RU2617877C2 - Способ и устройство для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн - Google Patents

Способ и устройство для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн Download PDF

Info

Publication number
RU2617877C2
RU2617877C2 RU2015122108A RU2015122108A RU2617877C2 RU 2617877 C2 RU2617877 C2 RU 2617877C2 RU 2015122108 A RU2015122108 A RU 2015122108A RU 2015122108 A RU2015122108 A RU 2015122108A RU 2617877 C2 RU2617877 C2 RU 2617877C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
inclination
angle
downhole tool
measurements
relative
Prior art date
Application number
RU2015122108A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015122108A (ru
Inventor
Сюй-Сян У.
Буркай ДОНДЕРИДЖИ
Барис ГУНЕР
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 RU2015122108A publication Critical patent/RU2015122108A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2617877C2 publication Critical patent/RU2617877C2/ru

Links

Images

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
    • G01V3/08Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
    • 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
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/38Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02Determining slope or direction
    • E21B47/026Determining slope or direction of penetrated ground layers
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Изобретения относятся к измерениям удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн при бурении скважин. Сущность: способ может включать в себя получение одного или нескольких первых многокомпонентных измерений со скважинного прибора, расположенного в буровой скважине. Скважинный прибор может содержать многокомпонентные антенны. Относительный конструктивный угол наклонения скважинного прибора по отношению к пластам может быть определен, например, путем использования дополнительного скважинного прибора или путем вычислений при использовании одного или нескольких первых многокомпонентных измерений. Угол наклона по меньшей мере одной многокомпонентной антенны может корректироваться, при этом скорректированный угол наклона основан на угле наклонения. Способ может также включать в себя получение одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений, связанных со скорректированным углом наклона, и определение характеристики пласта на основании, по меньшей мере частично, одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений без включения или учета эффектов анизотропии пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Уровень техники
В общем, настоящее раскрытие относится к работам по бурению скважины, а более конкретно, к способу и устройству для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн.
При выполнении работ по бурению скважин обычно необходимы исследования и измерения для определения граничных условия пласта. Эти исследования и измерения могут быть существенными для выявления конкретных слоев пласта. В некоторых случаях при исследованиях и измерениях можно использовать датчики вблизи долота для опережающего просмотра перед долотом, чтобы определять удельное сопротивление пласта, которое можно использовать для определения границ пласта с применением методов инверсии. Точность измерений удельного сопротивления и следовательно, точность определения границ сильно зависит от анизотропии пласта. Анизотропия пласта может быть связана с пластинчатыми осадочными породами, которые создают горизонтальное удельное сопротивление (Rh) в направлении, параллельном плоскости пласта, которое отличается от и обычно ниже вертикального удельного сопротивления (Rv) в направлении, перпендикулярном к плоскости пласта. При наличии анизотропии пласта сигналы опережающего просмотра могут изменяться, что может приводить к неправильной интерпретации геологии пласта, если не использовать требующие большого объема вычислений и затратные методы инверсии и модели для учета эффектов анизотропии.
ЧЕРТЕЖИ
Некоторые конкретные примеры вариантов осуществления раскрытия можно отчасти понять при обращении нижеследующему описанию и сопровождающим чертежам, на которых:
Фиг. 1 показывает примерную антенную компоновку для прибора многокомпонентного электромагнитного каротажа согласно аспектам настоящего раскрытия;
Фиг. 2 показывает примерную буровую систему согласно аспектам настоящего раскрытия;
Фиг. 3 показывает примерную систему обработки информации согласно аспектам настоящего раскрытия;
Фиг. 4 показывает примерное измерительное устройство согласно аспектам настоящего раскрытия;
Фиг. 5 показывает примерное измерительное устройство согласно аспектам настоящего раскрытия;
Фиг. 6 показывает примерный способ оптимизации согласно аспектам настоящего раскрытия;
Фиг. 7 показывает примерный способ оптимизации согласно аспектам настоящего раскрытия; и
Фиг. 8 показывает примерную модель изотропного пласта согласно аспектам настоящего раскрытия.
Хотя варианты осуществления этого раскрытия будут показаны, и описаны, и определены путем обращения к примерам вариантов осуществления этого раскрытия, такие обращения не влекут за собой ограничения раскрытия и такое ограничение не должно подразумеваться. Как должно быть понятно специалистам в соответствующей области техники, имеющим выгоду от этого раскрытия, раскрытый предмет изобретения допускает значительную модификацию, изменение и наличие эквивалентов по форме и функции. Показанные и описанные варианты осуществления этого раскрытия являются только примерами и не исчерпывают объем раскрытия.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
В общем, настоящее раскрытие относится к работам по бурению скважины, а более конкретно, к способу и устройству для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн.
В этой заявке будут подробно описаны иллюстративные варианты осуществления настоящего раскрытия. Ради ясности не все признаки реальной реализации будут описаны в этой заявке. Конечно, должно быть понятно, что при разработке любого такого реального варианта осуществления многочисленные специфические для реализации решения необходимо принимать для достижения конкретных конечных результатов, которые изменяются от одной реализации к другой. Кроме того, должно быть понятно, что такая разработка может быть сложной и требующей много времени, но несмотря на это должна быть обычным делом для специалистов в соответствующей области техники, имеющих выгоду от настоящего раскрытия.
Для содействия лучшему пониманию настоящего раскрытия даются нижеследующие примеры некоторых вариантов осуществления. Нижеследующие примеры ни в коей мере не следует считать ограничивающими или определяющими объем раскрытия. Варианты осуществления настоящего раскрытия можно применять в горизонтальных, вертикальных, искривленных, многоствольных, соединенных U-трубами, пересекающихся, обходных (пробуренных вокруг прихваченного на средней глубине в скважине инструмента и обратно вниз) или иных нелинейных стволах скважин в подземном пласте любого вида. Варианты осуществления можно применять в нагнетательных скважинах и продуктивных скважинах, в том числе в скважинах по добыче естественных ресурсов, таких как сероводородные, углеводородные или геотермальные скважины; а также при сооружении ствола для прокладки туннеля под рекой и других таких стволов для прокладки туннелей вблизи поверхности или трубопроводов с U-образными трубами, используемых для транспортировки флюидов, таких как углеводороды. Варианты осуществления, описанные ниже относительно одной реализации, не предполагаются ограничивающими.
Согласно аспектам настоящего раскрытия в этой заявке описываются системы и способы оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления. Способ может включать в себя получение первых многокомпонентных индуктивных измерений со скважинного прибора, расположенного в буровой скважине. Скважинный прибор может содержать многокомпонентные антенны, которые будут описаны ниже. Как показано на фиг. 1, в одном варианте осуществления многокомпонентный прибор может содержать сочетание трех взаимно ортогональных передатчиков (Tx, Ty и Tz) и трех взаимно ортогональных приемников (Rx, Ry и Rz), благодаря которым можно выполнять девять независимых измерений. Как будет описано подробно ниже, в других вариантах осуществления можно использовать прибор с минимум двумя из этих компонентов. Например, как будет рассмотрено в отношении фиг. 5, наклоняемую антенну, которая поворачивается в забое скважины, можно использовать для регистрации многокомпонентных измерений на основании азимутальных сигналов прибора при каждом повороте, при этом азимутальные сигналы разделяют, чтобы вычислить индивидуальные связанные составляющие. Соответственно, в объеме этого раскрытия наклоняемый передатчик или наклоняемый приемник может быть многокомпонентной антенной.
Кроме того, способ может включать в себя определение относительного конструктивного угла φ наклонения скважинного прибора. Как будет описано более подробно ниже, угол наклонения можно определять, например, путем использования дополнительного скважинного прибора или вычислением с использованием первых многокомпонентных измерений. Относительный конструктивный угол наклонения может быть определен по координатам прибора и может быть привязан к оси прибора, при этом конструктивное наклонение поставлено в соответствие с углом оси вертикального удельного сопротивления, а не с углом падения границы пласта. В пластах, которые не имеют косой слоистости, относительный конструктивный угол наклонения может быть равен относительному углу падения границы пласта. Согласно некоторым вариантам осуществления измерения относительного конструктивного угла наклонения могут быть преобразованы в абсолютные измерения, которые связывают с фиксированной координатой, такой как ось силы тяжести или магнитная ось, используя геометрические преобразования, которые с учетом этого раскрытия должны быть понятными для специалиста в соответствующей области техники.
Способ может также включать в себя коррекцию угла наклона по меньшей мере одной многокомпонентной антенны, при этом скорректированный угол наклона основан на относительном конструктивном угле наклонения. Кроме того, способ может включать в себя получение вторых многокомпонентных индуктивных измерений, связанных со скорректированным углом наклона. Как будет описано ниже, получение вторых многокомпонентных индуктивных измерений, связанных со скорректированным углом наклона, может содержать изменение посредством вычислений первых многокомпонентных измерений для учета скорректированного угла наклона. Затем характеристика пласта может быть определена на основании, по меньшей мере частично, вторых многокомпонентных индуктивных измерений. Например, характеристика пласта может содержать глубинные измерения удельного сопротивления или расстояние до границы пласта, которое определяют, используя многокомпонентные измерения, с помощью любых схем инверсии и/или преобразования удельного сопротивления. Как будет описано ниже, предпочтительно определять характеристику пласта без включения или учета эффектов анизотропии, и этим можно снижать вычислительную интенсивность задачи определения.
На фиг. 2 показана для примера буровая система 200 согласно аспектам настоящего раскрытия. Буровая система 200 включает в себя буровую вышку 202, установленную на поверхности 216 и расположенную над буровой скважиной 204 в подземном пласте 206. Буровая вышка 202 может быть соединена с бурильной колонной 214, расположенной в буровой скважине 204. Бурильная колонна 214 может содержать множество сегментов бурильной колонны и компоновку 208 низа бурильной колонны (КНБК). Компоновка 208 низа бурильной колонны может содержать, например, буровое долото 210 и измерительную и/или каротажную секцию 212, содержащую множество измерительных или каротажных приборов. Измерительные или каротажные приборы могут содержать некоторое количество антенн и датчиков для измерения или каротажа пласта 206 во время выполнения операций бурения. Согласно некоторым вариантам осуществления измерительная или каротажная секция может включать в себя многокомпонентные антенны для регистрации многокомпонентных измерений.
Согласно некоторым вариантам осуществления скважинное электронное оборудование, в том числе измерительная или каротажная секция 212, может поддерживать связь с управляющей системой 224 на поверхности. Управляющая система 225 может содержать систему обработки информации, содержащую по меньшей мере один процессор для приема и обработки измерений, собираемых в забое скважины. Согласно некоторым вариантам осуществления измерительная или каротажная секция 212 может также обладать некоторыми возможностями обработки данных. На фиг.3 показана для примера структурная схема системы 300 обработки информации. Процессор или центральный процессор (ЦП) 301 системы 300 обработки информации соединен с возможностью передачи данных с контроллером-концентратором памяти (ККП) или северным мостом 302. Контроллер-концентратор 302 памяти может быть соединен с оперативным запоминающим устройством (ОЗУ) 303 и графическим процессором (ГП) 304. Контроллер-концентратор 302 памяти (ККП) также может быть соединен с контроллером-концентратором ввода-вывода (ККВВ) или южным мостом 305. Концентратор 305 ввода-вывода может быть соединен с запоминающими элементами компьютерной системы, в том числе с запоминающим элементом 306, который может содержать постоянную флэш-память, которая включает в себя базовую систему ввода-вывода (BIOS) компьютерной системы. Концентратор 305 ввода-вывода также соединен с жестким диском 307 компьютерной системы. Жесткий диск 307 можно определить как материальный машиночитаемый носитель, который содержит набор команд, который при исполнении процессором 301 побуждает процессор 301 к выполнению заданного набора операций. Например, как будет рассмотрено ниже, согласно некоторым вариантам осуществлении настоящего раскрытия жесткий диск 307 может содержать команды, которые при исполнении побуждают центральный процессор 301 получать многокомпонентные измерения со скважинных многокомпонентных антенн и выполнять сложные вычисления на основе многокомпонентных измерений, в том числе по результатам вычислений изменять измерения, связанные с ориентациями отдельных антенн. Кроме того, команды могут побуждать центральный процессор 301 к определению характеристики пласта на основании измененных измерений.
Согласно некоторым вариантам осуществления концентратор 305 ввода-вывода может быть также соединен с суперкристаллом ввода-вывода (СКВВ) 308, который сам соединен с несколькими портами ввода-вывода компьютерной системы, в том числе с клавиатурой 309, мышью 310 и одним или несколькими параллельными портами. Кроме того, суперкристалл 308 ввода-вывода может быть соединен с сетевой интерфейсной платой (СИП) 311. Система 300 обработки информации может принимать измерения или каротажные диаграммы с каротажного прибора 212 через сетевую интерфейсную плату 311 для обработки или сохранения в локальном устройстве хранения данных, таком как жесткий диск 307. Согласно некоторым вариантам осуществления данные измерений и каротажные данные с каротажного прибора сначала могут передаваться к специализированному массовому запоминающему устройству (непоказанному) и сохраняться в нем. Этим можно повысить скорость, с которой можно сохранять данные, получаемые в каротажном приборе 212. В таком случае система обработки информации может извлекать данные измерений из специализированного запоминающего устройства и выполнять вычисления на основе данных с использованием алгоритмов, хранимых локально на жестком диске 307.
Вернемся к фиг. 2, на котором видно, что буровая скважина 204 может проходить сквозь пласт 206, который может содержать слои 250, 252 и 254. Слои 250, 252 и 254 могут иметь различные значения удельного сопротивления, которые зависят от состава пласта. Благодаря расслоенности слоев между слоями могут создаваться границы, такие как граница 256. Идентификация границ может быть важной для ряда операций бурения, в том числе для помещения бурового долота в слои, пригодные для добычи углеводородов. Согласно некоторым вариантам осуществления измерительная или каротажная секция 212 может содержать датчики вблизи долота, которые выполняют просмотр перед долотом для идентификации удельного сопротивления пласта, которое затем может обрабатываться для идентификации границ.
В анизотропных пластах, которые часто ассоциируются с пластинчатыми осадочными породами, эффективные глубины опережающих измерений уменьшаются, если не использовать затратные и сложные вычисления. Анизотропный пласт можно определить как пласт, в котором удельное сопротивление в направлении, параллельном плоскости пласта, горизонтальное удельное сопротивление (Rh), ниже, чем удельное сопротивление в направлении, перпендикулярном к плоскости пласта, вертикальное удельное сопротивление (Rv). Наличие анизотропии пласта или вертикального удельного сопротивления может изменять опережающие измерения, и это может приводить к неправильной интерпретации геологии пласта, если не использовать сложные модели пласта и методы инверсии для коррекции на анизотропию. Как будет рассмотрено ниже, в настоящем раскрытии описываются система и способ оптимизации опережающих измерений путем выравнивания скважинных антенн так, чтобы они были параллельны Rv, для исключения эффекта анизотропии.
На фиг. 4 показан для примера каротажный прибор 412 в однородной модели 400 анизотропного пласта согласно аспектам настоящего раскрытия. Каротажный прибор 412 включает в себя передатчик 404 и приемник 406. Согласно настоящему варианту осуществления передатчик 404 и приемник 406 содержат рамочную антенну, но возможны другие конфигурации. Пласт 400 может иметь горизонтальное удельное сопротивление Rh и вертикальное удельное сопротивление Rv, которое, как показано линией 410, перпендикулярно к плоскости Rh. Ось каротажного прибора 412 может располагаться в пласте 400 по линии 408. Угол φ между плоскостью Rv модели пласта и линией 408 может быть относительным конструктивным углом наклонения каротажного прибора 412. Передатчик 404 может быть расположен под углом Θt наклона относительно оси каротажного прибора 412, а приемник 406 может быть расположен под углом Θr наклона относительно оси каротажного прибора 412.
Согласно аспектам настоящего раскрытия анизотропия пласта может быть исключена из модели 400 пласта коррекцией ориентации передатчика 404 или приемника 406, чтобы она была параллельна плоскости Rv. Например, что касается модели, показанной на фиг. 4, то для достижения параллельности с плоскостью Rv передатчик 404 можно ориентировать под углом Θr наклона, составляющим -φ или 180°-φ. Аналогичным образом приемник 406 можно ориентировать параллельно плоскости Rv путем задания угла Θr наклона, составляющего -φ или 180°-φ. Заметим, что для исключения вертикальной анизотропии необходимо ориентировать только передатчик или приемник относительно плоскости Rv.
Однако при развертывании в забое скважины положение и ориентация приемника и передатчика могут быть произвольными. Согласно аспектам настоящего раскрытия, а также описанному выше вместо физического изменения положения или ориентации передатчика или приемника ориентации можно изменять посредством вычислений путем суммирования с весовыми коэффициентами многочисленных измерений и/или составляющих. Как должно быть понятно с учетом этого раскрытия специалисту в соответствующей области техники, для получения желаемой ориентации эти веса (весовые коэффициенты) можно выбирать на основании векторной теории и линейной алгебры. Например, направленное по оси x измерение и направленное по оси z измерение можно суммировать с равными весами для получения измерения, относящегося к гипотетической антенне, находящейся под углом наклона 45° относительно оси z. Согласно некоторым вариантам осуществления прибор с многокомпонентной антенной, такой как приборы 500 и 520 из фиг. 5, можно использовать для облегчения переориентации передатчика или приемника посредством вычислений. Приборами могут быть, например, приборы каротажа во время бурения, которые соединены с бурильной колонной или компоновкой низа бурильной колонны во время выполнения операций бурения. Кроме того, приборы могут быть спускаемыми на кабеле приборами, которые развертывают в забое скважины независимо от бурильной колонны.
Прибор 500 включает в себя многокомпонентную антенну, наклоняемые приемники R1 и R2 и наклоняемый передатчик Tx. Приемники и передатчики содержат антенну, расположенную на внешней поверхности прибора. Как можно видеть, два наклоняемых приемника R1 и R2 расположены на одинаковом расстоянии d от наклоняемого передатчика Tx. Наклоняемый приемник R1 имеет угол Θr1 наклона от оси z прибора 500. Наклоняемый приемник R2 имеет угол Θr2 наклона от оси z прибора 500. Наклоняемый передатчик Tx имеет угол Θt наклона от оси z прибора 500. Аналогичным образом прибор 520 включает в себя многокомпонентную антенну, наклоняемые передатчики Т1 и Т2 и наклоняемый приемник Rx. Как можно видеть, два наклоняемых передатчика Т1 и Т2 расположены на одинаковом расстоянии d от наклоняемого приемника Rx. Наклоняемый передатчик Т1 имеет угол Θt1 наклона от оси z прибора 520. Наклоняемый передатчик Т2 имеет угол Θt2 наклона от оси z прибора 520.
Как должно быть понятно с учетом этого раскрытия специалисту в соответствующей области техники, с приборов с многокомпонентной антенной, таких, как описанные выше относительно фиг. 1 и 5, можно получить измерения, на основании которых можно составить и решить девять уравнений магнитной связи, что с учетом этого раскрытия должно быть понятно специалисту в соответствующей области техники. После решения этих уравнений численную коррекцию эффективного угла наклона по меньшей мере одного из передатчиков или приемников можно выполнить на основании относительного структурного угла наклонения скважинного прибора, чтобы, как показано на фиг. 4, выровнять направление диполя антенны относительно Rv. Как упоминалось выше, угол наклонения можно получать с помощью других каротажных приборов, таких как прибор построения изображения найденных девяти составляющих связи, исходя из конкретной конфигурации антенн прибора 500 или прибора 520.
Заметим, что приборы, используемые в объеме этого раскрытия, для упрощения переориентации датчиков посредством вычислений, не ограничены вариантами осуществления, показанными на фиг. 1 и 5. Согласно некоторым аспектам настоящего раскрытия многокомпонентные приборы можно использовать для идентификации относительного конструктивного угла наклонения прибора и для упрощения переориентации датчиков посредством вычислений. Эти приборы могут включать в себя по меньшей мере один наклоняемый передатчик и два наклоняемых приемника или по меньшей мере один наклоняемый приемник и два наклоняемых передатчика, при этом два наклоняемых приемника или два наклоняемых передатчика расположены на одинаковом расстоянии от соответствующего по меньшей мере одного передатчика или по меньшей мере одного приемника. Например, в приборе 500 не требуется, чтобы наклоняемые приемники находились на одном месте; вместо этого один из наклоняемых приемников можно переместить на противоположную сторону наклоняемого передатчика на расстояние d. В дополнение к этому согласно некоторым вариантам осуществления угол наклона по меньшей мере одного передатчика Tx или по меньшей мере одного приемника Rx может быть произвольным, в числе которых может быть один из двух приемников R1 и R2 или один из двух передатчиков Т1 и Т2 при условии, что, как можно видеть на диаграмме 500, другой один из двух приемников R1 и R2 или один из двух передатчиков Т1 и Т2 отклонен в соседнем квадранте от другого одного из двух приемников R1 и R2 или одного из двух передатчиков Т1 и Т2. Что касается, например, прибора 500, то при угле наклона приемника R1, составляющем Θr1, приемник R1 располагается в первом квадранте, и это означает, что при угле наклона приемника R2, составляющем Θr2, приемник R2 может располагаться во втором квадранте или четвертом квадранте.
Хотя приборы 500 и 520 можно использовать для идентификации относительного конструктивного угла наклонения прибора и для упрощения переориентации датчиков посредством вычислений, но если угол наклонения получают с помощью другого средства, такого как дополнительный прибор, многокомпонентный прибор может иметь более простую конфигурацию. Например, прибор 540 состоит из одной многокомпонентной антенны Rx и одной не наклоняемой антенны Tx и не имеет дополнительного приемника или передатчика. Прибор 540 и аналогичным образом сконфигурированные приборы можно использовать для коррекции угла наклона многокомпонентной антенны прибора посредством вычислений, но не для определения относительного конструктивного угла наклонения. Хотя прибор 540 показан с не наклоняемым передатчиком Tx и наклоняемым приемником Rx, возможны другие конфигурации, такие как с наклоняемым передатчиком и не наклоняемым приемником.
На фиг. 6 показан пример способа оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления путем исключения эффектов анизотропии. Этап 600 включает в себя получение многокомпонентных измерений со скважинного прибора, который может включать в себя приборы с многокомпонентными антеннами, подобными антеннам, описанным выше относительно фиг.5. Многокомпонентные измерения можно получать в забое скважины и передавать к блоку управления на поверхности по проводной линии или с помощью телеметрической системы. На этапе 602 может быть определен относительный конструктивный угол φ наклонения прибора. Как должно быть понятно с учетом этого раскрытия специалисту в соответствующей области техники, согласно некоторым вариантам осуществления относительный конструктивный угол φ наклонения может быть получен с помощью дополнительных скважинных приборов, которые работают на более высокой частоте, чем основной скважинный прибор. На этапе 604 можно выполнить коррекцию угла наклона по меньшей мере одной многокомпонентной антенны до -φ или 180°-φ, чтобы, как показано на фиг. 4, выровнять ее с плоскостью вертикального удельного сопротивления Rv. Коррекцию углов наклона многокомпонентных антенн можно выполнять посредством вычислений, в том числе, например, путем коррекции угла наклона антенны в модели измерений, выполняемой в системе обработки информации на поверхности. На этапе 606 новые измерения, связанные со скорректированной ориентацией антенны, могут быть получены на основании скорректированного угла наклона в модели измерений. Новые измерения можно получать, например, путем пересчета начальных измерений из модели в предположении, что угол наклона по меньшей мере одной из антенн представляет собой скорректированный угол наклона. Заметим, что, как описывалось выше, можно предположить, что в новых измерениях эффекты анизотропии пласта исключены и поэтому измерения можно использовать на этапе 608 для определения характеристик пласта, в том числе удельного сопротивления пласта и расстояния до границы пласта, без дополнительной вычислительной сложности коррекции за влияние эффектов анизотропии.
Как описывалось выше, скважинные приборы каротажа во время бурения можно использовать для определения относительного конструктивного угла наклонения буровой скважины. Эти приборы включают в себя азимутальный глубинный датчик удельного сопротивления (АГДУС) от Halliburton, азимутальный глубинный датчик удельного сопротивления с наклоняемым передатчиком (АГДУС-НП) от Halliburton, наклономеры и скважинные приборы построения изображения. Такие измерения являются чувствительными к анизотропии пласта и относительному углу наклонения, особенно при горизонтальном бурении. Для определения удельного сопротивления на больших глубинах диапазон измерений, выполняемых азимутальным глубинным датчиком удельного сопротивления или азимутальным глубинным датчиком удельного сопротивления с наклоняемым передатчиком, является ограниченным и поэтому результаты измерений могут быть использованы в анизотропной безразмерной (0-мерной) инверсии для вычисления анизотропии окружающего пласта и относительного угла наклонения прибора. Однако, если коэффициент анизотропии пласта небольшой или прибор находится очень близко к границе пласта, инвертированный угол наклонения, определяемый при использовании азимутального глубинного датчика удельного сопротивления или азимутального глубинного датчика удельного сопротивления с наклоняемым передатчиком, может быть неточным.
На фиг. 7 показана приведенная для примера схема инверсии согласно аспектам настоящего раскрытия, предназначенная для определения относительного угла наклонения скважинного прибора с исключением эффекта анизотропии пласта и получением определения удельного сопротивления на большой глубине. На этапе 700 многокомпонентные измерения из анизотропного пласта могут быть получены прибором, аналогичным приборам, описанным выше относительно фиг. 4 и фиг. 5. На этапе 702 многокомпонентные измерения могут использоваться при инверсии опережающего просмотра с библиотечными характеристиками из моделей изотропного пласта для вычисления исходного инвертированного относительного конструктивного угла Dipinv(i) наклонения и инвертированного расстояния до слоя. Одним примером модели изотропного пласта является двухслойная модель изотропного пласта, показанная на фиг. 8. Как можно видеть, в модели предполагается прибор, расположенный в верхнем слое с удельным сопротивлением Rt пласта над нижним слоем с удельным сопротивлением Rs пласта. Согласно некоторым вариантам осуществления значения Rt и Rs могут быть известны при инверсии из обычного каротажа удельного сопротивления в соседней скважине. В соответствии с этим модель изотропного пласта можно использовать при операции инверсии для вычисления двух неизвестных параметров, относительного угла наклонения и расстояния до слоя.
Как описывалось выше, этап 704 содержит пересчет входных измерений путем коррекции ориентации по меньшей мере одной антенны на основе исходного инвертированного относительного конструктивного наклонения Dipinv(i) и затем инвертирование второго инвертированного угла Dipinv(i+1) наклонения и соответствующего второго инвертированного расстояния до слоя на основании пересчитанных измерений. На этапе 706 второй инвертированный угол Dipinv(i+1) наклонения можно сравнить с исходным инвертированным углом Dipinv(i) наклонения. Этот цикл пересчета входных измерений в зависимости от последующих инвертированных углов наклонения и затем инвертирования новых углов наклонения можно продолжить до соответствия критериям остановки. Примеры критериев остановки показаны на фиг. 7: цикл продолжается до тех пор, пока абсолютная разность между предшествующим инвертированным углом наклонения и текущим углом наклонения не станет меньше заданного порога погрешности, и это будет показывать, что получено конечное истинное инвертированное наклонение. Согласно некоторым вариантам осуществления другие критерии остановки можно использовать для определения конечного истинного инвертированного наклонения. После определения истинного относительного угла наклонения на соответствующее инвертированное расстояние до слоя породы не будет влиять анизотропия пласта и оно будет истинным расстоянием до слоя породы. Затем это значение можно использовать при безразмерной инверсии анизотропии для точного определения анизотропии пласта.
Таким образом, настоящее раскрытие хорошо приспособлено для получения упомянутых результатов и преимуществ, а также тех, которые являются неотъемлемыми. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее раскрытие может быть модифицировано и применено на практике иным, но эквивалентным способом, очевидным для специалистов в соответствующей области техники, имеющим выгоду от идей, изложенных в этой заявке. Кроме того, не предполагается наложение ограничений на детали конструкции или исполнения, показанные в этой заявке, за исключением описанных в формуле изобретения, приведенной ниже. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно изменять или модифицировать и все такие изменения должны рассматриваться как находящиеся в объеме и пределах сущности настоящего раскрытия. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют понятное обычное значение, если иное точно и ясно не определено заявителем. Единственное число, используемое в формуле изобретения, определяются в этой заявке как означающие один или несколько вводимых элементов.

Claims (44)

1. Способ оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления, содержащий этапы, на которых:
получают одно или несколько первых многокомпонентных измерений со скважинного прибора, расположенного в буровой скважине, при этом скважинный прибор содержит по меньшей мере две антенны;
определяют относительный конструктивный угол φ наклонения скважинного прибора;
корректируют угол наклона по меньшей мере одной из по меньшей мере двух антенн относительно оси прибора, при этом скорректированный угол наклона основывают на относительном конструктивном угле наклонения скважинного прибора;
получают одно или несколько вторых многокомпонентных измерений со скважинного прибора, связанных со скорректированным углом наклона по меньшей мере одной из по меньшей мере двух антенн; и
определяют характеристику пласта на основании, по меньшей мере частично, одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений без включения эффектов анизотропии.
2. Способ по п. 1, в котором характеристика пласта содержит расстояние до границы пласта.
3. Способ по п. 1, в котором определение относительного конструктивного угла наклонения скважинного прибора содержит получение одного или нескольких измерений со второго скважинного прибора.
4. Способ по п. 1, в котором определение относительного конструктивного угла наклонения скважинного прибора содержит итеративное вычисление относительного конструктивного угла наклонения с использованием одного или нескольких первых многокомпонентных измерений и модели изотропного пласта.
5. Способ по п. 1, в котором получение одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений, связанных со скорректированным относительным углом наклона, содержит изменение посредством вычислений одного или нескольких первых многокомпонентных измерений на основании скорректированного угла наклона по меньшей мере одной из антенн.
6. Способ по п. 1, в котором скорректированный угол наклона представляет собой 180°-φ или -φ.
7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором по меньшей мере две антенны содержат по меньшей мере один передатчик и по меньшей мере один наклоняемый или радиальный приемник, или по меньшей мере один наклоняемый приемник и по меньшей мере один наклоняемый или радиальный передатчик.
8. Система для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления, содержащая:
процессор; и
запоминающее устройство, соединенное с процессором;
в которой запоминающее устройство содержит набор команд, которые при исполнении процессором побуждают процессор к:
приему одного или нескольких первых многокомпонентных измерений с первого скважинного прибора, расположенного в буровой скважине, при этом первый скважинный прибор содержит по меньшей мере две антенны;
определению относительного конструктивного угла φ наклонения первого скважинного прибора;
коррекции угла наклона по меньшей мере одной из по меньшей мере двух антенн относительно оси скважинного прибора, при этом скорректированный угол наклона основан на относительном конструктивном угле наклонения;
получению одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений от первого скважинного прибора, связанных со скорректированным углом наклона по меньшей мере одной из по меньшей мере двух антенн; и
определению характеристики пласта на основании, по меньшей мере частично, одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений без включения эффектов анизотропии.
9. Система по п. 8, в которой характеристика пласта содержит расстояние до границы пласта.
10. Система по п. 8, в которой набор команд также побуждает процессор к приему одного или нескольких измерений со второго скважинного прибора и определению относительного конструктивного угла φ наклонения первого скважинного прибора на основании одного или нескольких измерений со второго скважинного прибора.
11. Система по п. 8, в которой набор команд также побуждает процессор к определению относительного конструктивного угла наклонения первого скважинного прибора путем итеративного вычисления относительного конструктивного угла наклонения с использованием одного или нескольких первых многокомпонентных измерений.
12. Система по п. 8, в которой набор команд также побуждает процессор к получению одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений, связанных со скорректированным углом наклона, путем изменения посредством вычислений одного или нескольких первых многокомпонентных измерений на основании скорректированного угла наклона.
13. Система по любому из пп. 8-12, в которой по меньшей мере две антенны содержат по меньшей мере один передатчик и по меньшей мере один приемник, при этом по меньшей мере одна из по меньшей мере двух антенн содержит многокомпонентную антенну.
14. Система по любому из пп. 8-12, в которой угол наклона корректируется физически или путем вычислений.
15. Способ оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления, содержащий этапы, на которых:
получают одно или несколько первых многокомпонентных измерений со скважинного прибора, расположенного в буровой скважине, при этом скважинный прибор содержит по меньшей мере две антенны;
определяют первый относительный конструктивный угол φ1 наклонения скважинного прибора на основании одного или нескольких первых многокомпонентных измерений;
регулируют по меньшей мере одну из по меньшей мере двух антенн до первого угла наклона относительно оси прибора, при этом первый угол наклона основывают на первом относительном конструктивном угле наклонения скважинного прибора;получают одно или несколько вторых многокомпонентных измерений скважинного прибора, связанных с первым углом наклона по меньшей мере одной из по меньшей мере двух антенн;
определяют второй относительный конструктивный угол φ2 наклонения скважинного прибора на основании одного или нескольких вторых многокомпонентных измерений;
если разность между первым относительным конструктивным углом наклонения и вторым относительным конструктивным углом наклонения меньше заданного порога, определяют расстояние до границы пласта, используя одно или несколько вторых многокомпонентных измерений; и
если разность между первым относительным конструктивным углом наклонения и вторым относительным конструктивным углом наклонения больше заданного порога, корректируют первый угол наклона до второго угла наклона, при этом второй угол наклона основывают на втором относительном конструктивном угле наклонения.
16. Способ по п. 15, дополнительно содержащий:
если разность между первым относительным конструктивным углом наклонения и вторым относительным конструктивным углом наклонения больше заданного порога при N-й итерации,
коррекцию (N-1)-го угла наклона до N-го угла наклона, при этом N-й угол наклона основан на N-м относительном конструктивном угле наклонения,
получение одного или нескольких (N+1)-х многокомпонентных измерений, связанных с N-м углом наклона, и
определение (N+1)-го относительного конструктивного угла наклонения скважинного прибора на основании одного или нескольких (N+1)-х многокомпонентных измерений, и,
если разность между первым относительным конструктивным углом наклонения и вторым относительным конструктивным углом наклонения меньше заданного порога, определение расстояния до границы пласта с использованием (N+1)-х многокомпонентных измерений.
17. Способ по п. 15, в котором первый угол наклона представляет собой 180°-φ1 или -φ1.
18. Способ по п. 16, в котором N-й угол наклона представляет собой 180°-φN или -φN.
19. Способ по п. 15 или 16, в котором расстояние до границы пласта определяют без включения эффектов анизотропии.
20. Способ по п. 15, в котором по меньшей мере две антенны содержат по меньшей мере один передатчик и по меньшей мере один наклоняемый или радиальный приемник, или по меньшей мере один наклоняемый приемник и по меньшей мере один наклоняемый или радиальный передатчик.
RU2015122108A 2012-12-19 2012-12-19 Способ и устройство для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн RU2617877C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2012/070584 WO2014098838A1 (en) 2012-12-19 2012-12-19 Method and apparatus for optimizing deep resistivity measurements with multi-component antennas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015122108A RU2015122108A (ru) 2017-01-25
RU2617877C2 true RU2617877C2 (ru) 2017-04-28

Family

ID=47604099

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015122108A RU2617877C2 (ru) 2012-12-19 2012-12-19 Способ и устройство для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9678237B2 (ru)
EP (2) EP3037847B1 (ru)
CN (1) CN104813194B (ru)
AU (1) AU2012397279B2 (ru)
BR (1) BR112015011268A2 (ru)
CA (1) CA2890140C (ru)
MX (1) MX350873B (ru)
MY (1) MY191233A (ru)
RU (1) RU2617877C2 (ru)
WO (1) WO2014098838A1 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MX2017006923A (es) 2014-12-31 2017-08-16 Halliburton Energy Services Inc Mejora de inversion direccionamiento geologico utilizando herramienta electromagnetica de adelante y de alrededor.
WO2018052456A1 (en) * 2016-09-19 2018-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Mixed inversion using a coarse layer model
WO2018067112A1 (en) 2016-10-03 2018-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Modeled transmitter and receiver coils with variable tilt angles for formation scanning
BR112019006603A2 (pt) 2016-11-06 2019-07-02 Halliburton Energy Services Inc método para detectar defeitos e sistema para detectar defeitos
US11339644B2 (en) 2017-01-31 2022-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Optimization of ranging measurements
WO2019117873A1 (en) 2017-12-12 2019-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Component signal decoupling for multi-sub resistivity tool with spaced antennas
GB2581671B (en) * 2017-12-14 2022-04-13 Halliburton Energy Services Inc Azimuth estimation for directional drilling
WO2020112090A1 (en) * 2018-11-27 2020-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Look-ahead resistivity configuration
US11348218B2 (en) 2020-03-30 2022-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid interpretation approach for borehole imaging
US11549358B2 (en) 2020-10-22 2023-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Deep learning methods for enhancing borehole images
WO2022104342A1 (en) * 2020-11-13 2022-05-19 Schlumberger Technology Corporation Method for making directional resistivity measurements of a subterranean formation
US11874425B2 (en) 2021-11-09 2024-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compound signal for logging while drilling resistivity inversion
US11914098B2 (en) 2022-05-04 2024-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-frequency borehole imagers utilizing resonator antennas
CN117335150B (zh) * 2023-11-24 2024-05-10 广东中昱通信有限公司 5g天线

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5757191A (en) * 1994-12-09 1998-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual induction sonde for steering transmitted and received signals
US6181138B1 (en) * 1999-02-22 2001-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries
US20020186013A1 (en) * 2001-04-03 2002-12-12 Baker Hughes, Inc. Method of determining formation anisotropy in deviated wells using separation of induction mode
US20030229450A1 (en) * 2002-05-20 2003-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Induction well logging apparatus and method
RU2304292C2 (ru) * 2002-03-04 2007-08-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ определения положения пласта по результатам многокомпонентного индукционного каротажа в горизонтальной скважине

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5966013A (en) 1996-06-12 1999-10-12 Halliburton Energy Services, Inc. Determination of horizontal resistivity of formations utilizing induction-type logging measurements in deviated borehole
BR9710024B1 (pt) * 1996-07-01 2009-05-05 processo, e, sistema de perfilagem para determinação de uma condutividade elétrica de uma formação terrestre.
US5781436A (en) * 1996-07-26 1998-07-14 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging
US6923273B2 (en) * 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6163155A (en) 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations
US6393364B1 (en) 2000-05-30 2002-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Determination of conductivity in anisotropic dipping formations from magnetic coupling measurements
WO2003048813A1 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for determining anisotropic resistivity and dip angle in an earth formation
US6998844B2 (en) 2002-04-19 2006-02-14 Schlumberger Technology Corporation Propagation based electromagnetic measurement of anisotropy using transverse or tilted magnetic dipoles
US6819111B2 (en) * 2002-11-22 2004-11-16 Baker Hughes Incorporated Method of determining vertical and horizontal resistivity, and relative dip in anisotropic earth formations having an arbitrary electro-magnetic antenna combination and orientation with additional rotation and position measurements
US20050083061A1 (en) * 2003-10-17 2005-04-21 Tabanou Jacques R. Methods and systems for estimating formation resistivity that are less sensitive to skin effects, shoulder-bed effects and formation dips
US7333891B2 (en) * 2006-04-06 2008-02-19 Baker Hughes Incorporated Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response
CN101460698B (zh) 2006-12-15 2013-01-02 哈里伯顿能源服务公司 具有旋转天线结构的天线耦合元件测量工具
US8129993B2 (en) 2007-07-10 2012-03-06 Schlumberger Technology Corporation Determining formation parameters using electromagnetic coupling components
US8117018B2 (en) 2008-01-25 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Determining structural dip and azimuth from LWD resistivity measurements in anisotropic formations
US8089268B2 (en) 2009-03-24 2012-01-03 Smith International, Inc. Apparatus and method for removing anisotropy effect from directional resistivity measurements
US8536871B2 (en) * 2010-11-02 2013-09-17 Schlumberger Technology Corporation Method of correcting resistivity measurements for toll bending effects

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5757191A (en) * 1994-12-09 1998-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual induction sonde for steering transmitted and received signals
US6181138B1 (en) * 1999-02-22 2001-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries
US20020186013A1 (en) * 2001-04-03 2002-12-12 Baker Hughes, Inc. Method of determining formation anisotropy in deviated wells using separation of induction mode
RU2304292C2 (ru) * 2002-03-04 2007-08-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ определения положения пласта по результатам многокомпонентного индукционного каротажа в горизонтальной скважине
RU2326414C1 (ru) * 2002-03-04 2008-06-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ для использования прибора многокомпонентного индукционного каротажа при управлении параметрами бурения и при интерпретации результатов измерений удельного электрического сопротивления в горизонтальных скважинах
US20030229450A1 (en) * 2002-05-20 2003-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Induction well logging apparatus and method

Also Published As

Publication number Publication date
US20150309201A1 (en) 2015-10-29
AU2012397279A1 (en) 2015-05-21
RU2015122108A (ru) 2017-01-25
CA2890140C (en) 2017-08-29
US9678237B2 (en) 2017-06-13
MX350873B (es) 2017-09-19
EP3037847A1 (en) 2016-06-29
CA2890140A1 (en) 2014-06-26
WO2014098838A1 (en) 2014-06-26
MX2015005849A (es) 2016-02-10
CN104813194B (zh) 2018-02-06
EP2936213A1 (en) 2015-10-28
AU2012397279B2 (en) 2017-03-09
BR112015011268A2 (pt) 2017-07-11
MY191233A (en) 2022-06-09
EP2936213B1 (en) 2022-04-20
CN104813194A (zh) 2015-07-29
EP3037847B1 (en) 2023-11-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2617877C2 (ru) Способ и устройство для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления с использованием многокомпонентных антенн
US10036826B2 (en) Inversion techniques for real-time well placement and reservoir characterization
US9110188B2 (en) Detecting bed boundary locations based on gradients determined from measurements from multiple tool depths in a wellbore
CA2823710C (en) Methods and systems regarding models of underground formations
US20150035536A1 (en) Detecting boundary locations of multiple subsurface layers
US9429675B2 (en) Anisotropy processing in low angle wells
CN105074505A (zh) 真岩层电阻率的确定
EP3523503B1 (en) Tunable dipole moment for formation measurements
US9784880B2 (en) Compensated deep propagation measurements with differential rotation
Dupuis et al. Avoid pilot holes, land wells, and optimize well placement and production with deep directional resistivity logging while drilling
US20210055448A1 (en) Enhanced two dimensional inversion
US11448794B2 (en) Two dimensional pixel-based inversion
CN110088647A (zh) 改进的结构建模
CN108291438A (zh) 用于反演电磁测井测量的方法
Al-Suwaidi et al. Successful Application of a Novel Mobility Geosteering Technique in a Stratified Low-Permeability Carbonate Reservoir
Mohamed et al. A Proactive Geosteering Approach Integrating Advanced LWD Nuclear Magnetic Resonance and Deep Azimuthal Resistivity Tools for Landing a Deep Jurassic Horizontal Well in the Best Carbonate Reservoir Facies

Legal Events

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

Effective date: 20201220