten, avhengig av om en passende modell er blitt identifisert. Hvis formasjonsutformingen eller noen andre parametere er kjent, tillater denne løsningen brukeren å fastsette de kjente parame- terne. Den øvre sidebergartslag-resistiviteten eller lagdelingen kan f.eks. være kjent å være stabil, og det kan med stor sikkerhet være kjent at ikke er noen grense under. Slik informasjon gjør det mulig velge modell f.eks. med én eneste grense og med fastsatt sidebergartsresistivitet. Matematisk betyr det at bare tre parametere må inverteres, horisontal og vertikal resisistivitet for laget (Rh og Rv) og avstand til den øvre grensen. Dette er et eksempel på en fullstendig modellinverte-ring (blokk 140), som sikrer konsistent tolkning og unngår forvirring i grensetilfeller hvor det kan være en viss ikke-fysisk modell med bedre matematisk tilpasning av målingen som skal velges.

Alternativt blir hurtig tilnærmede inverteringer med flere modeller kjørt (blokk 150) sammen med en algoritme for automatisk modellvalg (blokk 160). Algoritmen kjører forskjellige modeller fra enkle (ingen grense, isotrop formasjon) til de mest komplekse (to avstander og anisotrop formasjon), og innbefatter: homogen, isotrop (en enkelt parameter: resistivitet);

homogen anisotrop (to parametere: Rh og Rv);

en enkelt grense, isotrop formasjon, grense over eller under

(tre parametere: Rbed, Rshoulder og avstand til grensen);

en enkelt grense, anisotrop formasjon, grense over eller under (fire parametere: Rbedji, Rbed_v, Rshoulder og avstand til grensen);

to grenser, isotrop formasjon, tre parametere: (fem parametere: Rbed,

Rshoulder_up, Rshoulder_down og avstand til grense over og under verk-tøyet); og

to grenser, anisotrop formasjon, tre parametere: (seks parametere: Rbedji, Rbed_v, Rshoulder_up, Rshoulder_down og avstand til grense

over og under verktøyet).

En løsning blir oppnådd for hver modell.

Hvis algoritmen for modellvalg benytter fysikkbaserte begrensninger for retningsmålinger og påfører betingelser som velger "den enkleste modellen som passer til dataene" (Bayes' barberhøvel). Det klassiske Akaike-informasjonskriteriet (AIC) eller det bayske informasjonskriteriet kan brukes til å straffe modell-kompleksiteten.

En modellvalidering blir så anvendt, ved beslutningspunkt 180, for å bestemme om den valgte modellen er i overensstemmelse med tidligere kjennskap til den geologiske formasjonen eller andre målinger, slik som gammastråling, eller andre målinger som er tilgjengelige i sanntid, som representert ved blokk 170. Hvis modellen er konsistent med de andre dataene, blir den akseptert som inngang (blokk 190) til boringsbeslutningen (blokk 200), og en passende rapport blir generert ved blokk 210. Implementeringen av boringsbeslutningen vil resultere i ytterligere retningsmålinger i sanntid (blokk 100), som igjen blir matet inn til tilpas-nings- og visualiserings-trinnene i blokkene 110 og 120. Hvis den valgte inverteringsmodellen er inkonsistent med de andre målingene fra blokk 170, så er en oppdatering av modellen passende. I dette tilfelle blir en interaktiv underflyt 220 anvendt som er konsistent med det komplekse inverteringsprogrammet i henhold til '584-patentet.

Den automatiske inverteringen kan ofte frembringe tolkninger som ikke er konsistente. Det kan være forårsaket av målestøyen forårsaket av elektronikk så vel som "modellstøyen", dvs. det faktum at den virkelige modellen er forskjellig fra alle de modellene som kjøres ved inverteringen. Borehull, invasjon, tynne lag, krysslagdeling og endelig verktøystørrelse er f.eks. ikke innbefattet i modellene, og de kan forårsake mistilpasning i tilpasningsprosessen.

Fleksibiliteten og muligheten for en bruker til interaktivt å velge den felles modellen for et datasegment, er en nøkkel til vellykket tolkning av målingene. Pro-gramvaren som definerer den interaktive underflyten (blokk 220) har egenskaper som muliggjør: modellforfining (blokk 221) basert på trender, forutgående kunnskap eller en ekstern informasjonskilde; begrensning eller fastsettelse av visse inverteringsparametere (blokk 222); fjerning av visse målinger som kan være mer påvirket av omgivelsene og som ikke innbefattes i modellen; og ombehandling av dataene (blokk 223).

Fig. 12 illustrerer en generell arbeidsflyt for å frembringe kryssplottinger av retningsmålinger som tilveiebringer grenseavstander, som beskrevet i det foregående. Frembringelsen eller modifiseringen av en kryssplotting er representert ved hjelp av underflyten 20, som initialiseres ved å definere en passende modell (blokk 30). Passende retningsmålinger blir så valgt i henhold til muligheten for å bestemme/forutsi sidebergartsresistivitet (blokk 40). Hvis sidebergartsresistivitet er pålitelig kjent, slik som tilfellet ofte er på store felter hvor mange brønner er boret, blir tolkningen basert på én resistivitet og én retningsmåling (blokk 50), for å bestemme den virkelige lagresistiviteten (korrigert sidebergart) og avstanden til gren sen. Hvis sidebergartsresistiviteten ikke er kjent, blir det anbefalt å bruke kryssplottingen av to retningsmålinger (blokk 60), som illustrert på fig. 9, til å bestemme skulderbergartsresistiviteten og avstanden til grensen. De valgte målingene blir matet til den definerte modellen for å generere responser, ved blokk 70, som kan visualiseres (blokk 80) som antydet på fig. 8 og 9.1 tilfeller hvor ingen resistivitet er kjent, men hvor deres forskjellsområder er kjent, er det mulig å frembringe tredi-mensjonale kryssplottinger ved å kombinere én resistivitet og to retningsmålinger.

Når kryssplottingen er blitt frembrakt eller oppdatert (underflyt 20), kan den oppdateres kontinuerlig med ytterligere sanntidsmålinger (blokk 100) og visualiseres (blokk 120'). Behandling av kryssplottingen av retningsmålinger gir avstanden til én eller flere formasjonsgrenser, og resistiviteten til én eller flere lag (blokk 220) som kan mates ut og visualiseres (blokk 230) for å instruere boringsbestemmelsen ved blokk 200).

I henhold til et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse har et grafisk brukergrensesnitt (GUI) blitt frembrakt for å lette bruken av programmet og for å vise de inverterte lagdelingsmodellene for brukervisualisering. Et blokkskjema som illustrerer strukturen til brukergrensesnittet og forskjellige måter å håndtere data på, er vist på fig. 13. Brukergrensesnittet GUI muliggjør følgelig:

- å kjøre forovermodellen for en gitt lagdeling

- kryssplottinger for analyse av målefølsomhet

- invertering av sanntidsdata,karakterisert ved:

- kryssplottingsbasert invertering av én resistivitet og én avstand

(for en gitt sidebergarts- eller lag-resistivitet)

- automatisk tolkning ved bruk av hurtig invertering basert på over lagring av enkeltgrense-responser og automatisk modellvalg, fysikkbaserte begrensninger kombinert med Akaike- informasjonskriterium eller modellblanding - interaktiv tolkning basert på fullstendig invertering av en hvilken som helst parameter (opp til 6) fra tre-lagsmodellen (lag og to sidebergarter, to avstander og fire resistivrteter), kjøring av en fullstendig lagdelt modell i inverteringssløyfen, tillate modellforfininger med muligheter til å velge/ sløyfe visse inverteringsparametere og begrense dem og/eller velge og gi tilgjengelige målinger ny vekt,

- å kople om hurtige og interaktive modie for modellforfining

- visualisering av måling og invertering.

Et eksempel på en tolkningskjerm er vist på fig. 14. Både de målingene som er brukt i inverteringen, og borehullsbanen er vist på skjermen. De inverterte resultatene som innbefatter avstanden til øvre og nedre grenser, lagresistiviteter og to sidebergarter er grafisk fremvist. Resultatene blir vist punkt for punkt, og basert på rekonstruerte posisjoner for grenser. Det er mulig å utlede det stratigrafiske fallet. Det skal bemerkes at selv om forovermodellen som kjøres i inverteringsmodellen, er et én-dimensjonalt, lagdelt medium, muliggjør løsningen oppbygging av mer komplekse formasjonsbilder, innbefattende

- ikke-parallelle grenser

- deteksjon av forkastninger, innbefattende subseismiske forkastninger.

Evaluering av anisotropi'

Med en TRR-konfigurasjon som har senderantennen og minst én av mottakerantennene skråstilt, kan anisotropimålinger utføres i henhold til hva som er

beskrevet i US-patentsøknad med publikasjonsnr. 2003/020029 ("Omeragic mfl."). De detekterte EM-signalene som er relatert til en fasedifferanse eller et størrelses-forhold, blir kombinert for å bestemme anisotropien. Legg merke til at den nye bo-rehullskompenseringsteknikken er beskrevet av Omeragic mfl. for en slik måling.

Retningsdelen av slike kombinerte målinger kan analyseres på samme måte som beskrevet ovenfor. Komponentkoeffisientene kan følgelig brukes til å utlede anisotropi ved invertering med den teknikk som er beskrevet i US-patent nr. 6,594,584 (også beskrevet ovenfor). Dette gjelder for alle fallvinkler.

Fagkyndige på området vil forstå at i meget avvikende borehull tilveiebringer den tradisjonelle forplantnings mål i ngen med aksiale spoler allerede aksepter-bar anisotropi-følsomhet, og unngår behovet for borehullskompensasjonsteknikker i slike borehull.

Det vil være opplagt for fagkyndige på området at oppfinnelsen kan imple-menteres ved å benytte én eller flere egnede universaldatamaskiner med passende maskinvare og programmert for å utføre prosessene i henhold til oppfinnelsen. Programmeringen kan utføres ved bruk av én eller flere program lagringsanord-ninger som kan leses av dataprosessoren, og koding av ett eller flere instruksjons-programmer som kan utføres av datamaskinen for å gjennomføre de operasjoner som er beskrevet ovenfor. Programlagringsanordningen kan ha form av f.eks. én eller flere disketter, et CD ROM eller en annen optisk plate; et magnetbånd; en leselager-brikke (ROM); og andre former av den type som er velkjent på området eller som vil bli utviklet. Programmet med instruksjoner kan være "objektkode", dvs. i binær form som kan utføres mer eller mindre direkte av datamaskinen; i "kil-dekode" som krever kompilering eller tolkning før utførelse; eller i en eller annen mellomliggende form slik som delvis kompilert kode. Den nøyaktige formen av programlagringsanordningen og kodingen av instruksjoner er uvesentlig her. Disse behandlingsmidlene kan derfor være implementert i overflateutstyret, i verktøyet eller delt mellom de to, som kjent på området. Man vil også forstå at teknikkene i henhold til oppfinnelsen kan brukes med en annen type brønnloggingssystem, f.eks. kabelsonder, LWD/MWD-verktøy eller LWT-sonder.

Av den foregående beskrivelse vil man forstå at forskjellige modifikasjoner og endringer kan gjøres i de foretrukne og alternative utførelsesformene av foreliggende oppfinnelse uten å avvike fra oppfinnelsens ramme.

Beskrivelsen er bare ment å illustrere, og skal ikke betraktes som en begrensning. Omfanget av oppfinnelsen skal bare bestemmes av språket i de etter-følgende patentkrav. Uttrykket "omfattende" i kravene, er ment å bety "i det minste innbefattende" slik at den siterte opplisting av elementer i et krav er en åpen grup-pe. "En" eller "ett" og andre entallsuttrykk er ment å innbefatte deres flertallsformer med mindre disse er spesielt utelukket.

Claims (11)

1. Fremgangsmåte for å karakterisere en undergrunnsformasjon,karakterisert vedfølgende trinn: å anbringe i et borehull et loggeinstrument (34) utstyrt med en senderantenne (T) og en mottakerantenne (R), hvor minst én av antennene har en magnetisk dipol, som er skråstilt men ikke på tvers i forhold til instrumentets langsgående akse, idet antennene er orientert omkring loggeinstrumentets akse; å rotere instrumentet asimutisk i borehullet; å sende på forskjellige asimutiske vinkler elektromagnetisk energi fra senderantennen inn i formasjonen; å ta i mot spenningssignaler i mottakerantennen som en funksjon av de asimutiske vinklene til loggeinstrumentet; å tilpasse spenningssignalene til en asimutisk vinkelavhengig funksjon; og karakterisere undergrunnsformasjonen ved å bruke funksjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tilpasningstrinnet blir utført mens spenningssignalene blir tatt i mot.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende det trinn å stoppe tilpasningen når konvergens er blitt oppnådd.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sendingen, mottakingen, og tilpassning er gjentatt repeterbart for etterfølgende innsamlingssykler.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor funksjonen som er brukt i tilpassningen er en sinuskurve og avhengig av komponenter til en koplingstensor.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tilpassningskoeffisienter til funksjonen er avhengig av i det minste en av resitivitet, borehullsawik, relative helning, og asimutvinkel.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor funksjonen inkluderer en eller flere konstanter av et sincj> ledd, et cos<\ > ledd, et sin2<|> ledd og et cos2<|> ledd.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende å bruke funksjonen til geostyring eller for å bestemme undergrunnsformasjonsparametere.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tilpassningen innbefatter å bruke en Fourier transformasjon eller en hurtig Fourier transformasjon.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor dipolmomentet til en av antenne er asimutisk rotert relativt til dipolmomentet til den andre antennen.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tilpassningen videre omfatter å tilpasse tilpassningskoeffisientene til funksjonen for å generere en symmetrisk og/ eller anti-symmetrisk respons.