NO339189B1 - Anordning og fremgangsmåte for måling av elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres av et borehull. - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte for måling av elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres av et borehull. Download PDFInfo
- Publication number
- NO339189B1 NO339189B1 NO20070916A NO20070916A NO339189B1 NO 339189 B1 NO339189 B1 NO 339189B1 NO 20070916 A NO20070916 A NO 20070916A NO 20070916 A NO20070916 A NO 20070916A NO 339189 B1 NO339189 B1 NO 339189B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- calibration
- receivers
- resistivity
- transmitter
- frequency
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 35
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 title claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 47
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 45
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 23
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 20
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 13
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 230000006870 function Effects 0.000 description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 8
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 238000000275 quality assurance Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V13/00—Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Oppfinnelsens område
[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt instrumentering for å vurdere formasjoner rundt borehull samt fremgangsmåter for bruk av slik instrumentering ved boring av retningsbrønner. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å måle posisjonen til en borestreng under boring av et horisontalt borehull og holde borestrengen innenfor ønskede grenser ved hjelp av formasjons-evalueringsverktøy basert på elektromagnetiske bølger.
Beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] For å utvinne hydrokarboner, så som olje og gass, borer man brønnboringer ved å rotere en borkrone festet i enden av en borestreng. Borestrengen kan være et roterbart leddet rør eller et kveilerør. Borehull kan bli boret vertikalt, men retnings-boringssystemer anvendes ofte for boring av borehull som avviker fra vertikalen, og/eller horisontale borehull, for å øke hydrokarbonproduksjonen. Moderne retnings-boringssystemer anvender i alminnelighet en borestreng med en bunnhullsenhet (BHA) og en borekrone i enden av denne som roteres av en boremotor (slammotor) og/eller borestrengen. Et antall nedihullsanordninger anordnet i umiddelbar nærhet av borekronen måler bestemte nedihulls driftparametere i tilknytning til borestrengen. Slike anordninger omfatter typisk følere for å måle nedihulls temperatur og trykk, verktøy-azimut, verktøy-helning. Videre anvendes måleanordninger så som en resistivitetsmålingsanordning for å bestemme forekomst av hydrokarboner og vann. Ytterligere nedihulls-instrumenter, kjent som MWD-(Measurement-While-Drilling)-verktøy eller LWD-(Logging-While-Drilling)-verktøy, er ofte festet til borestrengen for å bestemme formasjonens geologi og formasjonsfluidets beskaffenhet og tilstand under boreoperasjonene.
[0003] Borehull blir vanligvis boret langs forbestemte baner, og går gjennom forskjellige formasjoner. En boreoperatør styrer vanligvis de overflatestyrte bore-parametre under boreoperasjoner. Disse parametrene omfatter borkronetrykket, strømningen av borefluid gjennom borerøret, borestrengens rotasjonshastighet (omdreininger pr. min. for overflatemotoren koblet til borerøret) samt borefluidets densitet og viskositet. Driftsforholdene nedihulls endrer seg hele tiden, og operatøren må reagere på disse endringene og justere de overflatestyrte parametrene for å kontrollere boreoperasjonene. Ved boring av et borehull i et nytt område anvender operatøren typisk plott fra seismiske undersøkelser, som viser et overordnet bilde av undergrunnsformasjonene, og en planlagt borehullsbane. Ved boring av flere borehull i samme formasjon kan operatøren også ha informasjon om de tidligere borede borehullene i samme formasjon.
[0004] For å maksimere utvinningen av olje fra borehull blir borehullene vanligvis boret i en hovedsaklig horisontal retning i umiddelbar nærhet av olje-vann kontakten, men likevel innenfor oljesonen. US-patentet RE35386 til Wu mfl., som er overdratt til samme som denne søknaden og som inntas her ved referanse i sin helhet, viser en fremgangsmåte for å detektere og finne grenser i en formasjon under retningsboring slik at boreoperasjonen kan justeres for å holde borestrengen innenfor et valgt lag. Fremgangsmåten omfatter innledende boring av en sidebrønn (offset well) som benyttes til å bestemme formasjonens resistivitet som funksjon av dyp. Denne resistivitetsinformasjonen blir da modellert for å danne en modell-logg som angir responsen til et resistivitetsverktøy innenfor et valgt lag i en hovedsaklig horisontal retning. En retningsbrønn (f.eks. horisontal) blir deretter boret der resistiviteten logges i sanntid og sammenliknes med den modellerte horisontale resistiviteten for å bestemme posisjonen til borestrengen, og dermed borehullet, i det hovedsaklig horisontale laget. Basert på dette kan boreretningen korrigeres eller justeres slik at borehullet holdes innenfor det ønskede laget. Utførelsen anvendt i Wu-patentet er vist skjematisk i figur 1 av et borehull 15 med en borestreng 21 med en borkrone 17 for å bore borehullet. Resistivitetsføleren er angitt med 19 og omfatter typisk en sender og flere følere. Målinger kan bli gjort med signalforplantningsfølere som jobber med en frekvens på 400 kHz og høyere, typisk 2MHz.
[0005] En begrensning ved fremgangsmåten og anordningen anvendt av Wu er at resistivitetsfølere reagerer på olje-vann kontakter for forholdsvis små avstander, typisk ikke mer enn 5 m; ved større avstander reagerer ikke tradisjonelle signal-forplantningsverktøy på resistivitetskontrasten mellom vann og olje. Wu beskriver bruk av en anordning der én enkelt sender anvendes og amplitude- og fasemålinger gjøres av to mottakere som står i en avstand fra hverandre. US 5,001,675 omhandler et fase- og amplitude-kalibreringssystem for elektromagnetisk forplantning basert på jordformasjonsevalueringsinstrumenter. WO 01/11390 A1 vedrører et multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy. US-patentet 5,869,968 til Brooks mfl., overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse, beskriver et DPR-(Dual Propagation Resistivity)-verktøy der et par av sendere er symmetrisk anordnet rundt et par av mottakere. Med anordningen til Brooks er det mulig å unngå effekten av vekselsidig kobling mellom mottakere i et propageringsresistivitetsverktøy. Selv med DPR-anordningen er det imidlertid vanskelig å oppnå den nødvendige nøyaktighet for å oppdage grenser som befinner seg et titalls meter fra borehullet. Det skal bemerkes at for formålet med foreliggende oppfinnelse, betegnelsen grense omfatter grenser mellom geologiske formasjoner så vel som skilleflater mellom forskjellige fluider i undergrunnen.
[0006] En indikasjon på den ønskede målepresisjonen kan ses i figurene 2 og 3. Vist er simuleringer av amplitude (figur 2) og fase (figur 3) for en 3D-modell der resistiviteten til den vannfuktede formasjonen var 0,2Qm og resistiviteten til den oljefuktede formasjonen var 20 Qm. Abscissen representerer avstanden til olje/vann-skilleflaten. Vist i figur 2 er amplitudeforhold (i dB) for to mottakere. Amplitudeforholdene er normalisert med amplitudeforholdet ved en avstand på 20m, slik at de ikke er absolutte amplitudeforhold. Tilsvarende viser figur 3 relative faseforskjeller mellom målinger ved de to mottakerne normalisert med faseforskjellen ved 20m. Avstanden mellom de to mottakerne i modellen var 5m. Avstanden mellom senderen og den nærmeste mottakeren var 12m.
[0007] I figur 2 er kurvene 31, 32, 33, 34, 35 og 36 de normaliserte amplitudeforholdene henholdsvis for frekvensene 4 kHz, 20 kHz, 60 kHz, 100 kHz, 200 kHz og 400 kHz. I figur 3 er kurvene 41, 42, 43, 44, 45 og 46 de normaliserte faseforskjellene henholdsvis for frekvensene 4 kHz, 20 kHz, 60 kHz, 100 kHz, 200 kHz og 400 kHz. Det er viktig å merke seg at ved 400 kHz, både amplitudeforholdene og faseforskjellene er forholdsvis upåvirket for avstander mindre enn 10 m. Dette stemmer overens med resultater vist i Wu.
[0008] Simuleringsresultatene viser også at selv ved lavere frekvenser er et høyt presisjonsnivå nødvendig for amplitude- og fasemålingene for at de skal kunne anvendes som avstandsindikatorer. En slik presisjon har hittil ikke vært mulig med lavfrekvente verktøy (lavere enn omtrent 400 kHz).
[0009] Det ville være ønskelig med en anordning og en fremgangsmåte for bruk av anordningen som gjør det mulig å identifisere undergrunns lag-grenser eller skilleflater ved avstander som er større enn 10m for å bevirke reservoarnavigering. En slik anordning bør ha et høyt presisjonsnivå og være forholdsvis enkel å bruke. Foreliggende oppfinnelse oppfyller dette behovet.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0010] Hovedtrekene ved den foreliggende oppfinnelsen fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er en anordning for å måle elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som gjennomløpes av et borehull, samt en fremgangsmåte for bruk av anordningen. Anordningen omfatter et loggings-verktøy som føres i borehullet. Loggingsverktøyet har minst én sender og to mottakere som står i en avstand fra hverandre. Senderen genererer et elektromagnetisk felt i formasjonen, og de to mottakerne mottar signaler som reaksjon på det elektromagnetiske feltet. Et kalibreringssignal blir selektivt koblet gjennom minst én kalibreringskrets til de første og andre mottakerne. En nedihulls prosessor gjør et estimat av formasjonens resistivitet fra de mottatte signalene ved hjelp av en mottakerkalibrering oppnådd fra kalibreringssignalene. Kalibreringskretsen(e) kan være koblet til mottakerne enten gjennom en transformator eller som viklinger av antennekjerner i mottakerne. En ytterligere sender kan være anordnet på loggings-verktøyet mellom de to mottakerne og signaler mottatt som følge av aktivering av den ytterligere senderen kan anvendes for kvalitetssikring. Eventuelt kan en temperatur-føler være tilveiebragt på loggingsverktøyet, og resistivitetsberegningene kan være basert på temperaturmålingene og lagrede data vedrørende kalibreringskretsenes temperaturavhengighet.
[0011] Kalibreringssignalets driftsfrekvens er tilstrekkelig nær senderens driftsfrekvens til at kalibreringssignalet er representativt for kalibrering av mottakerne ved senderens driftsfrekvens. Nærhetskriteriet kan være amplituden eller fasen til en overføringsfunksjon ved frekvensene til senderen og kalibreringssignalet. Forskjellen i frekvens gjør det mulig å styre senderen og kalibreringskilden samtidig. Resistivitetsmålingene er basert på amplitudeforhold mellom signaler ved de to mottakerne og/eller faseforskjeller mellom de mottatte signalene. Målinger kan bli gjort med to forskjellige driftfrekvenser for senderen, og databehandling kan bli gjort med en nedihulls prosessor. Loggingsverktøyet kan være kabelført eller være del av en bunnhullsstreng som anvendes for boring.
[0012] Kalibreringssystemet omfatter en kalibreringskilde som selektivt blir koblet gjennom minst én kalibreringskrets til de første og andre mottakerne. Nedihulls-prosessoren anvender mottakernes responser til kalibreringssignalet i resistivitets-bestemmelsen. Kalibreringssignalets driftsfrekvens er tilstrekkelig nær senderens driftsfrekvens til at kalibreringssignalet er representativt for kalibrering av mottakerne ved senderens driftsfrekvens. Nærhetskriteriet kan være amplituden eller fasen til en overføringsfunksjon ved frekvensene til senderen og kalibreringssignalet. Forskjellen mellom frekvensene gjør det mulig å styre senderen og kalibreringskilden samtidig. Resistivitetsmålingene er basert på amplitudeforhold mellom signaler ved de to mottakerne og/eller faseforskjeller mellom de mottatte signalene. Målinger kan bli gjort med to forskjellige driftfrekvenser for senderen, og databehandling kan bli gjort med en nedihulls prosessor.
[0013] Videre er det beskrevet eksempelvis en anordning for å utvikle et hydrokarbon-reservoar, samt en fremgangsmåte for bruk av anordningen. Dette er gjort for å avhjelpe forståelsen av oppfinnelsen. Anordningen omfatter et loggingsverktøy som føres i borehullet som del av en bunnhullsstreng for boring. Loggingsverktøyet har minst én sender og to mottakere som står i en avstand fra hverandre. Senderen genererer et elektromagnetisk felt i formasjonen, og de to mottakerne mottar signaler som reaksjon på det elektromagnetiske feltet. Ved hjelp av en kalibreringskrets blir de mottatte signalene bearbeidet slik at de gir et meget presist estimat av formasjonens resistivitet. I reservoarnavigering er det ønskelig å holde en boreenhet i en ønsket avstand fra en skilleflate (så som en olje-vann kontakt). Ved hjelp av en modell som kan være basert på målinger fra et allerede eksisterende borehull, brukes resistivitetsestimatene til å estimere avstanden til skilleflaten. Boreretningen justeres følgelig. Mottatte signaler fra en ytterligere sender anordnet mellom de to mottakerne brukes som en angivelse av andre endringer enn de som følge av avstanden til skilleflaten.
[0014] Et maskinlesbart medium som er beskrevet for å avhjelpe forståelsen av oppfinnelsen, kan brukes sammen med en anordning for å vurdere en undergrunns jordformasjon. Anordningen omfatter en nedihullsenhet som føres i et borehull i jordformasjonen. Nedihullsenheten omfatter en sender som genererer et elektromagnetisk felt i jordformasjonen, og minst én mottaker som genererer et signal som reaksjon på det elektromagnetiske feltet. Mediet omfatter instruksjoner som gjør det mulig for en prosessor å bestemme avstanden til en skilleflate i jordformasjonen fra signalet, der skilleflaten har en resistivitetsovergangssone på den ene siden av skilleflaten. Mediet kan være et ROM, et EPROM, et EAROM, etflashminne og/eller et optisk platelager.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
[0015] Foreliggende oppfinnelse forstås lettest ved henvisning til de vedlagte figurene, der like referansenummer refererer til like elementer, og der: Figur 1 er en illustrasjon av et hovedsaklig horisontalt borehull i nærheten av en olje-vann kontakt i et reservoar; Figur 2 viser simuleringsresultater for normaliserte amplitudeforhold ved to mottakere for forskjellige avstander fra en olje-vann kontakt; Figur 3 viser simuleringsresultater for normalisert faseforskjell ved to mottakere for forskjellige avstander fra en olje-vann kontakt; Figur 4 (kjent teknikk) viser et LWD-verktøy egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse; Figur 5 viser sender/mottaker-oppsettet; Figur 6 er en skisse av resistivitetsenheten ifølge foreliggende oppfinnelse; Figur 7 er et blokkdiagram som viser de forskjellige komponentene i resistivitetsføler-systemet og tilhørende overføringsfunksjoner; Figurene 8a-c illustrerer et eksempel på innfelling av de primære resistivitetsmålingene med kalibreringsmålinger og sekundære målinger; Figur 9 viser bruk av anordningen i et avvikende borehull for reservoarnavigering; Figur 10 illustrerer resistivitets- og metningsprofilene i Grane-feltet i Nordsjøen, og viser tydelig eksistens av en J-formet resistivitetsovergangssone; Figur 11 viser en sammenlikning av inverterte avstander med den sanne verdien fra invertering av forskjellige støyfylte data med to forskjellige støynivåer for modellen vist i det første datasporet: resistivitetsprofilet er antatt å være korrekt; og Figur 12 viser innvirkningen på de inverterte avstandene ved å anta et ukorrekt resistivitetsprofil.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0016] Figur 4 viser et skjematisk diagram av et boresystem 110 med en nedihullsenhet, som inneholder et akustisk følersystem, og overflateanordninger ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet 110 et tradisjonelt boretårn 111 stående på et boredekk 112 som understøtter et rotasjons-bord 114 som roteres av en drivenhet (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 120 som omfatter en borerørseksjon 122 forløper nedover fra rotasjonsbordet 114 og inn i et borehull 126. En borekrone 150 som er festet i borestrengens nedihullsende, borer seg gjennom de geologiske formasjonene når det blir rotert. Borestrengen 120 er koblet til en vinsj 130 via et rotasjonsrør 121, en svivel 118 og en wire 129 gjennom et trinsesystem 127. Under boreoperasjonene betjenes vinsjen 130 for å styre borkronetrykket og gjennomtrengningshastigheten til borestrengen 120 i borehullet 126. Vinsjens virkemåte er velkjent for fagmannen, og er således ikke beskrevet nærmere her.
[0017] Under boreoperasjoner blir et passende borefluid (vanligvis kalt "slam") 131 fra en slamtank 132 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 120 av en slam-pumpe 134. Borefluidet 131 strømmer fra slampumpen 134 og inn i borestrengen 120 via en pumperegulering (desurger) 136, et fluidrør 138 og rotasjonsrøret 121. Borefluidet strømmer ut ved bunnen 151 av borehullet gjennom en åpning i borekronen 150. Borefluidet sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 127 mellom bore strengen 120 og borehullet 126, og strømmer inn i slamtanken 132 via et returrør 135. Fortrinnsvis er en rekke forskjellige følere (ikke vist) passende anordnet på overflaten i henhold til metoder som er kjent for fagmannen for å gi informasjon om forskjellige borerelaterte parametere, så som fluidstrømningsmengde, borkronetrykk, kraklast, etc.
[0018] En styringsenhet 140 på overflaten mottar signaler fra nedihulls følere og anordninger via en føler 143 anordnet i fluidrøret 138 og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner i overflatestyringsenheten. Overflatestyringsenheten viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en frem-visningsanordning/monitor 142, og denne informasjonen anvendes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten 140 omfatteren datamaskin, et datalagringsminne, en dataregistrerer og annet periferiutstyr. Overflatestyringsenheten 140 omfatter også modeller og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på brukerkommandoer matet inn gjennom en passende anordning, så som et tastatur. Styringsenheten 140 er fortrinnsvis innrettet for aktivere alarmer 144 når bestemte farlige eller uønskede driftsforhold inntreffer.
[0019] En boremotor eller slammotor 155 koblet til borekronen 150 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en opplagerenhet 157, roterer borekronen 150 når borefluidet 131 føres gjennom slammotoren 155 undertrykk. Opplagerenheten 157 understøtter de radielle og aksielle kreftene fra borekronen, nedtrykket fra boremotoren og den oppover rettede reaksjonskraften fra det anvendte borkronetrykket. En stabilisator 158 koblet til opplagerenheten 157 bevirker til å sentrere den nederste delen av slammotorenheten. Bruken av en motor er utelukkende for illustrasjonsformål, og er ikke en begrensning av oppfinnelsens ramme.
[0020] I én utførelsesform av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er nedihullsenheten 159 (også referert til som en bunnhullsenhet eller "BHA"), som inneholder de forskjellige følere og MWD-anordninger for å frembringe informasjon om formasjonen, nedihulls boreparametere og slammotoren, koblet mellom borekronen 150 og borerøret 122. Nedihullsenheten 159 har fortrinnsvis en modulær oppbygning ved at de forskjellige anordninger er sammenkoblede komponenter slik at de enkelte komponenter kan byttes ut når det er ønskelig.
[0021] Som også kan sees i figur 4 inneholder bunnhullsenheten fortrinnsvis også ytterligere følere og anordninger i tillegg til de ovenfor beskrevne følerne. Disse anordningene omfatter en anordning for å måle formasjonens resistivitet nær og/eller foran borekronen, en gammastrålingsanordning for å måle formasjonens gammastrålingsintensitet samt anordninger for å bestemme borestrengens helning og asimut. Resistivitetsmålingsanordningen 164 er fortrinnsvis koblet ovenfor den nedre koblingsenheten 162 som tilveiebringer signaler som formasjonens resistivitet nær borekronen 150 bestemmes fra. En multipropageringsresistivitetsanordning ("MPR") anvendes som har ett eller flere par av senderantenner 166a og 166b stående i en avstand fra ett eller flere par av mottakerenntenner 168a og 168b. Magnetiske dipoler anvendes som jobber i det mellomliggende spekteret og i de lavere deler av det høyfrekvente spekteret. I drift blir de utsendte elektromagnetiske bølgene perturber! etter hvert som de forplanter seg gjennom formasjonen rundt resistivitets-anordningen 164. Mottakerantennene 168a og 168b detekterer de perturberte bølgene. Formasjonens resistivitet avledes fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet av en nedihulls krets eller prosessor som fortrinnsvis befinner seg i et hus 170 over slammotoren 155, og blir sendt til styringsenheten 140 på overflaten ved hjelp av et passende telemetrisystem 172. I tillegg til eller i stedet for en propageringsresistivitetsanordning kan en passende induksjonsloggingsanordning anvendes for å måle formasjonens resistivitet.
[0022] Inklinometeret 174 og gammastrålingsanordningen 176 passende anordnet langs resistivitetsmålingsanordningen 164 for henholdsvis å bestemme borestrengens helning nær borekronen 150 og formasjonens gammastrålingsintensitet. Hvilke som helst passende inklinometere og gammastrålingsanordninger kan imidlertid anvendes for formålet med denne oppfinnelsen. I tillegg kan en azimut-anordning (ikke vist), så som et magnetometer eller en gyroanordning, anvendes for å bestemme borestrengens azimut. Slike anordninger er kjente for fagmannen, og er således ikke beskrevet nærmere her. I utførelsen beskrevet over overfører slammotoren 155 kraft til borekronen 150 via én eller flere hule aksler som står gjennom resistivitetsmålingsanordningen 164. Den hule akselen gjør at borefluidet kan strømme fra slammotoren 155 til borekronen 150. I en alternativ utførelse av borestrengen 120 kan slammotoren 155 være koblet nedenfor resistivitetsmålingsanordningen 164 eller på et hvilket som helst annet passende sted.
[0023] Borestrengen inneholder en moduloppbygget følerenhet, en motorenhet og koblingsstykker. I én utførelsesform omfatter følerenheten en resistivitetsanordning, en gammastrålingsanordning og et inklinometer, som alle befinner seg i et felles hus mellom borekronen og slammotoren. Nedihullsenheten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter fortrinnsvis en MWD-seksjon 168 som inneholder en kjerne-dannelse-porøsitetsmålingsanordning, en kjernetetthetsanordning, et akustisk føler-system og etformasjonstestingssystem, anordnet over slammotoren 164 i huset 178 for å gi informasjon som er nyttig for å vurdere og teste undergrunnsformasjoner langs borehull 126. En nedihulls prosessor kan anvendes for å bearbeide dataene.
[0024] Anordningen av senderen 201 og mottakerne 203a, 203b er som angitt i figur 5. Senderen befinner seg i en avstand d1 fra mottakeren lengst vekk og en avstand d2 fra den nærmeste mottakeren. I én utførelsesform av oppfinnelsen er avstandene d1 og d2 henholdsvis 17 m og 12 m. Ett av de hittil ukjente særtrekkene ved foreliggende oppfinnelse er kalibreringen av mottakerne for å oppnå resistivitetsmålinger med den nødvendige presisjon. Dette beskrives i det følgende.
[0025] I figur 6 er mottakerenheten angitt generelt med 250. Omfattet i mottakerenheten er en første mottakerantenne, angitt med 203a, og tilhørende mottaker-elektronikk, angitt med 253. Den andre mottakerantennen og den tilhørende mottakerelektronikken er henholdsvis angitt med 203b og 259. En ytterligere kalibreringsantenne 257 kan være anordnet, sammen med elektronikk, i senter-seksjonen 255.
[0026] I én utførelsesform av oppfinnelsen genereres magnetfelter i senderen 201 ved 2 målefrekvenser. De to frekvensene kan være 20 kHz og 50 kHz. Som følge av sendereksitasjonen blir det generert virvelstrømmer i formasjonen. Disse virvel-strømmene induserer i sin tur elektriske spenninger og strømmer i mottakerspolene. Amplitude- og faserelasjonene mellom mottakerspenningene ved de individuelle frekvensene avhenger av en rekke parametere. Disse omfatter (i) avstanden til olje-vann kontakten (OWC-avstanden), (ii) slammets resistivitet, (iii) resistiviteten til den oljeførende formasjonen, (iv) resistiviteten til den vannførende formasjonen, (v) borehullsdiameteren og (vi) avstanden mellom sender og mottaker. Dersom de siste fem parametrene holdes forholdsvis konstante eller er kjent, vil den primære endringskilden - om enn meget liten - vil være avstanden til olje-vann kontakten, som er den størrelsen som anvendes ved reservoarnavigering.
[0027] Det er velkjent at sender- og mottakerelektronikken kan være nokså følsom for temperaturvariasjoner, spesielt i borehullsmiljøet. Det kan være meget små variasjoner i temperaturfølsomheten til de to mottakerne, men variasjonene er tilstrekke-lige til å dominere endringene i mottakersignalene forårsaket av endringer i avstanden til olje-vann kontakten. Som følge av dette er det viktig med en god kalibrering av mottakerne. To metoder kan anvendes i foreliggende oppfinnelse for å bevirke denne kalibreringen.
[0028] Prosessen er illustrert skjematisk i figur 7. Ved 305 angir spekteret U^ ija) senderutmatingen i frekvensdomenet co. Overføringsfunksjonen Fp1( o>) 301 anvendes for å karakterisere signaloverføringen fra senderantennen til den første mottakerantennen mens overføringsfunksjonen Fp2(co) 313 anvendes for å karakterisere signaloverføringen fra senderantennen til den andre mottakerantennen. Begge overføringsfunksjonene Fp1( oi) og Fp2(co) er funksjoner av formasjonens elektriske egenskaper (konduktivitet og permittivitet) og impedansen til de respektive sender-og mottakerantennene. Vi angir videre overføringsfunksjonene til de to mottakerne med (/©) 307 og R2(/o) 317. Da er utmatingene fra de to mottakerne U^ija) og ^rx2(/<»), som kan kalles de primære målingene, som reaksjon på en sendereksitasjon ^tx(Å°), henholdsvis gitt ved:
[0029] Forholdet mellom de to mottakernes utmatinger er:
For tilfellet der de to mottakernes overføringsfunksjoner er identiske, dvs. for gir likning (3) den ønskede formasjonsegenskap-differansen mellom de to mottakerne,
[0030] I praksis er ikke nødvendigvis likn. (4) oppfylt, og i de fleste tilfeller er forskjellen mellom de to mottakernes overføringsfunksjoner så stor at formasjonsegenskap-differansen mellom de to mottakerne ikke er gitt ved likning (3). Den inn-byrdes kalibreringen bestemmes i foreliggende oppfinnelse med bruk av kalibreringskretser 309 og 315 med respektive, kjente overføringsfunksjoner C^ ijo) og C2(/co). Kretsene representert ved C^ ija) og C2(/») kan være resistive attenuatorer forbundet med koaksialkabler mellom kalibreringskilden og den tilhørende mottaker-innmatingen. I én utførelsesform av oppfinnelsen kan transformatorer (angitt med 310, 314) anvendes for å koble koaksialkablene til den tilhørende mottakeren. I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen kan koaksialkabelen være koblet til en sekundær vikling på kjernen (ikke vist) av mottakerantennen.
[0031] Spesifikt blir et signal fra en kalibreringskilde 321 med spektrum Uc( jo)) er sendt til kalibreringskretsene 309 og 315, dvs. med kilden koblet til koblingsposisjon B. De respektive mottakerutmatingene som reaksjon på kalibreringssignalet er henholdsvis gitt ved:
[0032] Overføringsfunksjonen for kalibreringsmålingen er definert som forholdet Ac( joi) mellom mottakerutmatingene som reaksjon på kalibreringssignalet som gir den ønskede mottakerkalibreringen som: Siden gir dette resultatet Dette kan forenkles til
er en kombinert kalibreringsoverføringsfunksjon. Følgelig, dersom den kombinerte kalibreringsoverføringsfunksjon er kjent, er da den ønskede formasjonsegenskapen bestemt av de målte mottakersignalene og den kombinerte kalibreringsoverførings-funksjonen.
[0033] I drift anvendes to separate kalibreringsnettverk, og om nødvendig blir den kombinerte kalibreringsoverføringsfunksjonen Cc( jco) bestemt over et område av temperaturer. Kalibreringsoverføringsfunksjonen kan da bli lagret i en tabell i et minne nedihulls sammen med den aktuelle temperaturen. En nedihulls temperatur-føler måler driftstemperaturen i mottakerenheten, og den lagrede kalibrerings-overføringsfunksjonen svarende til den målte temperaturen anvendes ved behandling av mottakersignalene. I foreliggende oppfinnelse anvendes disse bearbeidede resistivitetene for reservoarnavigering som beskrevet nedenfor.
[0034] I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen blir de målte amplitudeforhold, faseforskjeller og temperaturer sendt via telemetri til overflaten, der den korrekte resistiviteten blir bestemt. Reservoarnavigeringen kan da gjøres ved hjelp av en prosessor på overflaten under styring av et menneske.
[0035] I drift kan kalibreringskretsen bli koblet til en ytterligere antenne referert til som en kalibreringsantenne 255. Under disse betingelsene, er
Siden kalibreringsantennen er plassert mellom de to mottakerantennene bør ikke Afs( ja>) være avhengig av avstanden til olje-vann kontakten. Eventuelle endringer i Afsijm) angir således mulige endringer i andre faktorer enn avstanden til olje-vann kontakten. Slike andre faktorer kan omfatte endringer i borehullsdiameter og endringer i jordens resistivitet. Målingene som gjøres av kalibreringsantennen tjener således som kvalitetsikring av de primære målingene.
[0036] For å redusere akkvireringstiden og/eller å opprettholde målingenes romlige oppløsning, er det er ønskelig å gjøre de primære målingene, kalibreringsmålingene og de sekundære målingene samtidig. Som følge av dette gjøres kalibreringsmålingene med en frekvens som er litt forskjellig fra hver av frekvensene for de primære målingene. Dersom for eksempel den primære frekvensen betegnes f (svarende til en vinkelfrekvens co = 2nf), påtvinges følgende begrensninger:
Grensene på 0,01 dB og 0,01° er valgt på grunnlag av den nødvendige nøyaktig-heten i bestemmelsen av avstanden til olje-vann kontakten. Et ytterligere krav er at klokkene som styrer oscillatorene ved frekvensene f og f + 8 f er stabile. For å imøte-komme stabilitetskravet kan man anvende en nedihulls atomisk klokke så som den beskrevet i U.S.-patentsøknaden 10/664,664 til DiFoggio mfl., innlevert 18. september 2003, som inntas her som referanse.
[0037] For å imøtekomme kravet om samtidig akkvirering av de primære målingene, de sekundære målingene og kalibreringsmålingene gjøres de primære målingene hovedsaklig kontinuerlig mens de sekundære målingene og kalibreringsmålingene blir tildelt passende tidsluker. Dette er illustrert skjematisk i figur 8a, der resistivitetsmålingene er angitt med 351a, 351b, 351c, 351 d, 351 e, mens kalibreringsmålingene (figur 8b) angitt med 361a, 361b, 361c, 361 d, er innfelt mellom de sekundære målingene 371a, 371b, 371c, 371 d (figur 8d).
[0038] Som beskrevet i Wu-referansen frembringes en innledende resistivitetsmodell for det aktuelle geologiske området. Dette kan gjøres ved å logge en vertikal eller
tilnærmet vertikal brønn i nærheten av der den horisontale brønnen skal bores. Dette er illustrert i figur 9, som viser lag 401, 403, 405, 407, 409 og 411. Lag 409 kan være oljemettet reservoarbergart mens 411 kan være vannmettet. En første brønn 421 er vist, og resistivitetsmålinger gjort i den første brønnen anvendes for modellering og reservoarnavigering for den påfølgende brønnen 423. Målet er å holde den horisontale brønnen i en spesifisert avstand fra olje-vann kontakten innenfor lag 409. Et ytterligere mål kan være å holde den horisontale brønnen innenfor laget 409 og
unngå takbergarten 407. Ved hjelp av anordningen beskrevet over kan resistivitets-verdier (amplitudeforhold og faseforskjeller) overvåkes under boring, og avstanden til en skilleflate kan bestemmes basert på modellverdier.
[0039] I mange reservoarer, som følge av hydrodynamiske effekter, trenger ikke olje-vann skilleflaten være horisontal. I så fall må avstanden overvåkes kontinuerlig, og det vil ikke være tilstrekkelig å holde borehullet ved et gitt dyp (som kan bestemmes fra gyromålinger).
[0040] I praksis er det funnet at kalibreringskretsene Ci(/=o) og C2(/co) (og spesielt forholdet mellom dem) kan ha en liten temperaturvariasjon. Selv om det er nødven-dig å kjenne absoluttverdien til forholdet mellom dem for å bestemme resistiviteten, er det ikke slik for reservoarnavigering, der det er nok at forholdet er stabilt. Vi gjør oppmerksom på at figurene 2-3 viser relative resistivitetsendringer som funksjon av avstand fra olje-vann kontakten. En målepresisjon (dvs. repeterbarhet) som er innenfor grensene angitt i likn. (14) er tilstrekkelig, og det er ikke avgjørende at resistivitetsmålingene er absolutt nøyaktige. I én utførelsesform av oppfinnelsen beregnes forholdet én gang, og stabilitet antas. Med denne antagelsen er ikke temperaturovervåkning og -korreksjon nødvendig.
[0041] For ytterligere å bekrefte at det nye dyptavlesende LWD-resistivitetsverktøyet fungerer i praksis har vi undersøkt muligheten til å anvende det nye resistivitets-verktøyet for kvantitativ bestemmelse av avstanden til et fjernt lag. En inversjonsmetode anvendes for å bearbeide de syntetiske responsene. For å gjøre våre undersøkelser mer praktisk rettet antok vi at det resistive laget (hydrokarbon-reservoaret) har en overgangssone der resistiviteten avtar gradvis mot det konduktive laget. En tilsvarende metode kan finnes i artikkelen til Seydowc mfl. Siden et resistivitetsprofil i en overgangssone kan være forskjellig fra brønn til brønn, beskriver vi resistivitetsprofilet som en J-formfunksjon og innlemmer det i vår inversjon. Ved å gjøre dette reduseres unøyaktigheten i den beregnede avstanden som følge av usikkerheten i resistivitetsprofilene. Vi fant at med rimelig nøyaktige målinger, verktøyet er i stand til å posisjonsbestemme det fjerne lagets grenser selv ved eksistens av en resistivitetsovergangssone med visse usikkerheter.
[0042] Ved geostyring er det viktig å holde borekronen innenfor et mål-lag (produk-sjonssone). Vanligvis er det en vannsone under produksjonssonen. Informasjon om avstanden fra verktøyet til en vann-olje kontakt (WOC - Water-Oil Contact) er nød-vendig for å unngå å produsere vann. Ved hjelp av MPR og resistivitetsprofilet fra en vedsidenliggende brønn kan verktøyet styres slik at det holder seg innenfor et ønsket lag. På noen felter, som i Grane-feltet i Nordsjøen, indikerer resistivitetsprofilet eksistens av en overgangssone der resistiviteten gradvis avtar mot det konduktive vannlaget (figur 10). Som en ytterligere komplikasjon oppfører resistivitetsprofilet seg forskjellig fra brønn til brønn. Dette gjør det enda vanskeligere å bestemme avstanden fra verktøyet til vann-olje kontakten. Ved å anta resistivitetsprofilet anvendte vi en inversjonsmetode for å bestemme avstanden. Avstanden kan inverteres eksakt når resistivitetsprofilet antas å være korrekt. Figur 11 viser inversjonsresultatene for data med forskjellige støynivåer. Dataspor 1 501 viser resistivitetsprofilet 509. Dataspor 2 503 viser en kurve 511 som viser den estimerte avstanden til vann-olje kontakten ved forskjellige måledyp ved anvendelse av det kjente resistivitetsprofilet og uten målestøy. Dataspor 3 505 viser den estimerte avstanden 513 til vann-olje kontakten med 2% tillagt støy. Dataspor 4 507 viser den estimerte avstanden 515 til vann-olje kontakten med 5% tillagt støy. Støyen skaper en viss usikkerhet, men den er minimal. For hvert dybdenivå er verktøyet horisontalt. Vi vil i det følgende ta for oss inversjonens følsomhet overfor usikkerheter i resistivitetsprofilet.
[0043] Usikkerhetene i resistivitetsprofilet i en overgangssone vil definitivt skape usikkerheter i den inverterte avstanden til vann-olje kontakten, som vist i figur 12. Dataspor 1 551 viser det sanne resistivitetsprofilet 561. Dataspor 2 553 viser to kurver med estimert avstand til vann-olje kontakten; den ene er funnet ved å anta det sanne resistivitetsprofilet og den andre er estimert ved anvendelse av det gale resistivitetsprofilet 563. Tilsvarende viser dataspor 3 555 to kurver med estimert avstand til vann-olje kontakten; den ene er funnet ved å anta det sanne resistivitetsprofilet og den andre er funnet ved anvendelse av det gale resistivitetsprofilet 565. Resultatene viser at avvikene er små når det modellerte resistivitetsprofilet er forskjellig fra den sanne resistiviteten når avstanden er mindre enn 10m. Større avvik forekommer når avstanden er større enn 10m. Resultatene antyder at man selv om resistivitetsprofile i overgangssonen ikke er eksakt kjent kan oppnå et akseptabelt estimat (innenfor 1 m) av avstanden til det fjerne lagets grenser.
[0044] Driften av senderne og mottakerne og styringen av boreretningen kan styres av nedihulls-prosessoren og/eller en prosessor på overflaten. Underforstått med styring og behandling av data er bruk av et dataprogram på et passende maskinlesbart medium som gjør det mulig for prosessoren å bevirke styringen og data-behandlingen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, flash-minner og optiske platelagre. Betegnelsen "prosessor" er her ment å omfatte en FPGA (Field Programmable Gate Array).
[0045] Selv om den foregående beskrivelsen er rettet mot de foretrukne utførelses-former av oppfinnelsen vil forskjellige modifikasjoner sees av fagmannen. Meningen er at alle slike variasjoner innenfor rammen til de etterfølgende kravene skal omfattes av den foregående beskrivelsen.
Claims (34)
1. Anordning egnet for måling av elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres eller gjennomløpes av et borehull, omfattende: et loggingsverktøy som føres i nevnte borehull (15), der nevnte loggings-verktøy omfatter minst én sender (201) som genererer et første elektromagnetisk felt med en første frekvens i nevnte jordformasjon; en første mottaker (203a) på nevnte loggingsverktøy som genererer et første signal som reaksjon på nevnte første elektromagnetiske felt og en andre mottaker (203b) i en avstand fra nevnte første mottaker (203a), som genererer et andre signal som reaksjon på nevnte første elektromagnetiske felt; hvor anordningen erkarakterisert vedat: minst én kalibreringskrets (309, 315) som har en kjent kalibreringsoverførings-funksjon som selektivt kobler en kalibreringskilde (321), med en andre frekvens som er forskjellig fra den første frekvensen, til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) for å generere tredje og fjerde signaler respektivt fra nevnte første og andre mottakere (203a, 203b); og en prosessor som fra nevnte første, andre, tredje og fjerde signaler bestemmer et estimat av resistiviteten til nevnte formasjon.
2. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en transformator (310, 314) for kobling av den minst ene kalibreringskrets (309, 315) til de første og andre mottakere (203a, 203b).
3. Anordning ifølge krav 1, der nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315) er koblet til en antennekjerne i minst én av nevnte første og andre mottakere (203a, 203b).
4. Anordning ifølge krav 1, der nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315) omfatter første og andre kalibreringskretser (309, 315) henholdsvis tilknyttet nevnte første og andre mottakere (203a, 203b).
5. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en ytterligere sender (257) anordnet mellom nevnte første og andre mottakere (203a, 203b), som genererer et andre elektromagnetisk felt i nevnte jordformasjon, der nevnte ytterligere sender (257) selektivt blir koblet til nevnte kalibreringskilde (321) av nevnte anordning.
6. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en temperaturføler som genererer en måling som angir temperaturen i nevnte loggingsverktøy, og der nevnte prosessor videre anvender nevnte temperaturmåling for nevnte estimering av nevnte resistivitet.
7. Anordning ifølge krav 5, videre omfattende a minneanordning med lagrede kalibreringsdata svarende til nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315), og der nevnte prosessor videre anvender nevnte lagrede kalibreringsdata for nevnte estimering av nevnte resistivitet.
8. Anordning ifølge krav 1, der en egenskap ved den minst ene kalibreringskretsen (309, 315) ved nevnte første og andre frekvenser oppfyller en spesifisert begrensning.
9. Anordning ifølge krav 8, der nevnte egenskap omfatter:
der co er nevnte første frekvens, co + 8co er nevnte andre frekvens, og Ccer en over-føringsfunksjon knyttet til nevnte minst ene kalibreringskrets.
10. Anordning ifølge krav 8, der nevnte egenskap omfatter:
der co er nevnte første frekvens, co + 8co er nevnte andre frekvens og Ccer en over-føringsfunksjon knyttet til nevnte minst ene kalibreringskrets.
11. Anordning ifølge krav 8, der nevnte kalibreringskilde (321) blir koblet til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) samtidig med nevnte generering av nevnte første elektromagnetiske felt av nevnte sender (201).
12. Anordning ifølge krav 8, videre omfattende en ytterligere sender (257) anordnet mellom nevnte første og andre mottakere (203a, 203b), som genererer et andre elektromagnetisk felt i nevnte jordformasjon, der nevnte ytterligere sender (257) selektivt blir koblet til nevnte kalibreringskilde (321) av nevnte anordning.
13. Anordning ifølge krav 12, der nevnte kalibreringskilde (321) blir koblet til nevnte ytterligere sender (257) samtidig med nevnte generering av nevnte første elektromagnetiske felt av nevnte sender (201).
14. Anordning ifølge krav 1, der nevnte prosessor estimerer nevnte resistivitet delvis ved å anvende forholdet mellom amplitudene til nevnte første og andre signaler.
15. Anordning ifølge krav 1, der nevnte prosessor estimerer nevnte resistivitet i hvert fall ved å anvende en faseforskjell mellom nevnte første og andre signaler.
16. Anordning ifølge krav 1, der nevnte prosessor befinner seg nedihulls.
17. Anordning ifølge krav 8, der nevnte første frekvens er lavere enn 100 kHz.
18. Anordning ifølge krav 1, der nevnte loggingsverktøy blir innført i nevnte borehull (15) på en kabel.
19. Anordning ifølge krav 1, der nevnte loggingsverktøy er en del av en bunnhullsenhet innført i nevnte borehull (15).
20. Fremgangsmåte for å måle elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres eller gjennomløpes av et borehull (15), omfattende trinn med å: føre inn et loggingsverktøy i nevnte borehull (15), aktivere en sender (201) på nevnte loggingsverktøy, og generere et første elektromagnetisk felt med en første frekvens i nevnte jordformasjon; generere fra målinger av første og andre mottakere (203a, 203b), som står i en avstand fra hverandre på nevnte loggingsverktøy, første og andre signaler som reaksjon på nevnte første elektromagnetiske felt; der fremgangsmåten erkarakterisert vedtrinn med å: koble en kalibreringskilde (321) på nevnte loggingsverktøy, som kjører med en andre frekvens som er forskjellig fra den første frekvensen, til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) gjennom minst én kalibreringskrets (309, 315) som har en kjent kalibreringsoverføringsfunksjon, og derved generere tredje og fjerde signaler fra nevnte mottakere (203a, 203b); og bestemme fra nevnte første, andre, tredje og fjerde signaler et estimat av resistiviteten i nevnte formasjon.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315) omfatter første og andre kalibreringskretser tilknyttet nevnte første og andre mottakere (203a, 203b).
22. Fremgangsmåte ifølge krav 20, videre omfattende trinn med å: (i) anvende en ytterligere sender (257) som er koblet til nevnte kalibreringskilde (321) og anordnet mellom nevnte første og andre mottakere (203a, 203b), for å generere et andre elektromagnetisk felt i nevnte jordformasjon, (ii) generere femte og sjette signaler ved nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) som reaksjon på nevnte andre elektromagnetiske felt; og (iii) anvende nevnte femte og sjette signaler som en indikasjon om en endring i nevnte elektromagnetiske egenskaper i nærheten av nevnte borehull (15).
23. Fremgangsmåte ifølge krav 20, videre omfattende trinn med å anvende en måling av en temperatur i nevnte loggingsverktøy for å estimere nevnte resistivitet.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 23, der det å anvende nevnte temperaturmåling videre omfatter det å anvende lagrede temperaturkalibreringsdata for nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315).
25. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der en egenskap ved nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315) ved nevnte første og andre frekvenser oppfyller en spesifisert begrensning.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der nevnte egenskap omfatter:
der co er nevnte første frekvens, co + 8co er nevnte andre frekvens og Ccer en over-føringsfunksjon knyttet til nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315).
27. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der nevnte egenskap omfatter;
der co er nevnte første frekvens, co + 5co er nevnte andre frekvens og Ccer en over-føringsfunksjon knyttet til nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315).
28. Fremgangsmåte ifølge krav 22, videre omfattende trinn med å koble nevnte kalibreringskilde (321) til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) samtidig med nevnte aktivering av nevnte sender (201).
29. Fremgangsmåte ifølge krav 25, videre omfattende trinn med å: (i) anordne en ytterligere sender (257) mellom nevnte første og andre mottakere (203a, 203b), (ii) selektivt koble nevnte ytterligere sender (357) til nevnte kalibreringskilde (321), og generere et andre elektromagnetisk felt i nevnte jordformasjon, (iii) generere femte og sjette signaler fra nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) som reaksjon på nevnte andre elektromagnetiske felt, og (iv) anvende nevnte femte og sjette signaler i nevnte resistivitetsestimering.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 29, der nevnte kalibreringskilde (321) kobles til nevnte ytterligere sender (257) samtidig med nevnte generering av nevnte første elektromagnetiske felt av nevnte sender (201).
31. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der trinnet med å bestemme nevnte estimat av nevnte resistivitet videre omfatter bruk av forholdet mellom amplitudene til nevnte første og andre signaler.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der trinnet med å bestemme nevnte resistivitet videre omfatter bruk av faseforskjellen mellom nevnte første og andre signaler.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 22, der trinnet med å bestemme nevnte resistivitet videre omfatter bruk av en prosessor på nevnte BHA.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 25, der nevnte første frekvens er lavere enn 100 kHz.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/897,715 US7141981B2 (en) | 2004-07-23 | 2004-07-23 | Error correction and calibration of a deep reading propagation resistivity tool |
PCT/US2005/026013 WO2006012497A1 (en) | 2004-07-23 | 2005-07-22 | Error correction and calibration of a deep reading propagation resistivity tool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20070916L NO20070916L (no) | 2007-02-21 |
NO339189B1 true NO339189B1 (no) | 2016-11-14 |
Family
ID=35033616
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20070916A NO339189B1 (no) | 2004-07-23 | 2007-02-16 | Anordning og fremgangsmåte for måling av elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres av et borehull. |
NO20081901A NO339159B1 (no) | 2004-07-23 | 2008-04-22 | Anordning og fremgangsmåte for utvikling av et hydrokarbonreservoar i en jordformasjon |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20081901A NO339159B1 (no) | 2004-07-23 | 2008-04-22 | Anordning og fremgangsmåte for utvikling av et hydrokarbonreservoar i en jordformasjon |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7141981B2 (no) |
CA (1) | CA2574317A1 (no) |
GB (1) | GB2432915B (no) |
NO (2) | NO339189B1 (no) |
WO (1) | WO2006012497A1 (no) |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US7345487B2 (en) * | 2002-09-25 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system of controlling drilling direction using directionally sensitive resistivity readings |
US7098858B2 (en) * | 2002-09-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ruggedized multi-layer printed circuit board based downhole antenna |
BRPI0613349A2 (pt) * | 2005-06-20 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Serv Inc | método de diagrafia de resistividade e aparelho de diagrafia de resistividade |
US20070216416A1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Electromagnetic and Magnetostatic Shield To Perform Measurements Ahead of the Drill Bit |
US7839148B2 (en) * | 2006-04-03 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for calibrating downhole tools for drift |
US8198898B2 (en) * | 2007-02-19 | 2012-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole removable cage with circumferentially disposed instruments |
US8436618B2 (en) | 2007-02-19 | 2013-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic field deflector in an induction resistivity tool |
US7994791B2 (en) * | 2007-02-19 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Resistivity receiver spacing |
US7598742B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-10-06 | Snyder Jr Harold L | Externally guided and directed field induction resistivity tool |
US8395388B2 (en) | 2007-02-19 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Circumferentially spaced magnetic field generating devices |
US7541813B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-06-02 | Snyder Jr Harold L | Externally guided and directed halbach array field induction resistivity tool |
US7583085B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-09-01 | Hall David R | Downhole sensor assembly |
US20090001986A1 (en) * | 2007-06-29 | 2009-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for calibrating an electromagnetic receiver |
US8332152B2 (en) * | 2008-03-19 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for eliminating drill effect in pulse induction measurements |
US8061443B2 (en) * | 2008-04-24 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sample rate system |
US8390295B2 (en) * | 2008-07-11 | 2013-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for focusing in resistivity measurement tools using independent electrical sources |
US9388635B2 (en) * | 2008-11-04 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling an orientable connection in a drilling assembly |
US20110227578A1 (en) * | 2010-03-19 | 2011-09-22 | Hall David R | Induction Resistivity Tool that Generates Directed Induced Fields |
US9588250B2 (en) | 2010-04-14 | 2017-03-07 | Baker Hughes Incorporated | Three-coil system with short nonconductive inserts for transient MWD resistivity measurements |
US9008986B2 (en) * | 2011-04-15 | 2015-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Variable tool calibration |
US8890541B2 (en) * | 2011-08-17 | 2014-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for calibrating deep-reading multi-component induction tools with minimal ground effects |
CA2864807A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Andrei I. Davydychev | Inversion-based calibration of downhole electromagnetic tools |
BR112015017462A2 (pt) | 2013-03-13 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | método para calibrar ferramentas de resistividade em ambientes com ruído de radiofrequência e sistema para calibrar ferramentas de resistividade em ambientes com ruído de radiofrequência |
US9261612B2 (en) * | 2013-04-26 | 2016-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Nuclear radiation detector calibration downhole |
EP3011368B1 (en) | 2013-06-18 | 2021-08-04 | Well Resolutions Technology | Modular resistivity sensor for downhole measurement while drilling |
WO2015113067A1 (en) * | 2014-01-27 | 2015-07-30 | Schlumberger Canada Limited | Workflow for navigation with respect to oil-water contact using deep directional resistivity measurements |
US9638827B2 (en) | 2014-09-26 | 2017-05-02 | Los Alamos National Security, Llc | Directional antennas for electromagnetic mapping in a borehole |
EP3337951B1 (en) | 2015-10-26 | 2023-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frequency ratiometric processing of resistivity logging tool data |
CA3015993C (en) | 2016-05-11 | 2020-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining subterranean-formation resistivity using an electromagnetic telemetry system |
US11454102B2 (en) | 2016-05-11 | 2022-09-27 | Baker Hughes, LLC | Methods and systems for optimizing a drilling operation based on multiple formation measurements |
US10754055B2 (en) | 2016-10-28 | 2020-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining petrophysical images using electrical imager and multi-frequency dispersion measurements |
US11525353B2 (en) | 2017-05-08 | 2022-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for evaluating a formation using pixelated solutions of formation data |
US10942288B2 (en) | 2017-08-07 | 2021-03-09 | 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 |
WO2020101709A1 (en) * | 2018-11-16 | 2020-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Air-hang calibration for resistivity-logging tool |
US11169295B2 (en) * | 2019-04-16 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | NMR data acquisition while switching NMR activation sets |
CN116771325B (zh) * | 2023-06-25 | 2024-04-19 | 宁波市电力设计院有限公司 | 一种地层导电性测量仪 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5001675A (en) * | 1989-09-13 | 1991-03-19 | Teleco Oilfield Services Inc. | Phase and amplitude calibration system for electromagnetic propagation based earth formation evaluation instruments |
WO2001011390A1 (en) * | 1999-08-04 | 2001-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-frequency electromagnetic wave resistivity tool with improved calibration measurement |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4427941A (en) | 1981-08-13 | 1984-01-24 | Texaco Inc. | Temperature compensated well logging tool |
US5260661A (en) * | 1986-04-29 | 1993-11-09 | Para Magnetic Logging, Inc. | Calibrating and compensating influence of casing thickness variations on measurements of low frequency A.C. magnetic fields within cased boreholes to determine properties of geological formations |
US5070462A (en) | 1989-09-12 | 1991-12-03 | Flowmole Corporation | Device for locating a boring machine |
US5230386A (en) | 1991-06-14 | 1993-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Method for drilling directional wells |
US5293128A (en) * | 1992-07-02 | 1994-03-08 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for calibrating the output measurement of a logging tool as a function of earth formation parameters |
US5869968A (en) | 1994-03-11 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for avoiding mutual coupling between receivers in measurement while drilling |
US6594584B1 (en) * | 1999-10-21 | 2003-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for calculating a distance between a well logging instrument and a formation boundary by inversion processing measurements from the logging instrument |
US7190169B2 (en) | 1999-12-24 | 2007-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments |
US6646441B2 (en) | 2002-01-19 | 2003-11-11 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Well logging system for determining resistivity using multiple transmitter-receiver groups operating at three frequencies |
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 |
US7388379B2 (en) | 2003-05-01 | 2008-06-17 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Series-resonant tuning of a downhole loop antenna |
GB2411728B (en) * | 2004-03-01 | 2008-05-28 | Pathfinder Energy Services Inc | Azimuthally focussed electromagnetic measurement tool |
-
2004
- 2004-07-23 US US10/897,715 patent/US7141981B2/en active Active
-
2005
- 2005-07-22 CA CA002574317A patent/CA2574317A1/en not_active Abandoned
- 2005-07-22 GB GB0702566A patent/GB2432915B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-07-22 WO PCT/US2005/026013 patent/WO2006012497A1/en active Application Filing
-
2007
- 2007-02-16 NO NO20070916A patent/NO339189B1/no not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-04-22 NO NO20081901A patent/NO339159B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5001675A (en) * | 1989-09-13 | 1991-03-19 | Teleco Oilfield Services Inc. | Phase and amplitude calibration system for electromagnetic propagation based earth formation evaluation instruments |
WO2001011390A1 (en) * | 1999-08-04 | 2001-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-frequency electromagnetic wave resistivity tool with improved calibration measurement |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7141981B2 (en) | 2006-11-28 |
NO20070916L (no) | 2007-02-21 |
NO20081901L (no) | 2007-02-21 |
US20060017442A1 (en) | 2006-01-26 |
GB2432915B (en) | 2009-04-15 |
NO339159B1 (no) | 2016-11-14 |
WO2006012497A1 (en) | 2006-02-02 |
GB0702566D0 (en) | 2007-03-21 |
CA2574317A1 (en) | 2006-02-02 |
GB2432915A (en) | 2007-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339189B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for måling av elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres av et borehull. | |
EP3080389B1 (en) | Determination and display of apparent resistivity of downhole transient electromagnetic data | |
US8749243B2 (en) | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement | |
US7063174B2 (en) | Method for reservoir navigation using formation pressure testing measurement while drilling | |
US9115569B2 (en) | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement | |
US20060017443A1 (en) | Deep reading propagation resistivity tool for determination of distance to a bed boundary with a transition zone | |
EA014920B1 (ru) | Способ и устройство для определения удельного электрического сопротивления породы спереди и сбоку долота | |
NO335414B1 (no) | Måleverktøy for måling under utboring og fremgangsmåte for å bestemme lag-grenser i en flerlagsformasjon | |
AU2013400145B2 (en) | Surface calibration of a wellbore resistivity logging tool | |
NO342148B1 (no) | Fremgangsmåte for signalforbedring av asimutal utbredelsesresistivitet under boring | |
NO338483B1 (no) | Fremgangsmåte og system for geostyring under boring i en grunnformasjon | |
NO335415B1 (no) | Resistivitetsverktøy og fremgangsmåte for å oppnå resistivitetsmålinger i et borehull | |
CN103874936A (zh) | 改进的套管检测工具和方法 | |
AU2012216293B2 (en) | Apparatus and methods of determining formation resistivity | |
NO339890B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for evaluering av en anisotropisk jordformasjon | |
US10711598B2 (en) | Methods to synchronize signals among antennas with different clock systems | |
NO20190373A1 (en) | Electromagnetic wave propagation measurements without synchronization | |
AU2013206535B2 (en) | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement | |
NO335416B1 (no) | Verktøy og fremgangsmåte for måling av resistivitet og di-elektrisk konstant under brønnboring, samt for borekjerner i laboratorium |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |