RU2012144812A - Система и способ коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства при измерениях пористости методом нейронного каротажа - Google Patents
Система и способ коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства при измерениях пористости методом нейронного каротажа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012144812A RU2012144812A RU2012144812/28A RU2012144812A RU2012144812A RU 2012144812 A RU2012144812 A RU 2012144812A RU 2012144812/28 A RU2012144812/28 A RU 2012144812/28A RU 2012144812 A RU2012144812 A RU 2012144812A RU 2012144812 A RU2012144812 A RU 2012144812A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- porosity
- neutron
- neutrons
- downhole tool
- value
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title 1
- 230000001537 neural effect Effects 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract 6
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 claims 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 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
- G01V5/10—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 neutron sources
- G01V5/107—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 neutron sources and detecting reflected or back-scattered neutrons
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
Abstract
1. Скважинный прибор, выполненный с возможностью погружения в скважину в подземном пласте, содержащий:источник нейтронов, сконфигурированный для излучения нейтронов в подземный пласт;два или более детектора нейтронов, соответственно расположенные с двумя или более азимутальными ориентациями в скважинном приборе и сконфигурированные для детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций; исхему обработки данных, сконфигурированную для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины, основываясь по меньшей мере частично на детектировании нейтронов двумя или более детекторами нейтронов.2. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов сконфигурирован в первую очередь для детектирования рассеянных нейтронов, поступающих через обращенную к пласту сторону скважинного прибора.3. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов сконфигурирован в первую очередь для детектирования рассеянных нейтронов, поступающих через обращенную к скважине сторону скважинного прибора.4. Скважинный прибор по п.1, содержащий экраны, предназначенные для усиления чувствительности по меньшей мере одного из двух или более детекторов к рассеянным нейтронам, поступающим через сторону скважинного прибора, к которой по меньшей мере один из двух или более детекторов рассеянных нейтронов азимутально ориентирован.5. Скважинный прибор по п.1, содержащий три или более детекторов нейтронов, соответственно расположенных с тремя или более ази�
Claims (29)
1. Скважинный прибор, выполненный с возможностью погружения в скважину в подземном пласте, содержащий:
источник нейтронов, сконфигурированный для излучения нейтронов в подземный пласт;
два или более детектора нейтронов, соответственно расположенные с двумя или более азимутальными ориентациями в скважинном приборе и сконфигурированные для детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций; и
схему обработки данных, сконфигурированную для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины, основываясь по меньшей мере частично на детектировании нейтронов двумя или более детекторами нейтронов.
2. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов сконфигурирован в первую очередь для детектирования рассеянных нейтронов, поступающих через обращенную к пласту сторону скважинного прибора.
3. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов сконфигурирован в первую очередь для детектирования рассеянных нейтронов, поступающих через обращенную к скважине сторону скважинного прибора.
4. Скважинный прибор по п.1, содержащий экраны, предназначенные для усиления чувствительности по меньшей мере одного из двух или более детекторов к рассеянным нейтронам, поступающим через сторону скважинного прибора, к которой по меньшей мере один из двух или более детекторов рассеянных нейтронов азимутально ориентирован.
5. Скважинный прибор по п.1, содержащий три или более детекторов нейтронов, соответственно расположенных с тремя или более азимутальными ориентациями в скважинном приборе и сконфигурированных для детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине, или их комбинаций.
6. Скважинный прибор по п.1, в котором два или более детектора нейтронов сконфигурированы для детектирования в основном только надтепловых нейтронов.
7. Скважинный прибор по п.1, в котором два или более детектора нейтронов сконфигурированы для детектирования в основном только тепловых нейтронов.
8. Скважинный прибор по п.1, в котором по меньшей мере один из двух или более детекторов нейтронов является детектором тепловых нейтронов, а по меньшей мере один другой из двух или более детекторов нейтронов является детектором надтепловых нейтронов.
9. Скважинный прибор по п.1, в котором скважинный флюид содержит пресную воду, буровой раствор на основе барита, гематита, насыщенный минеральный раствор на основе NaCl, KCl или NaBr или любое их сочетание.
10. Способ, содержащий:
испускание нейтронов в подземный пласт с использованием источника нейтронов скважинного прибора, причем скважинный прибор расположен в скважине подземного пласта и причем скважина имеет геометрию и заполнена скважинным флюидом;
детектирование первого счета нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций, используя обращенный к пласту детектор надтепловых нейтронов скважинного прибора, расположенный ближе к обращенной к пласту, чем к обращенной к скважине стороне скважинного прибора;
детектирование второго счета нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций, используя обращенный к скважине детектор надтепловых нейтронов скважинного прибора, расположенный ближе к обращенной к скважине, чем к обращенной к пласту стороне скважинного прибора; и
определение, используя схему обработки данных, значения пористости подземного пласта с коррекцией влияния скважины ввиду геометрии и скважинного флюида скважины, основываясь по меньшей мере частично на данных первого и второго счетов нейтронов.
11. Способ по п.10, в котором определение значений пористости подземного пласта состоит в определении с использованием электронной схемы обработки данных первого значения видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на данных первого счета нейтронов, и второго значения видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на данных второго счета нейтронов.
12. Способ по п.11, в котором значение пористости определяют по меньшей мере частично на основе корректирующей функции, связывающей первое и второе значения видимой пористости и значение реальной пористости подземного пласта связанной с различными геометриями скважины и скважинными флюидами.
13. Способ по п.11, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе корректирующей функции в форме полинома, связывающей первое и второе значения видимой пористости со значением реальной пористости подземного пласта при различных геометриях скважины и скважинных флюидов, причем коэффициенты полиномиальной корректирующей функции выбраны с целью минимизации разницы между определенным и реальным значениями пористости.
14. Способ по п.11, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе следующего соотношения:
где φcorr представляет собой определенное значение пористости, φnear представляет собой первое значение видимой пористости, φback - второе значение видимой пористости, n представляет собой степень полинома, и aij - коэффициенты, выбранные таким образом, чтобы минимизировать разницу между определенным и реальным значениями пористости подземного пласта.
15. Способ по п.10, в котором значение пористости определяется непосредственно из значений первого и второго счетов нейтронов, используя преобразование, полученное из данных моделирования или экспериментальных данных или их сочетания, которое связывает значения первого и второго счетов нейтронов со значениями реальной пористости подземного пласта при различных геометриях скважины и видах скважинного флюида.
16. Способ по п.10, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе предоставленных оператором внешних параметров, относящихся к влиянию геометрии скважины и скважинного флюида в скважине.
17. Способ, содержащий:
получение схемой обработки данных результатов ближнего счета тепловых нейтронов, детектированных обращенным вперед ближним детектором тепловых нейтронов скважинного прибора в скважине в подземном пласте;
получение схемой обработки данных результатов дальнего счета тепловых нейтронов, детектированных обращенным вперед дальним детектором тепловых нейтронов скважинного прибора в скважине подземного пласта, когда обращенный вперед дальний детектор тепловых нейтронов расположен дальше от источника нейтронов скважинного прибора, чем обращенный вперед ближний детектор тепловых нейтронов;
получение схемой обработки данных результатов заднего счета тепловых нейтронов, детектированных обращенным назад детектором тепловых нейтронов скважинного прибора в скважине подземного пласта, когда обращенный назад детектор тепловых нейтронов расположен ближе к стороне скважинного прибора, обращенной к скважине, чем обращенные вперед ближний и дальний детекторы тепловых нейтронов;
получение схемой обработки данных зависящих от времени данных, относящихся к нейтронам, детектированным обращенными вперед ближним или дальним или обращенным назад детекторами тепловых нейтронов или ими в любом сочетании;
определение, используя схему обработки данных, значения пористости подземного пласта, скорректированного с учетом скважинных эффектов в пласте, по меньшей мере частично основываясь на значениях ближнего, дальнего и заднего счетов тепловых нейтронов и зависящих от времени данных.
18. Способ по п.17, в котором значение пористости определяется непосредственно из значений ближнего, дальнего и заднего счетов тепловых нейтронов, используя преобразование, полученное из данных моделирования или экспериментальных данных или их сочетания, которое относит значения ближнего, дальнего и заднего счетов нейтронов к значению реальной пористости подземного пласта при различных геометриях скважины и видах скважинного флюида.
19. Способ по п.17, в котором определение значений пористости содержит определение, используя схему обработки данных, значения видимой пористости по значениям отношений ближний/дальний, по меньшей мере частично основываясь на значении отношения ближнего к дальнему счетов тепловых нейтронов, и определение, используя схему обработки данных, значения видимой пористости по значениям отношений задний/дальний, по меньшей мере частично основываясь на значении отношения заднего к дальнему счетов тепловых нейтронов, значения видимой пористости по значениям отношений задний/ближний, по меньшей мере частично основываясь на значении отношения заднего к ближнему счетов тепловых нейтронов, или значения видимой пористости, основываясь главным образом на величине заднего счета тепловых нейтронов, или на сочетании всего вышесказанного.
20. Способ по п.19, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе корректирующей функции, соотносящей значения видимой пористости, полученные из отношений ближний/дальний, задний/дальний, и зависящие от времени данные.
21. Способ по п.19, в котором значение пористости определяется по меньшей мере частично на основе следующего соотношения:
где φcorr представляет собой определенное значение пористости, φn/f представляет собой значение видимой пористости, определенное из отношения ближний/дальний, φb/f представляет собой значение видимой пористости, определенное из отношения задний/дальний, n, p и q представляют собой степени полиномов, τ near представляет собой значение времени распада тепловых нейтронов от ближнего детектора нейтронов, τ back представляет собой значение времени распада тепловых нейтронов от обращенного назад детектора нейтронов, τ far представляет собой значение времени распада тепловых нейтронов от дальнего детектора нейтронов и aij и biklm представляют собой коэффициенты, значения которых выбираются для минимизации разницы между определенным значением пористости и реальным значением пористости подземного пласта.
22. Система, содержащая:
скважинный прибор, сконфигурированный с возможностью погружения в скважину в подземном пласте, испускания нейтронов в подземный пласт, используя источник нейтронов, и детектирования нейтронов, рассеянных подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или их комбинаций, используя два или более детекторов нейтронов с возможностью детектирования нейтронов, проходящих через различные азимутальные стороны скважинного прибора; и
схему обработки данных сконфигурированную с возможностью определения значения пористости подземного пласта, скорректированного с учетом влияния скважины, по меньшей мере, частично основываясь на нейтронах, детектированных двумя или более детекторами нейтронов.
23. Система по п.22, в которой схема обработки данных сконфигурирована с возможностью определения пористости, по меньшей мере частично основываясь на обращении прямой модели, давая в результате ожидаемые значения скоростей счета нейтронов, детектированных двумя или более детекторами нейтронов, или значения видимой пористости, полученные из ожидаемых значений скоростей счета, или их комбинацией, в качестве функции пористости и влияния скважины.
24. Система по п.22, в которой источник нейтронов скважинного прибора содержит в себе электронный генератор нейтронов, сконфигурированный с возможностью испускания импульсов нейтронов, причем электронная схема обработки данных может определять по меньшей мере одно значение времени замедления надтепловых нейтронов, относящегося к нейтронам, детектированным одним из двух или более детекторов нейтронов, определять по меньшей мере одно значение видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на по меньшей мере одном значении времени замедления надтепловых нейтронов, и определять значения пористости, по меньшей мере частично основываясь на по меньшей мере одном значении видимой пористости.
25. Система по п.22, в которой два или более детекторов нейтронов содержат по меньшей мере один детектор тепловых нейтронов и по меньшей мере один детектор надтепловых нейтронов, причем схема обработки данных может определять по меньшей мере одно значение видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на термальных нейтронах, детектированных по меньшей мере одним детектором тепловых нейтронов, и определять по меньшей мере одно значение видимой пористости, по меньшей мере частично основываясь на надтепловых нейтронах, детектированных по меньшей мере одним детектором надтепловых нейтронов, и причем схема обработки данных может определять значения пористости, по меньшей мере частично основываясь на корректирующей функции, являющейся функцией по меньшей мере одного значения видимой пористости, определенного с использованием тепловых нейтронов, и по меньшей мере одного значения видимой пористости, определенного с использованием надтепловых нейтронов.
26. Система по п.25, в которой схема обработки данных сконфигурирована с возможностью определения значения времени замедления надтепловых нейтронов, по меньшей мере частично основываясь на надтепловых нейтронах, детектированных детектором надтепловых нейтронов, и возможностью определения по меньшей мере одного значения видимой пористости на основе надтепловых нейтронов, по меньшей мере частично основываясь на значении времени замедления надтепловых нейтронов.
27. Система по п.25, в которой схема обработки данных сконфигурирована с возможностью определения пористости, по меньшей мере частично основываясь на корректирующей функции, когда корректирующая функция не включает в себя время распада тепловых нейтронов.
28. Система по п.25, в которой источник нейтронов скважинного прибора содержит импульсный электронный генератор нейтронов.
29. Система по п.25, в которой источник нейтронов скважинного прибора содержит радиоизотопный источник.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/729,384 | 2010-03-23 | ||
| US12/729,384 US9031790B2 (en) | 2010-03-23 | 2010-03-23 | System and method for correction of borehole effects in a neutron porosity measurement |
| PCT/US2011/027414 WO2011119318A2 (en) | 2010-03-23 | 2011-03-07 | System and method for correction of borehole effects in a neutron porosity measurement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012144812A true RU2012144812A (ru) | 2014-04-27 |
| RU2518591C1 RU2518591C1 (ru) | 2014-06-10 |
Family
ID=44657345
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012144812/28A RU2518591C1 (ru) | 2010-03-23 | 2011-03-07 | Система и способ коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства при измерениях пористости методом нейтронного каротажа |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9031790B2 (ru) |
| EP (1) | EP2539748A2 (ru) |
| BR (1) | BR112012023738B1 (ru) |
| CA (1) | CA2793106A1 (ru) |
| MX (1) | MX2012010833A (ru) |
| RU (1) | RU2518591C1 (ru) |
| WO (1) | WO2011119318A2 (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010144702A2 (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Nuclear detectors built directly into shielding or modulating material |
| US8791407B2 (en) * | 2010-02-24 | 2014-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gamma-gamma density measurement system for high-pressure, high-temperature measurements |
| US9012836B2 (en) * | 2011-10-27 | 2015-04-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Neutron logging tool with multiple detectors |
| US9268055B2 (en) * | 2011-12-30 | 2016-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Well-logging apparatus including azimuthally spaced radiation detectors |
| WO2014127454A1 (en) | 2013-02-20 | 2014-08-28 | Roke Technologies Ltd. | Neutron through-pipe measurement, device, system and use thereof |
| US20150241577A1 (en) * | 2013-12-19 | 2015-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Combined Epithermal And Thermal Neutron Detector And Its Application To Well Logging Instruments |
| US9890632B2 (en) * | 2014-06-20 | 2018-02-13 | Saudi Arabian Oil Company | Systems, computer medium and computer-implemented methods for logging using a logging tool with adjustable detectors |
| GB2562982B (en) * | 2016-04-19 | 2022-07-27 | Halliburton Energy Services Inc | Identification of annulus materials using formation porosity |
| WO2018057035A1 (en) * | 2016-09-26 | 2018-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Neutron porosity log casing thickness corrections |
| WO2018147939A1 (en) | 2017-02-08 | 2018-08-16 | Philip Teague | Methods and means for azimuthal neutron porosity imaging of formation and cement volumes surrounding a borehole |
| US9863895B1 (en) | 2017-02-22 | 2018-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for monitoring casing cement integrity |
| WO2020023080A2 (en) | 2018-02-14 | 2020-01-30 | Philip Teague | Methods and means for neutron imaging within a borehole |
| US12092787B2 (en) * | 2021-02-11 | 2024-09-17 | China Petroleum & Chemical Corporation | Apparatus and method for obtaining real-time true formation porosity using pulsed neutron well logging tool having dual-function detectors |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4423323A (en) * | 1981-09-09 | 1983-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron logging method and apparatus for determining a formation characteristic free of environmental effects |
| US4808838A (en) * | 1984-11-16 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Collimated thermal neutron porosity tool |
| US4894534A (en) * | 1986-06-11 | 1990-01-16 | Baroid Technology, Inc. | Logging apparatus and method |
| US4937446A (en) * | 1988-06-07 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon/oxygen well logging method and apparatus |
| US5051581A (en) * | 1990-05-01 | 1991-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for epithermal neutron porosity well logging |
| RU2025748C1 (ru) | 1991-01-08 | 1994-12-30 | Ильченко Владимир Владимирович | Способ комплексного радиоактивного каротажа |
| RU2010958C1 (ru) | 1991-06-28 | 1994-04-15 | Гуфранов Марат Галиевич | Способ геофизического исследования скважин |
| US5349184A (en) * | 1993-01-21 | 1994-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for reducing matrix density effects on porosity measurements during epithermal neutron porosity well logging |
| US5521378A (en) * | 1995-02-01 | 1996-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for gamma ray logging of underground formations |
| US5532481A (en) * | 1995-03-23 | 1996-07-02 | Western Atlas International, Inc. | System for measuring epithermal neutron porosity having reduced borehole effect |
| US5767510A (en) * | 1996-04-15 | 1998-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole invariant porosity measurement system |
| 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 |
| US6032102A (en) * | 1997-07-31 | 2000-02-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring well characteristics and formation properties |
| US6207953B1 (en) * | 1998-04-24 | 2001-03-27 | Robert D. Wilson | Apparatus and methods for determining gas saturation and porosity of a formation penetrated by a gas filled or liquid filled borehole |
| US6307199B1 (en) * | 1999-05-12 | 2001-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Compensation of errors in logging-while-drilling density measurements |
| US6566649B1 (en) * | 2000-05-26 | 2003-05-20 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Standoff compensation for nuclear measurements |
| US6648083B2 (en) * | 2000-11-02 | 2003-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring mud and formation properties downhole |
| US7148471B2 (en) * | 2001-05-18 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method for measuring formation properties |
| US6944548B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation through azimuthal measurements |
| US7309983B2 (en) * | 2004-04-30 | 2007-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining characteristics of earth formations |
| US7809508B2 (en) * | 2006-06-19 | 2010-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Standoff correction for LWD density measurement |
| US7548817B2 (en) * | 2006-09-28 | 2009-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Formation evaluation using estimated borehole tool position |
| US7667192B2 (en) * | 2007-08-16 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Thermal neutron porosity from neutron slowing-down length, formation thermal neutron capture cross section, and bulk density |
| GB2468234B (en) * | 2008-09-30 | 2012-11-21 | Halliburton Energy Serv Inc | Systems and methods for evaluating formations having unknown or mixed salinity |
-
2010
- 2010-03-23 US US12/729,384 patent/US9031790B2/en active Active
-
2011
- 2011-03-07 CA CA2793106A patent/CA2793106A1/en not_active Abandoned
- 2011-03-07 WO PCT/US2011/027414 patent/WO2011119318A2/en active Application Filing
- 2011-03-07 BR BR112012023738-1A patent/BR112012023738B1/pt active IP Right Grant
- 2011-03-07 EP EP11759886A patent/EP2539748A2/en not_active Withdrawn
- 2011-03-07 MX MX2012010833A patent/MX2012010833A/es active IP Right Grant
- 2011-03-07 RU RU2012144812/28A patent/RU2518591C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-05-07 US US14/706,031 patent/US20150234084A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011119318A3 (en) | 2011-12-08 |
| CA2793106A1 (en) | 2011-09-29 |
| MX2012010833A (es) | 2012-11-23 |
| BR112012023738B1 (pt) | 2021-02-09 |
| RU2518591C1 (ru) | 2014-06-10 |
| EP2539748A2 (en) | 2013-01-02 |
| BR112012023738A2 (pt) | 2017-10-03 |
| US9031790B2 (en) | 2015-05-12 |
| US20150234084A1 (en) | 2015-08-20 |
| WO2011119318A2 (en) | 2011-09-29 |
| US20110238313A1 (en) | 2011-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012144812A (ru) | Система и способ коррекции влияния диаметра скважины и ее гидродинамического совершенства при измерениях пористости методом нейронного каротажа | |
| US7667192B2 (en) | Thermal neutron porosity from neutron slowing-down length, formation thermal neutron capture cross section, and bulk density | |
| US8996315B2 (en) | Method and system of determining a value indicative of gas saturation of a formation | |
| US9372277B2 (en) | Neutron porosity downhole tool with improved precision and reduced lithology effects | |
| CA2837159A1 (en) | Formation characterization for fast forward neutron models | |
| WO2016068864A1 (en) | Determining casing fluid capture cross section using gamma count rate ratio | |
| US8583377B2 (en) | Methods and systems of formation density measurements in the presence of invasion of drilling fluids | |
| EP1435430A1 (en) | Measuring mud flow velocity using pulsed neutrons | |
| US11815646B2 (en) | Drilling fluid activation correction methodology | |
| US9810807B2 (en) | Methods and systems for detecting epithermal and thermal neutrons | |
| US10215881B2 (en) | Systems and methods to differentiate elements located at different distances using neutron-induced gamma-ray spectroscopy and the doppler effect | |
| US11681069B1 (en) | Pulsed neutron tool for elemental decay logging | |
| CN118235065A (zh) | 利用核测井工具获得近井筒真实井眼西格玛和真实地层西格玛的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170308 |