NO343323B1 - Fremgangsmåte, anordning og modell for evaluering av en grunnformasjon - Google Patents
Fremgangsmåte, anordning og modell for evaluering av en grunnformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO343323B1 NO343323B1 NO20100051A NO20100051A NO343323B1 NO 343323 B1 NO343323 B1 NO 343323B1 NO 20100051 A NO20100051 A NO 20100051A NO 20100051 A NO20100051 A NO 20100051A NO 343323 B1 NO343323 B1 NO 343323B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- density
- formation
- mud
- parameters
- tool
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 114
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 44
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 61
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 15
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 14
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 5
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 33
- 230000004044 response Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 86
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 10
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000012887 quadratic function Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/12—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using gamma or X-ray sources
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
- E21B47/085—Measuring diameters or related dimensions at the borehole using radiant means, e.g. acoustic, radioactive or electromagnetic
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/12—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using gamma or X-ray sources
- G01V5/125—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using gamma or X-ray sources and detecting the secondary gamma- or X-rays in different places along the bore hole
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Length-Measuring Devices Using Wave Or Particle Radiation (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
En densitetssensor for logging-under-boring innbefatter en gammastrålekilde og minst to NaI-detektorer atskilt fra kilden for å bestemme målinger som indikerer formasjonens densitet. En analytisk funksjon basert på en heuristisk modell blir brukt til å forutsi den målte responsen som en funksjon av veggavstand, slamdensitet og formasjonsdensitet. Modellen kan brukes til å frembringe en diametermåling hvor akustiske diameterdata er upålitelige.
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Teknisk område
[0001] Den foreliggende fremstillingen vedrører generelt anordninger og fremgangsmåter for borehullslogging ved å utføre nukleære strålingsbaserte målinger. Mer spesielt angår fremstillingen en ny og forbedret anordning for å bevirke logging av formasjonsdensitet og diametermålinger i sanntid ved å bruke gammastråler i et verktøy for måling-under-boring (MWD, measuring-while-drilling).
2. Teknisk bakgrunn
[0002] Oljebrønnlogging har vært kjent i mange år og forsyner én som borer olje- og gassbrønner med informasjon om den spesielle grunnformasjonen som det bores i. 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 krysset. Sonden er typisk en hermetisk forseglet stålsylinder som henger ved enden av en lang kabel som gir mekanisk understøttelse for 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 noen parametere ved jordens undergrunnsformasjoner som en funksjon av dybde, dvs. mens sonden blir trukket opp gjennom hullet. Slike "kabelmålinger" blir vanligvis utført i sanntid (disse målingene blir imidlertid tatt lenge etter at den aktuelle boringen har funnet sted).
[0003] En kabelsonde sender vanligvis energi inn i formasjonen mens den også er forsynt med en mottaker for å detektere den samme energien som vender tilbake fra formasjonen. Disse parameterne kan innbefatte resistivitet, akustiske eller nukleære målinger. Foreliggende beskrivelse blir diskutert under henvisning til et verktøy for måling av densitet som sender ut nukleær energi, og mer spesielt gammastråler, men fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan også anvendes i forbindelse med andre typer loggeinstrumenter. Gammastrålesonder for måling av densitet er velkjente og omfatter innretninger som innbefatter en gammastålekilde og en gammastråledetektor, skjermet fra hverandre for å hindre telling av stråling utsendt direkte fra kilden. Under drift av sonden blir gammastråler (eller fotoner) som er utsendt fra kilden, ført inn i formasjonen som skal undersøkes, og vekselvirker med de atomiske elektronene i materialet i formasjonen ved fotoelektrisk absorpsjon, ved Compton-spredning eller ved par-produksjon. Ved fotoelektriske absorpsjons- og parproduksjons-fenomener blir de spesielle fotonene som inngår i vekselvirkningen, fjernet fra gammastrålebunten.
[0004] I Compton-spredeprosessen taper det involverte fotonet noe av sin energi mens det endrer sin opprinnelige forplantningsretning, tapet er en funksjon av spredningsvinkelen. Noen av fotonene som utsendes fra kilden inn i prøven blir følgelig spredt mot detektoren. Mange av disse når aldri detektoren siden deres retning blir endret av en annen Compton-spredning eller de bli absorbert av den fotoelektriske absorpsjonsprosessen ifølge par-produseringsprosessen. De spredte fotonene som når detektoren og vekselvirker med denne, blir talt ved hjelp av det elektroniske utstyret som er tilknyttet detektoren.
[0005] Eksempler på tidligere kjente kabeldensitets-anordninger er beskrevet i US-patent nr.3,202,822, 3,321,625, 3,846,631, 3,858,037, 3,864,569 og 4,628,202. Kabelverktøyet for formasjonsevaluering slik som de foran nevnte verktøy for bestemmelse av densitet ved hjelp av gammastråling, har mange ulemper og mangler, innbefattende tap av boretid, utgiftene og forsinkelsene som inngår ved ut- og innkjøring av borestrengen for å gjøre det mulig for kabelen å bli senket ned i borehullet og både oppbyggingen av en betydelig slamkake og invasjon av formasjonen av borefluider under tidsperioden mellom boring og måletaking. En forbedring sammenlignet med disse tidligere kjente teknikkene er metoden med måling-under-boring (MWD) hvor mange av karakteristikkene ved formasjonen blir bestemt omtrent samtidig med boringen av borehullet.
[0006] Logging-under-boring eliminerer delvis eller fullstendig nødvendigheten av å avbryte boreoperasjonen ved å fjerne borestrengen fra hullet for å ta de nødvendige målingene ved å bruke kabelteknikker. I tillegg til muligheten for å logge karakteristikkene i formasjonen som borkronen passerer, gir denne informasjonen på sanntidsbasis betydelige sikkerhetsfordeler for boreoperasjonen.
[0007] Et potensielt problem med MWD-loggeverktøy er at målingene vanligvis blir tatt mens verktøyet roterer. Siden målingene er tatt kort etter at boret har boret borehullet, er utvaskinger mindre av et problem enn ved kabellogging. Likevel kan det være noen variasjoner i avstanden mellom loggeverktøyet og borehullsveggen ("standoff", "veggavstand") med asimut-retningen. Kjernemålinger blir spesielt forringet av store veggavstander på grunn av den spredningen som frembringes av borehullsfluider mellom verktøyet og formasjonen.
[0008] US-patent 5,397,893, gitt til Minette, og hvis innhold herved i sin helhet inkorporeres ved referanse, beskriver en fremgangsmåte for å analysere data et formasjonsevalueringsverktøy som benytter MWD-logging, som kompenserer for rotasjon av loggeverktøyet (sammen med resten av borestrengen) under måleperioder. Densitetsmålingen blir kombinert med målingen fra en borehullsdiametermåler, slik som en akustisk diametermåler. Den akustiske diametermåleren måler kontinuerlig veggavstanden etter hvert som verktøyet roterer omkring i borehullet. Hvis diametermåleren er innrettet med densitetskilden og detektorene, gir dette en bestemmelse av veggavstanden foran detektorene til enhver tid. Denne informasjonen blir brukt til å separere densitetsdataene i et antall grupper basert på veggavstandsstørrelsen. Etter et forutbestemt intervall, kan densitetsmålingen så tas. Det første trinn i denne prosessen er for kort avstand (SS, short space) og lang avstand LS, long space) -densiteter som skal beregnes fra dataene i hver gruppe. Disse densitetsmålingene blir så kombinert på en måte som minimaliserer den totale feilen i densitetsberegningen. Denne korreksjonen blir påført ved å bruke "spine and ribb"-algoritmen og diagrammer slik som det som er vist på fig.2. På figuren er abscissen 101 differansen mellom LS- og SS-densitetene, mens ordinaten 103 er den korreksjonen som er påført LS-densiteten for å gi en korrigert densitet ved bruk av kurven 105.
[0009] Det er mange patenter som har tatt opp problemet med densitetsmålinger tatt med roterende borestreng. Det vises til fig.3, hvor en vanlig forutsatt antakelse er at den nedadrettede vektoren definerer en situasjon hvor veggavstanden er ved et minimum, noe som muliggjør en god "spine and ribb"-korreksjon.
[0010] US-patent 6,584,837 til Kurkoski og som har samme patentsøker som den foreliggende søknaden, tar opp problemet med varierende veggavstand ved å bruke diametermålinger til å måle veggavstanden. Ved å bruke diametermålingene og orienteringsmålingene kan rommessige grupper som dekker både asimut og avstand, defineres. Innenfor hver asimutsektor gir et vektet gjennomsnitt av densitetsverdien en asimutal densitetsmåling som er overlegen tidligere metoder. Fremgangsmåten til Kurkoski krever bruk av en diametermåler. I tillegg kan målingene måtte midles over mange verktøyrotasjoner for å gi meningsfull statistikk for målingene innenfor hver avstandsgruppe. Dette kan resultere i minsket vertikal oppløsning.
[0011] Et problem med akustiske diametermålinger er den begrensede rekkevidden i borehull med store utvaskinger hvor akustiske diametermålere er upålitelige. Et annet problem er at "spine and ribb"-korreksjonen ikke bare er avhengig av veggavstanden, men også av formasjons- og slamdensitetene. Den foreliggende beskrivelse tar hensyn til disse problemene.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0012] En utførelsesform av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å evaluere en grunnformasjon. Fremgangsmåten innbefatter å bestråle grunnformasjonen med en strålingskilde på et verktøy inne i et borehull og ta målinger ved minst to atskilte detektorer som reaksjon på gammastråler som er et resultat av bestrålingen. En heuristisk modell er definert som innbefatter tre densitetsparametere: en formasjonsdensitet, en veggavstand for verktøyet og en densitet for et slam i borehullet. Fremgangsmåten innbefatter videre bruk av målingene og den heuristiske modellen til å estimere verdier av to av de tre densitetsparameterne som svarer til en spesifikk verdi for den tredje av densitetsparameterne, og registrering av de estimerte verdiene av de to parameterne på et egnet medium. Bestråling av grunnformasjonen kan gjøres ved å bruke en gammastålekilde. Bestemmelse av den heuristiske modellen kan gjøres ved å tilpasse resultater i en "Monte Carlo"-simulering til en modell som innbefatter veilengder fra kilden til hver av de minst to detektorene, en spredningsparameter i slammet, en spredningsparameter i formasjonen og en avskjermingsparameter. "Monte Carlo"-simuleringen kan gjøres for forskjellige verdier av formasjonsdensitet, slamvekt og veggavstand. Den tredje parameteren kan være en veggavstand for verktøyet målt ved den første posisjonen ved å benytte en diametermåler, og fremgangsmåten kan videre innbefatte å bruke den estimerte slamdensiteten og en estimert formasjonsdensitet ved en annen posisjon til å estimere en veggavstand ved den andre posisjonen. Fremgangsmåten kan videre også innbefatte å lage en logg over verktøy-stand-off med posisjoner uten å bruke en diametermåling. Den tredje parameteren kan være verktøyets veggavstand målt ved én posisjon ved å bruke en diametermåler og fremgangsmåten kan videre innbefatte å bruke den estimerte slamdensiteten, en diametermåling ved en annen posisjon og en måling ved én av de minst to detektorene for å estimere en formasjonsdensitet ved den andre posisjonen. Tre detektorer kan brukes, der fremgangsmåten i hvert tilfelle kan innbefatte å bestemme tre densitetsparametere samtidig.
[0013] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er en anordning for å evaluere en grunnformasjon. Anordningen innbefatter en kilde for stråling på et verktøy utformet for å bestråle grunnformasjonen fra innsiden av borehullet, og minst to atskilte detektorer innrettet for å tilveiebringe målinger som indikerer gammastråler som er et resultat av bestrålingen. Anordningen innbefatter også en prosessor som er innrettet for å definere en heuristisk modell som innbefatter tre densitetsparametere, nemlig en formasjonsdensitet, en veggavstand for verktøyet og en densitet for slam i borehullet. Prosessoren er videre innrettet for å bruke målingene og den heuristiske modellen til å estimere verdier av to av de tre densitetsparameterne som svarer til en spesifikk verdi av den tredje av densitetsparameterne, og å registrere den estimerte verdien av de to parameterne på et egnet medium. Strålingskilden kan være en gammastrålekilde. Prosessoren kan videre være innrettet for å definere den heuristiske modellen ved å tilpasse resultater av en "Monte Carlo"-simulering til en modell som innbefatter en veilengde fra kilden til hver av de minst to detektorene, en spredningsparameter i slammet, en spredningsparameter i formasjonen og en inndelingsparameter. Prosessoren kan være innrettet for å utføre "Monte Carlo"-simuleringen for forskjellige verdier av formasjonsdensitet, slamvekt og veggavstand. Den tredje parameteren kan være en veggavstand for verktøyet målt ved én posisjon ved å bruke en diametermåler, og prosessoren kan videre være innrettet for å bruke den estimerte slamdensiteten og en estimert formasjonsdensitet ved en annen posisjonen til å estimere en veggavstand ved den andre posisjonen. Prosessoren kan videre være innrettet for å frembringe en logg over verktøy-veggavstand ved andre posisjoner uten å bruke en diametermåling. Den tredje parameteren kan være en veggavstand for verktøyet målt ved en veggavstand for verktøyet målt ved én posisjon ved å bruke en diametermåler, og prosessoren kan videre være innrettet for å bruke den estimerte slamdensiteten, en diametermåling ved en annen posisjon og målingen ved én av de to detektorene til å estimere en densitet ved den andre posisjonen. De minst to detektorene kan innbefatte tre detektorer, og prosessoren kan være innrettet for å bestemme alle tre densitetsparameterne samtidig. Verktøyet kan være en del av en loggestreng transportert i en kabel, eller det kan være en del av en bunnhullsanordning som transporteres på et borerør.
[0014] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et datamaskinlesbart medium for bruk med en anordning for å evaluere en grunnformasjon. Anordningen innbefatter en strålingskilde på et verktøy innrettet for å bestråle grunnformasjonen fra innsiden av et borehull, og minst to atskilte detektorer innrettet for å tilveiebringe målinger som indikerer gammaståler som er et resultat av bestrålingen. Mediet innbefatter instruksjoner som gjør en prosessor i stand til å definere en heuristisk modell som innbefatter tre densitetsparametere, nemlig en formasjonsdensitet, en veggavstand for verktøyet og en densitet for et slam i borehullet. Instruksjonene gjør det videre mulig for en prosessor å bruke målingene og den heuristiske modellen til å estimere verdier av to av tre densitetsparametere som svarer til en spesiell verdi av den tredje av de tre densitetsparameterne, og registrere den estimerte verdien av de to parameterne på et egnet medium. Mediet kan innbefatte et ROM, et EAROM, et EPROM, et EEPROM, et flash-lager og/eller en optisk plate.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
[0015] For å få en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse, skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen tatt i forbindelse med de vedføyde tegningene, hvor like elementer er blitt gitt like henvisningstall, og hvor:
Fig. 1 illustrerer en loggeanordning for måling-under-boring (MWD) som er egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse;
Fig. 2 (kjent teknikk) viser et eksempel på hvordan densitetsmålinger tatt fra et verktøy i lang avstand og et verktøy i kort avstand blir kombinert for å gi en korrigert densitet;
Fig. 3 (kjent teknikk) viser en idealisert situasjon hvor et roterende verktøy i et brønnhull har en minst veggavstand når verktøyet er ved bunnen av brønnhullet;
Fig. 4 illustrerer arrangementet av de nukleære sensorene på en boreanordning for logging-under-boring;
Fig. 5 viser et eksempel på en sammenligning av tellehastigheter oppnådd ved bruk av den analytiske funksjonen ifølge foreliggende oppfinnelse med simulerte målinger for den nærliggende detektoren;
Fig. 6 viser Δ ρ-verdier beregnet fra den analytiske funksjonen ifølge foreliggende oppfinnelse og "Monte Carlo"-simulering;
Fig. 7 viser inndelingsparameteren λ for nærdetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og slammet;
Fig. 8 viser inndelingsparameteren λ for fjerndetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og slammet;
Fig. 9 viser spredningsparameteren α i formasjonen for nærdetektoren som en funksjon av formasjonsdensiteten;
Fig. 10 viser spredningsparameteren α i formasjonen for fjerndetektoren som en funksjon av formasjonsdensiteten;
Fig. 11 viser spredningsparameteren α i slam for nærdetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og slammet;
Fig. 12 viser spredningsparameteren α i slam for fjerndetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og slammet;
Fig. 13 viser den effektive slamtykkelses-parameteren (slamsektor) ξ for nærdetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og slammet;
Fig. 14 viser den effektive slamtykkelses-parameteren (slamsektor ξ for fjerndetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og og slammet;
Fig. 15 viser den effektive slamtykkelses-parameteren (formasjonssektor) γ for nærdetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og slammet; og
Fig. 16 viser den effektive slamtykkelses-parameteren (formasjonssektor) γ for fjerndetektoren som en funksjon av densitetsforholdet mellom formasjonen og og slammet.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0016] Fig.1 viser et skjematisk diagram over et boresystem 10 med en brønnhullsanordning som inneholder et akustisk sensorsystem, og overflateanordninger i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet et konvensjonelt boretårn 11 reist på et tårndekk 12 som bærer et rotasjonsbord 14 som roteres av en hovedmotor (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En bore streng 20 som innbefatter en borerørseksjon 22, strekker seg nedover fra rotasjonsbordet 14 inn i et borehull 26. En borkrone 50 festet til borestrengen ved den nedre enden bryter opp de geologiske formasjonene når den roteres. Borestrengen 20 er koplet til et heisverk 30 via en drivrørskjøt 21, en svivel 28 og en ledning 29 gjennom et system av blokker 27. Under boreoperasjonene blir heisverket 30 betjent for å regulere vekten på borkronen og inntrengningshastigheten til borestrengen 20 i borehullet 26. Driften av heisverket er velkjent på området og blir dermed ikke beskrevet i detalj her.
[0017] Under boreoperasjoner blir et egnet borefluid (vanligvis kalt "slam" på området) 31 fra en slamtank 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet 31 passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en trykkutjevningsanordning 36, en fluidledning 38 og drivrørskjøten 21. Borefluidet strømmer ut ved bunnen 51 av borehullet gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet sirkuleres oppover gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og strømmer ut i slamgropen eller slamtanken 32 via en returledning 35. En rekke sensorer (ikke vist) kan være utplassert på overflaten i henhold til kjente fremgangsmåter på området for å tilveiebringe informasjon om forskjellige boringsrelaterte parametere, slik som fluidstrømningshastighet, vekt på borkronen, kroklast, osv.
[0018] En overflatestyringsenhet 40 mottar signaler fra brønnhullssensorene og anordningene via en sensor 43 plassert i fluidledningen 38 og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner levert til overflatestyringsenheten. Overflatestyringsenheten viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en visningsanordning/monitor 42, hvor informasjonen blir benyttet av en operatør til å styre boringsoperasjonene. Overflatestyringsenheten 40 inneholder en datamaskin, et lager for lagring av data, en dataregistreringsanordning og annet periferiutstyr. Overflatestyringsenheten 40 innbefatter også modeller og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på brukerkommandoer innført ved hjelp av egnede midler, slik som et tastatur. Styringsenheten 40 kan være innrettet for å aktivere alarmer 44 når visse usikre eller uønskede driftstilstander inntreffer.
[0019] En boremotor eller slammotor 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en lagerenhet 57, roterer borkronen 50 når borefluidet 31 blir ført gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagerenheten 57 understøtter de radiale og aksiale kreftene fra borkronen, den nedadrettede skyvkraften fra boremotoren og den reaktive oppadrettede belastningen fra den påførte vekten på borkronen. En stabilisator 58 koplet til lagerenheten 57 virker som et sentreringsorgan for den nedre del av slammotorenheten.
[0020] I en utførelsesform av systemet i henhold til foreliggende oppfinnelse, er brønnhullsdel-enheten 59 (også referert til som bunnhullsanordningen eller "BHA") som inneholder de forskjellige sensorene og MWD-anordningene for å tilveiebringe informasjon om formasjonen og boreparameterne nede i hullet, samt slammotoren, koplet mellom borkronen 50 og borerøret 22. Brønnhullsanordningen 59 fortrinnsvis av modulær konstruksjon ved at de forskjellige anordningene er sammenkoplede seksjoner slik at individuelle seksjoner kan erstattes når det er nødvendig.
[0021] Det vises fremdeles tilbake til fig.1, hvor bunnhullsanordningen kan inneholde sensorer og anordninger i tillegg til de ovenfor beskrevne sensorene. Slike anordninger innbefatter en anordning for måling av formasjonsresistiviteten nær borkronen, en gammastråleanordning for måling av gammastrålingsintensiteten fra formasjonen og anordninger for å bestemme helningen og asimut for borestrengen. Anordningen 64 for måling av formasjonsresistivitet kan være koplet inn over den nedre nødstoppdel-anordningen 62, som leverer signaler hvorfa resistiviteten til formasjonen nær eller foran borkronen 50 blir bestemt. En dobbel forplantningsresistivitetsanordning ("DPR", double propagation resisitivity device) har ett eller flere par med senderantenner 66a og 66b atskilt fra ett eller flere par med mottakerantenner 68a og 68b blir brukt. Magnetiske dipoler blir benyttet som opererer i det midlere og lavere høyfrekvensspekteret. Under drift blir de utsendte elektromagnetiske bølgene forstyrret mens de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsanordningen 64. Mottakerantennene 68a og 68b detekterer de forstyrrede bølgene. Formasjonsresistiviteten blir utledet fra fasen og/eller amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet i en brønnhullskrets som kan være plassert i et hus 70 over slammotoren 55, og overfører dem til overflatestyringsenheten 40 ved å bruke et egnet telemetrisystem 72. Bestemmelse av formasjonsresistivitet fra amplitude- og fasemålinger er velkjent på området. US-patent 5,811,973 til Mayer som har samme søker som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved i sin helhet inkorporeres ved referanse, beskriver videre bestemmelse av resistivitet i det fossile formasjonsfluidet, dielektrisitetskonstanten til den tørre bergartsmatriksen og den vannfylte porøsiteten til formasjonen. Slike bestemmelser kan også gjøres med foreliggende oppfinnelse ved å bruke de fremgangsmåtene som er beskrevet av Mayer.
[0022] Inklinometeret 74 og gammastråle-anordningen 76 er egnet plassert langs resistivitetsmåle-anordningen 64 for henholdsvis å bestemme helningen til den del av borestrengen som er nær borkronen 50, og formasjonens gammastrålings-intensitet. Et hvilket som helst egnet inklinometer og gammastrålingsanordning kan imidlertid benyttes til formålet med foreliggende oppfinnelse. En asimutanordning (ikke vist) slik som et magnetometer eller en gyroskopisk anordning kan benyttes til å bestemme borestrengens asimutretning. Slike anordninger er kjent på området og blir dermed ikke beskrevet i detalj her. I den ovenfor beskrevne utførelsesformen overfører slammotoren 55 kraft til borkronen 50 via én eller flere hule aksler som løper gjennom resistivitetsmåle-anordningen 64. Den hule akselen gjør det mulig for borefluidet å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50. I en alternativ utførelsesform av borestrengen 20 kan slammotoren 55 være koplet inn under resistivitetsmåleanordningen 64 eller på et hvilket som helst annet egnet sted.
[0023] Borestrengen inneholder en modulær sensorenhet, en motorenhet og løsbare røroverganger. I en utførelsesform innbefatter sensorenheten en resistivitetsanordning, en gammastråleanordning og et inklinometer. En prosessor (ikke vist) er plassert nede i hullet for behandling av dataene. På grunn av den store datamengden som blir fremskaffet og behandlet nede i hullet, er det nødvendig med en lagringsanordning som har tilstrekkelig kapasitet.
[0024] De ovenfor nevnte anordningene sender data til telemetrisystemet 72 nede i hullet, som igjen sender de mottatte dataene opp gjennom hullet til overflatestyringsenheten 40. Brønnhullstelemetrien mottar også signaler og data fra overflatestyringsenheten 40 og overfører slike mottatte signaler og data til de riktige brønnhullsanordningene. Foreliggende oppfinnelse kan benytte en slampulstelemetriteknikk til å kommunisere data fra brønnhullssensorene og anordningene under boringsoperasjoner. En transduser 43 plassert i slamforsyningsledningen 38 detekterer slampulsene som reaksjon på de data som er sendt av brønnhullstelemetrisystemet 72. Transduseren 43 genererer elektriske signaler som reaksjon på slamtrykkvariasjonene og sender disse signalene via en leder 45 til overflatestyringsenheten 40. Andre telemetriteknikker slik som elektromagnetiske og akustiske teknikker eller andre egnede teknikker, kan brukes for formålet med denne oppfinnelsen. Boringsenheten innbefatter også en retningssensor. Uten begrensning av formålet med oppfinnelsen kan retningssensoren være et magnetometer eller av treghetstypen.
[0025] I en utførelsesform av oppfinnelsen er en boresensormodul 59 plassert nær borkronen 50. Boresensormodulen inneholder sensorer, kretser og behandlingsprogrammer og algoritmer vedrørende de dynamiske boreparameterne. Slike parametere kan innbefatte borkronespredt, lugging av boringsenheten, tilbakerotasjon, dreiemoment, støt, borehulls- og ringromstrykk, akselerasjonsmåling og andre målinger av borkronetilstanden. En passende telemetri- eller kommunikasjonsmodul 72 som f.eks. bruker to-veis telemetri, er også tilveiebrakt som illustrert i boringsenheten 90. Boresensormodulen behandler sensorinformasjon og sender den til overflatestyringsenheten 40 via telemetrisystemet 72.
[0026] Det vises nå til fig.4 der det er vist et diagram over de grunnleggende komponentene i et eksempel på et gammastråledensitetsverktøy. Dette verktøyet omfatter en øvre seksjon av en bunnhullsanordning som innbefatter et vektrør 210. Borerøret som brukes til å transportere BHA er velkjent på området og blir ikke beskrevet nærmere her. Loggeverktøy ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter en gammastrålekilde 214 og to atskilte gammastråledetektor-enheter 216 og 218. Alle tre komponentene er plassert langs en enkelt akse som er blitt plassert parallelt med verktøyets akse. Detektoren 216 nærmest gammastrålekilden vil bli referert til som "kortavstandsdetektoren" (SS) og den som er lengst bort, 218, blir referert til som "langavstandsdetektoren" (LS). Gammastråleskjerming (ikke vist) er plassert mellom detektorenhetene 216, 218 og kilden 214. Vinduer (åpninger) er åpne mot formasjonen fra begge detektorenhetene og kilden. Den eventuelle akustiske diametermåleren (A1) 120 er på linje og nær gammastråledetektorene (LS & SS). Et lag med borefluid (slam) er tilstede mellom formasjonen og detektorenhetene og kilden. På fig. 4 er det også vist den nedre seksjonen av bunnhullsanordningen 222 og borkronen 224, samt én eller flere ytterligere sensorenheter 212.
[0027] For å forutsi responsen til loggeverktøyet bruker vi en heuristisk modell. Vi bruker følgende analytiske uttrykk til å forutsi gammastråletelling ved en mottaker:
Hvor I = detektortellehastighet,
I0= kildestyrke,
ρ = formasjonens elektrondensitet,
ρm= elektrondensitet i slam,
t = kilde - detektoravstand (cm),
tm= veggavstand (cm),
μ = massedempningskoeffisient (cm<2>/g), og
η = 0,5tm.
Det skal bemerkes at densitetene i tilpasningen er ekvialente formasjonselektrondensiteter og ikke aktuelle densiteter som brukt i vanlig betydning av ordet. Dette skyldes det faktum at densitetsmåling er en transmisjonsmåling hvor dempningen av gammastrålefluks i formasjonen er en funksjon av elektrondensiteten til formasjonen og elektrondensiteten til slammet. Det er fem frie parametere i modellen. λ er en inndelingsparameter som tildeler det målte signalet til effekter ved slammet og formasjonen. Det første leddet i klammerparentesene (med enkel understrekning) er effekten av forplantning gjennom formasjonen, og et annet ledd i klammerparentesene (med dobbel understrekning) betegner virkningen av forplantning gjennom slammet. Parameterne α og α er spredningsparametere i henholdsvis formasjonen og slammet. Parameterne ξ og γ er effektive tykkelsesparametere for henholdsvis slammet i formasjonen og slamsektorer.
[0028] En "Monte Carlo"-simulering ble utført for å simulere verktøyresponsen.
Beregninger ble utført for tre formasjonsdensiteter ((30 pu sand, 20 pu kalksten og 0 pu dolomitt), seks slamvekter (10, 12, 14, 16, 17 & 18 ppg barittslam), og elleve verdier for veggavstand eller stand off (0,0, 0,25, 0,50, 0,75, 1,0, 1,5, 2,0, 2,5, 3,0, 3,5, 4,0 tommer). Verdiene av parameterne som gir de beste tilpasningene i en ubegrenset optimalisering, ble funnet å være funksjoner av slamdensiteten og formasjon/slam-densitetsforholdet. Ingen av parameterne er en funksjon av veggavstand. Utskifting av disse matematiske avhengighetene med parameterne ga en funksjon av formasjonsdensitet, slamdensitet, og veggavstand. Fig.5 viser en sammenligning mellom tellehastighetene som er beregnet ved hjelp av den analytiske funksjonen og de som er beregnet ved "Monte Carlo"-simulering for nærdetektoren og 30 pu sand og 12 ppg barittslam. Overensstemmelsen er utmerket. Dette resultatet er typisk for de som oppnås over det fullstendige området av slamvekter og formasjonsdensiteter. Fig. 6 viser Δ ρ-verdier beregnet fra funksjonen og "Monte Carlo"-simuleringen. Δ ρ er den størrelsen som blir addert til fjerndensiteten for å gi en korrigert densitet (se ordinaten på fig.2). Det er verdt å påpeke at på fig.2 svarer området av verdiene grovt til den delen som er fremhevet ved 201 på fig.6.
[0029] Inndelingsparameteren λ (figurene 7 og 8 for henholdsvis nær- og fjerndetektoren) hvis formål er å fordele fluks mellom formasjons- og slamsektorene, har en skarp overgang ved det punkt hvor formasjonsdensiteten er ekvivalent med slamdensiteten. Dette inntreffer ved et formasjon/slam-densitetsforhold på omkring 1,28 på grunn av det store fotoelektriske tverrsnittet til barittslam. For formasjonen skulle overgangen være nær formasjon/slam-densitetsforholdet ved 1,0. Overgangene kan likeledes ses i α-verdien (fig.11), spredningsparameteren i slam, og ξ (fig.13), den effektive slamtykkelsesparameteren for nærdetektoren.
[0030] Figurene 9 og 10 viser at parameteren α er en lineær funksjon av formasjonsdensiteten. Verdien av α og ξ for fjerndetektoren (figurene 12, 14) viser ikke den overgangen som kan ses ved nærdetektoren. Verdien av γ for nær- og fjerndetektorene er tilstrekkelig beskrevet som henholdsvis en lineærfunksjon og en kvadratisk funksjon av formasjon/slam-densitetsforholdet (figurene 15-16).
[0031] Ligning (1) tilveiebringer evnen til å bestemme en veggavstand. Ved å bruke tilnærmede verdier av formasjons- og slamelektrondensiteter, kan parameterne λ, α, α, γ og ξ beregnes. μ og I0blir bestemt fra den to-punkts verktøykalibreringen (i magnesium- og aluminiumsblokker). Disse verdiene kan ved innsetting i ligning (1) brukes til å bestemme veggavstanden tm. Ved å bruke veggavstanden, kan eventuelt en oppdatert formasjonsdensitet bestemmes ved å bruke en "spine and ribb"-korreksjon. Denne kan så brukes til å skaffe et oppdatert estimat av parameterne λ, α, α γ og ξ, og av veggavstanden. Det skal bemerkes at fremgangsmåten ikke krever at det tas målinger med en spesifikk orientering, slik som den som svarer til en minste veggavstand.
[0032] Basert på resultatene på figurene 7-16, kan eventuelt ligning (1) betraktes som en ligning med tre ukjente, referert til som "densitetsparameter" (slamdensitet, formasjonsdensitet og veggavstand; ρ, ρmog tm). Ved å ta målinger ved to kildemottaker-avstander fås to målinger med tre ukjente. Gitt en verdi av én av de tre ukjente, kan følgelig de andre to bestemmes. Dette er et ikke-lineært inversjonsproblem som kan løses. I en utførelsesform av oppfinnelsen blir en akustisk diametermåler brukt til å ta målinger av veggavstanden under rotasjon av bunnhullsanordningen BHA. Densitetsmålinger blir tatt kontinuerlig med veggavstandsmålinger. Det er mulig at på grunn av utvaskinger ved visse asimutretninger og/eller dybder, kan den akustiske diameterbeholderen være upålitelig. Diametermålinger som er av god kvalitet, kan brukes i kombinasjon med ligning (1) til å estimere slamdensiteten og formasjonsdensiteten. Den estimerte slamdensiteten kan så brukes i forbindelse med den estimerte formasjonsdensiteten (fra dobbeltdetektormålingene) og ligning (1) til å estimere veggavstanden i deler av borehullet hvor den akustiske diametermåleren er upålitelig. Dette kan innebære interpolering og/eller ekstrapolering i asimut og i dybde. Dette innebærer begrepsmessig å bruke den estimerte slamdensiteten og en estimert formasjonsdensitet ved en annen posisjon til å estimere en veggavstand ved den andre posisjonen.
[0033] Ifølge nok en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir slamdensiteten bestemt ved å bruke så gode diametermålinger som mulig. Det blir da mulig i deler av borehullet med gode diametermålinger å estimere en formasjonsdensitet fra bare nærdetektoren ved å benytte ligning (1). Dette gir pålitelige densitetsmålinger med høyere oppløsning enn hva som tidligere har vært mulig (bruken av dobbeltdetektormålinger fører nødvendigvis til tap av oppløsning).
[0034] Ifølge nok en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir det tatt målinger ved å bruke tre detektorer: en nærdetektor, en fjerndetektor og en ekstra fjerntliggende detektor. Dette gir tre målinger med tre ukjente som er tilstrekkelig til å løse ligning (1) for å finne ρ, ρmog tm.
[0035] Selv om beskrivelsen ovenfor er blitt fokusert på en MWD-implementering, skal dette ikke anses som en begrensning. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også utføres ved å bruke verktøy i en loggestreng transportert på en kabel. Bunnhullsanordningen og loggestrengen kan kollektivt refereres til som en brønnhullsenhet.
[0036] Behandlingen av dataene kan utføres av en brønnhullsprosessor. Implisitt i styring og behandling av dataene er bruken av et datamaskinprogram implementert på et passende maskinlesbart medium som gjør det mulig for prosessoren å utføre styringen og behandlingen. Resultatene av behandlingen kan registreres på et passende medium. Det maskinlesbare mediet kan innbefatte ett eller flere ROM, EPROM, EAROM, flash-lager og optiske plater. Implisitt i beskrivelsen er registreringen av behandlede resultater når det passer, på et egnet medium.
[0037] Selv om den foregående beskrivelse er rettet mot spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner som faller innenfor de de vedføyde patentkrav, være opplagte for fagkyndige på området. Det er ment at alle varianter innenfor omfanget og rammen som er definert av de vedføyde patentkrav, skal være omfattet av den foregående beskrivelse.
Claims (23)
- PATENTKRAV 1. Fremgangsmåte for evaluering av en grunnformasjon, k a r a k t e r i s e r t v e d: (a) å bestråle grunnformasjonen med en strålekilde (214) på et verktøy inne i et borehull (26); (b) å ta målinger ved minst to atskilte detektorer (216, 218) som reagerer på gammastråler som er et resultat av bestrålingen; (c) å definere en heuristisk modell som innbefatter tre densitetsparametere: (I) en formasjonsdensitet, (II) en veggavstand for verktøyet og (III) en densitet for et slam i borehullet (26); (d) å bruke målingene og den heuristiske modellen til å estimere verdier av to av de tre densitetsparameterne som svarer til en spesiell verdi av den tredje av de tre densitetsparameterne; og (e) å registrere de estimerte verdiene av de to parameterne på et egnet medium.
- 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor bestråling av grunnformasjonen videre omfatter å bruke en gammastrålekilde (214).
- 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor definering av den heuristiske modellen videre omfatter å tilpasse resultater fra en "Monte Carlo"-simulering til en modell som innbefatter veilengder fra kilden (214) til hver av de minst to detektorene (216, 218), en spredningsparameter i slammet, en spredningsparameter i formasjonen og en inndelingsparameter.
- 4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, videre omfattende å utføre "Monte Carlo"-simuleringen for forskjellige verdier av: (i) formasjonsdensitet, (ii) slamvekt og (iii) veggavstand.
- 5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor bruk av den heuristiske modellen videre omfatter å bruke en ligning av formen:hvor I = detektortellehastighet, I0= kildestyrke, ρ = elektrondensitet i formasjon, ρm= elektrondensitet i slam, t = kilde - detektoravstand (cm), tm= veggavstand (cm), μ = massedempningskoeffisient (cm<2>/g), og η = 0,5tm. λ er en inndelingsparameter som tilordner det målte signalet til effekter i slammet og formasjonen, α og α er spredningsparametere i henholdsvis formasjonen og slammet, og ξ og γ er effektive tykkelsesparametere for henholdsvis slammet i formasjonssektoren og slamsektoren.
- 6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre omfattende å bestemme en verdi av λ, α, α, ξ og γ ved å bruke en "Monte Carlo”-simulering.
- 7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den tredje parameteren er en veggavstand for verktøyet målt ved en første posisjon ved å bruk en diametermåler (120), der fremgangsmåten videre omfatter: å bruke den estimerte slamdensiteten og en estimert formasjonsdensitet ved en annen posisjon til å estimere en veggavstand ved den andre posisjonen.
- 8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, videre omfattende å frembringe en logg over verktøyets veggavstand ved andre posisjoner uten å bruke en diametermåling.
- 9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den tredje parameteren er en veggavstand for verktøyet målt ved en posisjon ved bruk av en diametermåler (120), hvor fremgangsmåten videre omfatter: å bruke den estimerte slamdensiteten, en diameter måling ved en annen posisjon og en måling ved én av de to detektorene til å estimere en formasjonsdensitet ved den andre posisjonen.
- 10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de minst to detektorene (216, 218) omfatter tre detektorer, idet fremgangsmåten videre omfatter å bestemme alle de tre densitetsparameterne samtidig.
- 11. Anordning for evaluering av en grunnformasjon, k a r a k t e r i s e r t v e d: (a) en strålingskilde (214) på et verktøy innrettet for å bestråle grunnformasjonen fra innsiden av et borehull (26); (b) minst to atskilte detektorer (216, 218) innrettet for å frembringe målinger som indikerer gammastråler som er et resultat av bestrålingen; og (c) en prosessor innrettet for: (A) å definere en heuristisk modell som innbefatter tre densitetsparametere: (I) en formasjonsdensitet; (II) en veggavstand for verktøyet og (III) en densitet for et slam i borehullet (26); (B) å bruke målingene og den heuristiske modellen til å estimere verdier for to av de tre densitetsparameterne som svarer til en spesifikk verdi av den tredje av de tre densitetsparameterne; og (C) å registrere de estimerte verdiene av de to parameterne på et egnet medium.
- 12. Anordning ifølge krav 11, hvor bestrålingskilden videre omfatter en gammastrålekilde (214).
- 13. Anordning ifølge krav 11, hvor prosessoren er innrettet for å definere den heuristiske modellen ved ytterligere å tilpasse resultater fra en "Monte Carlo"-simulering til en modell som innbefatter en veilengde fra kilden (214) til hver av de minst to detektorene (216, 218), en spredningsparameter i slammet, en spredningsparameter i formasjonen og en inndelingsparameter.
- 14. Anordning ifølge krav 13, hvor prosessoren videre er innrettet for å utføre "Monte Carlo'-simuleringen for forskjellige verdier av: (i) formasjonsdensitet, (ii) slamvekt og (iii) veggavstand.
- 15. Anordning ifølge krav 11 , hvor prosessoren videre er innrettet for å bruke den heuristiske modellen ved å benytte en ligning av formen:hvor I detektortellehastighet, lo kildestyrke, p formasjonens elektrondensitet, Pm elektrondensitet i slam, t kilde - detektoravstand (cm), tm veggavstand (cm), μ massedempningskoeffisient (cm<2>/g), og η 0,5tm. λ er en inndelingsparameter som tilordner det målte signalet til effekter i slammet og formasjonen, oc og β er spredningsparametere i henholdsvis formasjonen og slammet, og ξ og γ er effektive tykkelsesparametere for henholdsvis slammet i formasjonssektoren og slamsektoren.
- 16. Anordning ifølge krav 15, hvor prosessoren videre er innrettet for å bestemme en verdi av λ, α, β, ξ og γ ved å bruke en "Monte Carlo"-simulering.
- 17. Anordning ifølge krav 11 , hvor den tredje parameteren er en veggavstand for verktøyet målt ved en posisjon ved å benytte en diametermåler (120), og prosessoren er videre innrettet for å bruke den estimerte slamdensiteten og en estimert formasjonsdensitet ved en annen posisjon til å estimere en veggavstand ved den andre posisjonen.
- 18. Anordning ifølge krav 17, hvor prosessoren videre er innrettet for å frembringe en logg over verktøyveggavstand ved andre posisjoner uten å bruke en diametermåling.
- 19. Anordning ifølge krav 11, hvor den tredje parameteren er en veggavstand for verktøyet målt ved én posisjon ved å benytte en diametermåler (120), og prosessoren videre er innrettet for å bruke den estimerte slamdensiteten, en diametermåling ved en annen posisjon og en måling ved én av de to detektorene (216, 218) til å estimere en densitet ved den andre posisjonen.
- 20. Anordning ifølge krav 11, hvor de minst to detektorene (216, 218) omfatter tre detektorer, og prosessoren videre er innrettet for å bestemme alle de tre densitetsparameterne samtidig.
- 21. Anordning ifølge krav 11, hvor verktøyet er en del av én av: (i) en loggestreng transportert på en kabel, og (ii) en bunnhullsanordning (59) transportert på et borerør (22).
- 22. Datamaskinlesbart medium for bruk med en anordning for evaluering av en grunnformasjon, k a r a k t e r i s e r t v e d at anordningen omfatter: (a) en strålingskilde (214) på et verktøy innrettet for å bestråle grunnformasjonen fra innsiden av et borehull (26); og (b) minst to atskilte detektorer (216, 218) innrettet for å tilveiebringe målinger som indikerer gammastråler som er et resultat av bestrålingen; idet mediet innbefatter instruksjoner som gjør det mulig for en prosessor: (c) å definere en heuristisk modells om innbefatter tre densitetsparametere: (I) en formasjonsdensitet, (II) en veggavstand for verktøyet og (III) en densitet for et slam i borehullet (26); (d) å bruke målingene og den heuristiske modellen til å estimere verdier av to av de tre densitetsparameterne som svarer til en spesifikk verdi av den tredje av de tre densitetsparameterne; og (e) å registrere de estimerte verdiene av de to parameterne på et egnet medium.
- 23. Medium ifølge krav 22, videre omfattende minst ett av (i) et ROM, (ii) et EAROM, (iii) et EPROM, (iv) et EEPROM, (v) et flash-lager og (vi) en optisk plate.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/770,209 US7596452B2 (en) | 2007-06-28 | 2007-06-28 | Compensated caliper using combined acoustic and density measurements |
PCT/US2008/068636 WO2009006332A2 (en) | 2007-06-28 | 2008-06-27 | Method for evaluating formation density using a source, two spaced-apart gamma- ray detectors and a stand-off measurement tool in a borehole, and a model |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20100051L NO20100051L (no) | 2010-03-26 |
NO343323B1 true NO343323B1 (no) | 2019-01-28 |
Family
ID=40226789
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20100051A NO343323B1 (no) | 2007-06-28 | 2010-01-13 | Fremgangsmåte, anordning og modell for evaluering av en grunnformasjon |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7596452B2 (no) |
GB (1) | GB2463825B (no) |
NO (1) | NO343323B1 (no) |
WO (1) | WO2009006332A2 (no) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100228483A1 (en) * | 2009-03-03 | 2010-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of detecting gas in a formation using capture cross-section from a pulsed neutron device |
US7950451B2 (en) * | 2009-04-10 | 2011-05-31 | Bp Corporation North America Inc. | Annulus mud flow rate measurement while drilling and use thereof to detect well dysfunction |
US9026478B2 (en) | 2009-12-04 | 2015-05-05 | The Mathworks, Inc. | Framework for finding one or more solutions to a problem |
US8824240B2 (en) | 2011-09-07 | 2014-09-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for measuring the acoustic impedance of wellbore fluids |
US9268055B2 (en) | 2011-12-30 | 2016-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Well-logging apparatus including azimuthally spaced radiation detectors |
US9753177B2 (en) * | 2013-11-12 | 2017-09-05 | Baker Hughes Incorporated | Standoff specific corrections for density logging |
US10192007B2 (en) | 2014-12-05 | 2019-01-29 | General Electric Company | System and method for estimating material density |
US20160161385A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | General Electric Company | System and method for estimating material density |
CN106291746B (zh) * | 2015-05-22 | 2018-12-14 | 北京环鼎科技有限责任公司 | 电缆存储双模式测井装置及方法 |
US10677954B2 (en) | 2015-08-17 | 2020-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and article for evaluating mud effect in imaging tool measurement |
US10908101B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-02-02 | Core Laboratories Lp | System and method for analyzing subsurface core samples |
US11320563B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Layer density measurement using a narrow energy attenuation track |
US20230375741A1 (en) * | 2020-10-02 | 2023-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems to identify formations with minimum clay related natural gamma rays |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4698501A (en) * | 1985-05-16 | 1987-10-06 | Nl Industries, Inc. | System for simultaneous gamma-gamma formation density logging while drilling |
US5473158A (en) * | 1994-01-14 | 1995-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling method and apparatus for measuring formation characteristics as a function of angular position within a borehole |
US5912460A (en) * | 1997-03-06 | 1999-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining formation density and formation photo-electric factor with a multi-detector-gamma-ray tool |
US20040200274A1 (en) * | 2003-04-09 | 2004-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method having radiation intensity measurements with standoff correction |
US20050263691A1 (en) * | 2004-05-28 | 2005-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining formation porosity and gas saturation in a gas reservoir |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3200822A (en) * | 1961-10-16 | 1965-08-17 | Edgar D Meyer | Pipe smoker's kit |
US3321625A (en) * | 1962-12-10 | 1967-05-23 | Schlumberger Technology Corp | Compensated gamma-gamma logging tool using two detectors of different sensitivities and spacings from the source |
US3864569A (en) * | 1970-04-14 | 1975-02-04 | Schlumberger Technology Corp | Well logging processing method and apparatus |
US3846631A (en) * | 1972-03-13 | 1974-11-05 | Applied Invention Corp | Gamma ray differential density probe |
US3858037A (en) * | 1973-01-18 | 1974-12-31 | Schlumberger Technology Corp | Well-logging measuring apparatus and method |
US4628202A (en) * | 1983-04-15 | 1986-12-09 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for gamma ray well logging |
US5006845A (en) | 1989-06-13 | 1991-04-09 | Honeywell Inc. | Gas kick detector |
GB2252623B (en) * | 1991-01-15 | 1994-10-19 | Teleco Oilfield Services Inc | A method for analyzing formation data from a formation evaluation measurement while drilling logging tool |
US5841135A (en) * | 1997-02-19 | 1998-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring formation density and the formation photo-electric factor with a multi-detector gamma-gamma tool |
US6044326A (en) | 1999-01-15 | 2000-03-28 | Dresser Industries, Inc. | Measuring borehole size |
US6331855B1 (en) * | 1999-04-28 | 2001-12-18 | Expertcity.Com, Inc. | Method and apparatus for providing remote access, control of remote systems and updating of display information |
US6307199B1 (en) * | 1999-05-12 | 2001-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Compensation of errors in logging-while-drilling density measurements |
US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
US6662884B2 (en) | 2001-11-29 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for determining sweep efficiency for removing cuttings from a borehole |
US6584837B2 (en) * | 2001-12-04 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining oriented density measurements including stand-off corrections |
GB2396216B (en) | 2002-12-11 | 2005-05-25 | Schlumberger Holdings | System and method for processing and transmitting information from measurements made while drilling |
US7642507B2 (en) * | 2005-02-28 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for interlaced density and neutron measurements |
US7407019B2 (en) | 2005-03-16 | 2008-08-05 | Weatherford Canada Partnership | Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control |
US20070005251A1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Density log without a nuclear source |
WO2007089338A2 (en) * | 2005-12-16 | 2007-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for fluid influx detection while drilling |
-
2007
- 2007-06-28 US US11/770,209 patent/US7596452B2/en active Active
-
2008
- 2008-06-27 GB GB1000215.2A patent/GB2463825B/en active Active
- 2008-06-27 WO PCT/US2008/068636 patent/WO2009006332A2/en active Application Filing
-
2010
- 2010-01-13 NO NO20100051A patent/NO343323B1/no unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4698501A (en) * | 1985-05-16 | 1987-10-06 | Nl Industries, Inc. | System for simultaneous gamma-gamma formation density logging while drilling |
US5473158A (en) * | 1994-01-14 | 1995-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling method and apparatus for measuring formation characteristics as a function of angular position within a borehole |
US5912460A (en) * | 1997-03-06 | 1999-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining formation density and formation photo-electric factor with a multi-detector-gamma-ray tool |
US20040200274A1 (en) * | 2003-04-09 | 2004-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method having radiation intensity measurements with standoff correction |
US20050263691A1 (en) * | 2004-05-28 | 2005-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining formation porosity and gas saturation in a gas reservoir |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2009006332A3 (en) | 2009-07-09 |
GB201000215D0 (en) | 2010-02-24 |
GB2463825B (en) | 2011-12-14 |
GB2463825A (en) | 2010-03-31 |
US7596452B2 (en) | 2009-09-29 |
NO20100051L (no) | 2010-03-26 |
US20090043509A1 (en) | 2009-02-12 |
WO2009006332A2 (en) | 2009-01-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO343323B1 (no) | Fremgangsmåte, anordning og modell for evaluering av en grunnformasjon | |
NO337982B1 (no) | Asimut gruppering av tetthets- og porøsitetsdata fra en jordformasjon | |
CA2424514C (en) | Method and apparatus for measuring mud and formation properties downhole | |
US7804060B2 (en) | Method and apparatus for fluid influx detection while drilling | |
NO335619B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for å bestemme orienterte tetthetsmålinger i brønnhull, inkludert avstandskompensering | |
US7573027B2 (en) | Measurement of standoff corrected photoelectric factor | |
NO338415B1 (no) | Måling-under-boringsenhet og fremgangsmåte som anvender sanntids verktøyflateorienterte målinger | |
RU2683382C2 (ru) | Пространственно-направленные измерения с использованием нейтронных источников | |
NO339136B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av formasjonsresistivitet foran og asimutalt rundt borekronen | |
CA2567895A1 (en) | Method for determining formation porosity and gas saturation in a gas reservoir | |
NO338273B1 (no) | Integrert loggeverktøy for borehull | |
NO336624B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for å minimalisere slitasje og slitasjerelaterte målefeil i et logging-under-boring-verktøy | |
GB2549042B (en) | Gamma detection sensors in a rotary steerable tool | |
NO333890B1 (no) | Avstandskompensering for kjerneverktøy ved logging av borehull | |
US8849573B2 (en) | Method and apparatus for neutron porosity measurement using a neural network | |
WO2017105269A1 (en) | Determination of concentration of chemical elements in an earth formation from non-coaxial dual detector radiation measurements | |
NO335569B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for behandling av data fra et LWD-densitetsloggeinstrument | |
EP3707535B1 (en) | Evaluation of formation composition using neutron induced gamma spectroscopy tools |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |