NO342382B1 - Fremgangsmåte for logging av jordformasjoner under boring av et brønnborehull - Google Patents

Abstract

Oppfinnelsen vedrører anordninger og fremgangsmåterfor overføring og drift av analytisk instrumentering i et brønnborehull. Mer særskilt vedrører oppfinnelsen måling av borehullstilstander og parametere i jordformasjoner som penetreres av borehull, under utnyttelse av rør for overføring av den nødvendige analytiske instrumentering.

Description

FREMGANGSMÅTE FOR LOGGING AV JORDFORMASJONER UNDER BORING AV ET

BRØNNBOREHULL

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for overføring og drift av analytisk instrumentering i et brønnborehull. Mer særskilt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for logging av jordformasjo-5 ner under boring av brønnborehullet.

Egenskapene til borehullsomgivelsene er av stor betydning ved hydrokarbonproduksjon. Disse egenskaper innbefatter parametere som relaterer seg til borehullet, parametere som relaterer seg til egenskaper i formasjoner som penetreres av borehullet, og parametere som er tilknyttet boringen og den etterfølgende produksjon i borehullet. Borehullsparametere innbefatter temperatur og ia trykk, boreveggformen, krumningen, orienteringen og liknende. Formasjonsegenskaper innbefatter tetthet, porøsitet, akustisk hastighet, resistivitet, formasjonsfluidtype, formasjonsavbildning, trykk og permeabilitet. Parametere tilordnet boringen innbefatter vekten på borkronen, borehullshellingen, borehullsretningen og liknende.

Egenskapene til borehullsomgivelsene oppnås vanligvis med to generelle geofysiske teknologii5 klasser. Den første klassen betegnes vanligvis som vaierteknologi og den andre klassen betegnes vanligvis som "måling under boring" (measurement-while-drilling) (MWD) eller "logging under boring" (logging-while-drilling) (LWD).

Når det benyttes vaierteknologi blir et nedihullsinstrument som innbefatter én eller flere sensorer, ført i borehullet ved hjelp av en kabel eller vaier etter at brønnen er boret. Nedihullsinstrumentet 20 har vanligvis forbindelse med instrumentering på overflaten via vaieren. Borehulls- og formasjonsmålinger blir vanligvis registrert i sanntid på overflaten. Disse målinger blir typisk opptegnet som en funksjon av dybden i borehullet, slik at det derved dannes en "logg” med målinger. Den grunnleggende vaierteknologien har ekspandert til andre anvendelser. Eksempelvis kan nedihullsinstrumentet beveges ved hjelp av et rør så som et produksjons-/kveilrør. Et annet eksempel er hvor 25 nedihullsinstrumentet beveges med en "glatt line" som ikke tjener som data- og kraftledning til overflaten. Nok et eksempel er et hvor nedihullsinstrumentet beveges ved at slam sirkuleres i borehullet. I utførelser hvor bevegelsesmidlet ikke samtidig tjener som dataledning til overflaten, blir målinger og tilsvarende dybder opptegnet i verktøyet og deretter gjenvunnet på overflaten for tilveiebringelse av den ønskede logg. Slike utførelser blir vanligvis betegnet som "hukommelses"-verktøy. Samtlige av de forannevnte utførelser av vaierteknologien har en felles begrensning ved at de benyttes etter at borehullet er boret.

Bruk av MWD- eller LWD-teknologi medfører at de målinger som måtte være av interesse blir gjennomført under boringen av borehullet, eller i det minste i løpet av boringen når borestrengen periodisk tas opp, eller "kjøres” for å bytte ut nedslitte borkroner, skrape borehullet, sette på plass ffiringsrøravsnitt og liknende.

Så vel vaier- som LWD/MWD-teknologiene byr på fordeler og ulemper som er velkjente for fagverdenen. De skal her derfor bare kort omtales. Visse vaiermålinger gir mer nøyaktige og presise målinger enn deres LWD/MCD-motparter. Som et eksempel egner dipol- skjær- akustiske logger seg bedre for vaieroperasjoner enn for de akustisk "støyende” boreoperasjoner. Visse LWD/MWD-målinger gir mer nøyaktige og presise målinger enn deres vaiermotparter fordi de tilveiebringes under boringen av borehullet og før borefluidet invaderer den penetrerte formasjon i umiddelbar nærhet av brønnborehullet. Som eksempel egner visse typer grunne, nukleære leselogger seg ofte bedre for LWD/MWD-operasjoner enn for vaieroperasjoner. Visse vaiermålinger benytter leddputer som har direkte kontakt med formasjonen og som plasseres ved hjelp av armer som rager ut av vaierverktøyets hovedlegeme. Eksempler innbefatter visse typer av borehullsbilder- og formasjonstestingsverktøy. Målinger med puter er ikke konseptuelt mulige med LWD/MWD-systemer, fordi LWD/MWD-målinger typisk tilveiebringes mens måleinstrumentet roteres med borestrengen. Sagt på annen måte, puten og armene vil raskt skjæres av som følge av borestrengens rotasjon.

Fra publikasjonen US 5963037 A er det kjent en fremgangsmåte for generering av en strømningsprofil av et borehull, omfattende de følgende trinn:

(a) å kjøre et resistivitetsverktøy gjennom borehullet, mens borehullet blir boret, og sekvensielt måle og resistere ved hver sekvens av utvalgte punkter langs borehullet, en sekvensiell serie resistiviteter målt under boring (MWD);

(b) å tillate fluid fra borehullet å penetrere inn i formasjonen;

(c) å gjenvinne resistivitetsverktøyet gjennom borehullet etter at væsken har penetrert inn i formasjonen, og sekvensielt måle og registrere på i det vesentlige de samme punkter som MWD-resistivitetene ble fremstilt, en sekvensiell serie av resistiviteter målt etter boring;

(d) beregne for hvert punkt den aritmetiske forskjellen mellom MWD-resistiviteten og den tilsvarende MAD-resistiviteten registrert for det respektive punktet;

(e) opptak for hvert respektive punkt i punktsekvensen, summen av aritmetiske forskjeller for det respektive punkt og hvert punkt som følger det respektive punkt i punktsekvensen; og

(f) å generere en resistivitetsstrømningsprofil for borehullet ved å plotte verdien av summene beregnet for hvert punkt i sekvensen av punkter, hvor størrelsen av permeabiliteten til en sone i formasjonen og dermed av den potensielle produktive strømmen fra det punktet i borehullet som er i det vesentlige proporsjonalt med størrelsen av hellingen til profilen som svarer til det punktet.

Det beskrives et borehullsoverføringssystem som integrerer nedihullsinstrumentering av vaiertypen i de borestrengkjøringer som typisk gjennomføres under en boring av et borehull. Dette øker den type målinger som kan oppnås under boringen. Utstyrskostnader og vedlikeholdskostnader blir ofte redusert. Visse verktøy av vaiertypen kan benyttes under boringer for tilveiebringelse av målinger 5 som er overlegne de man kan oppnå med LWD/MWD-motparter, men ikke under boringer hvor borestrengen roterer. Andre typer vaierverktøy kan benyttes for oppnåelse av målinger som ikke er mulige med LWD/MWD-systemer.

Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for logging av jordformasjoner, innbefattende trinnene:

ia a) utledning av en første måling av jordformasjonene under boring av et borehull og ved bruk av et logging-under-boring (LWD/MWD)-målesystem i en LWD/MWD-seksjon som føres inn i borehullet med en borestreng under en første kjøring, og

b) utledning av en andre måling og en tredje måling av jordformasjonene under en andre kjøring i borehullet, hvor den andre målingen omfatter måling av minst én LWD/MWD-logg ved hjelp av is LWD/MWD-seksjonen, og den tredje målingen omfatter måling av minst én vaierlogg med et vaienmålesystem som føres inn i borehullet i borestrengen, idet

c) vaiermålesystemet føres inn i borehullet i en vaierbærerseksjon i et vektrør i borestrengen, d) vaiermålesystemet føres ut fra vaierbærerseksjonen for utledning av den nevnte tredje måling, og

20 e) korrelering av den i det minste ene vaierlogg med LWD/MWD-loggen oppnådd under den første kjøringen mens borestrengen roterer, under utnyttelse av den i det minste ene LWD/MWD-loggen som er oppnådd under den andre kjøringen.

Ytterligere trekk ved fremgangsmåten fremgår av de uselvstendige kravene 2-10.

Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere under henvisning til tegningen hvor:

25 Figur 1 viser et borehullsoverføringssystem for et vaierverktøy, med overføringssystemet plassert ved hjelp av en borestreng i et borehull,

Figur 2a viser borehullsoverføringssystemet med det deri inneholdte vaierverktøy, og figur 2b viser borehullsoverføringssystemet med tilknyttet vaierverktøy og plassert i borehullet,

30 Figur 3 viser et hybrid system hvor vaieroverføringssystemet er kombinert med et LWD/ MWD-instrument, idet vaierverktøyet er plassert i borehullet,

Figur 4a viser en LWD/MWD-subanordning som er kombinert med en telemetri- og kraftsubseksjon i borehullsoverføringssystemet, for derved å danne et LWD/MWD-system for måling av interessante parametere under bevegelse i borehullet, og

Figur 4b viser en LWD/MWD-subanordning kombinert med vaieroverføringssystemet slik at vaierverktøyet og LWD/MWD-sensorene har en felles kraftkilde og en felles nedihullstelemetrienhet.

Figur 1 viser et borehullsoverføringssystem 100 som brukes for integrering av nedihullsinstrumen-5 tering av vaiertypen i kjøringene som periodisk foretas i løpet av en brønnboring. En vaierverktøyoverføringssubseksjon 10 (wireline conveyance sub "WCS") er driftstilknyttet en telemetrikraftsubseksjon 12 ("telemetry-power sub" "TPS”) og henger i et borehull 14 ved hjelp av en borestreng 18 med en mellomkobling av et koblingshode 13. Borehullet 14 penetrerer jordformasjonen 32. Den nedre enden til WCS 10 kan eventuelt være forbundet med en skraper 17. Borestrengens 18 øvre ia ende ender i en roterende borerigg 20, som er velkjent og er derfor bare her antydet. Borefluid eller boreslam pumpes ned gjennom borestrengen 18 og gjennom ledninger i TPS 12 og WCS 10. Ledningene er her bare antydet med de stiplede linjene 11. Boreslammet går ut ved den nedre enden av WCS 10 og går tilbake til overflaten gjennom borehullet 14. Boreslamstrømmen er antydet med pilene 15.

is Elementene i TPS 12 kommuniserer med en telemetrienhet 24 gjennom ledningen 22. Denne linjen kan innbefatte, uten å være begrenset dertil, et slampulstelemetrisystem, et akustisk telemetrisystem eller et elektromagnetisk telemetrisystem. Nedihullsmålinger mottas av telemetrienheten 24 og prosesseres etter behov i en prosessor 26 for oppnåelse av målinger av en interessant parameter. Den interessante parameteren opptegnes med en egnet elektronisk eller utskriftsenhet 28 og 20 blir fortrinnsvis vist som en logg 30 som en funksjon av måledybden.

Figur 2a er et mer detaljert riss av WCS10 og TPS 12. Et vaierverktøy 40 er vist anordnet i slamledningen som er antydet med de stiplede linjene 11. Her skal uttrykket "vaierverktøy" innbefatte verktøy som betjenes med en vaier, verktøy som betjenes med en glatt line, og hukommelsesverktøy som beveges ved hjelp av borefluid eller ved hjelp av tyngdekraften.

25 Vaierloggesystemene har vært brukt i flere tiår, og det første systemet ble brukt i et borehull i slutten av 1920-årene. Typiske verktøy har en ytterdiameter mellom ca. 4 cm og opptil mer enn 10 cm. Lengden kan variere fra en meter og opp til 30 meter. Verktøy i hus blir vanligvis fremstilt slik at de skal tåle trykk på over 700 kg pr cm<2>. Kraft blir typisk tilført fra overflaten gjennom vaieren. Formasjons- og borehullsdata som oppnås med sensorer i nedihullsverktøy, kan telemetreres til overfla-30 ten for prosessering der. Alternativt kan sensordata prosesseres i vaierverktøyet, idet da "svar” telemetreres til overflaten. Patentlitteraturen er full av beskrivelser av vaierverktøy. US patentene 3780302, 4424444 og 4002904 viser grunnleggende anordninger og fremgangsmåter i forbindelse med vaierioggesystemer.

Det skal igjen vises til figur 2a. Vaierverktøyets 40 øvre ende er fysisk og elektronisk forbundet 35 med en øvre kobling 42. TPS 12 innbefatter en krafttilførsel 48 og en nedihullstelemetrienhet 46.

Krafttilførselen 48 leverer kraft til vaierverktøyet 40 gjennom koblingen 42, når utstyret er utformet som i figur 2a. Krafttilførselen 48 leverer også kraft til nedihullstelemetrienheten 46, som antydet med pilen. Nedihullstelemetrienheten 46 erdrivforbundet, via den øvre kobling 42, med vaierverktøyet 40 via kommunikasjonslinjen som antydet med linjen 52. Kommunikasjonslinjen 52 kan være, men behøver ikke være begrenset til, en ledningsforbindelse eller eventuelt en "short-hop"-elektromagnetisk linje. Som vist i figur 2a kan et vaierverktøy føres inn i et brønnborehull 14 (se figur 1) ved hjelp av rørmidlerså som en borestreng 18. WCS 10 tjener til å beskytte vaierverktøyet 40 mot de krevende betingelser det møter i borehullet 14. Videre har verktøyet 40 forbindelse med overflaten under utnyttelse av nede i hullet og på overflaten anordnede telemetrienheter 46 og 24, via kommunikasjonslinjen 22, som, uten å være begrenset dertil, kan være et slampulstelemetrisystem, et akustisk telemetrisystem eller et elektromagnetisk telemetrisystem.

Ytterdiameteren til vaierverktøyet 40 er fortrinnsvis ca. 5, 72 cm (2,25 tommer), eller mindre, slik at verktøyet passer inn i ledningen 11 i WCS 10 og gir tilstrekkelig ringrom for boreslamstrømmen.

Så snart den ønskede dybden er nådd blir vaierverktøyet 40 ført ut fra WCS 10. Fortrinnsvis sendes et signal fra overflaten via telemetrilinjen 22, hvilket signal bevirker en fysisk frigjøring av verktøyet 40 fra den øvre kobling 42. Borefluidstrømmen i ledningen 11 , representert med pilen 15, vil skyve verktøyet 40 ut fra WCS 10 og inn i borehullet 14, slik det er vist i figur 2b. Er verktøyet 40 av putetypen blir armer 60 åpnet ut fra verktøyhuset, for plassering av putene mot eller nær formasjonen 32. Plasseringsverktøyet er fysisk og elektrisk forbundet med en nedre kobling 44, så som en våtkobling. Elektrisk kraft tilføres fordelaktig fra krafttilførselen 48 til verktøyet 40 ved hjelp av en ledning 50 i veggen til WCS 10. Alternativt kan kraft tilføres ved hjelp av en kveilledning (ikke vist) som strekker seg gjennom strømningsledningen (antydet med de stiplede linjer 11) fra den øvre koblingen 42 og til den nedre koblingen 44. Den telemetriske kommunikasjonen mellom verktøyet 40 og nedihullstelemetrienheten 46 skjer fordelaktig via den nedre kobling 44, her antydet med linjen 54. Kommunikasjonslinjen kan, uten å være begrenset dertil, innbefatte et lednings- eller et elektromagnetisk short-hop-system. Kommunikasjonen mellom nedihullstelemetrienheten 46 og telemetrienheten 24 på overflaten skjer via den forannevnte linje 22. Det skal her være underforstått at vaierverktøyet kan være en innretning uten puter.

Brønnlogging innbefatter at man plasserer overføringssystemet 100 i borehullet 12 på et bestemt dyp, fortrinnsvis i forbindelse med en boreoperasjon sånn som en skraperkjøring. Denne plasseringen skjer med vaierverktøy 40 inne i WCS 10, som vist i figur 2a. På det bestemte dyp og fortrinnsvis som følge av en ordre fra overflaten, blir vaierverktøyet frigjort fra den øvre kobling 42, presset ut fra WCS 10 under påvirkning av borefluidet (pilen 15) og holdt fast med den nedre kobling 44. Denne verktøyplasseringen er vist i figur 2b. Systemet 100 føres fordelaktig oppover i borehullet med borestrengen 18, og én eller flere interessante parametere blir så målt som en funksjon av dybden, for tilveiebringelse av den eller de ønskede logger 30 (se figur 1). Er vaierverktøyet 40 et formasjonstestverktøy, så stoppes systemet på den ønskede prøvedybde og det tas en trykkprøve eller fluidprøve eller begge deler fra formasjonen på den bestemte dybden. Alternativt kan formasjonstrykket måles, og formasjonstrykkmålinger og formasjonsfluidprøver kan tas.

Systemet 100 beveges så og stoppes på den neste interessante prøvedybden, og formasjonsfluidprøveprosedyren gjentas.

Overføringssystemet 100 kan kombineres med et LWD/MWD-system for derved å utnytte begge 5 teknologier. Som nevnt foran vil det være fordelaktig å benytte LWD/ MWD-teknologi for bestemmelse av visse interessante parametere, samtidig som det vil være fordelaktig og noen ganger også nødvendig å benytte vaierteknologi for bestemmelse av andre interessante parametere. Visse typer LWD/MWD-målinger gjennomføres mest nøyaktig under boringen. Andre LWD/MWD-målinger kan gjennomføres med samme nøyaktighet under etterfølgende kjøringer så som en ia skraperkjøring. Som nevnt foran kan vaierloggingen ikke gjennomføres mens det bores, og overføringssystemet kan ikke inngå i borestrengen under den reelle boring. LWD/MWD-målinger under boring og vaiermålinger må derfor skje i atskilte kjøringer. For at man på nøyaktig måte skal kunne kombinere målinger som gjøres i to slike separate kjøringer, må dybden i hver kjøring korreleres nøyaktig over hele loggeintervallet.

is Et hybrid verktøy som innbefatter vaieroverføringssystemet 100 og en LWD/MWD-subseksjon eller "sub" 70 er vist i figur 3. Som vist er LWD/MWD-sub 70 forbundet ved den nedre enden med TPS 12 og ved den øvre enden med koblingshodet 13. LWD/MWD-sub 70 innbefatter en eller flere sensorer (ikke vist). Det hybride verktøy blir fortrinnsvis benyttet for dybdekorrelasjon av tidligere målte LWD/MWD-data med målinger som oppnås med vaieroverføringssystemet 100.

20 Bruken av det hybride systemet i figur 3 skal beskrives i form av et eksempel. Anta at det tidligere under boringen av borehullet er kjørt nøytronporøsitets- og gammastråle- LWD/MWD-logger. Etter fullført LWD/MWD eller den "første” kjøring, tas borestrengen ut av borehullet og borekronen og motoren eller rotasjonsstyring fjernes. Vaiersystemet 100, som innbefatter en gammastrålingssensor og eksempelvis en vaierformasjonstester, tilkobles verktøystrengen under LWD/MWD-subben 25 70, som vist i figur 3. Verktøystrengen senkes ned i borehullet og vaierverktøyet 40, (med gammastrålesensor og formasjonstester) blir ført ut som vist i figur 3. Borestrengen beveges opp gjennom borehullet som antydet med pilen 66, hvorved det gjennomføres en "andre” kjøring med verktøy som "glir”.

Så vel vaierverktøyet 40 som LWD/MWD-subben 70 måler gammastrålingen som en funksjon av 30 dybden og tilveiebringer LWD/MWD- og vaiergammastrålingslogger. Det er kjent å benytte flere detektorer i loggingsverktøy for dannelse av tellehastighetsforhold for derved å redusere borehullets innvirkning. Det er også kjent at andre borehullskorreksjoner, så som verktøy-standoffkorreksjoner, blir typisk anvendt i forbindelse med slike multippeldetektorioggeverktøy. Eksempelvis benyttes standoff-korreksjoner i dualdetektorporøsitet og dualdetektortetthetssystemer.

35 Standoff-korreksjoner for roterende dualdetektorverktøy atskiller seg typisk fra standoffkorreksjoner for vaierverktøy. LWD/MWD-nøytronporøsitetsmåling blir fordelaktig ikke gjentatt under den andre kjøring. Dette fordi LWD/MWD-borehullskompenseringsmetoder, herunder såkalt standoff, typisk baserer seg på et roterende verktøy og ikke på et som glir. Videre har utvaskinger og borefiuidinntrengning en tendens til å være mer fremherskende under den andre kjøringen. Sagt på annen måte, nøytronporøsitetsmålingen vil typisk være mindre nøyaktig dersom den gjennom-5 føres under den andre kjøringen, av de forannevnte grunner.

LWD/MWD-gammastråleloggen under den andre kjøringen vil ikke nødvendigvis ha samme responsstørrelse som LWD/MWD-loggen under den "første kjøring”, som følge av de forannevnte faktorer i forbindelse med nøytronloggen. Variasjoner i de absolutte avlesninger har en tendens til å være mindre alvorlige enn for nøytronloggen. Videre vil den under den andre kjøring tilveiebrakte ia gammastråleloggen ha de samme dybdekorrelerte laggrensetrekk som observert under den første kjøring.

Under den andre kjøring blir verktøystrengen stoppet på ønskede dyp, for gjennomføring av multippelformasjonstester. Formasjonstestresultater, tilveiebrakt med vaierverktøyet 40 under den andre kjøringen, blir så dybdekorrelert med nøytronporøsitet, tilveiebrakt med LWD/MWD-subben is 70 under den første kjøringen gjennomført under boring, idet gammastråleloggene som er tilveiebrakt under begge kjøringer, benyttes som et middel for dybdekorrelasjonen. Samtlige data blir fortrinnsvis telemetrert til overflaten via telemetrilinjen 22. Alternativt kan dataene opptegnes og lagres i vaierverktøyet for etterfølgende gjenvinning på overflaten.

Overføringssystemet 100 kan kombineres med et LWD/MWD-system for styrking av bruken av 20 begge teknologier ved bruk av vekslende konfigurasjoner og metoder. Figur 4a viser LWD/MWD-sub 70 drivkoblet med TPS-sub 12 som ved den nedre enden avsluttes med en borekrone 72. Mens borestrengen 18 roterer og beveger seg ned i borehullet som indikert med pilen 67, blir det gjennomført én eller flere LWD/MWD-målinger. Dette skal også her betegnes som en "første kjøring".

25 Under en andre kjøring av borestrengen, så som en skraperkjøring, blir WCS 10 tilført borestrengen sammen med en skraper 17, se figur 4b. I denne utførelsen har WCS 10 og LWD/MWD-sub 70 samme krafttilførsel 52 og nedihullstelemetrienhet 46 (figurene 2a og 2b) anordnet i TPS 12. Verktøyet senkes til den ønskede dybden, vaierverktøyet kjøres ut som beskrevet foran, og borestrengen beveges så opp gjennom borehullet (som indikert med pilen 66), idet man herunder benytter 30 borestrengen 18 og det samvirkende koblingshodet 13. 1 løpet av denne kjøring blir det foretatt én eller flere vaierverktøymålinger sammen med minst én LWD/MWD-korrelasjonslogg. Den i det minste ene LWD/MWD-korrelasjonslogg muliggjør at samtlige vaier- og/eller LWD/MWD-logger kan korreleres nøyaktig med hensyn til dybden, og for andre parametere så som borehullsfluid, over hele loggeintervallet. Også her blir de målte data fortrinnsvis telemetrert til overflaten via telemetri-35 linjen 22. Alternativt kan dataene opptegnes og lagres i borehullsverktøyet for etterfølgende gjenvinning på overflaten.

Det skal nevnes at trinnet med kjøringen av minst en LWO/MWD-korrelasjonslogg kan utelates, og at det eventuelt kan benyttes bare én vaierlogg under utnyttelse av verktøyet 40 dersom den spesielle loggingen ikke krever en LWD/MWD-logg, eller ikke krever en LWD/MWD-loggings- og vaierloggingsdybdekorrelasjon.

Det skal også nevnes at nedihullselementet som er beskrevet over kan inneholde en nedihullsprosessor slik at derved noen eller samtlige sensorresponser kan bli prosessert i hullet og "svarene” telemetreres til overflaten via telemetrilinjen 22, for derved å begrense båndbredden.

Claims (10)

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for logging av jordformasjoner (32), innbefattende trinnene:

a) utledning av en første måling av jordformasjonene (32) under boring av et borehull (14) og ved bruk av et logging-under-boring (LWD/MWD)-målesystem i en LWD/MWD-seksjon (70) som føres inn i borehullet (14) med en borestreng (18) under en første kjøring, og

b) utledning av en andre måling og en tredje måling av jordformasjonene (32) under en andre kjøring i borehullet (14), hvor den andre målingen omfatter måling av minst én LWD/MWD-logg ved hjelp av LWD/MWD-seksjonen (70), og den tredje målingen omfatter måling av minst én vaierlogg med et vaiermålesystem som føres inn i borehullet (14) i borestrengen (18), idet

c) vaiermålesystemet (100) føres inn i borehullet (14) i en vaierbærerseksjon (10) i et vektrør i borestrengen (18),

d) vaiermålesystemet (100) føres ut fra vaierbærerseksjonen (10) for utledning av den nevnte tredje måling, og

e) korrelering av den i det minste ene vaierlogg med LWD/MWD-loggen oppnådd under den første kjøringen mens borestrengen roterer, under utnyttelse av den i det minste ene LWD/MWD-loggen som er oppnådd under den andre kjøringen.

2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1 , hvor framgangsmåten videre omfatter:

a) å forsyne borestrengen med en verktøystreng som innbefatter:

i) LWD/MWD-seksjonen (70),

ii) en telemetrikraftseksjon (12),

iii) hvor vaierbærerseksjonen (10) er drivforbundet med telemetrikraftseksjonen (12), og

iv) et vaierverktøy,

b) i den andre kjøringen å føre verktøystrengen langs borehullet (14) mens borestrengen (18) ikke roterer.

3. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, innbefattende det ytterligere trinn å:

korrelere målingen av jordformasjoner (32) under den første kjøringen med den andre måling av jordformasjoner (32) under den andre kjøring.

4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1 , hvor fremgangsmåten omfatter:

a) tilveiebringelse av en første verktøystreng som er drivforbundet med borestrengen (18), hvilken første verktøystreng innbefatter:

i) LWD/MWD-seksjonen (70),

ii) en telemetrikraftseksjon (12), og

iii) en borekrone (72),

b) utlede målingene av jordformasjonene (32) under boring under den første kjøringen mens borekronen (72) roteres av borestrengen (18) og derved beveger seg i borehullet (14) ved hjelp av borekronens (72) aktivitet,

c) fjerning av borestrengen (18) og den tilknyttede verktøystreng fra borehullet (14), d) fjerning av borekronen (72) fra den første verktøystrengen og tilføring av en andre verktøystreng ved operasjonelt å tilkoble vaierbærerseksjonen (10) til telemetrikraftseksjonen (12), hvori vaierbærerseksjon (10) inneholder et vaierverktøy (40),

e) innføring av borestrengen (18) og den tilkoblede andre verktøystreng i borehullet (14) og bevegelse av den andre verktøystrengen til en forutbestemt dybde,

f) utføring av vaierverktøyet fra vaierbærerseksjonen (10) i den forutbestemte dybde, g) bevegelse av verktøystrengen opp i borehullet (14) mens borestrengen (18) ikke roterer, idet det derved gjennomføres den andre kjøringen,

h) måling av nevnte minst ene LWD/MWD-logg med LWD/MWD-seksjonen under den andre kjøringen, og

i) måling av nevnte minst ene vaierlogg med vaierverktøyet (40) under den andre kjøringen.

5. Fremgangsmåte i henhold til krav 4, hvor fremgangsmåten videre omfatter:

bestemmelse av en dybdekorrelering ved å dybdekorrelere den første og andre målingen; og bruke dybdekorreleringen for å bestemme en parameter til borehullsomgivelsene fra den tredje målingen i forhold til dybden målt av LWDM/MWD-systemet.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor den første og andre målingen innbefatter måling av gammastråling.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor den tredje målingen innbefatter formasjonstrykk.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor den tredje målingen innbefatter inntrykk av en vegg i borehullet.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1 , hvor framgangsmåten videre omfatter:

a) utledning av en fjerde måling av jordformasjonene under kjøring i borehullet (14) og ved bruk av vaiermålesystemet (100);

b) dybdekorrelering av den første og den tredje måling under utnyttelse av den andre og fjerde måling, og

c) bestemmelse av en parameter for jordformasjonene ved å kombinere den første og tredje måling.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor den andre og fjerde måling er målinger av gammastråling.