NO342367B1 - Logging-under-boring i en grunnformasjon omfattende dybdemåling for sanntids beregning av fallvinkel og asimut - Google Patents

Abstract

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte og en anordning for logging av en grunnformasjon og for å samle inn undergrunnsinformasjon hvor et loggeverktøy blir transportert i et borehull for å tilveiebringe parametere av interesse. Parameteren av interesse som fremskaffes, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Ved bruk av kjente rom-messige separasjoner av sensorer og tidsseparasjonsverdier kan en boringshastighet bestemmes og en inkrementell dybde for undergrunnsegenskapen blir definert. Geometriene til undergrunnsegenskapene i inkrementell dybde i forhold til brønnhullet kan bestemmes nøyaktig, innbefattende uhyre nøyaktig fall- og strukturell asimutinformasjon i forhold til borehullet

Description

[0001] Teknisk område: Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt borehullsloggingsanordninger for bruk under boreoperasjoner og fremgangsmåter for å innhente undergrunnsmålinger og kommunisere dataene til overflaten. Mer spesielt angår oppfinnelsen å måle fallet og asimutvinkelen til en grunnformasjon under boring.

[0002] Teknisk bakgrunn: Oljebrønnlogging har vært i kjent i mange år og forsyner en olje- og gassbrønnborer med informasjon om den spesielle grunnformasjonen som blir boret. Ved konvensjonell oljebrønnlogging etter at en brønn er blitt boret, blir en probe kjent som en sonde, senket ned i borehullet og brukt til å bestemme visse karakteristikker ved formasjonene som brønnen har trengt gjennom. Sonden er vanligvis en hermetisk forseglet stålsylinder med oppheng ved enden av en lang kabel som gir mekanisk understøttelse til sonden og leverer kraft til instrumenteringen inne i sonden. Kabelen tilveiebringer også kommunikasjonskanaler for å sende informasjon opp til overflaten. Det blir dermed mulig å måle visse parametere ved grunnformasjonene som en funksjon av dybde, dvs. mens sonden blir trukket opp gjennom hullet. Slike ”kabelmålinger” blir vanligvis utført i sanntid (disse målingene er imidlertid tatt lenge etter at den aktuelle boringen har funnet sted).

[0003] En kabelsonde overfører vanligvis energi til formasjonen så vel som å ha en passende mottaker for å detektere den samme energien som kommer tilbake fra formasjonen, for å tilveiebringe innsamling av en parameter av interesse. Som velkjent på dette område innbefatter disse parameterne av interesse elektrisk resistivitet, akustisk energi eller nukleære målinger som direkte eller indirekte gir informasjon om undergrunnsdensiteter, refleksjonsevne, grenser, fluider og litologier, blant mange andre.

[0004] US 5899958 A omtaler et logging-under-boring verktøy for å tilveiebringe et bilde av borehullet under boring eller under fjerning av verktøyet fra borehullet. Verktøyet innbefatter bildetransdusere som er utløst basert på enten tid eller retning. Borehullsrefleksjoner er behandlet for å bestemme avgangstid for å gi en indikasjon på avstand med hensyn til hver transduser hvorfra borehullsgeometrien kan oppnås. Refleksjonene er også analysert for annen informasjon, slik som amplituden til det reflekterte signal. Avgangstiden og amplitudeverdiene er kodet og lagret i minne for henting senere. I tillegg til bildetransduserne innbefatter bildesammenstillingen også dybdetransdusere for å oppnå en mikromåling av dybde nede i hullet.

[0005] Eksempler på tidligere kjente anordninger for kabeldensitetsmålinger er beskrevet i US-patentene nr.3.202.822, 3.321.625, 3.846.631, 3.858.037, 3.864.569 og 4.628.202. Kabelverktøy for evaluering av formasjoner (slik som gammastrålingsdensitetsverktøy) har mange ulemper og feil, innbefattende tap av boretid, idet kostnadene og forsinkelsen som medgår ved ut- og inn-kjøring av borestrengen for å gjøre det mulig å senke kabelen ned i borehullet, og både oppbyggingen av en betydelig slamkake og invasjon i formasjonen av borefluidene i løpet av tidsperioden mellom boring og målinger. En forbedring i forhold til disse tidligere kjente teknikkene er måling-under-boring (MWD) hvor mange av karakteristikkene ved formasjonene blir bestemt hovedsakelig samtidig med boringen av borehullet.

[0006] Logging med måling-under-boring (MWD) eliminerer enten delvis eller fullstendig nødvendigheten av å avbryte boreoperasjonen for å fjerne borestrengen fra hullet for å ta de nødvendige målingene som kan oppnås ved kabelteknikker. I tillegg til evnen til å logge karakteristikkene ved formasjonen som borkronen passerer, tilveiebringes denne informasjonen på sanntidsbasis, noe som gir sikkerhetsfordeler og logistiske fordeler for boreoperasjonen.

[0007] Et potensielt problem med MWD-loggeverktøy er at målingene vanligvis blir tatt mens verktøyet roterer. Siden målingene blir tatt kort etter at borkronen har boret borehullet, er utvaskinger et mindre problem enn ved kabellogging. Likevel kan det være visse variasjoner i avstanden mellom loggeverktøyet og borehullsveggen (”avstanden”) med asimutvinkel. Nukleære målinger blir spesielt forringet av store avstander på grunn av den spredningen som frembringes av borehullsfluidene mellom verktøyet og formasjonen.

[0008] US-patent nr.5,397,893 til Minette, hvis innhold i sin helhet herved inkorporeres ved referanse, beskriver en fremgangsmåte for å analysere data fra et MWD-loggeverktøy for formasjonsevaluering, som kompenserer for rotasjon av loggeverktøyet (sammen med resten av borestrengen) under måleperioder.

Densitetsmålingen blir kombinert med målingen fra en borehullsdiametermåler, fortrinnsvis en akustisk diametermåler. Den akustiske diametermåleren måler kontinuerlig veggavstanden mens verktøyet roterer omkring i borehullet. Hvis diametermåleren er innrettet med densitetskilden og detektorene, gir dette en bestemmelse av veggavstanden foran detektorene til enhver gitt tid. Denne informasjonen blir brukt til å separere densitetsdataene i et antall grupper eller binger basert på størrelsen av veggavstanden. Etter et forutbestemt tidsintervall kan densitetsmålingen så tas. Det første trinnet i denne prosessen er for kort avstand (SS, short space) og for lang avstand (LS, long space) for beregning av densiteter fra dataene i hver slik binge eller gruppe. Disse densitetsmålingene blir så kombinert på en måte som minimaliserer den totale feilen i densitetsberegningen. Korreksjonen blir utført ved å bruke ”ryggrad- og ribbens-algoritmen” og grafer slik som den som er vist på fig.1. På fig.1 er abscissen 1 differansen mellom LS- og SS-densitetene, mens ordinaten 3 er den korreksjonen som blir påført LS-densiteten for å gi en korrigert densitet under bruk av kurven 5.

[0009] US-patent nr.5,513,528 til Holenka mfl., beskriver en fremgangsmåte og en anordning for å måle formasjonskarakteristikker som en funksjon av asimut omkring borehullet. Måleanordningen innbefatter et verktøy for logging-underboring som roterer i borehullet under boring. Den nedadrettede vektoren til verktøyet blir utledet først ved å bestemme en vinkel� mellom en vektor til jordens magnetiske nordpol, referert til tverrsnittsplanet for et verktøy for måling-underboring (MWD) og en nedadrettet gravitasjonsvektor referert til planet. Verktøyet for logging-under-boring (LWD) innbefatter magnetometere og akselerometere plassert ortogonalt i et tverrsnittsplan. Ved å bruke magnetometer- og/eller akselerometermålingene, kan verktøyets flatevinkle vanligvis bestemmes.

Vinkelen � blir overført til LWD-verktøyet for derved å muliggjøre en kontinuerlig bestemmelse av den gravitasjonsmessige nedadrettede posisjonen i LWD-verktøyet. Kvadranter, dvs. vinkelmessige avstandssegmenter, blir målt fra den nedadrettede vektoren. Det vises til fig.2 (som er Holenkas mfl.’s figur 10B og som illustrerer et LWD-verktøy 100 som roterer i et hellende borehull 12), blir det foretatt en antagelse om at den nedadrettede vektoren definerer en situasjon hvor veggavstanden er ved et minimum, noe som tillater en god ryggrads- og ribbenskorreksjon. En ulempe ved fremgangsmåten til Holenka mfl. er at antagelsen om minimum veggavstand ikke nødvendigvis er tilfredsstilt, slik at den nedadrettede posisjonen i virkeligheten kan svare til en betydelig veggavstand uten en veggavstandskorreksjon slik at resultatene kan bli feilaktige.

[0010] I et sentralisert eller stabilisert verktøy vil veggavstanden vanligvis være jevn med asimut. Holenka (US-patent nr.5,513,528) og Edwards (US-patent nr. 6,307,199) viser også hvordan asimutmålinger av densitet kan være diagnostiske for laggrenser som gjennomskjæres av et hellende borehull. I fravær av veggstandskorreksjoner kan dette bare være en kvalitativ måling.

[0011] US-patent nr.6,584,837 til Kurkoski, som i sin helhet herved inkorporeres ved referanse, beskriver en LWD-densitetssensor som innbefatter en gammastrålekilde og minst to NaI-detektorer atskilt fra kilden for å bestemme målinger som indikerer formasjonens densitet. Et magnetometer på vektrøret måler den relative asimutverdien til NaI-detektorene. En akustisk diametermåler blir brukt til å ta veggavstandsmålinger for NaI-detektorene. Målinger tatt ved hjelp av detektorene blir inndelt i rommessige binger eller grupper definert etter veggavstand og asimutverdi. Innenfor hver asimutsektor blir densitetsmålingene kompensert for veggavstand for å tilveiebringe en enkelt densitetsmåling for sektoren. Asimutsektorene blir kombinert på en slik måte at det tilveiebringes en kompensert asimutal geostyringsdensitet. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også brukes i forbindelse med nøytronporøsitetsloggeanordninger.

[0012] MWD-instrumenter innbefatter i noen tilfeller en mulighet for å sende i det minste noen av undergrunnsbildene og målingene som er innhentet, til registreringsutstyr på jordoverflaten ved det tidspunkt da målingene blir tatt ved å bruke et telemetrisystem (f.eks. MWD-telemetri). Et slikt telemetrisystem modulerer trykket i et borefluid som pumpes gjennom boringsenheten for å bore brønnhullet. Telemetrisystemet som benytter fluidtrykkmodulasjon og som er kjent på området, er imidlertid begrenset til overføring av data med en hastighet på høyst bare noen få biter pr. sekund. Fordi det datavolumet som måles ved hjelp av det typiske bildegenererende brønnloggingsinstrumentet er forholdsvis stort, har borehullsbilder vanligvis bare blitt tilgjengelige ved å bruke elektriske kabeloverførte instrumenter, eller etter at et MWD-instrument er blitt fjernet fra borehullet og innholdet i et internt lager eller minne er hentet opp.

[0013] Mange typer brønnloggingsinstrumenter har vært anvendt for å ta målinger som kan omformes til en visuell representasjon eller et ”bilde” av veggen til et borehull som bores gjennom grunnformasjoner. Typiske instrumenter for å utvikle bilder av parametere av interesse innbefatter densitetsmåleanordninger, elektriske resistivitetsmåleanordninger og akustiske reflektans/forplantningstidsmåleanordninger. Disse instrumentene måler en egenskap ved grunnformasjonene i nærheten av veggen i borehullet eller en beslektet egenskap, med hensyn til asimutal retning omkring en betydelig del av omkretsen til borehullet. Verdiene av egenskapen som måles, blir korrelert med både deres dybdeposisjon i borehullet og med deres asimutale posisjon i forhold til en valgt referanse, slik som geografisk nord eller den gravitasjonsmessig øvre side av borehullet. En visuell representasjon blir så utviklet ved å presentere verdiene med hensyn til deres dybder og asimutale orienteringer, f.eks. ved å bruke en farge eller gråtone som svarer til verdien av den målte egenskapen.

[0014] En fremgangsmåte som er kjent på området for overføring av bildegenererende målinger ved trykkmodulasjonstelemetri er f.eks. beskrevet i US-patent nr.

5,519,668 utstedt til Montaron. Denne fremgangsmåten innbefatter å maskere resistivitetsmålinger ved forhåndsvalgte asimutale orienteringer og overføre de innsamlede resistivitetsverdiene til overflaten ved hjelp av trykkmodulasjonstelemetri. Fremgangsmåten som er beskrevet i Montarons ’668-patentet krever synkronisering av resistivitetsmålingene for å vite rotasjonsmessig orientering av MWD-instrumentet for å kunne dekode bildedataene på overflaten uten å overføre de tilsvarende rotasjonsmessige orienteringene ved hvilke målingene ble tatt.

[0015] US-patent nr.6,405,136 til Li mfl., som herved i sin helhet inkorporeres ved referanse, beskriver en fremgangsmåte for å komprimere en dataramme som representerer parameterverdier, et tidspunkt ved hvilket hver parameterverdi ble registrert og en orientering av en sensor ved tidspunktet da hver parameterverdi ble frembrakt. Fremgangsmåten innbefatter generelt å utføre en to-dimensjonal transformasjon av dataene i orienteringsdomenet og i et domene relatert til registreringstidspunktet. I en utførelsesform innbefatter fremgangsmåten å beregne en logaritme for hver parameterverdi. I en utførelsesform innbefatter den todimensjonale transformasjonen å generere en Fourier-transformasjon av logaritmen av parameterverdiene i asimutdomenet, å generere en diskret kosinustransformasjon av transformasjonskoeffisientene i tidsdomenet. Denne utførelsesformen innbefatter å kvantifisere koeffisientene i Fourier-transformasjonen og den diskrete kosinustransformasjonen. En utførelsesform av fremgangsmåten er innrettet for å overføre resistivitetsmålinger tatt av et LWD-instrument i trykkmodulasjonstelemetri slik at bilder under boring av et borehull kan genereres. Den ene utførelsesformen innbefatter i henhold til de kvantifiserte koeffisientene, feilkoding av de kodede koeffisientene, og anvendelse av de feilkodede koeffisientene på trykkmodulasjonstelemetrien.

[0016] Andre datakomprimeringsteknikker for forskjellige anvendelser er beskrevet i flere andre US-patenter, f.eks. US-patent nr.5,757,852 til Jericevic mfl., US-patent nr.5,684,693 til Li, US-patent nr.5,191,548 til Balkanski mfl., US-patent nr.

5,301,205 til Tsutsui mfl., US-patent nr.5,388,209 til Akagiri, US-patent nr.

5,453,844 til George mfl., US-patent nr.5,610,657 til Zhang, og US-patent nr. 6,049,632 til Chockshott mfl. Mange tidligere kjente datakomprimeringsteknikker er ikke enkle eller effektive når det gjelder anvendelse ved den ekstremt lave båndbredden og det meget høye støynivået ved overføringsmetodene ved den typiske MWD-trykkmodulasjonstelemetrisystemene og har ikke vært egnet for bildeoverføring ved hjelp av slik telemetri.

[0017] US-patent nr.6,769,497 til Dubinsky mfl., med tittel “Use of Axial Accelerometer for Estimation of Instantaneous ROP Downhole for Lwd and Wireline Applications” hvis innhold herved blir inkorporert ved referanse, beskriver at bestemmelsen av inntrengningshastigheten (ROP) for boret vanligvis har vært basert på overflatemålinger og ikke behøver å representere den virkelige ROP nøyaktig. Dette kan forårsake problemer ved logging-under-boring (LWD). På grunn av mangelen på en høyhastighets kommunikasjon fra overflaten til borehullet under boring gir en konvensjonell fremgangsmåte for måling av ROP på overflaten ikke en løsning på dette problemet. Den umiddelbare inntrengningshastigheten ROP) kan imidlertid utledes nede i borehullet med en viss grad av nøyaktighet ved å anvende et akselerometer plassert i (eller nær) verktøyet for å måle akselerasjon i den aksiale retningen. Når tre-dimensjonale akselerometerkomponenter blir brukt, kan fremgangsmåten brukes til å bestemme den virkelige vertikale dybden til borehullet.

[0018] US-patent nr.6,173,739 til Thompson mfl., “Measurement-while-drilling devices with pad mounted sensors” som herved i sin helhet inkorporeres ved referanse, beskriver en fremgangsmåte for måling-under-boring og en anordning for å fremskaffe informasjon om en formasjon, som benytter sensorer på hovedsakelig ikke-roterende puter festet til et roterende hus som er en del av boringsenheten. Putene danner kontakt med formasjonen. Sensorene kan være densitetssensorer, NMR-sensorer, resistivitets-sensorer, akustiske sensorer eller elektromagnetiske sensorer. NMR-sensorene kan bruke et statisk magnetfelt som enten kan være radialt eller longitudinalt av retning. Resistivitetssensorene kan innebære direkte måling av lekkstrøm eller kan bero på induksjonsmetoder. De akustiske sensorene kan være trekomponent-sendere og/eller mottakere for å bestemme kompresjons- og skjærhastigheter for formasjonen og kan også brukes til å avbilde formasjonen i en VSP eller en reversert VSP. I et alternativt arrangement roterer sensorene med borkronen. En brønnhullsmikroprosessor analyserer dataene for å forbedre signal/støy-forholdet og for å redusere redundans i de innsamlede dataene. Dybdeinformasjon kan velges fra en styringsenhet på overflaten for å lette prosessen. Brønnhullsprosessoren har tilstrekkelig lagerplass til å lagre de behandlede dataene for etterfølgende opphenting når boreutstyret blir kjørt ut av og inn i brønnen. Alternativt kan et delsett av de lagrede dataene telemetreres opp gjennom hullet under bore-prosessen.

[0019] Det er behov for en fremgangsmåte til å bestemme undergrunnsegenskaper i brønnhullsloggedata i sanntid, f.eks. med asimutale densitetsvariasjoner fra målinger tatt ved hjelp av et MWD-loggeverktøy. En slik fremgangsmåte sørger fortrinnsvis for sanntids bestemmelse av brønnhullsparametere, innbefattende fall og asimut, for kommunikasjon til overflaten, eller sørger for sanntids avbildning av undergrunnsomgivelsene under boreoperasjoner. Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller dette behovet. Det er ønskelig å ha et system som muliggjør overføring av data for avbildning av et borehull, gjennom trykkmodulasjon eller annen telemetri slik at bilder av et borehull kan frembringes under boringen av et borehull, hvor den rotasjonsmessige orienteringen til hver bildeutviklingsmåling er innbefattet i de overførte dataene. Det er også ønskelig effektivt og på kort tid å bestemme estimater av posisjoner og orienteringer av grenser mellom lag i grunnformasjoner.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

[0020] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for logging av en grunnformasjon som omfatter:

(a) å transportere et loggeverktøy inn i et borehull i grunnformasjonen og rotere verktøyet deri;

(b) å innhente et antall målinger av en loggeparameter for grunnformasjonen under rotasjon av verktøyet ettersom loggeverktøyet beveger seg gjennom borehullet, hvor antallet målinger blir innsamlet med et antall av aksialt adskilte sensorer; videre kjennetegnet ved

(c) å bestemme en tidsseparasjonsverdi antydende for en tid mellom kryssing av en undergrunnsegenskap ved en første av antallet av aksialt adskilte sensorer og ved en andre av de aksialt adskilte sensorer ved å benytte antallet målinger i undergrunnsegenskapen;

(d) å bestemme en lokalt utpekt dybde for undergrunnsegenskapen fra tidsseparasjonsverdien og en forskyvningsavstand mellom antallet av aksialt adskilte sensorer; og

(e) å bestemme en geometri for undergrunnsegenskapen i betingelser av de lokalt utpekte målinger.

[0021] Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er utdypet i kravene 2 til og med 8.

[0022] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved en anordning for logging-under-boring av et borehull i en grunnformasjon som omfatter:

(a) et vektrør som bærer en borkrone for boring av borehullet;

(b) et antall aksialt adskilte sensorer båret av vektrøret for å ta målinger av en loggeparameter i grunnformasjonen; videre kjennetegnet ved

(c) en prosessor for å bestemme en tidsseparasjon antydende for en tid mellom kryssing av en undergrunnsegenskap ved en første av antallet av aksialt adskilte sensorer og ved en andre av de aksialt adskilte sensorer og for å bestemme en lokal dybde for undergrunnsegenskapen, og for å bestemme en geometri for undergrunnsegenskapen i lokale dybdemålinger.

[0023] Foretrukne utførelsesformer av anordningen er videre utdypet i kravene 10 og 11.

[0024] Det er omtalt en fremgangsmåte og en anordning for logging av en grunnformasjon og innsamling av undergrunnsinformasjon, hvor et loggeverktøy blir transportert i borehullet for å fremskaffe parametere av interesse. Parameterne av interesse som er fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Parameterne av interesse blir innsamlet med et antall sensorer. For tidsbaserte bildedata blir det bestemt tidsseparasjonsverdiene mellom signaler innsamlet fra separate sensorer for individuelle undergrunnstrekk. Tidsavstandsverdiene kan bestemmes ved å bruke korrelasjon eller andre metoder som illustrert her eller som kjent på området. Ved å bruke kjente rommessige sensoravstander og tidsseparasjonsverdier, kan en borehastighet bestemmes og en inkremental dybde for undergrunnsegenskapen blir definert. Geometriene til undergrunnstrekk i inkremental dybde i forhold til borehullet kan bestemmes nøyaktig, innbefattende ekstremt nøyaktig fall- og asimut-strukturell informasjon i forhold til borehullet.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0025] Oppfinnelsen og dens fordeler vil bli bedre forstått under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegningene, hvor

Fig. 1 (KJENT TEKNIKK) viser et eksempel på hvordan densitetsmålinger tatt fra et verktøy med kort avstand og lang avstand blir kombinert for å gi en korrigert densitet;

Fig. 2 (KJENT TEKNIKK) viser en idealisert situasjon hvor et roterende verktøy i et borehull har en minimum veggavstand når verktøyet er ved bunnen av borehullet;

Fig. 3 viser et skjematisk diagram av et boresystem som har en borestreng som innbefatter en anordning i henhold til foreliggende oppfinnelse;

Fig. 4 illustrerer et flytskjema over foreliggende oppfinnelse;

Fig. 5A illustrerer densitetsrådata med et område av interesse;

Fig. 5B illustrerer en kostnadsfunksjonsvisning over fremskaffede data med et område av interesse og en egenskap i området av interesse;

Fig. 5C illustrerer typer av egenskaper som kan være tilknyttet et område av interesse;

Fig. 6A illustrerer en funksjon som representerer fallvinkelen i forhold til borehullet;

Fig. 6B illustrerer forholdet mellom området av interesse med egenskaper og fallvinkel blant de flere asimutale sektorene, og viser både rå og glattede (filtrerte) data;

Fig. 7 illustrerer et estimat av datasamplingsstørrelse som funksjon av likestrømsverdi (DC-verdi) for den diskrete kosinustransformasjonen;

Fig. 8 viser data-skannemetode i henhold til den innbakte nulltrebølgekoderen;

Fig. 9 illustrerer densitetsrådata over 8 sektorer;

Fig. 10 illustrerer et ukompensert bilde rekonstruert ved bruk av foreliggende oppfinnelse med en komprimering på 300:1;

Fig. 11 illustrerer et ukomprimert bilde rekonstruert ved å bruke foreliggende oppfinnelse med en kompresjon på 150:1;

Fig. 12 illustrerer et ukomprimert bilde rekonstruert ved å bruke foreliggende oppfinnelse med en kompresjon på 100:1;

Fig. 13 illustrerer den akkumulerte feilen som funksjon av kompresjonsforholdet;

Fig. 14 illustrerer rotmiddelkvadrat-feilen (RMS-feilen) som funksjon av kompresjonsforholdet;

Fig. 15 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Fig. 16 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Fig. 17 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Fig. 18 illustrerer skjematiske versjoner av en brønnhullskilde og sensorkombinasjoner for bruk med foreliggende oppfinnelse;

Fig. 19 illustrerer en sammenligning av signaler innsamlet fra separate sensorer for et undergrunnstrekk som kan brukes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse; og

Fig. 20 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.

[0026] Selv om oppfinnelsen vil bli beskrevet i forbindelse med de foretrukne utførelsesformene, vil det bli forstått at oppfinnelsen ikke er begrenset til dette. Den er ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan innbefattes innenfor oppfinnelsens ramme slik den er definert i de vedføyde patentkrav.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0027] Fig.3 viser et skjematisk diagram over et boresystem 110 med en bunnhullsanordning som inneholder et akustisk sensorsystem og overflateanordningene i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet 110 et konvensjonelt boretårn 111 reist på et tårndekk 112 som understøtter et rotasjonsbord 114 som blir rotert av en drivmotor (ikke vist) ved en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 120 som innbefatter en borerørseksjon 122 strekker seg nedover fra rotasjonsbordet 114 inn i et borehull 126. En borkrone 150 festet til borestrengenden nede i hullet bryter opp de geologiske formasjonene når den blir rotert. Borestrengen 120 er koplet til heiseverk 130 via en drivrørskjøt 121, en svivel 118 og en ledning 129 gjennom et system av skiver 127. Under boringsoperasjoner blir heiseverket 130 betjent for å regulere vekten på borkronen og inntrengningshastigheten av borestrengen 120 inn i borehullet 126. Driften av heiseverket er velkjent på området og blir derfor ikke beskrevet i detalj her.

[0028] Under boringsoperasjoner blir et passende borefluid (vanligvis referert til som ”slam” på området) 131 fra en slamgrop 132 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 120 av en slampumpe 134. Borefluidet 131 passerer fra pumpen 134 inn i borestrengen 120 via en trykkutjevner 136, en fluidledning 138 og drivrørskjøten 121. Borefluidet blir ført ut ved borehullsbunnen 151 gjennom en åpning i borkronen 150. Borefluidet sirkuleres oppover gjennom ringrommet 127 mellom borestrengen 120 og borehullsveggen 126 og blir ført inn i slamgropen 132 via en returledning 135. En rekke sensorer (ikke vist) er fortrinnsvis passende utplassert på overflaten i henhold til kjente metoder på området, for å tilveiebringe informasjon om forskjellige boringsrelaterte parametere, slik som fluidstrømningshastighet, vekt på borkronen, kroklast, osv.

[0029] En overflatestyringsenhet 140 mottar signaler fra brønnhullssensorene og anordninger via en sensor 143 plassert i fluidledningen 138 og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner levert til overflatestyringsenheten. Overflatestyringsenheten viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 142, hvilken informasjon blir anvendt av en operatør til å styre boringsoperasjonene. Overflatestyringsenheten 140 inneholder en datamaskin, et lager for lagring av data, en dataregistreringsanordning og annet periferiutstyr. Overflatestyringsenheten 140 innbefatter også modeller og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på brukerkommandoer innført gjennom en passende anordning, slik som et tastatur. Styringsenheten 140 er fortrinnsvis innrettet for å aktivere alarmer 144 når visse utrygge eller uønskede driftstilstander inntreffer.

[0030] En boremotor eller slammotor 155 koplet til borkronen 150 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en lagerenhet 157, roterer borkronen 150 når borefluidet 131 blir ført gjennom slammotoren 155 under trykk. Lagerenheten 157 understøtter de radiale og aksiale kreftene i borkronen, den nedadrettede skyvekraften til boremotoren og den reaktive oppadrettede belastningen fra den påførte vekten på kronen. en stabilisator 158 koplet til borestrengenheten 157 virker som en sentreringsanordning for den nedre delen av slammotorenheten.

[0031] I den foretrukne utførelsesformen av systemet i henhold til oppfinnelsen er brønnhullsanordningen 159 (også referert til som bunnhullsanordningen eller ”BHA”) som inneholder de forskjellige sensorene og MWD-anordningene for å tilveiebringe informasjon om formasjonen og boreparametere i brønnhullet og slammotoren, koplet mellom borkronen 150 og borerøret 122. Brønnhullsanordningene 159 har fortrinnsvis en modulær konstruksjon ved at de forskjellige anordningene blir koplet sammen i seksjoner slik at de enkelte seksjonene kan skiftes ut etter ønske.

[0032] Det vises fremdeles til fig.3 hvor BHA fortrinnsvis også inneholder sensorer og anordninger i tillegg til de ovenfor beskrevne sensorene. Slike anordninger innbefatter en innretning for måling av formasjonsresistiviteten nær og/eller foran borkronen, en gammastrålingsanordning for å måle formasjonens gammastrålingsintensitet og anordninger for å bestemme inklinasjon og asimut for borestrengen. Anordningen 164 for måling av formasjonsresistivitet er fortrinnsvis koplet inn over den nedre nødstoppanordningen 162 som leverer signaler, hvorfra resistiviteten til formasjonen nær eller foran borkronen 150 blir bestemt. En dobbel forplantnings-resistivitetsanordning (”DPR”) som har ett eller flere par med senderantenner 166a og 166b atskilt fra ett eller flere par med mottakerantenner 168a og 168b, blir brukt. Magnetiske dipoler blir anvendt som opererer i det midlere og lavere høyfrekvensspekteret. Under drift blir de utsendte elektromagnetiske bølgene forstyrret når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsanordningen 164. Mottakerantennene 168a og 168b detekterer de forstyrrede bølgene. Formasjonsresistivitet blir utledet fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet av en brønnhullskrets som fortrinnsvis er plassert i et hus 170 over slammotoren 155, og overført til overflatestyringsenheten 140 ved å bruke et passende telemetrisystem 172. I tillegg til eller i stedet for forplantningsresistivitetsanordningen kan en passende induksjonsloggingsanordning brukes til å måle formasjonsresistivitet.

[0033] Inklinometeret 174 og gammastrålingsanordningen 176 er passende plassert langs resistivitetsmåleanordningen 164 for henholdsvis å bestemme inklinasjonen til den del av borestrengen som er nær borkronen 150 og formasjonens gammastrålingsintensitet. Et hvilket som helst egnet inklinometer og gammastrålingsanordning kan imidlertid benyttes for formålene med foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan en asimutanordning (ikke vist) slik som et magnetometer eller en gyroskopisk anordning, benyttes til å bestemme borestrengens asimut. Slike anordninger er kjent på området og blir derfor ikke beskrevet i detalj her. I den ovenfor beskrevne konfigurasjonen overfører slammotoren 155 kraft til borkronen 150 via én eller flere hule aksler som løper gjennom resistivitetsmåleanordningen 164. Den hule akselen gjør det mulig for borefluidet å passere fra slammotoren 155 til borkronen 150. I en alternativ utførelsesform av borestrengen 120, kan borestrengen 155 være koplet inn under resistivitetsmåleanordningen 164 eller på et hvilket som helst annet passende sted.

[0034] Borestrengen inneholder en modulær sensorenhet, en motorenhet og nødstopp overganger. I en foretrukket utførelsesform innbefatter sensorenheten en resistivitetsanordning, en gammastrålingsanordning og et inklinometer som alle er i et felles hus mellom borkronen og slammotoren. Brønnhullsenheten ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter fortrinnsvis en MWD-seksjon 168 som inneholder en nukleær formasjonsporøsitets-måleanordning, en nukleær densitetsanordning, et akustisk sensorsystem og et formasjonstettingssystem plassert over slammotoren 164 i huset 178 for å tilveiebringe informasjon som er nyttig for evaluering og testing av undergrunnsformasjonene langs borehullet 126. En brønnhullsprosessor kan brukes til å behandle dataene.

[0035] Kabelloggingsverktøy har blitt brukt med hell til å frembringe undergrunnsbilder. For MWD-anvendelser er densitetsverktøymålinger og andre målinger blitt lagret i MWD-verktøyets lager. Undergrunnsbilder og parameterbestemmelser har derfor ikke vanligvis vært tilgjengelige for sanntidsanvendelser slik som geostyring.

[0036] Foreliggende oppfinnelse som sørger for innsamling av parametere av interesse som diskutert under henvisning til et densitetsmåleverktøy som utsender nukleær energi, og mer spesielt gammastråler, men fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes på andre typer avbildingsinstrumenter også (f.eks. akustiske metoder, magnetisk resonans og elektriske metoder). Kabelsonder for gammastråledensitetsmålinger er velkjente og omfatter anordninger som innbefatter en gammastrålekilde og en gammastråledetektor, skjermet fra hverandre for å hindre telling av stråling utsendt direkte fra kilden. Under drift av sonden føres gammastråler (eller fotoner) utsendt fra kilden inn i formasjonen som skal undersøkes, og vekselvirker med de atomiske elektronene til materialet i formasjonen ved fotoelektrisk absorpsjon, av Kompton-spredning eller ved parproduksjon. I fotoelektriske absorpsjons- og parproduksjonsfenomener blir fotonpartiklene som er involvert i vekselvirkningen, fjernet fra gammastrålen. Instrumenter for å ta målinger av akustiske egenskaper og gamma/gamma-densitet har flere fordeler som er kjent på området, og det skal forstås at de instrumentene som er beskrevet, ikke er bare de instrumentene som kan brukes til å foreta slike målinger. Oppfinnelsen er følgelig ikke begrenset til målinger av parametere av interesse tatt ved hjelp av de spesielle instrumentene som er beskrevet her.

[0037] Foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å ekstrahere undergrunnstrekk, datakompresjon, fallvinkelberegning og sanntids- eller semisanntids dataoverføring til overflaten. Overføring av undergrunnsrådata eller reduserte undergrunnsdata til overflaten muliggjør beregning av undergrunnsstrukturens fallvinkler i semisanntid eller nær sanntid for geostyring. Oppfinnelsen kan implementeres i fastvare og/eller programvare nede i hullet eller i kombinasjon med overflateanlegg. Oppfinnelsen gjør det f.eks. mulig å motta de nødvendige undergrunnsdata inndelt i sektorer (f.eks. åtte), hvor dataene blir komprimert, slik at det tilsynelatende fallet kan beregnes, dataene og/eller beregningene kan overføres til overflaten og dekomprimeres for visning. En formasjonslaggrense kan f.eks. vises som en sinusbølge. Et produkteksempel er en brønnhullsanordning med en prosessor med programvare som mottar densitetsdata som kan være inndelt i sektorer (f.eks. i åtte sektorer), komprimerer dataene, beregner den tilsynelatende fallvinkelen, formaterer dataene for overføring, dekomprimerer dataene ved overflaten og formaterer dataene for ytterligere anvendelser.

[0038] Kompresjonsalgoritmen og den tilsynelatende fallvinkelberegningen er basert på konsepter for ekstrahering av egenskaper. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en implementering i tre moduler: i) kompresjon, ii) rekonstruksjon og iii) visning.

[0039] Komprimeringsmodulen mottar data (som kan være formatert i blokker) for densitet for veggavstandssektorene, f.eks. åtte sektorer, sammen med et valgfritt sett med parametere som kan være valgt fra forutbestemte parametere for å skreddersy kompresjonen i henhold til brukerbehov og forhåndskjennskap til brønnhullsmiljøet. Denne modulen kjøres ned i hullet for å komprimere bildet, kode bildet, beregne parameterne for fallvinkelen, kode parameterne for fallvinkel, formaterie dataene og overføre dataene til telemetrisystemet.

[0040] Fig.4 illustrerer et blokkskjema. Rådata 401 sammen med utvalgte parametere 403 går inn i forbehandlingsmodulen 405. Forbehandlingsmodulen 405 sikrer at dataverdier er i forventede områder, f.eks. at densiteten er i området fra 1,5 g/cm<3>til 3 g/cm<3>. I det tilfelle hvor densitetsdataene har en verdi utenfor dette område, interpolerer forbehandlingsmodulen dataene eller genererer en segmentering basert på antallet ugyldige eller nulldatapunkter. Forbehandlingsmodulen mottar både dataene og kompresjonsparameterne fra lagermodulen som kan være et flash-lager. Parameterne kan være forutbestemt eller levert fra en nedoverforbindelse.

[0041] Forbehandlingsmodulen 405 utfører tre separate oppgaver. Den første oppgaven er å skaffe parameterne for algoritmen. Basert på forbindelsen eller de forutbestemte parameterne, blir parameterne satt inn i lageret. Algoritmen fører så parameterne til datainnsamlingsprosedyren. En flash-lagermodul er én måte ved hjelp av hvilken parameterne og instruksjonene kan lagres og tilveiebringes for foreliggende oppfinnelse.

[0042] Den andre oppgaven er datainnsamling. Basert på parameterne for kompresjon, skal pekere genereres for å peke til starten av hver datablokk som må behandles, og blokklengdene.

[0043] En tredje oppgave er å kontrollere densitetsdataverdiene. I noen tilfeller opptrer densitetsdataverdier i lageret som en liten verdi av mange grunner. Forbehandlingsmodulen 405 anvender følgende strategi på nullverdien: hvis antallet avlesninger som inneholder en nullverdi, er mindre enn eller lik en valgt verdi, blir en interpolasjon foretatt. Hvis antallet nulldata som inneholder en nullverdi er mer enn den valgte verdien, blir bildet inndelt i to deler som kalles segmentering.

[0044] Egenskaps-ekstraheringsmodulen 407 kjøres hvis den er blitt valgt eller klargjort (for eksempel i flash-lagerparameterne). Egenskapsekstraheringsmodulen genererer en kostnadsfunksjon basert på både retningsforandringen og endringen i verdi av parameteren av interesse (f.eks. densitetsdata). Et maksimum eller minimum for denne kostnadsfunksjonen eller variasjoner av maksimumspunkter og minimumspunkter, indikerer mulige posisjoner for laggrenser, dvs. muligheten for en egenskap. Området mellom to posisjoner av de to nullene omkring maksimumsverdien eller minimumsverdien som er et resultat av den første deriverte av kostnadsfunksjonen, representerer et område av interesse, dvs. det området som sannsynligvis inneholder én eller flere egenskaper av interesse. Blokken med data eller antall sampler i kostnadsfunksjonen kan fastsettes vilkårlig. Hvis absoluttverdien av den siste verdien i kostnadsfunksjonen er nær null, betyr det at det ikke er noen egenskaper som deler den aktuelle datablokken og den neste datablokken. Hvis absoluttverdien av kostnadsfunksjonsverdien er nær eller større enn én, betyr det at det er én eller flere egenskaper som deles mellom/blant den aktuelle datablokken og den neste datablokken. Avstanden mellom posisjonen til den siste nullen i den første deriverte av kostnadsfunksjonen og slutten av den aktuelle datablokken, bestemmer et overlappingsområde. Overlappingsområdet vil bli tilføyd den neste tilstøtende datablokken. Dette garanterer at den neste datablokken vil inneholde en fullstendig egenskap.

[0045] Fig.5A illustrerer rådata som inneholder egenskaper av interesse. Fig.5B illustrerer kostnadsfunksjonen innbefattende egenskapsposisjonen og et område av interesse. Denne egenskapen kan være et ”tynt lag” eller en annen undergrunnsstruktur eller lagdelingsgrense.

[0046] Ekstrahering av egenskapskarakteristikkene fra kostnadsfunksjonen blir utført ved å undersøke og sammenligne oppførselen til utsvingene til bølgeformen (eller datatrasen) i relasjon til en valgt referanse eller i relasjon til lokaliserte endringer i kostnadsfunksjonen. Som illustrert på fig.5B blir kostnadsfunksjonen analysert for å oppdage parametere som tilfredsstiller alle valgte begrensninger, og som frembringer en optimal verdi for å bestemme egenskaper av interesse i kostnadsfunksjonen. Undersøkelse av kostnadsfunksjonen virker optimalt når det gjelder å justere de konstruksjonsvariable for etterfølgende kjøringer. Dette frembringer en optimalisert konstruksjon for effektiv egenskapsidentifikasjon og ekstraksjon. I det eksempelet som er vist her, spenner området av interesse over en bølgeformseksjon av parameterverdier som er området mellom og innbefattende to lokale maksimumspunkter. Disse lokale maksimumspunktene har mellom seg et lokalt minimum som faller sammen med posisjonen til en egenskap.

Egnede småbølgefunksjoner kan velges for å dekonvolvere egenskapen effektivt for å avgrense disse maksimumspunktene og minimumspunktene for å tilveiebringe egenskapsposisjoner uttrykt ved tid, dybde, fallvinkel eller andre karakteristikker.

[0047] Selv om fig.5B illustrerer et område av interesse som spenner over lokale minima, er det tre andre trekk av interesse som kan finnes i og omkring et område av interesse, hvilke trekk er illustrert på fig.5C i forhold til en vilkårlig referanse 509 som markerer seg forholdsvis positivt fra relativt negative verdier for illustrasjonsformål. Parametere av interesse, slik som densitet, kan alle fremskaffes som positive verdier, så det er lokale variasjoner som varierer omkring en vilkårlig referanse. I tillegg til de lokale minima 501, innbefatter andre egenskapstyper lokale maksima 503, en overgang fra et lokalt maksimum til et lokalt minimum 505 og en overgang fra et lokalt minimum til et lokalt maksimum 507. En lokal maksimaegenskap 503 kan representere et tynt lag med lav densitet, et lokalt minimum 501 kan representere et tynt lag med høy densitet. Om et lag blir kalt ”tynt” eller ikke, er selvsagt i forhold til både lagstørrelse og/eller samplingsintervall. Et eksempel på overgang fra lokalt maksimum til lokalt minimum 505 er en trinnminskning i en densitetsavlesning. Et eksempel på overgang fra lokalt minimum til lokalt maksimum 507 er en trinnøkning i en densitetsavlesning. Det er mange valg med hensyn til småbølger som kan brukes til effektivt å identifisere trekk eller egenskaper innenfor områder av interesse.

[0048] Beregning av tilsynelatende fallvinkel: Fallvinkelberegning er illustrert ved 419 på fig.4. Fordi et plan skjærer et brønnhull som en periodisk funksjon, er tilpasning av en passende matematisk funksjon, f.eks. en transcendental funksjon eller en småbølgefunksjon, til egenskapsposisjonsdataene som illustrert på fig.6A, rett frem (f.eks. en diskret kosinustransformasjon). Fig.6A illustrerer en funksjon som representerer fallvinkelen 601 i forhold til brønnhullet over flere sektorer. Fallvinkelfunksjonen 601 sammen med seksjonene til brønnhullet stemmer overens med egenskapsposisjonene som er blitt bestemt fra analysen av kostnadsfunksjonen. Kostnadsfunksjonen som er illustrert på fig.6B, over flere asimutale sektorer, indikerer posisjonen til området av interesse hvor det finnes en egenskap eller et trekk langs fallvinkelen 601. Hvis kostnadsfunksjonen har en minimumsverdi, betyr det at densitetsdataene har vært avtagende, og vi vil se etter en lokal minimumsverdi i området av interesse. Hvis kostnadsfunksjonen har en maksimumsverdi, betyr det at densitetsdataene er blitt øket, og vi vil se etter et maksimum innenfor området av interesse (f.eks. en egenskap slik som 501 på fig.5B og 5C).

[0049] Fig.6B illustrerer en annen versjon av dataene med område av interesse generert for hver sektor. Retningsendringen til de totale densitetsdataene kan undersøkes i de åtte sektorene i både rådataene og de samme åtte sektorene for glatte data som er en glattet versjon av rådataene i forbindelse med området av interesse. For at det skal kunne tas en beslutning ved forbehandling (f.eks. forbehandlingen 405 på fig.4) om at det er en egenskap av interesse på et spesielt sted, er de følgende parametere en ikke begrensende gruppe som kan brukes: 1) tidsposisjonen hvor minimums- eller maksimumsverdien av egenskapen blir lokalisert, 2) amplituden fra topp til topp for egenskapen (og hvor mange sampler), 3) retningen av den tilsynelatende fallvinkelen med hensyn til verktøyet (eller borehullet).

[0050] Fig.6B viser beregningen av den tilsynelatende fallvinkelen. Fallet kan bestemmes ved å tilpasse en funksjon, f.eks. den funksjonen som er representert av linjen 601, overlagret på egenskapene til dataene med tilstøtende sektorer i området av interesse. Bildetrasen av ønskede avbildningstrekk av interesse, slik som lagdelingsgrenser eller andre undergrunnsstrukturgrenser vil oftest krysse borehullet med en sinusformet oppførsel. Lagdelingsgrenser vil vise seg som en sinuskurve. Denne sinusformede oppførselen til egenskapene (dvs.601) gjør det mulig for en datakomprimeringsrelatert algoritme slik som den to-dimensjonale diskrete kosinustransformasjonen (DCT) å operere med gode resultater, og for den tilsynelatende fallvinkelen å falle ut av kompresjonsprosessen når energi i transformasjonsleddene blir minimalisert.

[0051] Transformasjon er illustrert ved 409 på fig.4. Den to-dimensjonale, diskrete kosinustransformasjonen (DCT) er blitt brukt som en fremgangsmåte til energilokalisering. Den en-dimensjonale DCT for en vektor med lengde N, er gitt av ligning (1) for området m til N-1. DCT vil bli beregnet i sektorretningen og så i tidseller dybdedimensjonen.

[0048] Siden densitetsdataene ligger i området fra 1,5 g/cm<3>til 3,00 g/cm<3>(innenfor et ganske smalt område), kan den diskrete kosinusverdien (DC-verdien) erstattes av differansen mellom DC-verdien og dens estimat. Estimatverdien av DC er basert på størrelsen av dataene. Fig.7 illustrerer den estimerte DC-verdien for den to-dimensjonale DCT. x-aksen viser størrelsen av dataene. y-aksen viser den estimerte DC-verdien for den to-dimensjonale DCT.

[0049] Utgangsmatrisen for DCT-koeffisientene innholder heltall. Signalenergien ligger ved forholdsvis lav frekvenser, idet disse opptrer i det øvre venstre hjørne av DCT (tabell 1). De nedre høyre verdiene representerer høyere frekvenser og er ofte små nok til å bli neglisjert med liten synlig forvrengning. Tabell 1 viser hvordan DCT opererer på 8 x 8-matrisen.

Tabell 1: DCT-koeffisienter

[0050] Kvantifisering er illustrert ved 411 på fig.4. Det er et kompromiss mellom bildekvalitet og kvantifiseringsgrad. En stor kvantifiserings-trinnstørrelse kan frembringe uakseptabelt store bildeforvrengninger. Denne effekten ligner på kvantifiserende Fourier-rekkekoeffisienter som er for grove; Store forvrengninger vil bli resultatet. Finere kvantifisering fører dessverre til lavere kompresjonsforhold. Spørsmålet er hvordan DCT-koeffisientene skal kvantifiseres på mest effektiv måte. På grunn av det menneskelige øyets naturlige høyfrekvente avrulling, spiller disse frekvensene en mindre viktig rolle enn de lave frekvensene. Dette lar et data- eller avbildnings-format, f.eks. JPEG, bruke en meget høyere trinnstørrelse for høyfrekvenskoeffisientene med liten merkbar bildeforvrengning.

[0051] Kvantifiseringsmatrisen er 8 x 8-matrisen i trinnstørrelser (noen ganger kalt kvantum) - ett element for hver DCT-koeffisient. Den er vanligvis symmetrisk. Trinnstørrelser vil være små øverst til venstre (lave frekvenser), og store øverst til høyre (høyer frekvenser; en trinnstørrelse lik 1 er den mest nøyaktig. Kvantifiseringsanordningen deler DCT-koeffisientene med den tilsvarende størrelsen og avrunder så til det nærmeste heltallet. Store kvantifiserings-matrisekoeffisienter driver små koeffisienter ned til null. Resultatet: mange høyfrekvenskoeffisienter blir lik null, og blir dermed lettere å kode. Lavfrekvenskoeffisientene gjennomgår bare mindre justeringer. Ved å velge parameterisering av matrisene på en effektiv måte, fører nuller blant høyfrekvenskoeffisientene til effektiv kompresjon. Tabell 2 viser kvantifiseringsmatrisen.

Tabell 2: Kvantifiseringsmatrisen

Tabell 3: Kvantifiserte data

[0052] Tabell 3 viser de kvantifiserte data som er gitt i tabell 1. Kvantifisering er blitt utført i to trinn: 1) Dynamisk områdereduksjon, 2) EZW (Embedded Zerotree Wavelet Encoder, innbakt nulltre-bølgekoding). En lineær kvantifiseringsanordning er blitt brukt. I noen tilfeller har imidlertid noen av koeffisientene en meget stor verdi i forhold til andre koeffisientverdier. Mest sannsynlig vil disse verdiene bli plassert i den første kolonnen for data basert på egenskapen til den to-dimensjonale DCT. Antallet elementer i den første kolonnen avhenger imidlertid av datastørrelsen, men for en datastørrelse med lengde mindre enn 360, viser det seg at hvis det er en stor koeffisient har den stor sjanse til å opptre i de første åtte elementene i den første kolonnen. Heltallsverdien til de første få koeffisientene vil derfor bli valgt separat, og de vil bli erstattet av differansen mellom den aktuelle verdien og den kodede verdien. Resten av dataene vil bli multiplisert med 100 og omdannet til heltall, og vil så bli kvantifisert i henhold til EZW-metoden. Fig.8 viser hvordan EZW-metoden avsøker bildet. Se Embedded Image Coding Using Zerotrees of Wavelet Coefficients, Shapiro, J.M., IEEE Transactions on Signal Processing, Vol.41, nr.12, desember 1993, eller N.M. Rajpoot og R.G. Wilson, Progressive Image Coding Using Augmented Zerotrees of Wavelet Coefficients, Research Report CS-RR-350, Department of Computer Science, University of Warwick (UK), september 1998.

[0053] Bildet vil bli skannet i flere gjennomløp. I hvert gjennomløp vil elementene bli sammenlignet med en terskel. Hvis elementverdiene overskrider terskelen (f.eks. kan terskelen være lik 20, men dette vil være data- og/eller områdeavhengig) vil det bli erstattet med den aktuelle verdien til elementene minus 1,5 ganger terskelen. Terskelen vil så bli redusert i en forutbestemt rekkefølge og flere gjennomkjøringer vil bli foretatt inntil den maksimalt tillatte størrelsen av dataene vil bli nådd.

[0054] De kvantiserte dataene kan være kodet i forskjellige formater ved 423 på fig. 4 avhengig av om et bilde eller bare valgte parametere (f.eks. fallvinkel, egenskapsdybde og andre tilknyttede karakteristikker) skal overføres til overflaten. Det første formatet er for fallvinkeloverføring (f.eks. fra 419 til 421 på fig.4); det andre formatet er for bildeoverføring (som illustrert fra 411 til 421 på fig.4). Et eksempel på fallvinkelparametere kan være kodet som følger: Bufferstørrelsen vil bli satt til 6 byte. Den første biten som null indikerer at pakken har fallvinkeldata, de neste 17 bitene indikerer tidspunktet hvor minimumsverdien av egenskapen har inntruffet, de neste 8 bitene indikerer amplituden til egenskapen og de neste 3 bitene indikerer den sektoren hvor maksimum har inntruffet. Etter at data er kodet og formatert, kan dataene formateres ytterligere og komprimeres og kodes slik at de kodede, komprimerte verdiene blir tilført (425 på fig.3) til en valgt posisjon i et telemetriformat for overføring (413 på fig.4) til registreringsenheten på overflaten.

[0055] Hvis dataene er for et bilde, vil den første biten i koden være ’1’ som indikerer at bildet har data fulgt av 17 biter for tidspunktet for de første dataene, fulgt av noe administrativ informasjon, så dataene. Dataene vil være kodet i deler: 1) den dynamiske bildereduksjonskoden; 2) EZW-koden. Den dynamiske områdereduksjonskoden, de første åtte datapunktene tilordnet tre biter for hvert punkt. Hvis datapunktet har en maksimumsverdi, indikerer det at den neste verdien skal adderes til den aktuelle verdien for å få den aktuelle dataverdien. Utgangen fra EZW er ett av de fire symbolene (P, N, Z og T). Hvor symbolet T har større sannsynlighet for å bli funnet i dataene, idet T kan tilordnes 0, Z vil bli tildelt 10, N vil bli tilordnet 110 og P skal tilordnes 111.

[0056] EZW (innbakt nulltre-bølgekoder) kan være ineffektiv når den blir brukt med DCT-koeffisienter. Ved å omarrangere DCT-blokkene i en spesiell rekkefølge, blir det imidlertid mulig å bruke EZW med DCT på en meget effektiv måte, og derved videre å overføre data i flere oppløsninger slik at et antall oppløsninger for dataene kan overføres og rekombineres i henhold til den endelig ønskede løsningen. Den diskrete kosinustransformasjonen kan brukes for bildekompresjon med flere oppløsninger for å komprimere og dekomponere bildet med små beregninger sammenlignet med småbølger. Det muliggjør overføring av ett eller flere oppløsningsnivåer for det komprimerte bilde i en støykanal og eventuelt å tape bare ett oppløsningsnivå eller et delvis oppløsningsnivå på grunn av støy, i stedet for å tape hele bildet. Bildene og/eller de komprimerte bildene kan også lagres i lageret (f.eks. i flash-lageret) nede i hullet i et format med høy oppløsning slik at brukeren kan overføre bare oppløsningen eller antallet oppløsninger som er nødvendig eller ønsket pr. bilde, basert på innstillingen for algoritmeparameterne.

[0057] Matrisereorganisering: inngangsbildet vil bli inndelt i N x N blokker, og DCT vil bli brukt på hver blokk. DC-koeffisienten for hver blokk vil bli erstattet av differansen mellom DC-koeffisienten og dens estimerte verdi. De nye DCT-matrisene vil bli omordnet til en ny matrise som er egnet for LZW. Tabell 4 og tabell 5 viser to blokker for DCT-matrisen. De to blokkene i DCT vil bli arrangert i en ny matrise som følger.

Tabell 4: DCT av to blokker

[0058] Den første kolonnen i DCT-blokken vil bli den første raden i den nye hvis dimensjonene til den nye matrisen tillater det, hvis ikke vil den starte fra den neste raden i den nye matrisen. De andre kolonnene i DCT-blokkene i den nye matrisen blir som ovenfor inntil alle DCT-blokkene er blitt skannet. Den nye matrisen behøver ikke å være symmetrisk, men LSW kan virke i ikke-symmetriske matriser og fremdeles gi kompresjonsforhold høyere enn JPEG. Symmetriske matriser gir meget høyere kompresjonsforhold. Tabell 5 viser den nye matrisen etter rotasjon for to DCT-blokker.

[0059] Bildet vil bli avsøkt i mange gjennomløp, og i hvert gjennomløp vil hvert element bli indikert hvis det er over en terskel, og hvis det er over terskelen vil det bli erstattet med den aktuelle verdien av elementene minus 1,5 ganger terskelen. Terskelen vil bli redusert i forutbestemt rekkefølge og flere gjennomløp vil bli foretatt inntil den maksimalt tillatte størrelsen av dataene blir oppnådd.

Tabell 5: DCT av den nye matrisen etter omordning av DCT-blokkene

[0060] Rekonstruksjonsmodul: Den andre modulen kjøres ved overflaten. Modulen mottar én eller flere blokker med binære tall som er overført, og en kopi av de valgte parameterne. Den andre modulen kan f.eks. være implementert som en utførbar fil ved bruk av Matlab.

[0061] Utgangen fra den andre modulen kan være en ASCII-fil som representerer bildet ved basistidspunkter. Den andre modulen koder den/de mottatte bokken/ blokkene med data og bestemmer om dataene representerer et bilde eller representerer parameterne for den tilsynelatende fallvinkelen. Hvis de mottatte blokkene er et bilde, genererer den andre modulen en ASCII-fil. Den første raden i ASCII-filen representerer tidspunktet for hver avlesning i de neste åtte kolonnene. Den første kolonnen har tiden (hh:mm:ss), og den andre kolonnen til den niende kolonnen har densitetsdataene som representerer bildet.

[0062] Datarekonstruksjon: Den utførbare filen ved overflaten mottar datapakken og parameteren som er blitt overført. Hvis den første biten er lik null, genererer den parametere for tilsynelatende fallvinkel. Hvis den første biten i dataene er lik én, ekstraheres bildet. Fig.9 viser rådata som er blitt komprimert med tre kompresjonsnivåer ved å bruke en multioppløsnings-kompresjonsalgoritme i likhet med den diskrete kosinus-transformasjonen. Fig.10 viser dataene ved en oppløsning som er blitt komprimert med forholdsvis høyt kompresjonsforhold (med en kompresjon på 300:1). Fig.11 viser dataene som er komprimert med et middels kompresjonsforhold (med en kompresjon lik 150:1). Fig.12 viser dataene som er blitt komprimert med et forholdsvis lavt kompresjonsforhold (en kompresjon på 100:1 eller tre ganger så mange data som for fig.10).

[0063] Visningsmodul: Bildet representerer strukturen til grunnformasjonen slik at det ikke lenger er hensiktsmessig å fargelegge kartbildet med ”jordtonefarger”. På grunn av det menneskelige øyets naturlige høye frekvensavrulling, spiller disse frekvensene en mindre viktig rolle enn lave frekvenser. Densitetsdataene representerer bilder med lav oppløsning slik at det kan være mer hensiktsmessig å glatte bildet i dybderetningen før det vises. Også asimutalt sektorinndelte loggedata kan interpoleres for å generere et glatt bilde i både dybderetningen og asimutretningen. En passende lineær interpolasjon og et fargekartskjema kan implementeres. Laggrenser vil fremvises som sinusbølger.

[0064] Feilanalyse: Ett av de mest utfordrende problemene ved bildekompresjon er å måle kvaliteten av bildet uttrykt ved feil. Selv om mesteparten av de vanlige feilanalysene gir en indikasjon på størrelsen av feilen i bildet, er det nødvendig at et bilde med lavere feilmåling ser bedre ut enn et bilde med større feilmåling.

[0065] Eksempler på to kriterier som er blitt brukt til å måle feilen i bildet, er som vist i ligning 2 og ligning 3.

[0066] Feilmålingene måler ikke bildekvaliteten særlig nøyaktig. Fig.13 viser den akkumulerte feilen som funksjon av kompresjonsforholdet, og fig.14 viser rotmiddel-kvadrat-feilen (RMS-feilen) som funksjon av kompresjonsforholdet. Brukerens behov endres i henhold til boreforholdene. For å konfigurere verktøyet i henhold til brukerens behov, må verktøyet konfigureres enten på overflaten eller underveis ved kommandoer ned til verktøyet.

[0067] På overflaten: En parametertabell kan oppdateres på overflaten. I tilfeller hvor parametertabellen ikke er blitt oppdatert, vil systemet benytte normalverdier eller forutbestemte verdier.

[0068] Nedadforbindelse: For å konfigurere systemet underveis, er det nødvendig med nedadrettede kommandoer. I tilfeller hvor verktøyet ikke er blitt konfigurert på overflaten, kan en ny konfigurasjon sendes som en kommando over en nedoverforbindelse. Dataene kan være umiddelbart tilgjengelige til bruk. De tilgjengelige konfigurasjonsmulighetene er som i de følgende eksemplene:

[0069] Den andel av densitetsdataene som må overføres:

a. Den siste blokken fra den aktuelle posisjonen til bufferet;

blokkestørrelsen er 8*128

b. De siste N blokkene

c. Hele bildet

d. Området/områdene hvor den siste egenskapen/egenskapene er blitt lokalisert

e. Parameteren eller karakteristikkene til den tilsynelatende fallvinkelen

[0070] Komprimeringsnivået for hele bildet

a. Lav kompresjon (f.eks.60:1)

b. Middels kompresjon (f.eks.90:1)

c. Høy kompresjon (f.eks.150:1)

[0071] Fremgangsmåte for dataoverføring

a. På kommando, nedover

b. Periodisk funksjon generert av styringsenheten. Den periodiske funksjonen vil bli aktivert/deaktivert på overflaten og/eller konfigurert ved hjelp av en kommando ned i hullet. De periodiske funksjonskommandoene er: i. Hver potens for overføring av den siste datablokken

ii. Hver potens på overføring av det siste område av interesse iii. Hver potens for overføring av parameterne for den tilsynelatende fallvinkelen

iv. Hver potens for overføring av en kombinasjon fra overflaten v. Når bildet er tilgjengelig (det vil si hvert 1280 sekund)

vi. Når et område av interesse er tilgjengelig, dvs. kontroll hvert 1280 sekund

vii. Når parameterne for den tilsynelatende fallvinkelen er tilgjengelig, dvs. hvert 320 sekund.

[0072] Som illustrert på fig.15 tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å logge en grunnformasjon og innhente overflateinforasjon hvor et loggeverktøy blir transport i borehullet 1502 for å fremskaffe parametere av interesse 1504. Parameterne av interesse som blir fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske egenskaper, som kjent på området. Etter behov blir en veggavstand og en asimutverdi tilknyttet målingene fremskaffet 1506 og korreksjoner blir påført. De tilsvarende dataene kan filtreres og/eller glattes om nødvendig. Parameterne av interesse i forbindelse med de asimutale sektorene blir dannet i et antall kostnadsfunksjoner 1508 hvorfra områder av interesse blir bestemt 1510 for å oppløse karakteristikker ved egenskapene av interesse inne i områdene. For innledende avgrensning av områder av interesse og tilhørende egenskaper, kan også kostnadsfunksjoner fra et antall sektorer kombineres for effektivt å oppnå lovende områder for kostnadsfunksjonene. Egenskapene kan bestemmes for å fremskaffe tids- eller dybdeposisjoner av laggrenser og fallvinkelen 1512 i borehullet i forhold til undergrunnsstrukturer, så vel som orienteringen til loggeutstyret og overflatestrukturen. Karakteristikker ved egenskapene innbefatter tid, dybde, fall av undergrunnstrukturer. Områdene av interesse kan generelt karakteriseres i henhold til oppførselen til områdene i nærheten av forskjellige undergrunnstrekk. En tynn lagtyperespons kan f.eks. karakteriseres som vist på fig. 5B hvor området av interesse spenner over to positive, lokale amplitudemaksima med et lokalt minimum mellom maksimumsverdiene. Dette er nærmere illustrert på fig.5C ved området 501 av interesse. Fig.5C illustrerer fire typer av områder av interesse som har egenskaper som kan identifiseres, og illustrerer hvordan egenskapene er anbrakt omkring en vilkårlig referansen 509. Den inverse verdien av situasjonen ved 501 er illustrert ved hjelp av området 503 av interesse hvor to minima omgir et maksimum. Området 505 av interesse illustrerer den situasjon hvor en egenskap finnes mellom et område med maksimumsverdier som har en forholdsvis hurtig overgang til minimumsverdier. Området 507 av interesse illustrerer den situasjon hvor en egenskap finnes mellom et område med minimumsverdier som har en forholdsvis hurtig overgang til maksimumsverdier.

[0073] Som illustrert på fig.16 tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å logge en grunnformasjon og fremskaffe et antall parametere av interesse for en grunnformasjon 1002 som gjennomtrenges av et borehull ved asimutalt atskilte posisjoner i borehullet, og å definere et antall asimutale sektorer som er tilknyttet parameterne av interesse. Parameterne av interesse, som blir fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Antallet kostnadsfunksjoner 1604 blir bestemt fra antallet parametere av interesse i forbindelse med asimutsektorene. Egenskaper eller trekk blir bestemt innenfor antallet kostnadsfunksjoner 1606. En fallvinkel blir bestemt fra egenskapene 1608 som er bestemt fra kostnadsfunksjonene. Fallvinkelen blir så kodet, 1610, og overført til overflateregistreringsenheten for ytterligere anvendelser.

[0075] Som illustrert på fig.17 tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for logging av en grunnformasjon og innsamling av undergrunnsinformasjon hvor et loggeverktøy blir transportert i borehullet 1702 for å fremskaffe parametere 1704 av interesse. Parameterne av interesse som blir fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Etter behov blir en veggavstand og en asimutverdi tilknyttet målingene fremskaffet 1706 og korreksjoner blir påført. De korrigerte dataene kan tilpasses og/eller glattes etter behov. Ved dette punktet kan parameterne av interesse som er tilknyttet asimutale sektorer, kodes ved et antall oppløsninger ved å bruke en diskret kosinustransformasjon til å oppnå kodede data 1706 som kan overføres til overflaten 1710. Figurene 10, 11 og 12 demonstrerer rekombinasjonen av antallet oppløsninger når kompresjonsendringer fra 300:1 på fig.10, 150:1 på fig.11 og til slutt 100:1 som den tredje inngangen til de kombinerte oppløsningene.

[0076] En annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse sørger for nøyaktige bestemmelser av informasjon om geometriske undergrunnstrekk, fall- og asimutinformasjon, uavhengighet av absolutte dybdedata for systemet. Disse bestemmelsene kan tilveiebringes ved å korrelere tidsbaserte bilder og/eller andre data fra to eller flere sensorer med kjent avstand på verktøyet eller verktøyene, sammen med boretilstanden. MWD (eller LWD) -logger og bilder blir samlet som funksjon av tid. For å beregne asimutverdien for fallvinkel fra innsamlede brønnhullsbilder eller data, vil dataene normalt bli plottet eller lagret etter dybde. Ved overflaten er dybden et mål på mengde med borerør i hullet ved et gitt tidspunkt. Nede i hullet kan en lignende fremgangsmåte brukes til å måle inkremental dybde. I dette tilfelle blir avstanden mellom to sensorer og avlesningen av disse sensorene korrelert for å fremskaffe tidsavstanden for når to eller flere separate sensorer krysser et undergrunnstrekk. Tiden det tar for to sensorer å passere det samme trekket, gir boringshastighet, og avstanden mellom de to sensorene kan brukes til å bestemme skjæringsdybden for trekket eller egenskapen. Geometrien til trekket i forhold til borehullet kan så bestemmes nøyaktig ved å bruke denne inkrementale dybden. Jo nærmere sensorene er fra hverandre, jo mindre påvirket blir nøyaktigheten av den inkrementale dybden for borehastighetsvariasjoner. Jo lenger de er atskilt fra hverandre, jo større blir tidsintervallet for dybdeomforming. Sensorer med lignende oppløsning og undersøkelsesdybde vil gi de mest nøyaktige dataene.

[0077] Fig.18 illustrerer en skjematisk versjon av et brønnhullsverktøy 1801 som omfatter en kilde og sensorkombinasjon festet til borestrengen 120 for bruk med foreliggende oppfinnelse. Som kjent for fagkyndige på området, kan mer enn én kilde S benyttes på et verktøy, og et antall sensorer (R1, R2 til Rn) benyttes.

Sensorene kan være av mer enn én type. Kilden kan være en hvilken som helst brønnhullskilde som er kjent på området, for eksempel en akustisk, gammastrålings- eller en resistivitetskilde.

[0078] Når brønnhullsverktøyet 1801 passerer gjennom borehullet, sampler kildene og sensorene grunnformasjonen i nærheten av borehullet, og overlappende dataserier blir innsamlet langs borehullet. Data fra hver sensor blir innsamlet i en dataserie. Hver dataserie kan representere målinger i tid og/eller dybde med kjente avstander som illustrert på fig.18 ved eksemplene D1, D2, D3 og D4. For tidsbaserte bildedata, tidsseparasjonsverdiene, t, mellom signaler innsamlet fra separate sensorer for individuelle undergrunnegenskaper, blir bestemt fra dataserie fra to eller flere sensorer. Tidsseparasjonene kan bestemmes ved å bruke korrelasjons- eller andre metoder som er kjent på området, eller som beskrevet ovenfor. Ved å bruke de kjente, rommessige sensoravstandene, d, og tidsavstandsverdien, t, kan en boringshastighet bestemmes. Ved å bruke denne informasjonen kan den inkrementale dybden for undergrunnsegenskapen defineres. Geometriene til undergrunnstrekk i inkremental dybde i forhold til brønnhullet, kan bestemmes nøyaktig, innbefattende uhyre nøyaktig fall- og asimut-informasjon vedrørende strukturene til borehullet. På denne måten kan geometriene til strukturelle egenskaper i forhold til brønnhullet bestemmes nøyaktig ved å bruke den lokalt bestemte inkrementale dybden uten å benytte den absolutte dybdeinformasjon (f.eks. telemetridata fra overflaten).

[0079] Fig.19 illustrerer parameterbestemmelse for en strukturell egenskap i forhold til borehullet. En tidsbasert dataavbildningstrase FR1 som representerer en undergrunnstruktur fra en første sensor, kan sammenlignes med data FR2 som representerer den samme undergrunnstrukturen fra en annen sensor, ved korrelasjon eller en annen fremgangsmåte for å bestemme egenskapsseparasjonstiden ( Δt) for egenskaper som gjennomskjæres av sensorene. Offset-avstanden mellom sensorene kan inndeles ved hjelp av egenskapstidsavstanden for å gi boringshastigheten og fremskaffe den inkrementale dybden i forhold til egenskapsgeometrier. Etter bestemmelse av egenskapens inkrementale dybde, kan de individuelle trekkene eller egenskapene analyseres ved å bruke én av flere fremgangsmåter innbefattende direkte måling av minimums- og maksimumsutsvingende til signalene i forhold til borehullet for å gjenkjenne fallvinkelfunksjonen 601 for DCT som beskrevet ovenfor på fig.6A.

[0080] Fig.20 illustrerer foreliggende oppfinnelse som tilveiebringer fremgangsmåter og anordninger for å transportere et loggeverktøy inn i et borehull i en grunnformasjon og rotere verktøyet i dette 2002. Parametere av interesse (f.eks. densitet, akustiske målinger, resistivitet, osv.) blir målt ved å bruke et antall sensorer 2004 som sampler overlappende gjennomkjøringer i undergrunnen. For en undergrunnsstruktur eller en undergrunnsformasjon av interesse, blir tidsavstanden mellom de innsamlede signalene tilknyttet formasjonen av interesse, bestemt, og en boringshastighet blir bestemt 2006. Ved å bruke denne informasjonen blir de lokale, inkrementale dybdeverdiene tilordnet dataene, innbefattende undergrunnsegenskapene eller formasjonen 2008, derved fremskaffet, hvor dataene er inkrementerte dybdedata. Geometrien til undergrunnsegenskapen blir dybdeinkrementert i forhold til borehullet og kan så bestemmes 2010. Geometrien til attributtene innbefatter fall, asimut, tykkelse og form i forhold til borehullet, blant andre ting.

[0081] Selv om den foregående beskrivelse er rettet mot de foretrukne utførelsesformene av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være opplagte for fagkyndige på området. Det er ment at alle varianter innenfor rammen av de vedføyde patentkrav skal være omfattet av den foregående beskrivelse.

Claims (11)

P A T E N T K R A V

1. Fremgangsmåte for logging av en grunnformasjon som omfatter:

(a) å transportere et loggeverktøy inn i et borehull i grunnformasjonen og rotere verktøyet deri;

(b) å innhente et antall målinger av en loggeparameter for grunnformasjonen under rotasjon av verktøyet ettersom loggeverktøyet beveger seg gjennom borehullet, hvor antallet målinger blir innsamlet med et antall av aksialt adskilte sensorer;

videre k a r a k t e r i s e r t v e d

(c) å bestemme en tidsseparasjonsverdi antydende for en tid mellom kryssing av en undergrunnsegenskap ved en første av antallet av aksialt adskilte sensorer og ved en andre av de aksialt adskilte sensorer ved å benytte antallet målinger i undergrunnsegenskapen;

(d) å bestemme en lokalt utpekt dybde for undergrunnsegenskapen fra tidsseparasjonsverdien og en forskyvningsavstand mellom antallet av aksialt adskilte sensorer; og

(e) å bestemme en geometri for undergrunnsegenskapen i betingelser av de lokalt utpekte målinger.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor geometrien er valgt fra den gruppe som består av: i) en fallvinkel av undergrunnsegenskapen, ii) asimutretningen av fallvinkelen til undergrunnsegenskapen og iii) en tykkelse av undergrunnsegenskapen.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å bestemme en fallvinkel av undergrunnsegenskapen i forhold til borehullet ved å tilpasse en valgt matematisk funksjon til undergrunnsegenskapen ved den lokalt utpekte dybde.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor den valgte matematiske funksjonen er en diskret kosinustransformasjon.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor loggeparameteren er valgt fra den gruppe som består av: i) densitet, ii) porøsitet, iii) elektrisk resistivitet, iv) en kjernemagnetisk resonansegenskap og v) akustisk reflektans.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å komprimere antallet av målinger ved å bruke en diskret kosinustransformasjon for multioppløsningsbildekompresjon.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å kode antallet målinger av loggeparameteren ved et antall oppløsninger ved å bruke en diskret kosinustransformasjon til å fremskaffe kodede data, og å overføre de kodede dataene til en registreringsenhet på overflaten.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å fremvise undergrunnsegenskapen som en sinusbølge.

9. Anordning for logging-under-boring av et borehull i en grunnformasjon som omfatter:

(a) et vektrør som bærer en borkrone for boring av borehullet;

(b) et antall aksialt adskilte sensorer båret av vektrøret for å ta målinger av en loggeparameter i grunnformasjonen;

videre k a r a k t e r i s e r t v e d

(c) en prosessor for å bestemme en tidsseparasjon antydende for en tid mellom kryssing av en undergrunnsegenskap ved en første av antallet av aksialt adskilte sensorer og ved en andre av de aksialt adskilte sensorer og for å bestemme en lokal dybde for undergrunnsegenskapen, og for å bestemme en geometri for undergrunnsegenskapen i lokale dybdemålinger.

10. Anordning ifølge krav 9, hvor sensoren er valgt fra den gruppe som består av: i) en densitetssensor, ii) en porøsitetssensor, iii) en elektrisk resistivitetssensor, iv) en kjernemagnetisk resonansegenskapssensor og v) en akustisk reflektanssensor.

11. Anordning ifølge i krav 9, videre omfattende telemetri for å kommunisere data til en registreringsenhet på overflaten.