NO335899B1 - Bestemmelse av anisotropi i undergrunnsformasjoner omkring et borehull med dipolmoment vinklet med hensyn til loggeverktøyets lengdeakse - Google Patents
Bestemmelse av anisotropi i undergrunnsformasjoner omkring et borehull med dipolmoment vinklet med hensyn til loggeverktøyets lengdeakseInfo
- Publication number
- NO335899B1 NO335899B1 NO20031579A NO20031579A NO335899B1 NO 335899 B1 NO335899 B1 NO 335899B1 NO 20031579 A NO20031579 A NO 20031579A NO 20031579 A NO20031579 A NO 20031579A NO 335899 B1 NO335899 B1 NO 335899B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- carrier
- antennas
- axis
- electromagnetic signals
- transmitter
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 36
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 24
- 230000004044 response Effects 0.000 description 24
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 6
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 3
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 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
- G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Oppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelse er generelt rettet på analyse av underjordiske jordformasjoner, og nærmere bestemt, på bestemmelse av formasjonenes resisti-vitetsegenskaper og/eller profiler.
Beskrivelse av beslektet teknikk
Elektromagnetiske (EM) loggeverktøyer er blitt brukt på det område som gjelder underjordiske undersøkelser i mange år. Disse loggeverktøyer eller instrumenter omfatter en langstrakt bærer utstyrt med antenner som kan anvendes som kilder eller sensorer. Antennene på disse verktøy er hovedsakelig utformet som sløyfer eller spoler av ledende ledningstråder. I drift blir en senderantenne energi-sert ved hjelp av vekselstrøm til å sende ut EM-energi gjennom borehullsfluidet ("slam") og inn i de omgivende formasjoner. Den utsendte energi vekselvirker med borehullet og formasjonen på en slik måte at det frembringer signaler som detekteres og måles av en eller flere mottakerantenner. Disse detekterte signaler angir vekselvirkningen med slammet og formasjonen. Målingene påvirkes også av slam-filtrat-inntrengning, som da forandrer egenskapene av det underjordiske området nær borebrønnen. Ved å behandle de detekterte signaldata kan en logg eller profil av formasjonens og/eller borehullets egenskaper bestemmes.
Vanlige loggingsteknikker omfatter "ledningskabel"-logging og logging under utboring (LWD) eller måling under utboring (MWD). En fremgangsmåte for utbygging, som iblant betegnes som en logging under tripping (LWT), går ut på å sende et "innkjørings"-verktøy med liten diameter gjennom borerøret for å måle egenskaper nedhulls, etterhvert som borestrengen trekkes ut eller trippes fra borehullet. Disse loggeteknikker er velkjent innenfor fagområdet.
En antenne av spole- eller sløyfetype og som fører en viss strøm, kan be-traktes som en magnetisk dipol med et magnetisk moment av en styrke som er proporsjonal med produktet av den foreliggende strøm og det område som avslut-tes av spolen. Retningen av dette magnetiske moment kan angis ved en vektor som står perpendikulært på spoleplanet. Når det gjelder mer kompliserte spoler, som da ikke ligger i et enkelt plan (f.eks. sadelspoler av den art som er beskrevet i US-patentsøknad nr. 20010004212 A1, som ble publisert 21. juni 2001), er retnin gen av dipolmomentet gitt ved: jr x dl og står perpendikulært på spolens effektive
areal. Dette integral er basert på standarddefinisjonen av magnetisk dipol for en krets. Integreringen finner sted over den kontur som definerer spolen, r er posi-sjonsvektoren og dl er differensialsegmentet langs konturen.
I vanlige loggeverktøyer som benytter seg av EM-induksjon og -forplant-ning, er sender- og mottakerantennene vanligvis montert med sine akser langs eller parallelt med verktøyets lengdeakse. Disse instrumenter er således utstyrt med antenner med magnetiske dipoler (LMD) i lengderetningen. En nyoppstått teknikk innenfor brønnloggingsområdet er bruk av verktøyer med skråstilte antenner, hvilket vil si hvor antennens magnetiske moment eller akse ikke forløper parallelt med bæreraksen, eller verktøyer med tverrstilte antenner, hvilket vil si at antennens magnetiske moment eller akse danner nitti grader med bæreraksen. Slike verktøyer er således utstyrt med antenner som har tverrstilt eller skråstilt magnetisk dipolmoment eller akse (TMD). En loggeverktøykonfigurasjon omfatter antenner med tre akser, som da omfatter tre spoler med magnetiske momenter som ikke ligger i samme plan. Formålet med disse TMD konfigurasjoner er å kunne utføre EM-målinger med rettet følsomhet. Loggeverktøyet utstyrt med TMD enheter er beskrevet i US-patenter med nr. 6.044.325, 4.319.191, 5.115.198, 5.508.616, 5.757.191, 5.781.436 og 6.147.496.
EM-forplantningsverktøyer måler formasjonens resistivitet (eller konduktivitet) ved å sende radiofrekvenssignaler inn i formasjonen, og bruke mottakere til å måle de detekterte EM-signalers relative amplitude og fase. Disse verktøyer over-fører EM-energi ved en frekvens fra ca. 0,1 til 10 MHz. Et forplantningsverktøy har typisk to eller flere mottakere anordnet i innbyrdes forskjellige avstander fra vedkommende sender eller sendere. De signaler som når frem til mottakerne, vandrer forskjellige avstander og svekkes i forskjellig grad, samt faseforskyves i forskjellig grad. Ved analyse blir de detekterte signaler behandlet for å utlede et størrelses-forhold (svekking) og faseforskjell (faseforskyvning). Signalenes svekking og faseforskyvning angir da formasjonens konduktivitet. US-patenter nr. 4.899.112 og 4.968,940 beskriver vanlige forplantningsverktøyer og vanlig signalbehandling.
Resistivitetsanisotropi er karakteristisk for underjordiske jordformasjoner som kan komplisere evalueringen og karakteriseringen av potensielle og eksiste- rende hydrokarbonbærende soner. Mange reservoarbergarter oppviser resistivitetsanisotropi, spesielt når det er mettet med olje. Det finnes flere mekanismer som kan frembringe denne anisotropi, blant annet meget tynne sand/skifer-lagdelinger, avleiringsforandringer i ren sandsten, og vindfordelte sandavleiringer (i aeoliske formasjoner). Noen eller samtlige av de enkelte jordlag kan være elekt-risk anisotrope, hvilket innebærer at den resistivitet som måles i én retning langs et av lagene, vil være forskjellig fra den resistivitet som måles i en annen retning langs vedkommende lag. Typiske anisotropiske jordformasjonslag har en hoved-resisivitetsverdi målt i en viss retning langs laggrensene, generelt kjent som "horisontal resistivitet", og en annen hovedresistivitetsverdi målt i en retning vinkelrett på laggrensene, generelt kjent som "vertikal resistivitet". Samlet blir verdiene av de forskjellige egenskaper i hvert lag, tykkelsen av hvert lag og avstanden fra bo-rebrønnen til laggrensene betegnet som "parametere".
Flere tidligere kjente verktøyer er tilgjengelige for undersøkelse av anisotrope eller inhomogene formasjoner eller formasjonsgrenser. US-patent nr. 5.530.359 angir et loggeverktøy med flere sender- og mottakerantenner for å detektere beliggenheten av formasjonsgrenser. US-patent nr. 6.181.138 angir et loggeverktøy med skråstilte antenner for retnings resistivitetsmålinger for asimutal nærhetspåvisning av leiegrenser.
Det foreligger fortsatt et behov for forbedrede teknikker for å angi og evalu-ere resistivitetsanisotropi i potensielle hydrokarbonbærende soner i underjordiske formasjoner.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
Oppfinnelsen gjelder brønnloggingsutstyr for å bestemme en anisotropi-parameter for en underjordisk formasjon. Dette utstyr omfatter en langstrakt bærer med en lengdeakse og innrettet for underjordisk utplassering under utboring av et borehull gjennom vedkommende formasjon, flere senderantenner anordnet på bæreren, og hvorav en av antennene har sitt magnetiske moment orientert i en vinkel i forhold til bæreraksen, hver av antennene er anordnet for å sende ut elektromagnetisk energi; et par mottakerantenner anordnet på bæreren med sine akser orientert i en viss vinkel med bæreraksen, hvor disse antenner er innrettet for å detektere elektromagnetiske signaler i sammenheng med den energi som sen des ut fra senderantennene, idet minst én skråstilt senderantenne eller en av mottakerantennene er anordnet med sitt respektive magnetiske moment eller akse i en vinkel på nitti grader i forhold til bæreraksen, og prosessormidler er anordnet for å kombinere detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med sender- eller mottakerantennen som er orientert i en vinkel på nitti grader med detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den annen antenne blant de flere senderantenner, for derved å bestemme anisotropi-parameteren.
Oppfinnelsen gjelder brønnloggingsutstyr for å bestemme en anisotropi-parameter for en underjordisk formasjon. Dette utstyr omfatter en langstrakt bærer med en lengdeakse og innrettet for utplassering under jordoverflaten under utboring av et borehull gjennom vedkommende formasjon, en første og en andre senderantenne anordnet på bæreren med sine magnetiske momenter i tilpasset orientering i forhold til bæreraksen, hvor disse antenner er innrettet for å sende ut elektromagnetisk energi, et par mottakerantenner anordnes på bæreren med sine akser orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen, samt plassert mellom første og andre mottakerantenne, idet disse mottakerantenner er innrettet for å detektere elektromagnetiske signaler, samt prosessormidler anordnet for å kombinere detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med en faseforskjell eller et størrelsesforhold for det formål å kompensere for en manglende tilpasning mellom antennene i mottakerantenneparet for dermed å bestemme anisotropi-parameteren.
Oppfinnelsen gjelder også en fremgangsmåte for å bestemme en anisotropi-parameter for en underjordisk formasjon, hvori en langstrakt bærer med en lengdeakse og som er innrettet for underjordisk utplassering under utboring av et borehull gjennom formasjonen, kan mottas. Denne fremgangsmåte omfatter selektiv utsendelse av elektromagnetisk energi inn i vedkommende formasjon fra flere senderantenner anordnet på bæreren, hvor minst én av antennene har sitt magnetiske moment orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen, detektering av elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den energi som sendes ut fra senderantennene ved hjelp av et par mottakerantenner anordnet på bæreren med sine akser orientert i en vinkel i forhold til bæreraksen, hvor da en av mottakerantennene og den minst ene vinkelinnstilte senderantenne er anordnet med sin respektive akse eller sitt magnetiske moment i en nitti graders vinkel i forhold til bæreraksen, samt kombinering av detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med vedkommende sender- eller mottakerantenne som er orientert i en nitti graders vinkel med detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den annen antenne blant de flere senderantenner, for derved å bestemme anisotropi-parameteren.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå klart ved gjennom-lesning av den følgende, detaljerte beskrivelse under henvisning til de vedføyde tegninger, hvorpå: fig. 1 viser TMD basert brønnloggingsantenneutstyr i samsvar med oppfinnelsen,
fig. 2 viser et annet TMD basert brønnloggingsantenneutstyr egnet for kompenserte målinger i borehull, i henhold til oppfinnelsen,
fig. 3 viser responsen (fase og svekking) for et TMD basert forplantnings-verktøy med en 44 tommers [112 cm] avstand i homogent Tl anisotropt medium i henhold til oppfinnelsen,
fig. 4 viser responsen (fase og svekking) for et TMD basert forplantnings-verktøy med en 74 tommers [188 cm] avstand i homogent Tl anisotropt medium i henhold til oppfinnelsen,
fig. 5 viser responsen (resistivitet) for et TMD basert forplantningsverktøy (avstander L = 44 tommer [112 cm] og 74 tommer [188 cm]) i et anisotropt 10 fots [3 m] leie i en vertikal brønn i samsvar med oppfinnelsen,
fig. 6 viser responsen (resistivitet) for et TMD basert forplantningsverktøy (avstander L = 44 tommer [112 cm] og 74 tommer [188 cm]) i et anisotropt 20 fots [6,1 m] leie i en vertikal brønn i henhold til oppfinnelsen,
fig. 7 viser en parametrisk inversjonsmodellimplementering i samsvar med oppfinnelsen,
fig. 8 viser responser (resistivitet) i fig. 6 med parametrisk inversjon ved bruk av modellen i fig. 7,
fig. 9 viser responser (svekning) overfor inntrengning i en vertikal brønn med et TMD basert forplantningsverktøy med avstand på 74 tommer [188 cm] i henhold til oppfinnelsen,
fig. 10 viser en parametrisk inversjonsmodellimplementering brukt for å korrigere for inntregningsvirkninger, og utført i samsvar med oppfinnelsen,
fig. 11 viser et elektromagnetisk loggeverktøy med tre akser, og som er egnet for å praktisere utførelser av oppfinnelser ved utplassering i et borehull.
DETALJERT BESKRIVELSE
Ved forplantningslogging blir en høyfrekvent vekselstrøm sendt gjennom senderantennen. Det magnetiske vekselfelt som da opprettes i senderen, frembringer strømmer (virvelstrømmer) i den formasjon som omgir borehullet. Sløyfe-strømmene i jorden vil da være direkte proporsjonale med formasjonens konduktivitet. Den spenning som detekteres i mottakeren, eller mottakerne, er da proporsjonal med sløyfestrømmen i jorden og derfor også proporsjonal med formasjonens konduktivitet.
Det er velkjent at ved lavfrekvensgrensen vil den reelle del av TMD anten-nekoplingen i vertikale brønner være proporsjonal med vertikal konduktivitet. Dette antyder da bruk av en lavfrekvent måling av induksjonstype ved vanlige induk-sjonsverktøyfrekvenser. Induksjonsmålinger er imidlertid ikke alltid praktiske i LWD operasjoner. I stedet blir forplantingsmålinger ved vesentlig høyere frekvenser vanligvis brukt. Etter hvert som frekvensen øker, vil verktøyresponsene bli føl-somme for en kombinasjon av horisontal og vertikal resistivitet, og ved meget høye frekvenser vil følsomheten overfor anisotropi i typiske formasjonsparametere være meget liten. Følsomheten overfor anisotropi i et TMD basert forplantnings-verktøy kan økes ved å redusere frekvensen (tilnærmet i området av 3-10 gang-er), sammenlignet med vanlige forplantningsverktøy som bruker aksiale (LMD) antenner, slik som beskrevet i US-patentskrifter nr. 4.899.112 og 4.968.940.
Et særtrekk ved måling av forplantningstype er at den er basert på signalva-riasjonenes amplitude, særlig etter hvert som verktøyet dreies når det gjelder LWD målinger, og ikke på de absolutte nivåer, hvilket innebærer at produktet ikke påvirkes av et hvilket som helst konstantsignal som vil kunne komme i tillegg. Må-lingen er følsom for forsterkningsmisstilpasning i mottakeren. Vanlige verktøyer bruker en måleteknikk kjent som borehullskompensasjon (se US-patent nr. 4.899.112). Den er basert på verktøysymetrisering og bruk av en andre sender strategisk plassert i forhold til mottakerparet. En ulempe med slike antennekonfigurasjoner er da den påkrevde økte lengde av verktøyet. Når det gjelder aniso-tropimåling er imidlertid et alternativ mulig.
Enhver måling som er følsom for forsterkermisstilpasning i mottakerne, kan anvendes for kompensasjon. Signalene fra en aksialt orientert sender kan brukes for dette formål. Disse signaler er ikke følsomme for anisotropi, og de vil da legge til et konstant ledd som ikke vil påvirke variasjonene, men som vil inneholde den verdifulle informasjon.
Fig. 1 viser utførelser av TMD baserte verktøykonfigurasjoner i henhold til oppfinnelsen. Antennene T1, T2, R1, R2 er angitt som piler som da representerer deres respektive magnetiske dipoler/akser, og verktøyets lengdeakse er vist som en stiplet linje for klarere å angi forskjellen. Ved å kombinere de anisotropi føl-somme signaler som mottas fra TMD senderen T1 på det foreliggende par av TMD mottakere R1 og R2 med de signaler som mottas fra LMD senderen T2 på de samme mottakere, kan følsomheten av anisotropimålingen overfor en hvilken som helst misstilpasning mellom forsterkning og fase i mottakerne og deres tilord-nede elektronikk, elimineres. Ut i fra resiprositetsprinsippet gjelder denne måling også når sendernes og mottakernes roller byttes om.
Senderen T2 kan også være plassert på venstre side av senderen T1, eller på motsatt side av mottakerne R1, R2 (ikke vist). Med senderne T1, T2 på samme side, vil mottakernes indeks være den samme og EM-signalmålingene blir da sub-trahert. Signalene blir addert hvis mottakerne er indeksbetegnet som første og andre mottaker, tilsvarende nærmottaker og fjernmottaker, slik det vil være kjent innenfor fagområdet. Fig. 2 viser en antennekonfigurasjon med mottakerne R1, R2 plassert mellom de to TMD mottakere T1, T2. Den viste konfigurasjon i fig. 2 kan anvendes for å utføre en resistivitetsmåling basert på borehullskompensert faseforskyvning og svekking. Andre utførelser av oppfinnelsen omfatter konfigurasjoner av samme art som angitt i fig. 1 og 2, med visse variasjoner. Andre utførel-ser kan f.eks. omfatte konfigurasjoner hvor bare en mottakerantenne er orientert på tvers i forhold til verktøyaksen (ikke vist). Fig. 3 og 4 viser en resistivitetstransformasjon, hvilket vil si en vertikal verk-tøyavlesning i et T1 -anisotropt medium for antennekonfigurasjoner i henhold til oppfinnelsen. Verktøyavstanden er da henholdsvis 44 tommer [112 cm] (fra sender T1 til midtpunktet mellom mottakerne R1 og R2) og 74 tommer [188 cm], hvor da mottakerne befinner seg 20 tommer [50,8 cm] fra hverandre. Driftsfrekvenser er 100 kHz og 400 kHz. De angitte rammer i de viste diagrammer angir det resisti-vitetsområde hvor verktøyet forventes å kunne brukes. Fig. 5 og 6 viser responsen for TMD baserte konfigurasjoner i en vertikal brønn med en leietykkelse på henholdsvis 10 fot [3 m] og 20 fot [6,1 m]. Verktøy-avstandene er da henholdsvis 44 tommer [112 cm] og 74 tommer [188 cm], og frekvensene er 100 kHz og 400 kHz. Det vil være åpenbart at bare den korte avstand ved høy frekvens vil angi den korrekte vertikale resistivitet Rv i midten av leiet på 20 fot [6,1 m], hvilket anskueliggjør virkningen av meget høyt skulderleie.
En måte å korrigere for skulderleieeffekten er bruk av en inversjonsteknikk. En slik inversjonsbehandling omfatter vanligvis at det anslås en innledende verdi eller modell for jordformasjonenes geometri, samt egenskapene av de formasjoner som omgir loggeinstrumentet. Begynnelsesmodellens parametere utledes på forskjellige måter, slik det vil være kjent innenfor fagområdet. En forventet logge-instrumentrespons beregnes ut i fra denne begynnelsesmodell. Denne beregnede respons sammenlignes så med loggeinstrumentets målte respons. Forskjeller mellom den beregnede respons og den målte respons brukes så til å justere be-gynnelsesmodellenes parametere. Den justerte modell brukes så atter for å be-regne en forventet respons for brønnloggingsinstrumentet. Denne beregnede respons for den justerte modell sammenlignes så med den målte instrumentre-spons, og en eventuell forskjell mellom disse brukes atter for å justere modellen. Denne prosess gjentas inntil forskjellen mellom den forventede respons og den målte respons ligger innenfor forutbestemte terskelverdier.
I en utførelse av oppfinnelsen utvikles en begynnelsesmodell for bruk i en inversjonsprosess. Et eksempel på en slik begynnelsesmodell er vist i fig. 7. Jordformasjoner er her vist som en rekke lag eller strata. Grensene mellom inntil-liggende lag er vist med heltrukne linjer. I begynnelsesmodellen kan de fysiske egenskaper for de enkelte lagene i modellen f.eks. omfatte resistiviteten av hvert lag, tykkelsen av de enkelte lag, samt et valgt antall lag på oversiden og undersi- den av vedkommende lag av interesse. Skjønt begynnelsesmodellen i dette eksempel har grenseflater som forløper horisontalt (vinkelrett på tyngdekraften), bør det klart forstås at en hvilken som helst avskjæringsvinkel kunne vært brukt ved utvikling av begynnelsesmodellen. Formasjon om lagets skråstilling ("helning") kan også føres inn i modellen, uavhengig av hvorledes denne er oppnådd. Resistivi-tetsanisotropien Rh, Rv bestemmes i det lag hvori antenneutstyret er anordnet, og resistivitetsverdien for tilstøtende lag er vist som Ri og R3. Avstanden mellom øvre og nedre laggrense, samt midtpunktet mellom mottakerne R, er henholdsvis angitt som hi og h2.
Skjønt det loggeutstyr som er vist i fig. 7 bare omfatter en eneste sender T, vil det erkjennes av fagkyndige på området at målingene kan omfatte et hvilket som helst valgt antall sendere og mottakere, og kan også omfatte beregning av en forventet respons for instrumentet ved forskjellige valgte driftsfrekvenser. De in-strumentresponser som brukes i denne utførelse, kan også omfatte fleraksiale målinger og tidsdomenemålinger. Hensiktsmessig beregning av responsen for hver slik mottaker og sender i loggeutstyret, kan lett utføres ved bruk av fremgangsmåter som er velkjent innenfor fagområdet. Det vil også erkjennes at senderen T og mottakeren R ikke behøver å være plassert i det samme lag blant de foreliggende lag for å utføre de tekniske fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen. Skulderleier antas å være isotropiske.
Fig. 8 viser de oppnådde resultater ved bruk av den parametriske inver-sjonsmodell ut i fra de utførte målinger i henhold til fig. 6. Responsene for det TMD baserte utstyr tilsvarer et 20-fots [6,1 m] anisotropisk leie i en vertikal brønn. Resistiviteter er fullstendig utledet, skjønt bare TMD målinger er brukt. På grunn av de antatte isotropiske skulderleier ut i fra modellbasert inversjon i det tilfelle verktøyet ligger på utsiden av de anisotropiske leier, vil anistropien av det inntil-liggende leie påvirke den antatte vertikale resistivitet. Utvidelse av den angitte modell i fig. 7 til å omfatte anisotropi i skulderleie og inkludering av konvensjonelle målinger, kan brukes for å korrigere dette problem.
TMD baserte målinger oppviser sterk følsomhet overfor innstrømning. Responser fra det samme verktøy som er beskrevet ovenfor og med avstand på 74 tommer [188 cm], og som arbeider ved 100 kHz, på innstrømningsresistivitet på 1 fim og 10 fim, er vist i fig. 9. Det er åpenbart at skjønt responser er meget følsomme overfor innstrømning, vil det også foreligge stor følsomhet for anisotropi, selv med meget dyp innstrømning. På lignende måte som ved det omtalte skulderleieproblem ovenfor, kan parametrisk innstrømning anvendes for å korrigere problemet. Fig. 10 viser et eksempel på en modell som kan anvendes i henhold til oppfinnelsen for å korrigere målingene for virkninger fra innstrømning. Begynnelsesmodellen er vist ved en stiplet linje for å representere antennebæreren, Rxoer innstrømningsresistiviteten, og n er innstrømningsradius.
En prosess for å bestemme en underjordisk formasjons anisotropi-parameter i henhold til oppfinnelsen, medfører bruk av en langstrakt bærer med en lengdeakse og innrettet for underjordisk utplassering under utboring av et borehull gjennom vedkommende formasjon. Prosessen omfatter selektiv utsendelse av elektromagnetisk energi inn i formasjonen fra flere senderantenner anordnet på bæreren, hvor da minst én antenne har sitt magnetiske moment orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen. Elektromagnetiske signaler i sammenheng med den energi som sendes ut fra senderantennene, detekteres av et par mottakerantenner anordnet på bæreren med sine akser orientert i en vinkel i forhold til bæreraksen. En av mottakerantennene eller den minst ene vinkelinnstilte senderantenne, er anordnet på bæreren med sin respektive akse eller magnetiske moment i en nitti graders vinkel i forhold til bæreraksen. De detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den sender- eller mottakerantenne som er orientert i nitti graders vinkelen, blir så kombinert med de detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med en annen antenne blant de flere senderantenner, for derved å bestemme anisotropi parameteren.
Fig. 11 viser brønnloggingsutstyr 15, som kan anvendes for å bringe oppfinnelsen til utførelse ved bruk av et vanlig loggeverktøy 16. Dette loggeverktøy 16 har en sender 19 med tre akser og en tre-akset mottaker 17 anordnet i et borehull 3 som gjennomtrenger en formasjon 1. Treakse mottakeren 17 er anordnet slik at dens akser eller avfølingsretninger (33x, 31 y og 31 z) forløper hovedsakelig parallelt med de innbyrdes ortogonalt rettede magnetiske momenter (33x, 33y og 33z) for treakse senderen 19. Verktøyet 16 er vist opphengt i borehullet 3 på en loggeka-bel 25 når det gjelder ledningskabelutstyr, eller en borestreng 25 når det gjelder LWD/LWT utstyr. Ved hjelp av ledningskabelverktøyet blir verktøyet 16 hevet og senket i borehullet 3 ved hjelp av en vinsj 28, som da styres av overflateutstyr 21.
Loggekabelen eller borestrengen 25 omfatter ledere eller telemetriutstyr 30 som forbinder nedhullselektronikken med overflateutstyret 21, slik det vil være kjent innenfor fagområdet. Nedhullselektronikken omfatter en senderkrets 27 og en mottakerkrets 29. Senderkretsen 27 styrer den strøm som flyter gjennom senderantennene (33x, 33y og 33z) for å generere tilsvarende magnetiske momenter Mx, My og Mz(ikke vist). Disse magnetiske momenter frembringer i sin tur virvel-strømmer som flyter i den jordformasjon 1 som omgir borehullet 3. Disse virvel-strømmer genererer da sekundære magnetfelter. Mottakerkretsen 29 detekterer spenninger i mottakerantennene (33x, 33y og 33z) og som er indusert av de sekundære magnetfelter. Det detekterte signal kommuniseres til overflateutstyret 21 for viderebehandling ved bruk av kjente telemetrimidler. Alternativt kan disse signaler behandles i verktøyet 16, og de ferdigbehandlede data kan da overføres til overflaten. I visse utførelser kan verktøyet 16 omfatte en motor (ikke vist) for å dreie treakse senderen og treakse mottakeren i asimutretningen.
Overflateutstyret 21 kan være innrettet for å behandle de mottatte spenninger som en funksjon av dybdeverdier og asimutvinkler for verktøyet 16. Spen-ningene i mottakerantennene (33x, 33y og 33z) kan angis som vektorspenninger, hvis størrelse og fase avhenger av konduktiviteten i den omgivende jordformasjon 1. Den mottatte spenning blir vanligvis uttrykt som en kompleks signalverdi (viser-spenning).
Det vil være innlysende for fagkyndige på området at denne oppfinnelse kan utøves ved bruk av en eller flere egnede datamaskiner for generelle formål og med hensiktsmessig maskinvare, samt programmert for å utføre prosesser i henhold til oppfinnelsen. Programmeringen kan utføres ved bruk av en eller flere pro-gramlagringsinnretninger som kan utleses av datamaskinprosessoren som koding av ett eller flere programmer med instruksjoner som kan utføres av vedkommende datamaskin for å utføre de operasjoner som er beskrevet ovenfor. Slik program-lagringsinnretning kan anta form avf.eks. en eller flere disketter, en CD-ROM eller annen optisk plate, et magnetbånd, en utlesbar lagringsbrikke (ROM), samt andre utførelsesformer av den art som vil være velkjent innenfor fagområdet eller er blitt senere utviklet. Instruksjonsprogrammene kan foreligge i "objektkode", hvilket vil si i en binær form som kan utføres mer eller mindre direkte av vedkommende datamaskin, i "kildekode" som vil kreve kompilering eller tolkning før utførelse, eller eventuelt i en eller annen mellomliggende form, slik som en delvis kompilert kode. Programlagringsinnretningens nøyaktige form og kodingen av instruksjonene er av mindre betydning her. Disse behandlingsmidler kan inngå i overflateutstyret, i verktøyet, eller være delt mellom disse to, slik det vil være velkjent innenfor fagområdet. Det vil også kunne erkjennes at teknikkene i henhold til oppfinnelsen vil kunne brukes av en hvilken som helst type brønnloggingsutstyr, f.eks. lednings-kabelverktøyer, LWD/MWD verktøyer eller LWT verktøyer.
Claims (18)
1. Et brønnloggingsutstyr for å bestemme en anisotropi-parameter for en underjordisk formasjon og som omfatter: en langstrakt bærer med en lengdeakse og innrettet for underjordisk utplassering under utboring av et borehull gjennom vedkommende formasjon, flere senderantenner anordnet på bæreren, hvor minst én av disse antenner har sitt magnetiske moment orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen, og hver av disse antenner er innrettet for å sende ut elektromagnetisk energi, et par mottakerantenner anordnet på bæreren med sine akser orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen, idet disse antenner er innrettet for å detektere elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den energi som sendes ut fra senderantennene,
karakterisert vedat i det minste den vinkelstilte senderantenne eller en av mottakerantennene er anordnet med sitt respektive magnetiske moment eller akse i en nitti graders vinkel i henhold til bæreraksen, og prosessormidler er innrettet for å kombinere detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den sender- eller mottakerantenne som er orientert i nitti graders vinkel, med detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med en annen antenne blant de flere senderantenner, for derved å bestemme anisotropi-parameteren.
2. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 1,
karakterisert vedat de detekterte elektromagnetiske signaler angår en faseforskjell eller et størrelsesforhold.
3. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 2,
karakterisert vedat prosessormidlene er innrettet for å kombinere de detekterte elektromagnetiske signaler for det formål å kompensere for en misstilpasning mellom paret av mottakerantenner, hvor denne misstilpasning angår elektromagnetiske signalamplituder eller -faser.
4. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 2,
karakterisert vedat det omfatter prosessormidler innrettet for å korrigere for skulderleievirkninger eller innstrømningsvirkninger i sammenheng med de detekterte elektromagnetiske signaler.
5. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 2,
karakterisert vedat prosessormidlene er innrettet for å utføre subtrak-sjon mellom de detekterte elektromagnetiske signaler.
6. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 2,
karakterisert vedat prosessormidlene er innrettet for å addere de detekterte elektromagnetiske signaler med hverandre.
7. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 2,
karakterisert vedat hver av mottakerantennene i mottakerantenneparet er anordnet på den langstrakte bærer med sin akse i en vinkel på nitti grader i forhold til bæreraksen.
8. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 1,
karakterisert vedat minst én av senderantennene er anordnet på den langstrakte bærer med sitt magnetiske moment innstilt i retning av bæreraksen.
9. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 8,
karakterisert vedat prosessormidlene er innrettet for å kombinere de detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med vedkommende sender- eller mottakerantenne som er orientert i nitti graders vinkel, med de detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den minst ene senderantenne som har sitt magnetiske moment innstilt i retning av bæreraksen.
10. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 1,
karakterisert vedat mottakerantennene i mottakerantenneparet er anordnet på bæreren med sine akser parallelt med hverandre og i samme asimutis-ke orientering i forhold til bæreraksen.
11. Brønnloggingsutstyr som angitt i krav 1,karakterisert vedat: et par mottakerantenner er anordnet på bæreren, hver med sin akse i nitti-graders vinkel i henhold til bæreraksen, samt anordnet mellom første og andre senderantenne, og prosessormidlene er anordnet for å kombinere detekterte elektromagnetiske signaler som angår en faseforskjell eller et størrelsesforhold for det formål å kompensere for en misstilpasning mellom mottakerantennene i det angitte par for derved å bestemme anisotropi-parameteren.
12. Fremgangsmåte for å bestemme en anisotropi-parameter for en underjordisk formasjon, hvori det befinner seg en langstrakt bærer med en lengdeakse, og innrettet for underjordisk utplassering under utboring av et borehull gjennom vedkommende formasjon,
karakterisert vedat fremgangsmåten går ut på: a) selektiv utsendelse av elektromagnetisk energi inn i formasjonen fra flere senderantenner anordnet på bæreren, idet minst én av disse antenner har sitt magnetiske moment orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen, b) detektering av elektromagnetiske signaler som står i sammenheng med den energi som utsendes fra senderantennen ved hjelp av et par mottakerantenner anordnet på bæreren med sine akser orientert i en viss vinkel i forhold til bæreraksen, og hvor en av mottakerantennene eller den minst ene vinkelstilte senderantenne er anordnet med sin respektive akse eller magnetiske moment i en nitti graders vinkel i forhold til bæreraksen, og c) kombinering av de elektromagnetiske signaler som er tilknyttet den sender- eller mottakerantenne som er orientert i nitti graders vinkel, med detekterte elektromagnetiske signaler som er tilknyttet en annen antenne blant de flere senderantenner, for derved å bestemme anisotropi-parameteren.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 12,
karakterisert vedat de detekterte elektromagnetiske signaler angår en faseforskjell eller et størrelsesforhold.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 13,
karakterisert vedat trinn c) omfatter kombinering av de detekterte elektromagnetiske signaler med det formål å kompensere for en misstilpasning mellom mottakerantennene i det angitte par, hvor misstilpasningen angår elektromagnetiske signalers amplituder eller faser.
15. Fremgangsmåte som angitt i krav 13,
karakterisert vedat den videre omfatter korreksjon for skulderleievirkninger eller innstrømningsvirkninger i sammenheng med de detekterte elektromagnetiske signaler.
16. Fremgangsmåte som angitt i krav 13,
karakterisert vedat mottakerantennene i det angitte par hver anordnes på den langstrakte bærer med sin akse i en vinkel på nitti grader i forhold til bæreraksen.
17. Fremgangsmåte som angitt i krav 16,
karakterisert vedat minst én senderantenne anordnes på den langstrakte bærer med sitt magnetiske moment retningsinnstilt i retning av bæreraksen.
18. Fremgangsmåte som angitt i krav 17,
karakterisert vedat trinn c) omfatter kombinering av de detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den sender- eller mottakerantenne som er orientert i nitti graders vinkel, med de detekterte elektromagnetiske signaler som har sammenheng med den minst ene senderantenne som har sitt magnetiske moment rettet i retning av bærerens akse.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US37416302P | 2002-04-19 | 2002-04-19 | |
| US10/249,030 US6998844B2 (en) | 2002-04-19 | 2003-03-11 | Propagation based electromagnetic measurement of anisotropy using transverse or tilted magnetic dipoles |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20031579D0 NO20031579D0 (no) | 2003-04-08 |
| NO20031579L NO20031579L (no) | 2003-10-20 |
| NO335899B1 true NO335899B1 (no) | 2015-03-16 |
Family
ID=26939768
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20031579A NO335899B1 (no) | 2002-04-19 | 2003-04-08 | Bestemmelse av anisotropi i undergrunnsformasjoner omkring et borehull med dipolmoment vinklet med hensyn til loggeverktøyets lengdeakse |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6998844B2 (no) |
| CA (1) | CA2425252C (no) |
| GB (1) | GB2390432B (no) |
| NO (1) | NO335899B1 (no) |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7659722B2 (en) | 1999-01-28 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection |
| AU2003278893A1 (en) * | 2002-09-27 | 2004-04-19 | Baker Hughes Incorporated | A method for resistivity anisotropy determination in conductive borehole environments |
| US7382135B2 (en) * | 2003-05-22 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Directional electromagnetic wave resistivity apparatus and method |
| US7202670B2 (en) * | 2003-08-08 | 2007-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for characterizing a subsurface formation with a logging instrument disposed in a borehole penetrating the formation |
| US7138897B2 (en) * | 2003-10-15 | 2006-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Induction measurements with reduced borehole effects |
| US20050083061A1 (en) * | 2003-10-17 | 2005-04-21 | Tabanou Jacques R. | Methods and systems for estimating formation resistivity that are less sensitive to skin effects, shoulder-bed effects and formation dips |
| US7091877B2 (en) * | 2003-10-27 | 2006-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for determining isotropic and anisotropic formation resistivity in the presence of invasion |
| US7027923B2 (en) * | 2003-12-12 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining sonde error for an induction or propagation tool with transverse or triaxial arrays |
| US7386430B2 (en) * | 2004-03-19 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method of correcting triaxial induction arrays for borehole effect |
| US7755361B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and system for well placement and reservoir characterization |
| US7786733B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and system for well placement and reservoir characterization |
| US8736270B2 (en) | 2004-07-14 | 2014-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Look ahead logging system |
| US7091722B2 (en) * | 2004-09-29 | 2006-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring mud resistivity |
| US7599825B2 (en) * | 2005-04-18 | 2009-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Shoulder bed effects removal |
| US7536261B2 (en) * | 2005-04-22 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Anti-symmetrized electromagnetic measurements |
| EP2038513B1 (en) | 2006-07-11 | 2014-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular geosteering tool assembly |
| US7778778B2 (en) * | 2006-08-01 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Correction of multi-component measurements for tool eccentricity in deviated wells |
| US7629791B2 (en) * | 2006-08-01 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for making multi-component measurements in deviated wells |
| US8593147B2 (en) | 2006-08-08 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging with reduced dip artifacts |
| US20080224706A1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Use of Electrodes and Multi-Frequency Focusing to Correct Eccentricity and Misalignment Effects on Transversal Induction Measurements |
| US8274289B2 (en) | 2006-12-15 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration |
| US7898260B2 (en) * | 2007-04-10 | 2011-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for detecting borehole effects due to eccentricity of induction instruments |
| US8129993B2 (en) | 2007-07-10 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Determining formation parameters using electromagnetic coupling components |
| GB2468734B (en) | 2008-01-18 | 2012-08-08 | Halliburton Energy Serv Inc | Em-guided drilling relative to an existing borehole |
| US8207738B2 (en) * | 2009-03-24 | 2012-06-26 | Smith International Inc. | Non-planar antennae for directional resistivity logging |
| US8089268B2 (en) * | 2009-03-24 | 2012-01-03 | Smith International, Inc. | Apparatus and method for removing anisotropy effect from directional resistivity measurements |
| US7990153B2 (en) * | 2009-05-11 | 2011-08-02 | Smith International, Inc. | Compensated directional resistivity measurements |
| US8159227B2 (en) * | 2009-05-11 | 2012-04-17 | Smith International Inc. | Methods for making directional resistivity measurements |
| US8466682B2 (en) * | 2009-09-29 | 2013-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole electromagnetic measurement while drilling |
| US8433518B2 (en) * | 2009-10-05 | 2013-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multilevel workflow method to extract resistivity anisotropy data from 3D induction measurements |
| GB2483596B (en) | 2010-04-15 | 2016-01-27 | Halliburton Energy Services Inc | Processing and geosteering with a rotating tool |
| US9372276B2 (en) | 2010-06-10 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Combinations of axial and saddle coils to create the equivalent of tilted coils for directional resistivity measurements |
| EP2593818B1 (en) * | 2010-07-16 | 2017-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Efficient inversion systems and methods for directionally-sensitive resistivity logging tools |
| US8536871B2 (en) | 2010-11-02 | 2013-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method of correcting resistivity measurements for toll bending effects |
| US8417455B2 (en) * | 2010-12-22 | 2013-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Triaxial antenna electromagnetic measurements |
| US8626446B2 (en) | 2011-04-01 | 2014-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of directional resistivity logging |
| US10371852B2 (en) * | 2011-12-21 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation properties from conductivity tensor |
| US9429675B2 (en) | 2012-03-27 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Anisotropy processing in low angle wells |
| US9540922B2 (en) | 2012-03-29 | 2017-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic method for obtaining dip azimuth angle |
| US9075164B2 (en) * | 2012-05-02 | 2015-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for deep transient resistivity measurement |
| US9354347B2 (en) | 2012-12-13 | 2016-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for deep transient resistivity measurement while drilling |
| AU2012397279B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for optimizing deep resistivity measurements with multi-component antennas |
| CA2893852C (en) | 2013-03-15 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Identifying unconventional formations |
| WO2015048742A1 (en) | 2013-09-30 | 2015-04-02 | Schlumberger Canada Limited | Method for selecting bed boundaries and log squaring using electromagnetic meausrements |
| WO2015051350A1 (en) | 2013-10-04 | 2015-04-09 | Schlumberger Canada Limited | Inversion-based workflow for consistent interpretation of nuclear density images in horizontal wells |
| US10571595B2 (en) | 2014-01-27 | 2020-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Workflow for navigation with respect to oil-water contact using deep directional resistivity measurements |
| MX2016010526A (es) | 2014-03-11 | 2016-10-31 | Halliburton Energy Services Inc | Metodos y sistemas de registro de induccion con componentes multiples utilizando inversion de modelo fusionado. |
| US10295698B2 (en) | 2014-04-03 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-component induction logging systems and methods using selected frequency inversion |
| US10267945B2 (en) | 2014-10-20 | 2019-04-23 | Schlumberger Technology Corporation | Use of transverse antenna measurements for casing and pipe detection |
| WO2016108841A1 (en) | 2014-12-30 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable acoustic transducers for a downhole tool |
| CA2969321C (en) * | 2014-12-31 | 2020-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing fiber optic sensors for ranging |
| CA2968039C (en) | 2014-12-31 | 2019-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller cone resistivity sensor |
| CN104775811B (zh) * | 2015-04-13 | 2017-09-01 | 中国海洋石油总公司 | 一种地层各向异性信息的提取及校正方法和系统 |
| US11448794B2 (en) | 2015-10-30 | 2022-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Two dimensional pixel-based inversion |
| US11286763B2 (en) * | 2016-01-25 | 2022-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling with information characterizing lateral heterogeneities based on deep directional resistivity measurements |
| CN115012903B (zh) * | 2022-05-31 | 2023-06-27 | 中国石油大学(华东) | 判别泥页岩层理构造发育的测井评价方法 |
Family Cites Families (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3187252A (en) | 1961-12-18 | 1965-06-01 | Shell Oil Co | Electromagnetic well surveying method and apparatus for obtaining both a dip and conductivity anisotropy of a formation |
| US4302723A (en) | 1979-06-15 | 1981-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining dip and/or anisotropy of formations surrounding a borehole |
| US4302722A (en) | 1979-06-15 | 1981-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Induction logging utilizing resistive and reactive induced signal components to determine conductivity and coefficient of anisotropy |
| US4314251A (en) * | 1979-07-30 | 1982-02-02 | The Austin Company | Remote object position and orientation locater |
| US4360777A (en) * | 1979-12-31 | 1982-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Induction dipmeter apparatus and method |
| US4319191A (en) * | 1980-01-10 | 1982-03-09 | Texaco Inc. | Dielectric well logging with radially oriented coils |
| US4636731A (en) | 1984-12-31 | 1987-01-13 | Texaco Inc. | Propagation anisotropic well logging system and method |
| US4831331A (en) * | 1987-04-10 | 1989-05-16 | Chevron Research Company | Method and apparatus for interface location determination |
| US4968940A (en) * | 1987-10-30 | 1990-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method using two spaced apart transmitters with two receivers located between the transmitters |
| US4899112A (en) * | 1987-10-30 | 1990-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method for determining formation resistivity at a shallow and a deep depth |
| 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 |
| US5115198A (en) * | 1989-09-14 | 1992-05-19 | Halliburton Logging Services, Inc. | Pulsed electromagnetic dipmeter method and apparatus employing coils with finite spacing |
| US5210495A (en) * | 1991-05-28 | 1993-05-11 | Schlumberger Technology Corp. | Electromagnetic logging method and apparatus with scanned magnetic dipole direction |
| JP2534193B2 (ja) * | 1993-05-31 | 1996-09-11 | 石油資源開発株式会社 | 指向性インダクション検層法および装置 |
| US5757191A (en) * | 1994-12-09 | 1998-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Virtual induction sonde for steering transmitted and received signals |
| US5530359A (en) * | 1995-02-03 | 1996-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole logging tools and methods using reflected electromagnetic signals |
| BR9710024B1 (pt) * | 1996-07-01 | 2009-05-05 | processo, e, sistema de perfilagem para determinação de uma condutividade elétrica de uma formação terrestre. | |
| US5781436A (en) | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
| US6044325A (en) * | 1998-03-17 | 2000-03-28 | Western Atlas International, Inc. | Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument |
| US6476609B1 (en) * | 1999-01-28 | 2002-11-05 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone |
| US6163155A (en) | 1999-01-28 | 2000-12-19 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations |
| US6181138B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries |
| US6304086B1 (en) * | 1999-09-07 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for evaluating the resistivity of formations with high dip angles or high-contrast thin layers |
| US6466872B1 (en) | 1999-11-08 | 2002-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Method for determination of apparent resistivities of anisotropic reservoirs |
| US6297639B1 (en) | 1999-12-01 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for directional well logging with a shield having sloped slots |
| US6566881B2 (en) * | 1999-12-01 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Shielding method and apparatus using transverse slots |
| US6393364B1 (en) | 2000-05-30 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of conductivity in anisotropic dipping formations from magnetic coupling measurements |
| US6502036B2 (en) | 2000-09-29 | 2002-12-31 | Baker Hughes Incorporated | 2-D inversion of multi-component induction logging data to resolve anisotropic resistivity structure |
| US6574562B2 (en) | 2001-04-03 | 2003-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Determination of formation anisotropy using multi-frequency processing of induction measurements with transverse induction coils |
| US6636045B2 (en) | 2001-04-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of determining formation anisotropy in deviated wells using separation of induction mode |
| US6958610B2 (en) | 2001-06-03 | 2005-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus measuring electrical anisotropy in formations surrounding a wellbore |
| US6584408B2 (en) * | 2001-06-26 | 2003-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface formation parameters from tri-axial measurements |
| US6556016B2 (en) * | 2001-08-10 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Induction method for determining dip angle in subterranean earth formations |
| EP1451612A1 (en) * | 2001-12-03 | 2004-09-01 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for determining anisotropic resistivity and dip angle in an earth formation |
-
2003
- 2003-03-11 US US10/249,030 patent/US6998844B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-03-27 GB GB0307044A patent/GB2390432B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-04-08 NO NO20031579A patent/NO335899B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-04-11 CA CA002425252A patent/CA2425252C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20031579L (no) | 2003-10-20 |
| CA2425252C (en) | 2007-08-28 |
| US6998844B2 (en) | 2006-02-14 |
| GB2390432B (en) | 2004-12-15 |
| CA2425252A1 (en) | 2003-10-19 |
| US20030200029A1 (en) | 2003-10-23 |
| GB0307044D0 (en) | 2003-04-30 |
| GB2390432A (en) | 2004-01-07 |
| NO20031579D0 (no) | 2003-04-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2425252C (en) | Subsurface formation anisotropy determination with tilted or transverse magnetic dipole antennas | |
| US9329298B2 (en) | Antenna coupling component measurement tool having a rotating antenna configuration | |
| CN105637176B (zh) | 使用电阻率图像进行的裂缝检测和表征 | |
| US6798208B2 (en) | System and method for locating a fracture in an earth formation | |
| US8841913B2 (en) | Determining formation parameters using electromagnetic coupling components | |
| US9547102B2 (en) | Resistivity logging systems and methods employing ratio signal set for inversion | |
| US10358911B2 (en) | Tilted antenna logging systems and methods yielding robust measurement signals | |
| US9360580B2 (en) | Method and apparatus for directional well logging | |
| US8749243B2 (en) | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement | |
| US6541975B2 (en) | Integrated borehole system for reservoir detection and monitoring | |
| US10655463B2 (en) | Signal processing methods for steering to an underground target | |
| CN101932955A (zh) | 先行测井系统 | |
| GB2396217A (en) | Method and apparatus for determining the presence and orientation of a fracture in an earth formation | |
| US20030023381A1 (en) | Virtual steering of induction tool attenuation and phase difference measurements | |
| US11294092B2 (en) | Low frequency complex resistivity measurement in a formation | |
| Al-Ameri et al. | Improved Formation Evaluation with Inversion Techniques using Logging While Drilling Azimuthal Deep Resistivity Sensor–A Case Study |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |