RU2016103309A - Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления - Google Patents

Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления Download PDF

Info

Publication number
RU2016103309A
RU2016103309A RU2016103309A RU2016103309A RU2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
logging tool
receiver
signal
transmitter
calibration
Prior art date
Application number
RU2016103309A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2667333C2 (ru
Inventor
Буркай ДОНДЕРИДЖИ
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк.
Publication of RU2016103309A publication Critical patent/RU2016103309A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2667333C2 publication Critical patent/RU2667333C2/ru

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
    • G01V3/28Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V13/00Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
  • Pens And Brushes (AREA)

Claims (79)

1. Способ поверхностной калибровки скважинного каротажного прибора, включающий:
расположение излучателя типа петля рядом с приемником каротажного прибора;
расположение приемника с рамочной антенной рядом с передатчиком каротажного прибора, при этом излучатель типа петля отделен от приемника с рамочной антенной;
передачу первого сигнала с применением излучателя типа петля; измерение первого сигнала с применением приемника каротажного прибора;
передачу второго сигнала с применением передатчика каротажного прибора; измерение второго сигнала с применением приемника с рамочной антенной; моделирование третьего и четвертого сигнала;
сравнение измеренного первого сигнала со смоделированным третьим сигналом;
сравнение измеренного второго сигнала со смоделированным четвертым сигналом;
вычисление коэффициентов калибровки для каротажного прибора, основанных на сравнении измеренного первого сигнала и смоделированного третьего сигнала и сравнении измеренного второго сигнала и смоделированного четвертого сигнала; и
калибровку каротажного прибора с использованием коэффициентов калибровки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки дополнительно включает: вычисление коэффициентов калибровки для приемника каротажного прибора, основанных на сравнении измеренного первого сигнала и смоделированного третьего сигнала; и
вычисление коэффициентов калибровки для передатчика каротажного прибора, основанных на сравнении измеренного второго сигнала и смоделированного четвертого сигнала.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что калибровка каротажного прибора дополнительно включает: размещение каротажного прибора в скважине;
получение пятого сигнала, представляющего характеристику пласта, с применением приемника каротажного прибора; и
калибровку пятого сигнала с использованием коэффициентов калибровки.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что калибровка пятого сигнала дополнительно включает: объединение коэффициентов калибровки передатчика с коэффициентами калибровки приемника; и
использование объединенных коэффициентов калибровки для калибровки пятого сигнала.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что измеренный первый и второй сигналы являются калиброванными.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки для приемника каротажного прибора дополнительно включает: выбор конфигурации генераторной петли, соответствующей по меньшей мере одному из следующего:
положению генераторной петли вдоль каротажного прибора;
углу наклона генераторной петли; или
азимутальному углу генераторной петли, при этом измеренный первый сигнал получен с использованием выбранной конфигурации генераторной петли;
выбор конфигурации приемника, соответствующий по меньшей мере одному из следующего:
коэффициенту усиления приемника;
положению приемника вдоль каротажного прибора;
углу наклона приемника; или
азимутальному углу приемника, при этом третий сигнал смоделирован с использованием выбранной конфигурации приемника; и
определение конфигурации приемника, которая уменьшает до минимума несоответствие между измеренным первым сигналом и смоделированным третьим сигналом, при этом определенная конфигурация приемника представляет собой коэффициенты калибровки для приемника.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки для передатчика каротажного прибора дополнительно включает: выбор конфигурации приемной петли, соответствующей по меньшей мере одному из следующего:
положению приемной петли вдоль каротажного прибора;
углу наклона приемной петли; или
азимутальному углу приемной петли, при этом измеренный второй сигнал получен с использованием выбранной конфигурации приемной петли;
выбор конфигурации передатчика, соответствующей по меньшей мере одному из следующего:
коэффициенту усиления передатчика;
положению передатчика вдоль каротажного прибора;
углу наклона передатчика; или
азимутальному углу передатчика, при этом четвертый сигнал смоделирован с использованием выбранной конфигурации передатчика; и определение конфигурации передатчика, которая уменьшает до минимума несоответствие между измеренным вторым сигналом и смоделированным четвертым сигналом, при этом определенная конфигурация передатчика представляет собой коэффициенты калибровки для передатчика.

8. Способ по п. 6 или 7, дополнительно включающий: размещение каротажного прибора в скважине;
получение пятого сигнала, представляющего фактическую характеристику пласта, с применением приемника каротажного прибора;
моделирование каротажного прибора с использованием смоделированных характеристик пласта и определенных конфигураций передатчика и приемника, которые уменьшают до минимума несоответствия, чтобы посредством этого получить смоделированный шестой сигнал; и
определение смоделированных характеристик пласта, которые уменьшают до минимума несоответствие между пятым сигналом и смоделированным шестым сигналом.

9. Способ по п. 6 или 7, дополнительно включающий: определение предполагаемой конфигурации передатчика для передатчика каротажного прибора, при этом предполагаемая конфигурация передатчика включает по меньшей мере одно из следующего:
коэффициент усиления передатчика;
положение передатчика вдоль каротажного прибора;
угол наклона передатчика; или
азимутальный угол передатчика;
определение предполагаемой конфигурации приемника для приемника каротажного прибора, при этом предполагаемая конфигурация приемника включает по меньшей мере одно из следующего: коэффициент усиления приемника;
положение приемника вдоль каротажного прибора;
угол наклона приемника; или
азимутальный угол приемника;
преобразование предполагаемых конфигураций передатчика и приемника в определенные конфигурации передатчика и приемника, которые уменьшают до минимума несоответствия;
размещение каротажного прибора в скважине;
получение пятого сигнала, представляющего фактическую характеристику пласта, с применением приемника каротажного прибора;
моделирование каротажного прибора с использованием смоделированных характеристик пласта и определенных конфигураций передатчика и приемника, которые уменьшают до минимума несоответствия, чтобы посредством этого получить смоделированный шестой сигнал; и
определение смоделированных характеристик пласта, которые уменьшают до минимума несоответствие между пятым сигналом и смоделированным шестым сигналом.

10. Способ поверхностной калибровки скважинного каротажного прибора, включающий:
размещение излучателя типа петля и приемника с рамочной антенной вдоль каротажного прибора в некотором местоположении на поверхности;
приведение в действие приемника каротажного прибора и передатчика каротажного прибора, каждый из которых образует часть каротажного прибора;
передачу сигналов с применением излучателя типа петля и передатчика каротажного прибора;
измерение переданных сигналов с применением приемника с рамочной антенной и приемника каротажного прибора;
сравнение измеренных сигналов со смоделированными сигналами;
вычисление коэффициентов калибровки для каротажного прибора, основанных на указанном сравнении; и
калибровку каротажного прибора с использованием коэффициентов калибровки.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки дополнительно включает:
вычисление коэффициентов калибровки передатчика каротажного прибора, основанных на сравнении; и
вычисление коэффициентов калибровки приемника каротажного прибора, основанных на сравнении.

12. Способ по п. 10, дополнительно включающий: размещение каротажного прибора в скважине;
получение сигнала, представляющего фактическую характеристику пласта, с применением каротажного прибора; и
калибровку полученного сигнала с использованием коэффициентов калибровки.

13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что смоделированные сигналы моделируют с использованием по меньшей мере одного из следующего: конфигурации приемника каротажного прибора или конфигурации передатчика каротажного прибора.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что конфигурации приемника и передатчика каротажного прибора включают по меньшей мере одно из следующего: коэффициент усиления передатчика или приемника;
положение передатчика или приемника вдоль каротажного прибора;
угол наклона передатчика или приемника; или
азимутальный угол передатчика или приемника.

15. Способ по п. 1 или 10, дополнительно включающий: нагрев каротажного прибора; и
вычисление коэффициентов калибровки как функции температуры.

16. Способ по п. 1 или 10, отличающийся тем, что каротажный прибор представляет собой прибор каротажа сопротивления с большой глубиной исследования.

17. Способ по п. 1 или 10, отличающийся тем, что каротажный прибор образует часть каротажного узла для проведения каротажа в процессе бурения или кабельного каротажа.

18. Система, содержащая электронную схему обработки данных для осуществления любого из способов по пп. 1-7 и 10-14.

19. Компьютерный программный продукт, включающий команды, исполнение которых по меньшей мере одним процессором приводит к выполнению указанным процессором любого из способов по пп. 1-7 и 10-14.
RU2016103309A 2013-09-10 2013-09-10 Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления RU2667333C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2013/059066 WO2015038102A2 (en) 2013-09-10 2013-09-10 Surface calibration of a wellbore resistivity logging tool

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2016103309A true RU2016103309A (ru) 2017-10-16
RU2667333C2 RU2667333C2 (ru) 2018-09-18

Family

ID=52666484

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016103309A RU2667333C2 (ru) 2013-09-10 2013-09-10 Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления

Country Status (13)

Country Link
US (1) US10359536B2 (ru)
CN (1) CN105612432B (ru)
AU (1) AU2013400145B2 (ru)
BR (1) BR112016002519A2 (ru)
CA (1) CA2920169A1 (ru)
DE (1) DE112013007420T5 (ru)
GB (1) GB2533711A (ru)
MX (1) MX357876B (ru)
MY (1) MY187206A (ru)
NO (1) NO20160142A1 (ru)
RU (1) RU2667333C2 (ru)
SA (1) SA516370533B1 (ru)
WO (1) WO2015038102A2 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10036827B2 (en) * 2014-11-18 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Petrophysically-consistent calibration of full-tensor electromagnetic induction tools
WO2016108840A1 (en) * 2014-12-30 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic ranging with azimuthal electromagnetic logging tool
WO2017078740A1 (en) * 2015-11-06 2017-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole logging systems and methods employing adjustably-spaced modules
US10955580B2 (en) * 2016-03-31 2021-03-23 Pulse Directional Technologies Inc. Tuned probe style propagation resistivity tool
CA3064876C (en) * 2017-08-07 2021-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Component-based look-up table calibration for modularized resistivity tool
US11112523B2 (en) 2017-12-01 2021-09-07 Schlumberger Technology Corporation Calibration of electromagnetic measurement tool
US11086046B2 (en) * 2018-04-27 2021-08-10 Maxwell Dynamics, Inc. System and method for the calibration of azimuthal resistivity logging tools
US11774633B2 (en) * 2018-06-05 2023-10-03 Schlumberger Technology Corporation Method to automatically calibrate a downhole tool in an oil-based mud environment
US10808526B2 (en) * 2018-10-16 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Transmitter and receiver interface for downhole logging
WO2021258047A1 (en) * 2020-06-19 2021-12-23 Schlumberger Technology Corporation Antenna calibration in an em logging tool
US11329843B1 (en) * 2020-08-28 2022-05-10 Earthsystems Technologies, Inc. Method for multichannel acquisition of geophysical data and system implementation
US11768315B1 (en) 2022-04-04 2023-09-26 Schlumberger Technology Corporation Directional electromagnetic ratio calibration

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4876511A (en) * 1988-10-20 1989-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing and calibrating an electromagnetic logging tool
CA2355083C (en) 1998-12-14 2005-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. High resolution array induction tool
US7190169B2 (en) * 1999-12-24 2007-03-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments
US7769572B2 (en) * 2001-09-07 2010-08-03 Exxonmobil Upstream Research Co. Method of imaging subsurface formations using a virtual source array
US7414391B2 (en) * 2002-07-30 2008-08-19 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic logging tool calibration system
US7183771B2 (en) 2002-09-09 2007-02-27 Ultima Labs, Inc. Multiple transmitter and receiver well logging device with error calibration system including calibration injection system
US7027922B2 (en) * 2003-08-25 2006-04-11 Baker Hughes Incorporated Deep resistivity transient method for MWD applications using asymptotic filtering
US7027923B2 (en) 2003-12-12 2006-04-11 Schlumberger Technology Corporation Method for determining sonde error for an induction or propagation tool with transverse or triaxial arrays
US7408355B1 (en) * 2004-05-07 2008-08-05 Baker Hughes Incorporated Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing
US7282704B2 (en) * 2004-05-28 2007-10-16 Baker Hughes Incorporated Method for determining formation porosity and gas saturation in a gas reservoir
US7385401B2 (en) * 2005-07-08 2008-06-10 Baker Hughes Incorporated High resolution resistivity earth imager
US7279889B1 (en) * 2006-03-31 2007-10-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for calibration of well logging tools
US7915895B2 (en) * 2007-06-22 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument
WO2009009409A1 (en) * 2007-07-10 2009-01-15 Schlumberger Canada Limited Methods of calibrating a fluid analyzer for use in a wellbore
US8258790B2 (en) * 2008-11-20 2012-09-04 Baker Hughes Incorporated Oscillator sensor for determining a property of an earth formation
US8173954B2 (en) * 2008-12-30 2012-05-08 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. Detector for use in well-logging applications
BR112014020272A8 (pt) 2012-02-17 2017-07-11 Schlumberger Technology Bv Método para a calibração de um instrumento de medição electomagnética ao longo do furo, e método para a calibração de um instrumento de medição electromagnética ao longo do furo

Also Published As

Publication number Publication date
AU2013400145A1 (en) 2016-02-18
GB2533711A (en) 2016-06-29
US10359536B2 (en) 2019-07-23
SA516370533B1 (ar) 2019-01-19
CN105612432A (zh) 2016-05-25
AU2013400145B2 (en) 2016-09-08
CA2920169A1 (en) 2015-03-19
GB201602028D0 (en) 2016-03-23
DE112013007420T5 (de) 2016-05-25
WO2015038102A2 (en) 2015-03-19
MX2016001382A (es) 2016-08-03
MY187206A (en) 2021-09-10
US20160170068A1 (en) 2016-06-16
BR112016002519A2 (pt) 2017-08-01
MX357876B (es) 2018-07-27
CN105612432B (zh) 2019-04-26
RU2667333C2 (ru) 2018-09-18
WO2015038102A3 (en) 2015-11-19
NO20160142A1 (en) 2016-02-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2016103309A (ru) Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления
RU2015153196A (ru) Компьютерная программа для калибровки прибора для проведения каротажа сопротивления в скважине
RU2015121653A (ru) Система (варианты) и способ (варианты) для оценки глубокозалегающего пласта
RU2663686C2 (ru) Определение истинного удельного сопротивления пласта
AU2013400142B2 (en) Homogeneous inversion for multi-component induction tools
CA2912954C (en) Detecting bed boundary locations based on measurements from multiple tool depths in a wellbore
RU2014106048A (ru) Способ и инструмент для обнаружения обсадных труб
GB2496786A (en) System and method for estimating directional characteristics based on bedding moment measurements
GB2465735A (en) Method and apparatus for imaging bed boundaries using azimuthal propagation resistivity measurements
NO20110023A1 (no) System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde
AU2012394955A1 (en) Reducing conductive casing effect in transient cased-hole resistivity logging
NO20180609A1 (en) Methods and systems to analyze bed boundary detection
SA519401230B1 (ar) عزم ثنائي القطب قابل للضبط لقياسات التكوين
RU2015119887A (ru) Способ (варианты) и устройство получения компенсированных сигналов для определения характеристик пласта
US11740380B2 (en) Minimal electronic sensor collars
CA2895025C (en) Sourceless density determination apparatus, methods, and systems
CN104088630B (zh) 随钻方位电阻率测井仪器获取地层边界距离的方法
US10302803B2 (en) Measurement correction apparatus, methods, and systems
GB2526824A (en) Determination of initial tool orientation
CA2992437C (en) Passive ranging using acoustic energy originating from a target wellbore
NO20150643A1 (en) Method and apparatus for deep transient resistivity measurement while drilling
CN107035364B (zh) 一种井间电磁刻度方法
CN104100261B (zh) 获取随钻方位电阻率测井仪器距地层边界距离的系统
Shiryaev RELATIVE DIP ANGLE DETERMINATION ERROR IMPLICATIONS

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200911