Method and device for testing the properties of earth formations

专利摘要:
Ein Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einer unterirdischen Formation, das die folgenden Schritte umfaßt: Anordnen in einem Bohrloch eines Bohrlochmeßinstruments, das mit wenigstens ersten Sende- und Empfangsantennen ausgerüstet ist, die um einen ersten Abstand voneinander getrennt sind, wobei wenigstens eine der ersten Antennen einen in Bezug auf die Längsachse des Instruments schräg gestellten magnetischen Dipol enthält, wobei die Antennen so um die Achse des Instruments orientiert sind, daß der wenigstens eine schräg gestellte Dipol einem ersten Azimutwinkel entspricht; azimutales Drehen des Bohrlochmeßinstruments in dem Bohrloch; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, Aktivieren der ersten Sendeantenne, um elektromagnetische Energie in die Formation zu übertragen; während sich das Bohrlochmeßinstrument dreht, richtungsbezogenes Messen der der übertragenen elektromagnetischen Energie zugeordneten ersten Spannungssignale durch die erste Empfangsantenne als Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments, um die azimutale Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale zu bestimmen; und Einpassen der azimutalen Änderung der gemessenen ersten Spannungssignale in Näherungsfunktionen.A method of testing the properties of a subterranean formation comprising the steps of: placing in a wellbore of a logging instrument equipped with at least first transmitting and receiving antennas separated by a first distance, at least one of the first antennas having a first with the magnetic dipole slanted relative to the longitudinal axis of the instrument, the antennas being oriented about the axis of the instrument so that the at least one dipole is inclined at a first azimuth angle; azimuthally rotating the logging tool in the wellbore; while the logging tool is rotating, activating the first transmitting antenna to transmit electromagnetic energy into the formation; as the logging tool rotates, directionally measuring the first voltage signals associated with the transmitted electromagnetic energy by the first receiving antenna as a function of the azimuthal orientation of the logging tool to determine the azimuthal change of the measured first voltage signals; and fitting the azimuthal change of the measured first voltage signals into approximate functions.
公开号:DE102004024969A1
申请号:DE200410024969
申请日:2004-05-21
公开日:2006-01-05
发明作者:Lawrence Pearland Chou；Alain Houston Dumont；Lingyun Missouri Hu；Qiming Sugar Land Li；Dzevat Sugar Land Omeragic；Libo Sugar Land Yang
申请人:Schlumberger Technology BV；
IPC主号:G01V3-28

专利说明:
[0001] DieErfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Prüfen derEigenschaften von Erdformationen gemäß dem Oberbegriff von Anspruch1 bzw. 29.TheThe invention relates to a method and a device for testing theProperties of earth formations according to the preamble of claim1 or 29.
[0002] DieErfindung bezieht sich folglich allgemein auf das Gebiet der Bohrlochvermessung.Insbesondere bezieht sich die Erfindung auf verbesserte Techniken,bei denen Instrumente, die mit Antennensystemen mit quer oder schräg gestelltenMagnetdipoldarstellungen ausgerüstetsind, fürelektromagnetische Messungen von unterirdischen Formationen undfür dieAnordnung von Bohrlöchernin Bezug auf geologische Grenzen in einem Vorkommen verwendet werden.Die Erfindung findet allgemeine Anwendung in der Bohrlochvermessungstechnik,jedoch ist sie bei der Bohrlochmessung während des Bohrens (LWD = loggingwhile drilling) besonders nützlich.TheThe invention thus relates generally to the field of well logging.In particular, the invention relates to improved techniques,where instruments with the antenna systems with transverse or inclinedMagnetic dipole representations equippedare forelectromagnetic measurements of subterranean formations andfor theArrangement of boreholesbe used in terms of geological boundaries in an occurrence.The invention has general application in borehole surveying technology,however, it is in logging while drilling (LWD = loggingwhile drilling) especially useful.
[0003] Aufdem Gebiet der Erdölsucheund -förderungsind verschiedene Bohrlochmessungstechniken wohlbekannt. Diese Technikenverwenden üblicherweiseInstrumente oder Werkzeuge, die mit Quellen ausgerüstet sind,die Energie in eine von einem Bohrloch durchdrungene unterirdischeFormation schicken können.In dieser Beschreibung werden "Instrument" und "Werkzeug" austauschbar verwendet,um beispielsweise ein elektromagnetisches Instrument (oder) Werkzeug,ein Seilarbeitswerkzeug (oder -instrument) oder ein Werkzeug (oderInstrument) zur Bohrlochmessung während des Bohrens anzugeben.Die freigesetzte Energie wirkt mit der umgebenden Formation zusammen,um Signale zu erzeugen, die dann von einem oder mehreren Sensorenerfaßtund gemessen werden. Durch Verarbeitung der erfaßten Signaldaten wird ein Profilder Formationseigenschaften erhalten.Onthe field of oil explorationand promotionVarious well logging techniques are well known. These techniquesusually useInstruments or tools equipped with sources,the energy into a submerged underground boreholeFormation can send.In this description, "instrument" and "tool" are used interchangeably,for example, an electromagnetic instrument (or) tool,a rope work tool (or instrument) or tool (orInstrument) for logging during drilling.The released energy interacts with the surrounding formation,to generate signals, then from one or more sensorsdetectedand be measured. By processing the detected signal data becomes a profileof the formation properties.
[0004] DieBohrlochmessung durch elektromagnetische (EM-) Induktion und Ausbreitungsind wohlbekannte Techniken. Die Bohrlochmeßinstrumente werden in einemBohrloch angeordnet, um die spezifische elektrische Leitfähigkeit(oder deren Umkehrung, den spezifischen elektrischen Widerstand)von Erdformationen, die das Bohrloch umgeben, zu messen. In dervorliegenden Beschreibung ist jeder Hinweis auf die Leitfähigkeit sozu verstehen, daß erderen Umkehrung, also den Widerstand, mit einschließt oderumgekehrt. Ein typisches elektromagnetisches Widerstandswerkzeugumfaßteine Sendeantenne und eine oder mehrere Empfangsantennen (üblicherweiseein Paar von diesen), die in einem Abstand von der Sendeantenneauf der Achse des Werkzeugs angeordnet sind (siehe 1).Borehole measurement by electromagnetic (EM) induction and propagation are well known techniques. The logging instruments are placed in a wellbore to measure the specific electrical conductivity (or their inverse, resistivity) of earth formations surrounding the borehole. In the present description, any reference to the conductivity is to be understood as including its inversion, ie the resistance, or vice versa. A typical electromagnetic resistance tool comprises a transmitting antenna and one or more receiving antennas (usually a pair of them) spaced from the transmitting antenna on the axis of the tool (see 1 ).
[0005] Induktionswerkzeugemessen den Widerstand (oder die Leitfähigkeit) der Formation, indemsie die Spannung messen, die als Ergebnis des von den durch dieSendeantenne fließendenStrömeninduzierten magnetischen Flusses in der (den) Empfangsantenne(n)induziert wird. Ein EM-Ausbreitungswerkzeug arbeitet in ähnlicherWeise, jedoch üblicherweisebei höherenFrequenzen, als dies Induktionswerkzeuge bei vergleichbaren Antennenabständen tun(etwa 106 Hz bei Ausbreitungswerkzeugen im Vergleich zu 104 Hz beiInduktionswerkzeugen). Ein typisches Ausbreitungswerkzeug kann ineinem Frequenzbereich von 1 kHz – 2 MHz arbeiten.Induction toolsmeasure the resistance (or conductivity) of the formation bythey measure the tension that as a result of the by theTransmitting antenna fluentStreaminduced magnetic flux in the receiving antenna (s)is induced. An EM propagation tool works in a similar wayWay, but usuallyat higherFrequencies than do induction tools at comparable antenna spacings(about 106 Hz for propagation tools compared to 104 Hz forInduction tools). A typical spreading tool can be found ina frequency range of 1 kHz - 2 MHz.
[0006] HerkömmlicheSender und Empfängersind Antennen, die aus Spulen gebildet sind, die eine oder mehrereWindungen aus um einen Trägergewickeltem isoliertem Leiterdraht umfassen. Diese Antennen können üblicherweiseals Quellen und/oder Empfängerbetrieben werden. Fachleuten ist klar, daß dieselbe Antenne einmal alsSender und ein andermal als Empfängerverwendet werden kann. Es ist auch selbstverständlich, daß die hier offenbarten Sender-Empfängerkonfigurationendank des Reziprozitätsprinzipsaustauschbar sind; d. h., daß der "Sender" als "Empfänger" verwendet werdenkann und umgekehrt.conventionalSender and receiverare antennas that are made up of coils that are one or moreTurns from around a wearercomprising wound insulated conductor wire. These antennas can usuallyas sources and / or recipientsoperate. It is clear to those skilled in the art that the same antenna will be used onceTransmitter and another time as a receivercan be used. It is also to be understood that the transceiver configurations disclosed hereinthanks to the reciprocity principleare interchangeable; d. that is, the "sender" is used as the "receiver"can and vice versa.
[0007] DieAntennen arbeiten nach dem Prinzip, daß eine Spule, die einen Stromführt,(z. B. eine Senderspule) ein Magnetfeld erzeugt. Die elektromagnetischeEnergie von der Sendeantenne wird in die umgebende Formation übertragen,wobei diese ÜbertragungWirbelströmeinduziert, die in die Formation um den Sender fließen (siehe 2A).Die in der Formation induzierten Wirbelströme, die von dem spezifischenelektrischen Widerstand der Formation abhängen, erzeugen ein Magnetfeld,das wiederum eine elektrische Spannung in den Empfangsantennen induziert.Wenn ein Paar voneinander beabstandeter Empfänger verwendet wird, besitzendie induzierten Spannungen in den zwei Empfangsantennen infolgeder geometrischen Verbreiterung und der Absorption durch die umgebendeFormation verschiedene Phasen und Amplituden. Der Phasenunterschied(Phasenverschiebung Φ)und das Amplitudenverhältnis(DämpfungA) der zwei Empfängerkönnenverwendet werden, um den spezifischen elektrischen Widerstand derFormation abzuleiten. Die erfaßtePhasenverschiebung (Φ)und die erfaßteDämpfung(A) hängennicht nur von dem Abstand zwischen den zwei Empfängern und den Abständen zwischendem Sender und den Empfängern,sondern auch von der Frequenz der durch den Sender erzeugten EM-Wellenab.The antennas operate on the principle that a coil carrying a current (eg, a transmitter coil) generates a magnetic field. The electromagnetic energy from the transmitting antenna is transmitted to the surrounding formation, this transmission inducing eddy currents that flow into the formation around the transmitter (see 2A ). The formation-induced eddy currents, which depend on the formation resistivity, produce a magnetic field which in turn induces electrical voltage in the receiving antennas. When a pair of spaced apart receivers are used, the induced voltages in the two receive antennas have different phases and amplitudes due to geometric broadening and absorption by the surrounding formation. The phase difference (phase shift Φ) and the amplitude ratio (attenuation A) of the two receivers can be used to derive the formation resistivity. The detected phase shift (Φ) and the detected attenuation (A) depend not only on the distance between the two receivers and the distances between the transmitter and the receivers, but also on the frequency of the EM waves generated by the transmitter.
[0008] BeiherkömmlichenInduktions- und Ausbreitungs-Bohrlochmeßinstrumenten sind die Sende-und Empfangsantennen so angebracht, daß ihre Achsen auf der Längsachsedes Instruments liegen. Folglich sind diese Werkzeuge mit Antennenmit longitudinalen magnetischen Dipol-(LMD)-Darstellungen ausgeführt. Eine neuherausgekommene Technik auf dem Gebiet der Bohrlochvermessung istdie Verwendung von Instrumenten mit Antennen, die schräg oder quergestellte Spulen, d. h. Spulen, deren Achse nicht parallel zur Längsachsedes Werkzeugs ist, enthalten. Diese Instrumente sind somit mit einerquer oder schräggestellten magnetischen (TMD-) Dipolantenne (TMD = tilded magneticdipole) ausgeführt.Fachleute wissen, daß esverschiedene Möglichkeitenzum Drehen oder Schräglegeneiner Antenne gibt. Bohrlochmeßinstrumentemit TMD-Antennen sind z. B. in US6 163 155 , 6 147 496, 5 115 198, 4 319 191, 5 508 616,5 757 191, 5 781 436, 6 044 325 und 6 147 496 beschrieben.In conventional induction and propagation logging instruments, the transmit and receive antennas are mounted with their axes on the longitudinal axis of the instrument. Consequently, these tools are implemented with antennas with longitudinal magnetic dipole (LMD) displays. A recent technique in the field of well logging is the use of instruments with antennas containing skewed or spooled coils, ie spools whose axis is not parallel to the longitudinal axis of the tool. These instruments are thus designed with a transversely or tilted magnetic (TMD) dipole antenna (TMD = tilded magnetic dipole). Those skilled in the art know that there are various ways to turn or skew an antenna. Borehole measuring instruments with TMD antennas are z. In US Pat. No. 6,163,155 , 6,147,496, 5,115,198, 4,319,191, 5,508,616, 5,757,191, 5,781,436, 6,044,325 and 6,147,496.
[0009] 2A zeigteine vereinfachte Darstellung von Wirbelströmen und elektromagnetischer(EM-) Energie, die von einem in einem eine unterirdische Formationdurchdringenden Bohrlochabschnitt oder -segment in eine zu den Sedimentationsschichtensenkrechte Richtung fließen.Dies ist jedoch keine genaue Darstellung der zahlreichen Segmente,die ein Bohrloch ausmachen, und zwar insbesondere dann, wenn dasBohrloch richtungsbezogen oder richtungsabhängig gebohrt worden ist, wieweiter unten beschrieben wird. So durchdringen Segmente eines BohrlochshäufigFormationsschichten unter einem von 90 Grad verschiedenen Winkel,wie in 2B gezeigt ist. Wenn die geschieht,wird gesagt, daß dieFormationsebene eine relative Neigung besitzt. Ein relativer Neigungswinkel θ ist alsWinkel zwischen der Bohrlochachse (Werkzeugachse) BA und der NormalenN zur Ebene P einer interessierenden Formationsschicht definiert. 2A shows a simplified representation of eddy currents and electromagnetic (EM) energy flowing from a borehole section or segment penetrating a subterranean formation in a direction perpendicular to the sedimentation layers. However, this is not an accurate representation of the numerous segments that make up a borehole, especially when the borehole has been drilled in a directional or directional manner, as described below. Thus, segments of a wellbore often penetrate formation layers at angles other than 90 degrees, as in FIG 2 B is shown. When this happens, it is said that the formation plane has a relative slope. A relative inclination angle θ is defined as the angle between the borehole axis (tool axis) BA and the normal N to the plane P of a formation layer of interest.
[0010] Aufdem Fachgebiet bekannte Bohrtechniken umfassen das Bohren von Bohrlöchern voneiner gewähltengeographischen Stelle an der Erdoberfläche aus längs einer gewählten Bahn.Die Bahn kann zu anderen gewähltengeographischen Stellen in bestimmten Tiefen innerhalb des Bohrlochsführen.Jene Techniken sind gemeinsam als "richtungsbezogene Bohrtechniken" bekannt. Eine Anwendungdes richtungsbezogenen Bohrens ist das Bohren von (in Bezug aufdie Vertikale) stark abweichenden oder sogar horizontalen Bohrlöchern inund entlang dünnenkohlenwasserstoffhaltigen Erdformationen (so genannten "ölhöffigen Zonen") über weiteStrecken. Diese stark abweichenden Bohrlöcher sind dazu gedacht, dieKohlenwasserstoffhebung aus der ölhöffigen Zoneim Vergleich zu "herkömmlichen" Bohrlöchern, die "vertikal" (im Wesentlichensenkrecht zur Schichtung der Formation, wie in 2A gezeigtist) die ölhöffige Zonedurchdringen, zu erweitern.Well-known drilling techniques include drilling wellbores from a selected geographic location on the earth's surface along a selected path. The trajectory may lead to other chosen geographic locations at certain depths within the borehole. Those techniques are collectively known as "directional drilling techniques". One directional drilling application is the drilling of (with respect to vertical) highly divergent or even horizontal wells in and along thin hydrocarbonaceous earth formations (so-called "oil-jetting zones") over long distances. These highly divergent wells are designed to increase hydrocarbon uplift from the oil-hosted zone as compared to "traditional" wells that are "vertical" (substantially perpendicular to stratification of the formation, as in FIG 2A shown) penetrate the oily zone to expand.
[0011] BeimBohren in einer ölhöffigen Zoneund stark abweichendem oder horizontalem Bohrloch ist es wichtig,die Bahn des Bohrlochs so einzuhalten, daß sie innerhalb einer bestimmtePosition in der ölhöffigen Zonebleibt. Richtungsbezogene Bohrsysteme, die "Schlammmotoren" und "Winkelbaugruppen" sowie andere Mittel zum Steuern derBahn eines Bohrlochs in Bezug auf geographische Bezugspunkte wieetwa den magnetischen Norden, die (vertikale) Erdanziehungskraftund die Erdumdrehungsgeschwindigkeit (in Bezug auf den Trägheitsraum)verwenden, sind auf dem Fachgebiet wohlbekannt. Schichten der Formationenkönnenjedoch derart sein, daß die ölhöffige Zonean geographischen Stellen, die von der Oberflächenstelle des Bohrlochs entferntsind, nicht auf einer vorhersagbaren Bahn liegt. Üblicherweiseverwendet der Bohrführerwährenddes Bohrlochbohrens erhaltene Informationen (wie etwa LWD-Protokolle),um die Bahn des Bohrlochs innerhalb der ölhöffigen Zone zu halten und fernerzu prüfen,ob das Bohrloch tatsächlichin der ölhöffigen Zone gebohrtwird.At theDrilling in a oil-hot zoneand deviated or horizontal well it is importantto keep the orbit of the well so that it is within a certainPosition in the oil-hot zoneremains. Directional drilling systems, the "mud motors" and "angle assemblies" and other means of controlling theTrajectory of a borehole in terms of geographic reference points such asabout the magnetic north, the (vertical) gravitational forceand the speed of rotation of the earth (in relation to the inertia space)are well known in the art. Layers of formationscanhowever, be such that the oily zoneat geographic locations away from the surface location of the boreholeare not lying on a predictable path. Usuallyused the drill guidewhileborehole information (such as LWD logs),to keep the path of the borehole within the oil-receiving zone and furtherto consider,whether the hole actuallydrilled in the oil-hot zonebecomes.
[0012] ImStand der Technik bekannte technische Verfahren zur Einhaltung derBahn sind beispielsweise in Tribe u. a., Precise Well Placementusing Rotary Steerable Systems and LWD Measurement, SOCIETY of PETROLEUMENGI-NEERS, Heft71396, 30. September 2001 beschrieben. Die an dieser Literaturstellebeschriebene Technik basiert auf LWD-Leitfähigkeitssensorantworten. Wennbeispielsweise die Leitfähigkeitder ölhöffigen Zonevor der Durchdringung durch das Bohrloch bekannt ist und die darunterliegenden Zonen einen deutlichen Kontrast gegenüber der ölhöffigen Zone liefern, kann einewährenddes Bohrens ausgeführteMessung als Kriterium verwendet werden, um das Bohrloch so zu "steuern", daß es innerhalbder ölhöffigen Zone bleibt.Genauer gesagt ist eine starke Abweichung der gemessenen Leitfähigkeitvon der Leitfähigkeitder ölhöffigen Zoneein Hinweis dafür,daß sichdas Bohrloch der Grenzflächeder darüberoder darunter liegenden Erdformation nähert oder diese bereits durchdrungenhat. Beispielsweise kann die Leitfähigkeit eines ölgesättigtenSandes deutlich niedriger als jene eines typischen darüber oderdarunter liegenden Schiefergesteins sein. Ein Hinweis dafür, daß die Leitfähigkeitin der Umgebung des Bohrlochs ansteigt, kann so interpretiert werden,daß sichdas Bohrloch der darüberoder darunter liegenden Formationsschicht (Schiefergestein in diesemBeispiel) nähert.Die Technik des richtungsbezogenen Bohrens unter Verwendung einesFormationseigenschaftsmeßwertesals Richtwert fürdie Bahnjustierung wird allgemein als "Geo-Steuern" bezeichnet.in thePrior art known technical methods for compliance with theRailway are for example in Tribe u. a., Precise Well Placementusing Rotary Steerable Systems and LWD Measurement, SOCIETY of PETROLEUMENGI-NEERS, booklet71396, September 30, 2001. The at this referenceThe technique described is based on LWD conductivity sensor responses. Iffor example, the conductivitythe oily zoneis known before the penetration through the well and the underneathlying zones provide a clear contrast to the Ölhöffigen zone, awhileof drillingMeasurement can be used as a criterion to "steer" the borehole so that it is withinthe oily zone remains.More specifically, a strong deviation of the measured conductivityfrom the conductivitythe oily zonean indicationthat yourselfthe borehole of the interfacethe aboveor below underlying earth formation or already penetratedHas. For example, the conductivity of an oil-saturatedSandes significantly lower than those of a typical above orbe underlying slate rock. An indication that the conductivityin the vicinity of the borehole can be interpreted asthat yourselfthe hole of the aboveor underlying formation layer (shale in thisExample) approaches.The technique of directional drilling using aFormationseigenschaftsmeßwertesas a guideline fororbit adjustment is commonly referred to as "geo-taxing".
[0013] NebenEM-Messungen werden auch Schallmessungen und Radioaktivitätsmessungenals Mittel für dasGeo-Steuern verwendet. Um wiederum das Beispiel einer Ölförderzonemit darüberund darunter liegendem Schiefergestein zu verwenden, ist die natürliche Gamma-Radioaktivität der Schiefergesteinformationen oberhalbund unterhalb der ölhöffigen Zonewesentlich geringer. Im Ergebnis weist eine Zunahme der von einemLWD-Gammastrahlensensor gemessenen natürlichen Gammastrahlenaktivität daraufhin, daß dasBohrloch von der Mitte der ölhöffigen Zoneabweicht und sich der oberen oder unteren Schiefergesteingrenzfläche nähert oderdiese bereits durchdrungen hat.In addition to EM measurements, sound measurements and radioactivity measurements are also used as a means for used geo-taxing. Again, to use the example of an oil production zone with overlying and underlying shale, the natural gamma radioactivity of the shale formation above and below the oil-receiving zone is much lower. As a result, an increase in the natural gamma ray activity measured by an LWD gamma ray sensor indicates that the wellbore is deviating from the center of the oil-oozing zone and approaching or already penetrating the upper or lower shale fringe boundary surface.
[0014] Wennwie in den obigen Beispielen die Leitfähigkeit und die natürliche Radioaktivität der darüber und darunterliegenden Schiefergesteinformationen ähnlich zueinander sind, gebendie oben beschriebenen Geo-Steuerungstechniken nur an, daß das Bohrlochdie ölhöffige Zoneverlässt,jedoch geben sie nicht an, ob das Bohrloch die ölhöffige Zone durch die obereZone oder durch die untere Zone verläßt. Dies stellt für den Bohrführer, derdie Bohrlochbahn korrigieren muß,um die gewähltePosition in der ölhöffigen Zoneeinzuhalten, ein Problem dar.Ifas in the examples above, the conductivity and natural radioactivity of the above and belowlying slate rock formations are similar to each other, givethe geo-control techniques described above only indicate that the wellborethe oily zoneleaves,however, they do not indicate whether the wellbore is the oil-tapped zone through the topZone or through the lower zone leaves. This represents for the drill driver whomust correct the boreholearound the chosen onePosition in the oil-hot zoneto comply is a problem.
[0015] EM-Induktions-Bohrlochmeßinstrumentesind auf Grund dessen, daß ihreseitliche (radiale) Untersuchungstiefe in den Formationen, die dasBohrloch umgeben, insbesondere im Vergleich zu Nuklearinstrumentenrelativ groß ist,für Geo-Steuerungsanwendungengut geeignet. Die tiefere radiale Untersuchung ermöglicht denInduktionsinstrumenten das "Sehen" in eine große seitliche(oder radiale) Entfernung von der Achse des Bohrlochs. Bei Geo-Steuerungsanwendungenermöglichtdiese größere Untersuchungstiefedie Erfassung einer Annäherungan Formationsschichtgrenzen in größeren seitlichen Entfernungenvom Bohrloch, was dem BohrführerzusätzlicheZeit verschafft, um notwendige Bahnkorrekturen auszuführen. HerkömmlicheAusbreitungs-Bohrlochmeßinstrumentekönnenaxiale und seitliche (radiale) Veränderungen der Leitfähigkeitder das Instrument umgebenden Formationen auflösen, jedoch kann die Antwortdieser Instrumente im allgemeinen azimutale Veränderungen der Leitfähigkeitder das Instrument umgebenden Formationen nicht auflösen. Fernersind solche Instrumente fürdie Erfassung einer Anisotropie in vertikalen Bohrlöchern ungeeignet.EM induction Bohrlochmeßinstrumenteare due to their beinglateral (radial) depth of investigation in the formations containing theBorehole surrounded, especially compared to nuclear instrumentsis relatively large,for geo-control applicationswell suited. The deeper radial examination allows theInduction instruments "seeing" in a large lateral(or radial) distance from the axis of the borehole. For geo-control applicationsallowsthis greater depth of investigationthe capture of an approachat formation layer boundaries in larger lateral distancesfrom the borehole, which is the drill guideadditionalGives time to carry out necessary path corrections. conventionalPropagation Bohrlochmeßinstrumentecanaxial and lateral (radial) changes in conductivitythe formation surrounding the instrument dissolve, however, the answer may beThese instruments generally have azimuthal changes in conductivitythe formation surrounding the instrument does not dissolve. Furtherare such instruments forthe detection of anisotropy in vertical wells unsuitable.
[0016] Zweiwichtige neu auftauchende Märktemachen das Beseitigen dieser Mängeldringlich. Das erste sich ergebende Gebiet ist der steigende Bedarfan genauer Bohrlochanordnung, die richtungsbezogene Messungen erfordern,um Steuerungsentscheidungen zur optimalen Anordnung des Bohrlochsin dem Vorkommen zu treffen. Das zweite ist die ölhöffige Schicht mit niedrigemWiderstand in geschichteten Formationen, wo eine genaue Identifikationund Charakterisierung von Kohlenwasserstoffreserven ohne Kenntnisder Leitwertanisotropie nicht möglichist. Viele jüngerePatente offenbaren Verfahren und Vorrichtungen zur Ausführung von richtungsbezogenenMessungen und Erlangung der Leitwertanisotropie. Für Anwendungender Bohrlochmessung währenddes Bohrens offenbart US 5 508616 (Sato u. a.) ein Werkzeug nach Art der Induktion mitzwei Spulen, die in verschiedene Richtungen gedreht und nicht aufdie Längsachsedes Werkzeugs ausgerichtet sind. Die Richtungsbezogenheit der Messungwird durch das einfache Argument, daß die Empfindlichkeitsfunktionder beiden schräggestellten Spulen zur Überlappungszonedes Empfindlichkeitsbereichs hin konzentriert ist, erklärt. Satou. a. beanspruchen, daß durchDrehung des Werkzeugs ein tiefes azimutales Widerstandsbild derFormation erhalten werden kann. Jedoch liefert diese Patententgegenhaltungweder nähereAngaben darüber,wie der azimutale spezifische Widerstand erhalten werden kann, nochbeschreibt sie irgendwelche weiteren Erfassungs-/Charakterisierungsverfahren,die erforderlich sind, um eine quantitative Geo-Steuerungsentscheidungzu treffen.Two important new emerging markets make eliminating these shortcomings urgent. The first resulting area is the increasing need for accurate wellbore placement requiring directional measurements to make control decisions for the optimal location of the wellbore in the deposit. The second is the low-resistance oil-well layer in stratified formations where accurate identification and characterization of hydrocarbon reserves without knowledge of conductance anisotropy is not possible. Many recent patents disclose methods and apparatus for performing directional measurements and obtaining conductance anisotropy. For applications of logging while drilling disclosed US 5 508 616 (Sato et al.) An induction-type tool with two coils that are rotated in different directions and are not aligned with the longitudinal axis of the tool. The directionality of the measurement is explained by the simple argument that the sensitivity function of the two skewed coils is concentrated toward the overlap zone of the sensitivity range. Sato et al. Claim that a deep azimuthal resistance image of the formation can be obtained by rotation of the tool. However, this patent reference provides neither details of how the azimuthal resistivity can be obtained, nor does it describe any further detection / characterization methods required to make a quantitative geo-control decision.
[0017] US 6 181 138 (Hagiwara undSong) erweitern die einzelnen, festen, richtungsbezogenen Spulenvon Sato zu gleich angeordneten dreifachen, orthogonalen Induktionsspulenam Sender- und Empfängerort.Es wird gesagt, daß keineDrehung erforderlich ist, da die Fokussierungsrichtung durch lineareKombination der Antworten der Orthogonalspule auf eine beliebigeOrientierung abgestimmt werden kann. Es ist nicht klar, ob es einenAbschirmungsentwurf gibt, der das Passieren sämtlicher erforderlichen EM-Komponentenohne starke, unkontrollierbare Verzerrung der Wellenform zuläßt. US 6,181,138 (Hagiwara and Song) extend Sato's single, fixed, directional coils into identically arranged triple orthogonal inductors at the transmitter and receiver locations. It is said that no rotation is required because the focusing direction can be tuned by linear combination of the orthogonal coil responses to any orientation. It is not clear if there is a shield design that allows all necessary EM components to pass without a strong, uncontrollable distortion of the waveform.
[0018] US 6 297 639 (Clark u. a.), übertragenan den Anmelder der vorliegenden Erfindung, offenbart Verfahrenund eine Vorrichtung zur Ausführungvon richtungsbezogenen Messungen unter Verwendung verschiedenerAbschirmungsentwürfezur Herstellung einer gewähltenDämpfungvon EM-Wellenenergie füraxiale, schräggestellte und quer gestellte Antennenspulen. Diese Patenentgegenhaltungbeschreibt unter anderem allgemeine richtungsbezogene Induktions-und Ausbreitungsmessungen mit schräg gestellten Spulen und geeignetenAbschirmungen zusammen mit einem Prozeß zur Durchführung einerBohrlochkompensation fürdiese, die nicht trivial ist. Von Clark u. a. wird eine Kombinationaus jeweils einer axialen und einer gedrehten Sender-/Empfängerspulezusammen mit ihrer Anwendung fürdie Erfassung der Schichtgrenzenrichtung durch Beobachten der azimutalenVeränderungdes induzierten Signals bei sich drehendem Werkzeug explizit beschrieben.Die azimutale Veränderungder Kopplung kann zum Steuern von Bohrlöchern während des Bohrens verwendetwerden. Seither sind mehrere Patente einschließlich US 6 351 127 (Rosthal u. a.) und US 6 566 881 (Omeragic u.a.) erteilt worden. US 6,297,639 (Clark et al.), Assigned to the assignee of the present invention, discloses methods and apparatus for performing directional measurements using various screening designs to produce selected attenuation of EM wave energy for axial, oblique, and transverse antenna coils. This patent citation describes, among other things, general directional induction and propagation measurements with skewed coils and suitable shields along with a process for performing wellbore compensation for them, which is not trivial. Clark et al. Explicitly describe a combination of one axial and one rotated transmitter / receiver coil together with their application to detect the layer boundary direction by observing the azimuthal change in the induced signal as the tool rotates. The azimuthal change of coupling can be used to control wellbores during drilling used. Since then, several patents have been included US 6,351,127 (Rosthal et al.) And US 6 566 881 (Omeragic et al.).
[0019] US 6 476 609 (Bittar) erweitertein früheresAnisotropie-Patent, das beschreibt, daß für den Geo-Steuerungs-Anwendungsbereichsowohl Sender als auch Empfängermöglicherweiseeinen Drehwinkel aufweisen, US6 163 155 (ebenfalls Bittar). Die Schichtungsantwort derschrägnach unten/schrägnach oben gestellten Induktions- und Ausbreitungsvorrichtung wirddurch die Differenz oder das Verhältnis zwischen Signalen bei zweiverschiedenen Orientierungen beschrieben, jedoch wird keine Abschirmungerwähnt.Die Auswirkungen von Anisotropie oder Neigung werden ebenfalls nichtbetrachtet. Was ebenfalls fehlt, ist eine Beschreibung, wie dieseMessungen zu verwenden sind, um einen genauen Abstand zu einer Formationsschichtgrenzeabzuleiten. Das '609-Patentnimmt implizit an, daß dieSchichtungsorientierung genau bekannt ist, um so die Aufwärts-/Abwärtsantwortzu berechnen. Jedoch ist kein Verfahren zur Lokalisierung der genauenAufwärts-oder Abwärtsrichtungvor der Berechnung der Aufwärts-Abwärts-Richtungssignaleoffenbart. US Pat. No. 6,476,609 (Bittar) extends an earlier anisotropy patent which states that for the geo-control application, both transmitter and receiver may have a rotation angle, US Pat. No. 6,163,155 (also Bittar). The stratification response of the slant-down / slant-up induction and propagation apparatus is described by the difference or ratio between signals at two different orientations, but no shielding is mentioned. The effects of anisotropy or tilt are also not considered. What is also missing is a description of how to use these measurements to derive an accurate distance to a formation layer boundary. The '609 patent implicitly assumes that the lamination orientation is well known so as to compute the up / down response. However, no method for locating the exact upward or downward direction prior to calculating the up-down direction signals is disclosed.
[0020] US2003/0085707A1 (Minerbo u. a.) offenbart Werkzeugkonfigurationenund Symmetriertechniken, die die Antwort der richtungsbezogenenMessungen bis zu jenem Punkt, an dem sie von der Anisotropie oder demNeigungswinkel nahezu unabhängigist, vereinfachen. Antworten auf den Schichtgrenzenabstand mit unterschiedlicherNeigung und Anisotropie überlappensich im Wesentlichen, mit Ausnahme in der Nähe der Schichtgrenze. Um dieseVereinfachung zu erreichen, könnensowohl Messungen durch Zwei-Spulen-Induktion (ein Sender und einEmpfänger: "TR") als auch Messungendurch Drei-Spulen-Ausbreitung (ein Sender und zwei Empfänger: "TRR") symmetriert werden.Die Symmetrierung erfolgt zwischen zwei gedrehten TR-Paaren mitdemselben Abstand, wobei jedoch Senderdrehwinkel und Empfängerdrehwinkelvertauscht sind. Es werden nur Fällebetrachtet, in denen die magnetischen Momente der Sender und Empfänger inderselben Ebene liegen. Dies hat den Nachteil, daß während desVerschiebens, das bei der Bohrlochanordnung mit einem Schlammmotorwährenddes Bildens des Winkels an der Bahn stattfindet, nicht stets dasfür dieGeo-Steuerung erforderliche Signal geliefert werden kann. Wenn derFall eintritt, daß dasmagnetische Moment während desVerschiebens parallel zur Schichtung liegt, wird das erzeugte Aufwärts-/Abwärts-Richtungssignalunabhängigvom Abstand zum Rand null. Folglich ist keine Überwachung des Abstands zumRand möglich.US2003 / 0085707A1 (Minerbo et al.) Discloses tool configurationsand balancing techniques, which are the directional responseMeasurements up to the point where they are affected by the anisotropy or theInclination angle almost independentis, simplify. Answers to the layer boundary distance with differentTilt and anisotropy overlapessentially, except near the layer boundary. AroundCan achieve simplificationBoth measurements by two-coil induction (a transmitter and aReceiver: "TR") as well as measurementsby three-coil propagation (one transmitter and two receivers: "TRR").Symmetrization takes place between two rotated TR pairsthe same distance, but with transmitter rotation angle and receiver rotation angleare reversed. There are only casesconsidered in which the magnetic moments of the transmitter and receiver insame level. This has the disadvantage that during theMove that at the bottom hole assembly with a mud motorwhileof forming the angle at the track, not always thatfor theGeo-control required signal can be supplied. If theCase occurs that themagnetic moment during theShifting is parallel to the stratification, the generated up / down direction signalindependentlyfrom the distance to the edge zero. Consequently, there is no monitoring of the distance toEdge possible.
[0021] US2003/0200029A1 (Omeragic u. a.) offenbart richtungsbezogene oderrichtungsabhängigeMessungen nach Art der Ausbreitung für die Anisotropiebestimmungin nahezu vertikalen Bohrlöchernmit Bohrlochkompensation. Um die Anisotropieeigenschaft der Formationzu erlangen, werden auch Inversionstechniken angewandt. US 2003/0184302A1(Omeragic und Esmersoy) offenbaren ebenfalls Techniken zur Vorausschau mitrichtungsbezogenen Messungen.US2003 / 0200029A1 (Omeragic et al.) Discloses directional ordirectionalMeasurements by type of propagation for anisotropy determinationin nearly vertical boreholeswith borehole compensation. To the anisotropic property of the formationInversion techniques are also applied. US 2003 / 0184302A1(Omeragic and Esmersoy) also reveal foresight techniquesdirectional measurements.
[0022] DieUS-Patentanmeldungen 2004/0046560A1 und 2004/0046561A1 (Itzkoviczu. a.) offenbaren die Verwendung von Vierpolantennen und Messungendurch Induktion und Transversal-Dipol-Vierpolkopplung mit Richtcharakteristiken,die einer herkömmlichenQuer-Dipol-XZ-Antwort ähnlichsind. Eine praktische Verwirklichung an einem metallischen Kranzund eine angemessene Abschirmung solcher Antennen werden nicht deutlich.Außerdemkönnender Bohrlocheffekt solcher Messungen und seine Wechselwirkung/Kopplungmit dem Randeffekt von XZ-Messungen verschieden sein.TheUS patent applications 2004 / 0046560A1 and 2004 / 0046561A1 (Itzkoviczu. a.) disclose the use of quadrupole antennas and measurementsby induction and transverse dipole quadrupole coupling with directional characteristics,that of a conventional oneSimilar to cross dipole XZ responseare. A practical realization on a metallic wreathand adequate shielding of such antennas does not become apparent.Furthermorecanthe borehole effect of such measurements and its interaction / couplingbe different with the edge effect of XZ measurements.
[0023] Keineder obigen Patententgegenhaltungen offenbart die Verwendung vondetaillierten azimutalen Antworten des gemessenen Signals oder Verfahrenzum Extrahieren solcher Antworten. Diese Entgegenhaltungen unterlassenes ferner, zu lehren, wie die richtungsbezogene Messung zu verwendenist, um zu Randabständenzum Gebrauch bei der Geo-Steuerung zu kommen. Nur der so genannteAufwärts-/Abwärtsmeßwert, derder Meßsignaldifferenzzwischen dem Fokussieren des Werkzeugs zur Formationsschicht hinund von dieser weg entspricht, wird erwähnt. Die genauen Schichtungsneigungs-und Azimutinformationen sind vor dem Bohren gewöhnlich nicht bekannt, wobeisie in anspruchsvollen Bohrlochanordnungsfällen, in denen Geo-Steuernerforderlich ist, auch häufigschwanken. Das Verwenden einer im Voraus definierten Schichtungs-Aufwärts-/Abwärtsrichtungerzeugt bestenfalls einen schlechteren Messwert und kann schlimmstenfalls zufalschen Geo-Steuerungsentscheidungen führen, wenn sich der Schichtungsazimutplötzlich ändert. Im Prinzipkönnendie Messwerte als azimutal-lochabwärts klassifiziert werden. DieseTechnik hat zahlreiche Nachteile einschließlich der Schwierigkeiten beider genauen Ausrichtung der oberen und unteren Klassen (bins) mitder Orientierung der Formationsschichtung und der Unmöglichkeit,die Daten, die nicht in den Aufwärts-Abwärtsklassenoder -bunkern enthalten sind, zu verwenden (d. h., zu verwerten).Der großeSpeicher, der zur Aufzeichnung der azimutalen Daten mit ausreichenderGenauigkeit erforderlich ist, ist ebenfalls ein Problem.NoneThe above patent references disclose the use ofdetailed azimuthal responses of the measured signal or methodto extract such answers. Refrain from these referencesit also teaches how to use the directional measurementis to edge distancesfor use in geo-control. Only the so-calledUp / down measurement, thethe Meßsignaldifferenzbetween focussing the tool to the formation layerand from this corresponds, is mentioned. The exact stratificationand azimuth information is usually not known before drilling, whereinthey are in demanding borehole cases where geo-taxesis required, too oftenvary. Using a pre-defined stratification up / down directionAt best, it produces a worse reading and, in the worst case, toolead to wrong geo-control decisions when the stratification azimuthsuddenly changes. Basicallycanthe readings are classified as azimuthal-downhole. TheseTechnique has numerous disadvantages including the difficulty ofthe exact alignment of the upper and lower classes (bins) withthe orientation of the formation stratification and the impossibility ofthe data that is not in the up-down classesor bunkers are to be used (that is, to be recycled).The greatMemory that is sufficient to record the azimuthal dataAccuracy is required is also a problem.
[0024] Wasnoch wichtiger ist, funktioniert die gegenwärtige Technik zur Geo-Steuerung, die richtungsbezogeneMeßwerteverwendet, nur beim Aufwärts-und Abwärtssteuern.Es gibt viele Fälle,in denen das Bohrloch azimutal vorangebracht werden muß, um einVerlassen der ölhöffigen Zonezu vermeiden.More importantly, the current geo-control technology works directionally used only for up and down steering. There are many instances where the well must be advanced azimuthally to avoid leaving the oil-jetting zone.
[0025] Esbesteht ein Bedarf an Verfahren und Techniken zum Extrahieren undAnalysieren der azimutalen Abhängigkeitvon richtungsbezogenen Bohrlochvermessungen unter Verwendung vonbei allen Azimutwinkeln aufgenommenen Meßwerten, um die Eigenschaftender Erdformation zu prüfenund Bohrlöcherwährenddes Bohrens mit höhererGenauigkeit zu steuern.ItThere is a need for methods and techniques for extracting andAnalyze the azimuthal dependenceof directional borehole surveys usingat all azimuth angles recorded readings to the propertiesto examine the earth formationand boreholeswhileof drilling with higherControl accuracy.
[0026] Einweiterer Bedarf besteht daran, aus den richtungsbezogenen Messungenden Schichtungsazimut zu liefern und Meßwerte zu erzeugen, die für die Bohrlochanordnungbeim Aufwärts-/Abwärtssteuernoder beim azimutalen Steuern verwendet werden können.Onethere is a further need for this from the directional measurementsto provide the stratification azimuth and generate readings for the wellbore orderwhen driving up / downor can be used in azimuth control.
[0027] Esbesteht ein weiterer Bedarf an Verfahren zur Verwendung dieser richtungsbezogenenMeßwertein Echtzeit, um Schichtgrenzenabstände zu erlangen und genaueErdreichmodelle zu erlangen, damit Geo-Steuerungsentscheidungenfür dieBohrlochanordnung getroffen werden können.ItThere is a further need for methods of using this directionalreadingsin real time, to get layer boundary distances and accurateSoil models gain geo-control decisionsfor theBorehole arrangement can be taken.
[0028] Esbesteht ein weiterer Bedarf an einem Verfahren zum Erfassen desVorhandenseins einer Widerstandsanisotropie in Formationsschichtenin der Umgebung von nahezu vertikalen Bohrlöchern.ItThere is a further need for a method for detecting thePresence of resistance anisotropy in formation layersin the vicinity of nearly vertical boreholes.
[0029] Esbesteht ein nochmals weiterer Bedarf an einem effizienten System,das solche richtungsbezogenen Meßwerte liefert, diese im Bohrlochanalysiert und relevante Informationen an die Oberfläche sendet,um das Geo-Steuern aufwärts-/abwärts oderazimutal zu unterstützen.Es wäreferner vorteilhaft, wenn ein sol ches System sowohl während derSchiebephasen des Bohrens (d. h. ohne Drehung des Bohrstrangs) alsauch dann, wenn sich das System/Werkzeug dreht, Informationen über denAbstand zum Rand liefern könnte.Itthere is a further need for an efficient system,which provides such directional readings, these in the boreholeanalyzes and sends relevant information to the surface,around the geo-controlling up / down orto support azimuthally.It would befurthermore advantageous if such a system both during theSliding phases of drilling (i.e., without rotation of the drill string) aseven if the system / tool is turning, information about theCould provide distance to the edge.
[0030] DieAufgabe der Erfindung besteht darin, ein Verfahren und eine Vorrichtungzur Prüfungder Eigenschaften von Erdformationen gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs1 bzw. 29 zu schaffen, die diese Bedürfnisse erfüllen.TheThe object of the invention is a method and a devicefor testingthe properties of earth formations according to the preamble of the claim1 or 29 to meet these needs.
[0031] DieseAufgabe wird durch die Merkmale der Ansprüche 1 und 29 gelöst.TheseThe object is solved by the features of claims 1 and 29.
[0032] Ineinem Aspekt schafft die vorliegende Erfindung eine neuartige komprimierte(on-the-fly) Datenverarbeitungstechnik zum Extrahieren von Signalenaus der azimutalen Änderungder richtungsbezogenen Meßwerte,die fürdie Formationscharakterisierung und für den Gebrauch bei der Geo-Steuerungrelevant sind. Anstatt die Meßprotokolldatenin azimutalen Klassen anzuordnen und dann die mit den Aufwärts- undAbwärtsrichtungenverbundenen Werte zu bestimmen, wie dies bei der herkömmlichenBilderstellung geschieht und von anderen vorgeschlagen wird, ziehtdie vorliegende Erfindung einen Vorteil aus der Einfachheit derPhysik der Meßprotokollantwort.Insbesondere werden aus der Formationsantwort durch Einpassen derazimutalen Änderungder gemessenen Spannung in Sinusfunktionen die relevanten Rand-,Anisotropie, und Bruchflächensignaleextrahiert. Die Orientierung der Schichtung wird ebenfalls als Ergebniserhalten. Diese komprimierte Verarbeitung erhöht die Genauigkeit der Messungen,da Daten in allen azimutalen Richtungen oder Winkeln verwendet werdenund keine Quantisierung nach bestimmten Winkeln erfolgt. Eine solcheumfangreiche Verarbeitung wird mit Ganzzahl-(Integer)-Berechnungenin einem digitalen Signalprozessor (DSP) ermöglicht, was ebenso eine Innovationbei der Implementierung darstellt.InIn one aspect, the present invention provides a novel compressed(on-the-fly) Data processing technology for extracting signalsfrom the azimuthal changethe directional measured values,the forthe formation characterization and for use in geo-controlare relevant. Instead of the measurement log datain azimuthal classes and then with the up and downdown directionsto determine associated values, as in the conventionalImaging happens and is suggested by others drawsthe present invention takes advantage of the simplicity ofPhysics of the measurement protocol response.In particular, from the formation response by fitting theazimuthal changethe voltage measured in sine functions the relevant edge,Anisotropy, and fracture surface signalsextracted. The orientation of the stratification is also as a resultreceive. This compressed processing increases the accuracy of the measurements,since data is used in all azimuthal directions or anglesand no quantization according to certain angles. SuchExtensive processing is done with integer (integer) calculationsin a digital signal processor (DSP), which is also an innovationin the implementation represents.
[0033] DurchExtrahieren der relevanten Spannungskopplungen gemäß ihremRang der azimutalen Abhängigkeitermöglichtdie vorliegende Erfindung Berechnungen von durch Ausbreitung erlangtenMeßwertenmit nur einem Sender- und Empfängerpaar.Sie ermöglichtaußerdemdie Überlagerungvon Meßwertenverschiedener TR-Paare oder gar unterschiedlicher azimutaler Orientierung,um andere Meßwerteeiner eindeutigen Eigenschaft wie etwa die symmetrierten oder anti-symmetriertenMeßwertezu erzeugen.ByExtract the relevant voltage couplings according to theirRank of azimuthal dependenceallowsthe present invention obtained computations of propagatedreadingswith only one transmitter and receiver pair.It allowsFurthermorethe overlayof measured valuesdifferent TR pairs or even different azimuthal orientation,to other readingsa unique property, such as the symmetrized or anti-symmetric onesreadingsto create.
[0034] Dievorliegende Erfindung sieht ferner eine neuartige Meßsequenzvor, um die Toleranz gegenüberunregelmäßiger Drehung,harmonischer Klassierung oder Bunkerung und selbst Ruck-Gleitenzu erhöhen.Es wird eine schnelle Abfeuerungssequenz verwendet, wobei dieseSequenz in jedem Erfassungszyklus zufallsbasiert bestimmt wird,um das zyklische Blockieren bei bestimmten Umdrehungsgeschwindigkeitenzu reduzieren.TheThe present invention further provides a novel measurement sequencebefore, to toleranceirregular rotation,harmonious classification or bunkering and even jerk-glidingto increase.A fast firing sequence is used, these beingSequence is determined randomly in each acquisition cycle,to the cyclic blocking at certain rotational speedsto reduce.
[0035] Demgemäß kann dievorliegende Erfindung als ein Verfahren zur Prüfung der Eigenschaften einerunterirdischen Formation ausgedrücktwerden, das mit dem Schritt der Anordnung eines geeigneten Bohrlochmeßinstrumentsim Bohrloch beginnt. Das Bohrlochmeßinstrument ist mit wenigstensersten Sende- und Empfangsantennen, die um einen ersten Abstandvoneinander getrennt sind, ausgerüstet. Wenigstens eine der erstenAntennen enthälteinen in Bezug auf die Längsachsedes Instruments schräggestellten magnetischen Dipol. Die ersten Antennen sind so um dieAchse orientiert, daß derwenigstens eine schräggestellte Dipol einem ersten Azimutwinkel entspricht. Das Bohrlochmeßinstrumentwird in dem Bohrloch z. B. durch Drehung des Schwerstangen- oderBohrstrangwerkzeugs, das das Instrument enthält, azimutal gedreht. Während der Drehungdes Bohrlochmeßinstrumentswird die erste Sendeantenne aktiviert, um elektromagnetisch Energie indie Formation zu übertragen.Außerdemwird durch die erste Empfangsantenne bei sich drehendem Bohrlochmeßinstrumenteine Gruppe von der übertragenenelektromagnetischen Energie zugeordneten ersten Spannungssignalenals Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstrumentsrichtungsbezogen gemessen. Die richtungsbezogenen Meßwerte bestimmendie azimutale Änderungder gemessenen ersten Spannungssignale. Diese azimutale Änderungin Näherungsfunktioneneingepaßt.Die Schritte des Aktivierens, Messens und Einpassens können wiederholtwerden, um aufeinander folgende Erfassungszyklen auszuführen.Accordingly, the present invention may be expressed as a method of testing the properties of a subterranean formation beginning with the step of placing a suitable downhole logging instrument. The logging instrument is provided with at least first transmission and Emp equipped with antennas separated by a first distance. At least one of the first antennas includes an oblique magnetic dipole with respect to the longitudinal axis of the instrument. The first antennas are oriented around the axis such that the at least one obliquely placed dipole corresponds to a first azimuth angle. The logging tool is placed in the wellbore z. B. azimuthally rotated by rotation of the drill collar or drill string tool containing the instrument. During rotation of the logging tool, the first transmitting antenna is activated to electromagnetically transfer energy into the formation. In addition, as the logging instrument rotates, a set of first voltage signals associated with the transmitted electromagnetic energy is measured directionally by the first receiving antenna as a function of the azimuthal orientation of the logging instrument. The directional measured values determine the azimuthal change of the measured first voltage signals. This azimuthal change fits into approximate functions. The steps of activating, measuring and fitting can be repeated to execute successive detection cycles.
[0036] Ineiner besonderen Ausführungsformwird der Schritt des Einpassens ausgeführt, während die ersten Spannungssignalegemessen werden, wobei das Einpassen angehalten wird, wenn Konvergenzerreicht ist. Die Einpassungskoeffizienten werden vorzugsweise durcheine schnelle Fourier-Transformation bestimmt.Ina particular embodimentthe step of fitting is performed while the first voltage signalsmeasured, where fitting is stopped when convergenceis reached. The fitting coefficients are preferably bydetermines a fast Fourier transform.
[0037] Ineiner besonderen Ausführungsformsind die Einpassungsfunktionen sinusförmig und durch Kopplungskomponentender Vektoren des magnetischen Dipols der ersten Sendeantenne undder Orientierung der ersten Empfangsantenne bestimmt. Die Koeffizientender Einpassungskomponenten sind vorzugsweise Funktionen von Erdformationsparametern,die den spezifischen elektrischen Widerstand von Formationsschichten, denOrt des Bohrlochmeßinstruments,die Bohrlochabweichung oder den Azimutwinkel am Ort des Bohrlochmeßinstrumentsoder eine Kombination davon umfassen. Die Einpassungskoeffizientenumfassen vorzugsweise einen konstanten Ausdruck sowie sinϕ-,cosϕ-, sin2ϕ-, und cos2ϕ- Ausdrücke, dieeinen iterativen Einpassungsalgorithmus zum Bestimmen der azimutalenAbhängigkeitder richtungsbezogenen Meßwertedefinieren.Ina particular embodimentFor example, the fitting functions are sinusoidal and through coupling componentsthe vectors of the magnetic dipole of the first transmitting antenna andthe orientation of the first receiving antenna determined. The coefficientsthe fitting components are preferably functions of earth formation parameters,the specific electrical resistance of formation layers, theLocation of the logging instrument,the borehole deviation or azimuth angle at the location of the logging instrumentor a combination thereof. The fitting coefficientspreferably comprise a constant expression as well as sinφ-,cosφ-, sin2φ-, and cos2φ- expressions thatan iterative fitting algorithm for determining the azimuthaldependencethe directional measured valuesdefine.
[0038] Wieoben erwähntworden ist, ist die vorliegende Erfindung auf die Überlagerungvon Meßwertenvon verschiedenen Sender-Empfänger-("TR")-Paaren anwendbar.Dementsprechend ist das Bohrlochmeßinstrument in einer besonderenAusführungsformferner mit einer zweiten Sendeantenne und zweiten Empfangsantennen,die um den ersten Abstand voneinander getrennt sind, ausgerüstet. Derzweite Sender enthälteinen magnetischen Dipol, dessen Schrägstellung der Schrägstellungder ersten Empfangsantenne entspricht, während die zweite Empfangsantenneeinen magnetischen Dipol enthält,dessen Schrägstellungder Schrägstellungder ersten Sendeantenne entspricht, so daß wenigstens eine der zweitenAntennen einen schräggestellten magnetischen Dipol enthält. Die zweiten Sende- undEmpfangsantennen sind so um die Achse des Bohrlochmeßinstrumentsorientiert, daß derwenigstens eine schräggestellte magnetische Dipol einem zweiten Azimutwinkel entspricht.Folglich wird, währendsich das Bohrlochmeßinstrumentdreht und die zweite Sendeantenne elektromagnetische Energie indie Formation überträgt, durchdie zweite Empfangsantenne eine zweite Gruppe von Spannungssignalen,die der übertragenenEnergie zugeordnet sind, als Funk tion der azimutalen Orientierungdes Bohrlochmeßinstrumentsrichtungsbezogen gemessen. Diese richtungsbezogenen Meßwerte bestimmendie azimutale Änderungder gemessenen zweiten Spannungssignale. Wie bei den gemessenenersten Spannungssignalen wird die azimutale Änderung der gemessenen zweitenSpannungssignale in Näherungsfunktioneneingepaßt.Asmentioned abovehas been, the present invention is to the superpositionof measured valuesof different transceiver ("TR") pairs applicable.Accordingly, the logging instrument is in a particularembodimentfurther comprising a second transmitting antenna and second receiving antennas,which are separated by the first distance, equipped. Of thecontains second transmittera magnetic dipole, whose inclination of the skewthe first receiving antenna while the second receiving antennacontains a magnetic dipole,its inclinationthe inclinationthe first transmitting antenna corresponds, so that at least one of the secondAntennas at an anglecontains magnetic dipole. The second send andReceiving antennas are thus around the axis of the logging instrumentoriented that theat least one at an angleAsked magnetic dipole corresponds to a second azimuth angle.Consequently, whileyourself the logging toolturns and the second transmitting antenna electromagnetic energythe formation transmits, throughthe second receiving antenna a second group of voltage signals,those of the transferredEnergy are assigned, as a function of the azimuthal orientationof the logging instrumentmeasured directionally. Determine these directional measured valuesthe azimuthal changethe measured second voltage signals. As with the measuredfirst voltage signals will be the azimuthal change of the measured secondVoltage signals in approximation functionsfitted.
[0039] Ineiner besonderen Ausführungsformunterscheidet sich der zweite Azimutwinkel von dem ersten Azimutwinkelum im Wesentlichen 90 Grad. Alternativ kann der zweite Azimutwinkelim Wesentlichen gleich dem ersten Azimutwinkel sein.Ina particular embodimentthe second azimuth angle differs from the first azimuth angleat essentially 90 degrees. Alternatively, the second azimuth anglebe substantially equal to the first azimuth angle.
[0040] Ineiner besonderen Ausführungsformsind die Einpassungsfunktionen sinusförmig und durch die Kopplungskomponentender Vektoren der magnetischen Dipole der ersten Sendeantenne undder Orientierung der ersten Empfangsantenne und durch die Vektorender magnetischen Dipole der zweiten Sendeantenne und der Orientierungder zweiten Empfangsantenne bestimmt. Die Koeffizienten der Einpassungskomponentensind vorzugsweise Funktionen von Erdformationsparametern wie etwades spezifischen elektrischen Widerstands von Formationsschichten,des Orts des Bohrlochmeßinstruments,der Bohrlochabweichung und des Azimutwinkels am Ort des Bohrlochmeßinstruments.Die Einpassungskoeffizienten umfassen vorzugsweise einen konstantenAusdruck sowie sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ-,und cos2ϕ-Ausdrücke,die einen iterativen Einpassungsalgorithmus definieren, der zumBestimmen der azimutalen Abhängigkeitder richtungsbezogenen Meßwertedient. Die gemessenen ersten und zweiten Spannungssignale sind vorzugsweisekomplexe Spannungssignale. Dementprechend umfaßt das erfindungsgemäße Verfahrenin dieser Ausführungsformdie Schritte, in denen die Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerteaus den Einpassungskoeffizienten für die gemessenen ersten undzweiten Spannungsignale berechnet werden und die berechneten Phasenverschiebungs-und Dämpfungswertefür diegemessenen ersten und zweiten Spannungssignale kombiniert werden,um eine symmetrierte oder anti-symmetrierte Messung zu erzeugen.Die Phasenverschiebungs- und Dämpfungswertekönnenerhalten werden, indem der Logarithmus des Verhältnisses der komplexen Spannungssignalegenommen wird, das aus dem Einpassungsausdruck an zwei Azimutwinkeln,vorzugsweise Azimutwinkeln von 0 und 180 Grad zu einem bestimmtenSchichtungsazimut, erhalten wird.In a particular embodiment, the matching functions are sinusoidal and determined by the coupling components of the vectors of the magnetic dipoles of the first transmitting antenna and the orientation of the first receiving antenna and by the vectors of the magnetic dipoles of the second transmitting antenna and the orientation of the second receiving antenna. The coefficients of the fitment components are preferably functions of earth formation parameters, such as the formation resistivity, the location of the logging tool, the borehole offset, and the azimuth angle at the location of the logging instrument. The fit-in coefficients preferably include a constant term as well as sinφ, cosφ, sin2φ, and cos2φ terms which define an iterative fitting algorithm used to determine the azimuthal dependence of the directional measurements. The measured first and second voltage signals are preferably complex voltage signals. Accordingly, the method according to the invention in this embodiment comprises the steps in the phase shift and attenuation values are calculated from the fit coefficients for the measured first and second voltage signals, and the calculated phase shift and attenuation values for the measured first and second voltage signals are combined to produce a balanced or anti-balanced measurement. The phase shift and attenuation values can be obtained by taking the logarithm of the ratio of complex voltage signals obtained from the fit term at two azimuth angles, preferably azimuth angles of 0 and 180 degrees to a particular stratification azimuth.
[0041] Ineinem anderen Aspekt gestattet die Erfindung die Charakterisierungvon Rauschen in den richtungsbezogenen Messungen.InIn another aspect, the invention allows characterizationof noise in the directional measurements.
[0042] Folglichkann das Rauschen der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignalein Ausführungsformen,in denen lediglich eine der ersten Antennen einen schräg gestelltenmagnetischen Dipol enthält,durch die zweiten harmonischen Koeffizienten charakterisiert werden.In Ausführungsformen,in denen jede der ersten Antennen entweder einen schräg gestelltenoder einen quer gestellten magnetischen Dipol enthält und die Einpassungskoeffizientendritte harmonische Koeffizienten umfassen, kann das Rauschen dergemessenen ersten und zweiten Spannungssignale durch die drittenharmonischen Koeffizienten charakterisiert werden. In nochmals anderenFällenkann das Rauschen der ersten und zweiten gemessenen Spannungssignaledurch Kombinieren der ersten und zweiten gemessenen Spannungssignalecharakterisiert werden.consequentlymay be the noise of the measured first and second voltage signalsin embodiments,in which only one of the first antennas angledcontains magnetic dipole,be characterized by the second harmonic coefficients.In embodiments,where each of the first antennas is either angledor contains a transverse magnetic dipole and the fitting coefficientsmay include third harmonic coefficients, the noise of themeasured first and second voltage signals through the thirdharmonic coefficients are characterized. In yet anothermakemay be the noise of the first and second measured voltage signalsby combining the first and second measured voltage signalsbe characterized.
[0043] Dievorliegende Erfindung ist auch an Bedingungen anpaßbar, unterdenen das Bohrlochmeßinstrumentnicht gedreht wird, wie z. B. bei einer Unterbrechung der Bohrstrangdrehung,wenn mit einer Schlammotoreinheit richtungsbezogen gebohrt wird.Unter solchen Bedingungen sind die zweiten Antennen vorzugsweisesymmetrisch zu den ersten Antennen. Der Azimut einer interessierendenFormationsschicht wird bestimmt durch Kombinieren der ersten undzweiten Antennenkopplungen (oben beschrieben) und Bestimmen derKonstanten und der ersten harmonischen Koeffizienten aus den gemessenenersten und zweiten Spannungssignalen, die erlangt werden, wenn sichdas Instrument nicht dreht. Die bestimmten Koeffizienten können dann verwendetwerden, um den Einpassungsschritt auszuführen, wenn sich das Instrumentwieder dreht.TheThe present invention is also adaptable to conditions, e.g.which the logging instrumentis not rotated, such. In case of interruption of the drill string rotation,when drilled with a mud engine unit directional.Under such conditions, the second antennas are preferredsymmetrical to the first antennas. The azimuth of a person of interestFormation layer is determined by combining the first andsecond antenna couplings (described above) and determining theConstants and the first harmonic coefficients from the measuredfirst and second voltage signals that are obtained whenthe instrument does not turn. The determined coefficients can then be usedto perform the fitting step when the instrumentturns again.
[0044] Ineinem weiteren Aspekt liefert die vorliegende Erfindung ein Verfahren undein System zur Verwendung der extrahierten richtungsbezogenen Signalezum Erlangen von Randabständenund Treffen von Geo-Steuerungsentscheidungen. Die extrahierten richtungsbezogenenSignale werden verwendet, um mit zwei Techniken Abstände zumRand zu extrahieren. Fürein einfaches Ein-Rand-Szenario oder ein bekanntes Widerstandsprofilder Formation wird eine einfache Queraufzeichnung verwendet, während für komplexereSituationen und zum Aufbau von widerspruchsfreien StrukturmodellenInversionsverfahren angewandt werden. Eine zweidimensionale QueraufzeichnungumfaßtMeßwerte,die auf den spezifischen elektrischen Widerstand ansprechen, undeinen Meßwert,der auf den Abstand anspricht, falls der Schulterwiderstand bekannt ist.Die Alternative ist, eine Queraufzeichnung von zwei richtungsbezogenenMessungen zu verwenden, um den Abstand und den Widerstand der Schulterbei bekanntem Schichtwiderstand zu erlangen. Eine dreidimensionaleQueraufzeichnung kann auch füreine Ein-Rand-Situation erzeugt werden, wobei jeweils der Formationswiderstand,der Schulterwiderstand und der Abstand zum Rand erzeugt werden können. DieInversionstechnik verwendet mehrere Meßwerte, um diese für verschiedeneModelle zu invertieren und die beste Übereinstimmung herauszufinden.Die Inversion kann im Bohrloch oder an der Oberfläche erfolgen.InIn another aspect, the present invention provides a method anda system for using the extracted directional signalsfor obtaining edge distancesand making geo-control decisions. The extracted directionalSignals are used to distance with two techniquesExtract edge. Fora simple one-way scenario or a known resistance profileThe formation uses a simple cross record while for more complexSituations and the development of consistent structure modelsInversion method can be applied. A two-dimensional cross recordcomprisesmeasured values,which respond to the specific electrical resistance, anda measured value,which responds to the distance, if the shoulder resistance is known.The alternative is a cross-record of two directional onesUse measurements to measure the distance and resistance of the shoulderto obtain at known sheet resistance. A three-dimensionalCross recording can also be forcreate a one-edge situation where each of the formation resistance,the shoulder resistance and the distance to the edge can be generated. TheInversion technique uses multiple readings to make them differentInvert models and find the best match.The inversion can occur in the borehole or on the surface.
[0045] Einegraphische Benutzeroberfläche(GUI) ist Teil des Systems zur Visualisierung des Formationsmodellssowie der Meßwerteund der Inversionsergebnisse. Die GUI erleichtert die interaktiveDefinition von Inversionsparametern, die Auswahl von Meßwertenund Modellen zur Verbesserung der Interpretation und das Erzeugenwiderspruchsfreier Strukturmodelle.Agraphical user interface(GUI) is part of the system for visualizing the formation modelas well as the measured valuesand the inversion results. The GUI facilitates the interactiveDefinition of inversion parameters, the selection of measured valuesand models for improving interpretation and generatingcontradictory structural models.
[0046] Deriterative Einpassungsalgorithmus umfaßt vorzugsweise folgende Schritte: InitialisiereP₀ und U₀; für m = 1bis N_Abtastwerte
[0047] Ineiner Ausführungsformbestimmt der iterative Einpassungsalgorithmus, ob der Einpassungsfehler unterhalbeiner vorgegebenen Schwelle liegt und ob U nach einem Wert konvergiert,der fürdie Einpassungskoeffizienten repräsentativ ist.Inan embodimentdetermines the iterative fitting algorithm, whether the fitting error belowis a predetermined threshold and if U converges to a value,the forthe fit-in coefficient is representative.
[0048] Ineiner Ausführungsformverwendet der iterative Einpassungsalgorithmus eine Ganzzahlimplementierung.Vorzugsweise wird die Ganzzahlimplementierung verwendet, wenn dasBohrlochmeßinstrumentmit relativ hohen Geschwindigkeiten azimutal gedreht wird und einegroßeAnzahl von Antwortkanäleneiner Einpassung bedarf.Inan embodimentThe iterative fitting algorithm uses an integer implementation.Preferably, the integer implementation is used if thatlogging toolis rotated azimuthally at relatively high speeds and onesizeNumber of answer channelsa fitting needs.
[0049] Ineiner Ausführungsformwerden die Einpassungskoeffizienten verwendet, um die Orientierungeiner Formationsschicht zu bestimmen. Die gemessenen ersten undzweiten Spannungssignale sind vorzugsweise komplexe Spannungssignale.Die Orientierung der Formationsschicht in Bezug auf die Azimutwinkelreferenz für jedenRichtungsmessungskanal wird bestimmt nach:
[0050] WeitereAspekte der vorliegenden Erfindung beziehen sich auf die Formationscharakterisierungdurch die Verwendung von Queraufzeichnungen. Ein Verfahren umfaßt den Schrittdes Queraufzeichnens von zwei richtungsbezogenen Bohrlochmessungen,die von einem Instrument erhalten werden, das in einem die Formationdurchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstenseiner Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischen Widerstandfür wenigstenseine Formationsschicht zu erlangen. Das Queraufzeichnen wird anhandeines Ein-Rand-Modells erreicht. Der erhaltene Widerstand ist derSchulterschichtwiderstand, währendder erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist.FurtherAspects of the present invention relate to formation characterizationthrough the use of cross records. A method includes the stepthe cross-recording of two directional downhole measurements,which are obtained from an instrument in a formationpiercing borehole is arranged at a distance to at leasta formation limit and a specific electrical resistancefor at leastto obtain a formation layer. The cross recording is based onachieved a one-edge model. The resistance obtained is theShoulder layer resistance whilethe distance obtained is the smallest distance to the shoulder layer.
[0051] Einanderes Verfahren umfaßtden Schritt des Queraufzeichnens eines Widerstands und eines richtungsbezogenenMeßwerts,die mittels eines Instruments bestimmt werden, das in einem dieFormation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstandzu wenigstens einer Formationsgrenze und einen Widerstand für wenigstenseine Formationsschicht zu erlangen. Das Queraufzeichnen wird anhandeines Ein-Rand-Modells erreicht. Der erhaltene Widerstand ist derSchulterschichtwiderstand, währendder erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist.Oneanother methodthe step of cross-recording a resistor and a directional onemeasured value,which are determined by means of an instrument that in a theFormation intersecting borehole is arranged to a distanceto at least one formation limit and a resistance for at leastto obtain a formation layer. The cross recording is based onachieved a one-edge model. The resistance obtained is theShoulder layer resistance whilethe distance obtained is the smallest distance to the shoulder layer.
[0052] Einweiteres Verfahren umfaßtden Schritt des Queraufzeichnens eines Widerstands und zweier richtungsbezogenerMeßwerte,die mittels eines Instruments bestimmt werden, das in einem dieFormation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstandzu wenigstens einer Formationsgrenze und einen Widerstand für wenigstenszwei Formationsschichten zu erlangen. Das Queraufzeichnen wird anhandeines Ein-Rand-Modells erreicht. Die erhaltenen Widerstände sindder Schicht- und der Schulterschichtwiderstand, während dererhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschicht ist.Der bestimmte Randabstand und der bestimmte Schichtwiderstand können verwendetwerden, um Bohrentscheidungen zu treffen.Oneanother methodthe step of transversely recording one resistor and two directional onesmeasured values,which are determined by means of an instrument that in a theFormation intersecting borehole is arranged to a distanceto at least one formation limit and a resistance for at leastto obtain two formation layers. The cross recording is based onachieved a one-edge model. The resistors obtained arethe layer and the shoulder layer resistance, during thedistance obtained is the smallest distance to the shoulder layer.The determined edge distance and the determined sheet resistance can be usedto make drilling decisions.
[0053] Einweiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung bezieht sich auf dieAnwendung einer Inversionstechnik zur Interpretation der richtungsbezogenenMeßwertefür Geo-Steuerungsanwendungen.Hier ist der iterative Einpassungsalgorithmus zur Auswahl sinnvollfür ausgewählte Echtzeit-Richtungsmeßwerte,die einen Nutzen fürdie Geo-Steuerung haben. Fürdie ausgewähltenEchtzeit-Richtungsmeßwerte wirdein geeignetes Inversionsmodell gewählt. Sobald geprüft ist,ob das gewählteModell zu anderen Informationen widerspruchsfrei ist, wird es verwendet,um Bohrentscheidungen zu treffen.Another aspect of the present invention relates to the use of an inversion technique to interpret the directional measurements for geo-control applications. Here is the itera It is useful to make selective selection algorithms for selected real-time directional readings that will benefit geo-control. For the selected real-time directional measurements, a suitable inversion model is chosen. Once it is checked that the selected model is consistent with other information, it is used to make drilling decisions.
[0054] DerModellauswahlschritt umfaßtvorzugsweise das Durchspielen mehrerer Modelle, die folgende Modelltypenumfassen: homogen-isotropisch (ein einzelner Parameter: spezifischerelektrischer Widerstand); homogen-anisotropisch (zwei Parameter:Rh und Rv); isotropische Ein-Rand-Formation, Rand oben oderunten (drei Parameter: R_Schicht, R_Schulter und Abstand zum Rand); anisotropischeEin-Rand-Formation, Rand oben oder unten (vier Parameter: R_{Schicht_h}, R_{Schicht_v},R_Schulter und Abstand zum Rand); isotropischeZwei-Rand-Formation, drei Parameter (fünf Parameter: R_Schicht R_{Schulter_ aufwärts},R_{Schulter_abwärts} undAbstand zum Rand oberhalb und unterhalb des Werkzeugs); und anisotropischeZwei-Rand-Formation, drei Parameter (sechs Parameter: R_{Schicht_h},R_{Schicht_v} R_{Schulter_aufwärts} R_{Schulter_abwärts} UndAbstand zum Rand oberhalb und unterhalb des Werkzeugs).The model selection step preferably comprises playing through several models comprising the following model types: homogeneous-isotropic (a single parameter: specific electrical resistance); homogeneous-anisotropic (two parameters: Rh and Rv); isotropic one-edge formation, edge up or down (three parameters: R _layer , R _shoulder and distance to the edge); anisotropic one-edge formation, edge up or down (four parameters: R _{layer_h} , R _{layer_v} , R _shoulder and distance to the edge); isotropic two-edge formation, three parameters (five parameters: R _layer R _{shoulder_ up} , R _{shoulder_down} and distance to the edge above and below the tool); and Anisotropic two-edge formation, three parameters (six parameters: R _{layer_h} , R _{layer_v} R _{shoulder_up} R _{shoulder_down} and distance to the edge above and below the tool).
[0055] DerModellauswahlschritt umfaßtferner vorzugsweise das Erzeugen einer Visualisierung der ausgewählten richtungsbezogenenMeßwerte.Of theModel selection step includesfurther preferably generating a visualization of the selected directionalReadings.
[0056] Ineiner besonderen Ausführungsformumfaßtder Modellauswahlschritt das Identifizieren bekannter Formationsparameter,das interaktive Wählender Modelle, mit denen die gewähltenrichtungsbezogenen Meßwerteinvertiert werden, und das Auswählendes einfachsten Modells, das zu den bekannten Informationen paßt.Ina particular embodimentcomprisesthe model selection step identifies known formation parameters,interactive votingthe models with which the chosendirectional measured valuesbe inverted, and selectingthe simplest model that fits the known information.
[0057] DerModellprüfungsschrittumfaßtdas Vergleichen des gewähltenModells mit bekannten geologischen Eigenschaften und anderen gemessenenFormationsparametern und das Aktualisieren des gewählten Modells,falls dieses widersprüchlichzu den bekannten Informationen ist.Of theModel checking stepcomprisescomparing the chosen oneModel with known geological properties and other measuredFormation parameters and updating the selected model,if this is contradictoryto the known information is.
[0058] DerAktualisierungsschritt umfaßtdas Verfeinern des gewähltenModels entweder anhand von Trends, Vorkenntnissen oder Informationenvon außenoder einer Kombination davon. Es werden geeignete Inversionsparametergewähltund Bereiche fürdie gewähltenParameter definiert. Das Inversionsmodell wird vorzugsweise durchHinzufügenweiterer Formationsschichten aktualisiert. Manche der Echtzeit-Richtungsmeßwerte können neugewichtet oder eliminiert werden und die resultierenden Echtzeit-Richtungsmesswertefür dasaktualisierte Modell erneut invertiert werden.Of theUpdating step includesrefining the chosen oneModels based on trends, previous knowledge or informationfrom the outsideor a combination thereof. There will be suitable inversion parameterschosenand areas forthe chosen onesParameter defined. The inversion model is preferably byAddupdated further formation layers. Some of the real-time direction readings can be newweighted or eliminated and the resulting real-time directional readingsfor theupdated model will be inverted again.
[0059] DieQueraufzeichnungsverfahren gemäß der vorliegendenErfindung umfassen vorzugsweise das Definieren eines geeignetenModells, das Auswählengeeigneter richtungsbezogener Meßwerte, das Eingeben der ausgewählten Meßwerte indas definierte Modell, um die Queraufzeichnung zu erzeugen, und dasErzeugen einer visuellen Darstellung der Queraufzeichnung. Die Queraufzeichnungkann mit weiteren Echtzeitmeßwertenaktualisiert werden.TheTransverse recording method according to the present inventionThe invention preferably includes defining a suitable oneModel, selectingsuitable directional measured values, entering the selected measured values inthe defined model to generate the cross record and theCreate a visual representation of the cross record. The cross recordcan with other real-time measurementsto be updated.
[0060] Einnochmals weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung bezieht sichauf eine Vorrichtung zum Messen der Eigenschaften von ein Bohrlochumgebenden Erdformationen. Die Vorrichtung umfaßt ein für das Anordnen in dem Bohrlochgeeignetes Bohrlochmeßinstrument.Das Bohrlochmeßinstrumentbesitzt eine Längsachseund ist mit ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaaren ausgerüstet. Daserste Sender-Empfängerantennenpaarumfaßteine erste Sendeantenne, die einen magnetischen Dipol enthält, derin eine erste Richtung in Bezug auf die Längsachse des Bohrlochmeßinstrumentsorientiert ist, und eine erste Empfangsantenne, die um einen erstenAbstand von der ersten Sendeantenne entfernt angeordnet ist undeinen magnetischen Dipol enthält,der in eine zweite Richtung orientiert ist, wobei die erste Richtungvon der zweiten Richtung verschieden ist. Die magnetischen Dipoleder ersten Sende- und Empfangsantennen definieren eine Ebene, diedie Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsenthält.Das zweite Sender-Empfängerantennenpaarumfaßteine zweite Sendeantenne, deren magnetischer Dipol in die zweiteRichtung in Bezug auf die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsorientiert ist, und eine zweite Empfangsantenne, die um den ersten Abstandvon der zweiten Sendeantenne entfernt angeordnet ist und einen magnetischenDipol enthält,der in die erste Richtung orientiert ist. Die magnetischen Dipoleder zweiten Sende- und Empfangsantennen definieren eine Ebene, diedie Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsenthält.Die Vorrichtung enthältferner einen Werkzeugflächensensor,der ständigdie azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments angibt, und einenController, der die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaareso steuert, daß siewahlweise elektromagnetische Energie in die Formation übertragenund die der übertragenenelektromagnetischen Energie zugeordneten Spannungssignale als Funktionder azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments messen.Yet another aspect of the present invention relates to a device for measuring the properties of earth formations surrounding a borehole. The apparatus includes a logging tool suitable for placement in the wellbore. The logging instrument has a longitudinal axis and is equipped with first and second transmitter-receiver antenna pairs. The first transceiver antenna pair includes a first transmit antenna including a magnetic dipole oriented in a first direction with respect to the log borehole longitudinal axis and a first receive antenna spaced a first distance from the first transmit antenna and a first transmit antenna magnetic dipole oriented in a second direction, wherein the first direction is different from the second direction. The magnetic dipoles of the first transmit and receive antennas define a plane containing the longitudinal axis of the logging instrument. The second transceiver antenna pair comprises a second transmit antenna whose magnetic dipole is oriented in the second direction with respect to the log axis longitudinal axis and a second receive antenna located at the first distance away from the second transmit antenna and includes a magnetic dipole. which is oriented in the first direction. The magnetic dipoles of the second transmit and receive antennas define a plane containing the longitudinal axis of the logging instrument. The apparatus further includes a tool face sensor that constantly indicates the azimuthal orientation of the logging tool, and a controller that controls the first and second transmitter-receiver antenna pairs to selectively transmit electromagnetic energy into the formation and measure the voltage signals associated with the transmitted electromagnetic energy as a function of the azimuthal orientation of the logging instrument.
[0061] Ineiner besonderen Ausführungsformsind die zweiten Sender-Empfängerantennenpaarein einem ersten Azimutwinkel (von z. B. 90 Grad) in Bezug auf dieersten Sender-Empfängerantennenpaareum die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsorientiert.Ina particular embodimentare the second transmitter-receiver antenna pairsat a first azimuth angle (of, for example, 90 degrees) with respect tofirst transmitter-receiver antenna pairsaround the longitudinal axisof the logging instrumentoriented.
[0062] Inverschiedenen Ausführungsformenumfassen die gemessenen Formationseigenschaften den spezifischenelektrischen Widerstand und Informationen über die Erdformationsgeometriewie etwa Neigung, Azimut und Schichtdicke.Invarious embodimentsFor example, the measured formation characteristics include the specific oneselectrical resistance and information about the earth formation geometrysuch as inclination, azimuth and layer thickness.
[0063] Dieersten und zweiten Richtungen sind variabel und können z.B. im Wesentlichen kollinear zur Längsachse des Bohrlochmeßinstrumentssein oder im Wesentlichen 45 Grad zur Längsachse des Bohrlochmeßinstrumentsentsprechen.Thefirst and second directions are variable and can, for.B. is substantially collinear to the longitudinal axis of the Bohrlochmeßinstrumentsor substantially 45 degrees to the longitudinal axis of the logging instrumentcorrespond.
[0064] Ineiner besonderen Ausführungsformsind die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaare andenselben physischen Stellen an dem Bohrloch meßinstrument angeordnet.Ina particular embodimentthe first and second transmitter-receiver antenna pairs are onthe same physical locations on the drill hole measuring instrument arranged.
[0065] Ineiner besonderen Ausführungsformbesitzen sowohl die Sender als auch die Empfänger Sende-Empfänger-Fähigkeiten.Ina particular embodimentBoth the transmitters and the receivers have transceiver capabilities.
[0066] DerWerkzeugflächensensorkann Magnetometer, die die azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstrumentsin Bezug auf den erdmagnetischen Norden angeben, oder Gravitationssensoren,die die azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments in Bezug auf denErdgravitationsvektor angeben, verwenden.Of theTool face sensorcan magnetometer, which is the azimuthal orientation of the logging toolin terms of the Earth's magnetic north, or gravitational sensors,the azimuthal orientation of the logging instrument relative to theSpecify earth gravity vector, use.
[0067] Dieerfindungsgemäße Vorrichtungumfaßtferner eine CPU zur Verarbeitung der gemessenen Spannungssignalein dem Bohrloch, eine Telemetrievorrichtung zur Übertragung der Meßsignaleund der durch die CPU verarbeiteten Signale aus dem Bohrloch andie Oberflächeund ein Oberflächensystemzur Weiterverarbeitung des Meßsignalezusammen mit anderen Meßwerten,um ausgewählteParameter eines widerspruchsfreien Erdreichmodells zu erzeugen undanzuzeigen.Theinventive devicecomprisesa CPU for processing the measured voltage signalsin the borehole, a telemetry device for transmitting the measuring signalsand the signals processed by the CPU from the wellborethe surfaceand a surface systemfor further processing of the measuring signalstogether with other measured values,to selectedTo generate parameters of a consistent soil model anddisplay.
[0068] WeitereAusführungsformender Erfindung könnenaus der folgenden Beschreibung und den Ansprüchen abgeleitet werden.Furtherembodimentsof the inventionderived from the following description and claims.
[0069] DieErfindung wird mit Bezug auf exemplarische Ausführungsformen, die in der beigefügten Zeichnung gezeigtsind, beschrieben.TheThe invention will be described with reference to exemplary embodiments shown in the accompanying drawingsare described.
[0070] 1 zeigtschematische Darstellungen von Induktions- oder Ausbreitungswerkzeugendes Standes der Technik. 1 shows schematic representations of induction or propagation tools of the prior art.
[0071] Die 2A und 2B sindAufrisse, die Wirbelströmezeigen, die von einem Bohrlochmeßwerkzeug in einem eine Formationdurchdringenden Bohrloch mit bzw. ohne eine relative Neigung erzeugtwerden.The 2A and 2 B are elevational views showing eddy currents generated by a logging tool in a formation penetrating borehole with or without a relative slope.
[0072] 3 istein Aufriß einesherkömmlichenRotarybohrstrangs, in dem die vorliegende Erfindung vorteilhaftverwendet werden kann. 3 Figure 11 is an elevational view of a conventional rotary drill string in which the present invention may be used to advantage.
[0073] 4 isteine schematische Darstellung eines grundlegenden Richtungsmessungs-Bohrlochmeßwerkzeugsmit symmetrischen Sende- und Empfangsantennenpaaren. 4 Figure 3 is a schematic representation of a basic directional logging tool having symmetrical transmit and receive antenna pairs.
[0074] 5A isteine schematische Darstellung eines Richtungsmessungs-Bohrlochmeßwerkzeugsmit einer TRR-Konfiguration, die für Anisotropie unter irgendeinemNeigungswinkel unempfindlich ist, gemäß einem Aspekt der vorliegendenErfindung. 5A Figure 4 is a schematic representation of a directional logging tool having a TRR configuration that is insensitive to anisotropy at any tilt angle, in accordance with one aspect of the present invention.
[0075] 5B zeigtAufzeichnungen der richtungsbezogenen Ausbreitungsantwort für eine Dreischichtenformationmittels eines Bohrlochmeßwerkzeugsgemäß 5A. 5B FIG. 12 shows plots of the directional propagation response for a trilayer formation using a logging tool according to FIG 5A ,
[0076] 6 zeigteinen graphischen Vergleich einer Bunker- oder Klassierungstechnikund einer komprimierten Einpassungstechnik gemäß einem Aspekt der vorliegendenErfindung. 6 FIG. 12 shows a graphical comparison of a bunker or classification technique and a compressed fit technique according to one aspect of the present invention. FIG.
[0077] 7 zeigtAufzeichnungen, die die Konvergenz und den Fehler in einer Soll-Koeffizientengruppe,die aus einer Einpassungstechnik gemäß einem Aspekt der vorliegendenErfindung resultiert, die durch einen Ganzzahlalgorithmus in einemdigitalen Signalprozessor in Übereinstimmungmit einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung implementiertist, aufzeigt. 7 FIG. 12 shows records showing the convergence and error in a setpoint coefficient group resulting from a fitting technique according to an aspect of the present invention implemented by an integer algorithm in a digital signal processor in accordance with another aspect of the present invention.
[0078] 8 zeigtein Queraufzeichnungsdiagramm, das eine umgewandelte Widerstandsmessungund eine richtungsbezogene Messung wiedergibt, die verwendet werden,um den spezifischen elektrischen Widerstand einer Formationsschichtund den Abstand zu den Schichtgrenzen bei bekanntem Schulter-Schicht-Widerstand zu erlangen. 8th Figure 12 is a cross-sectional diagram showing a converted resistance measurement and a directional measurement used to obtain the resistivity of a formation layer and the distance to the layer boundaries with known shoulder-layer resistance.
[0079] 9 zeigtdie Ergebnisse einer Inversionstechnik, die angewandt wird, um denspezifischen elektrischen Widerstand und Punk-zu-Punkt-Randorteeiner Formationsschicht zu erlangen. 9 Figure 12 shows the results of an inversion technique used to obtain the resistivity and punk-to-point edge locations of a formation layer.
[0080] 10 zeigt eine Queraufzeichnung, die aufeiner Inversionstechnik basiert, die angewandt wird, um die richtungsbezogenenWiderstandsmeßwertezu interpretieren. 10 Figure 12 shows a cross-record based on an inversion technique used to interpret the directional resistivity measurements.
[0081] 11 istein Arbeitsablaufplan fürGeo-Steuerung in Übereinstimmungmit einem Aspekt der vorliegenden Erfindung. 11 FIG. 13 is a flowchart for geo-control in accordance with one aspect of the present invention. FIG.
[0082] 12 istein Arbeitsablaufplan füreine Queraufzeichnung, die einen Nutzen für das Bestimmen von Schichtrandabständen undfür dasAnwenden solcher Abständebei der Echtzeit-Geo-Steuerung nützlichist, in Übereinstimmungmit weiteren Aspekten der vorliegenden Erfindung. 12 FIG. 12 is a cross-chart flowchart useful in determining layer edge distances and applying such distances in real-time geo-control, in accordance with further aspects of the present invention.
[0083] 13 zeigteinen Blockschaltplan, der die Struktur einer GUI für das Anzeigenvon inversionsbasierten Formationsschichtmodellen wiedergibt. 13 Figure 12 is a block diagram showing the structure of a GUI for displaying inversion-based formation layer models.
[0084] 14 zeigteine computererzeugte Visualisierung einer mit der GUI von 13 verbundenen Geo-Steuerungsinversion. 14 shows a computer generated visualization of the one with the GUI of 13 associated geo-control inversion.
[0085] 3 zeigtein herkömmlichesBohrgestell und einen Bohrstrang, bei dem die vorliegende Erfindung vorteilhaftverwendet werden kann. Eine landgestützte Plattform- und Bohrturmvorrichtung 10 ist über einem Bohrloch 11,das eine unterirdische Formation F durchdringt, positioniert. Inder gezeigten Ausführungsform wirddas Bohrloch 11 in wohlbekannter Weise durch Rotarybohrenausgebildet. Fachleuten ist in Kenntnis dieser Offenbarung jedochklar, daß dievorliegende Erfindung auch bei Richtungsbohranwendungen sowie beim RotarybohrenAnwendung findet und nicht auf landgestützte Bohrausrüstungenbeschränktist. 3 shows a conventional drilling rig and a drill string, in which the present invention can be used advantageously. A land-based platform and derrick device 10 is over a borehole 11 , which penetrates an underground formation F, positioned. In the embodiment shown, the wellbore 11 formed in a well-known manner by rotary drilling. However, it will be apparent to those skilled in the art, having regard to this disclosure, that the present invention also applies to directional drilling applications as well as rotary drilling and is not limited to land based drilling equipment.
[0086] Indem Bohrloch 11 ist ein Bohrstrang 12 mit einerBohrkrone 15 an seinem unteren Ende aufgehängt. DerBohrstrang 12 wird durch einen Drehtisch 16 gedreht,der durch nicht gezeigte Mittel, die in eine Mitnehmerstange 17 amoberen Ende des Bohrstrangs greifen, angetrieben wird. Der Bohrstrang 12 istan einem Haken 18 aufgehängt, der über die Mitnehmerstange 17 undeinen Drehzapfen 19, der eine Drehung des Bohrstrangs inBezug auf den Haken ermöglicht,an einem (ebenfalls nicht gezeigten Verfahrblock) befestigt ist.In the borehole 11 is a drill string 12 with a drill bit 15 hung at its lower end. The drill string 12 is through a turntable 16 rotated, by means not shown, in a Mitnehmerstange 17 at the upper end of the drill string, is driven. The drill string 12 is on a hook 18 Hung over the driving rod 17 and a pivot 19 which allows rotation of the drill string with respect to the hook, is attached to a travel block (also not shown).
[0087] Ineiner auf dem Bohrgeländegebildeten Grube 27 ist Bohrfluid oder Bohr schlamm 26 gelagert.Eine Pumpe 29 gibt das Bohrfluid 26 über eine Öffnung indem Zapfen 19 in das Innere des Bohrstrangs 12 ab, wodurchdas Bohrfluid dazu gebracht wird, durch den Bohrstrang 12 nachunten zu fließen,wie durch den Richtungspfeil 9 angegeben ist. Das Bohrfluidtritt über Öffnungenin der Bohrkrone 15 aus dem Bohrstrang 12 ausund kehrt dann durch den Bereich zwischen der Außenseite des Bohrstrangs undder Wand des Bohrlochs, den so genannten Ringraum, nach oben zurück, wiedurch die Richtungspfeile 32 angegeben ist. In dieser Weiseschmiert das Bohrfluid die Bohrkrone 15 und führt Formationsschutthoch zur Oberfläche,wenn es zum Wiederumlauf zu der Grube 27 zurückgeführt wird.In a pit formed on the drilling site 27 is drilling fluid or drilling mud 26 stored. A pump 29 gives the drilling fluid 26 via an opening in the pin 19 into the interior of the drill string 12 which causes the drilling fluid to pass through the drill string 12 to flow down, as by the directional arrow 9 is specified. The drilling fluid passes through openings in the drill bit 15 from the drill string 12 and then returns up through the area between the outside of the drill string and the wall of the borehole, the so-called annulus, as through the directional arrows 32 is specified. In this way, the drilling fluid lubricates the drill bit 15 and leads formation debris up to the surface when it is re-circulated to the pit 27 is returned.
[0088] DerBohrstrang 12 umfaßtferner eine allgemein mit 34 bezeichnete untere Bohrlochvorrichtung(bottom hole assembly, BHA) in der Nähe der Bohrkrone 15 (odermit anderen Worten im Bereich einiger Schwerstangenlängen vonder Bohrkrone entfernt). Die untere Bohrlochvorrichtung enthält Einrichtungenzum Messen, Verarbeiten und Speichern von Informationen sowie zumKommunizieren mit der Oberfläche.Die untere Bohrlochvorrichtung 34 umfaßt somit unter anderem eineVorrichtung 36 fürMessung und lokale Kommunikation, die den spezifischen elektrischenWiderstand der das Bohrloch 11 umgebenden Formation F bestimmtund übermittelt.Die Kommunikationsvorrichtung 36, die auch als Widerstandswerkzeugbekannt ist, umfaßtein erstes Paar von Sende-/EmpfangsantennenT, R sowie ein zweites Paar von Sende-/Empfangsantennen T', R'. Das zweite AntennenpaarT', R' ist in Bezug aufdas erste Antennenpaar T, R symmetrisch, wie weiter unten näher beschriebenwird. Das Widerstandswerkzeug 36 umfaßt ferner einen Controller,der die Datenerfassung steuert, wie es an sich bekannt ist.The drill string 12 further includes a generally with 34 designated bottom hole assembly (BHA) near the drill bit 15 (or in other words in the range of some drill collar lengths away from the drill bit). The lower downhole device includes means for measuring, processing and storing information as well as communicating with the surface. The lower borehole device 34 thus comprises inter alia a device 36 for measurement and local communication, the specific electrical resistance of the borehole 11 surrounding formation F determined and transmitted. The communication device 36 , also known as a resistance tool, includes a first pair of transmit / receive antennas T, R and a second pair of transmit / receive antennas T ', R'. The second antenna pair T ', R' is symmetric with respect to the first antenna pair T, R, such as will be described in more detail below. The resistance tool 36 Also includes a controller that controls the data acquisition, as is known in the art.
[0089] DieBHA 34 umfaßtferner Instrumente, die in Schwerstangen 38, 39 untergebrachtsind, um verschiedene Meßfunktionenwie etwa die Messung der natürlichenStrahlung, der Dichte (von Gammastrahlen oder Neutronen) und denLufteinschlußdruckder Formation F auszuführen.Wenigstens einige der Schwerstangen sind mit Stabilisatoren 37,wie sie auf dem Fachgebiet wohlbekannt sind, ausgerüstet.The BHA 34 also includes instruments in collars 38 . 39 are housed to perform various measuring functions such as the measurement of natural radiation, density (of gamma rays or neutrons) and the air entrapment pressure of the formation F. At least some of the drill collars are with stabilizers 37 , as well known in the art, equipped.
[0090] EineBaugruppe 40 fürdie lokale Kommunikation und die Kommunikation mit der Oberfläche, diesich genau überder Schwerstange 39 befindet, ist ebenfalls in der BHA 34 enthalten.Die Baugruppe 40 umfaßt eineRingantenne 42, die fürdie lokale Kommunikation mit dem Widerstandswerkzeug 36 verwendetwird, (obwohl vorteilhaft auch andere Mittel zur lokalen Kommunikationverwendet werden können)und einen herkömmlichenTyp eines akustischen Telemetriesystems, das über Signale, die durch dasBohrfluid oder den Bohrschlamm transportiert werden, mit einem (nichtgezeigten) ähnlichenSystem an der Erdoberflächekommuniziert. Folglich umfaßtdas Telemetriesystem in der Baugruppe 40 einen Schallsender,der ein akustisches Signal in dem Bohrfluid (anderweitig bekanntals "Schlammimpuls"), das für die imBohrloch gemessenen Parameter kennzeichnend ist, erzeugt.An assembly 40 for local communication and communication with the surface, which is exactly above the drill collar 39 is also in the BHA 34 contain. The assembly 40 includes a ring antenna 42 responsible for local communication with the resistance tool 36 (although other means of local communication may be used to advantage) and a conventional type of acoustic telemetry system that communicates via signals carried by the drilling fluid or drilling mud to a similar system on the surface (not shown) , Consequently, the telemetry system in the assembly includes 40 a sound transmitter which generates an acoustic signal in the drilling fluid (otherwise known as a "mud pulse") indicative of the parameters measured downhole.
[0091] Daserzeugte Schallsignal wird an der Oberfläche von Meßwandlern, die durch das Bezugszeichen 31 wiedergegebensind, empfangen. Die Meßwandler,beispielsweise piezoelektrische Meßwandler, setzen die empfangenenSchallsignale in elektronische Signale um. Der Ausgang der Meßwandler 31 istmit einem oberen Bohrloch-Empfangsuntersystem 90 gekoppelt,das die übertragenenSignale demoduliert. Der Ausgang des Empfangsuntersystems 90 istseinerseits mit einem Rechenprozessor 85 und einem Recorder 45 gekoppelt.Der Prozessor kann verwendet werden, um (unter anderem) das Formationswiderstandsprofilauf "Echtzeitbasis" während derVermessung oder nachträglichdurch Zugriff auf die vom Recorder 45 aufgezeichneten Datenzu bestimmen. Der Rechenprozessor ist mit einem Monitor 92 gekoppelt,der eine graphische Benutzeroberfläche ("GUI")verwendet, überdie die im Bohrloch gemessenen Parameter und bestimmte, daraus abgeleiteteErgebnisse (z. B. Widerstandsprofile) einem Benutzer graphisch dargebotenwerden.The generated sound signal is at the surface of transducers, denoted by the reference numeral 31 are received. The transducers, such as piezoelectric transducers, convert the received sound signals into electronic signals. The output of the transducer 31 is with an upper borehole receiving subsystem 90 coupled, which demodulates the transmitted signals. The output of the receiving subsystem 90 is in turn with a computer processor 85 and a recorder 45 coupled. The processor may be used to detect (among other things) the formation resistance profile on a "real-time basis" during the survey or subsequently by accessing it from the recorder 45 to determine recorded data. The computational processor is with a monitor 92 coupled using a graphical user interface ("GUI") that graphically presents the downhole measured parameters and certain derived results (eg, resistance profiles) to a user.
[0092] Außerdem istein oberes Bohrloch-Übertragungssystem 95 vorgesehen,das von dem Benutzer (z. B. überdie GUI auf dem Monitor 92) eingegebene Befehle empfängt unddazu dient, den Betrieb der Pumpe 29 in einer Weise, die durchMeßwandler 99 inder Baugruppe 40 erfaßbarist, wahlweise zu unterbrechen. In dieser Weise besteht zwischender Baugruppe 40 und der oberen Bohrlocheinrichtung eineZweiwegekommunikation. Eine geeignete Baugruppe 40 istin US 5 235 285 und 5 517 464 näher beschrieben.Fachleute wissen, daß alternativeSchalltechniken sowie andere (z. B. elektromechanische, elektromagnetische)Telemetriemittel zur Kommunikation mit der Oberfläche verwendetwerden können.There is also an upper borehole transmission system 95 provided by the user (eg via the GUI on the monitor 92 ) receives commands and serves to control the operation of the pump 29 in a way, by transducers 99 in the assembly 40 can be detected, optionally interrupt. In this way, there is between the assembly 40 and the upper downhole device a two-way communication. A suitable assembly 40 is in US 5,235,285 and 5,517,464 described in more detail. Those skilled in the art know that alternative sonic techniques as well as other (eg electromechanical, electromagnetic) telemetry means can be used to communicate with the surface.
[0093] Eswerden zwei Typen von Spulenantennen verwendet, um Meßwerte mitRichtungsempfindlichkeit zu bilden. Ein Typ gewinnt seine Richtungsempfindlichkeitdadurch, daß seineAntenne entweder z. B. aus der Mitte der Längsachse eines Bohrlochmeßwerkzeugsversetzt ist oder teilweise abgedeckt ist. Richtungsbezogene Messungenkönnenauch mit einer Antenne ausgeführtwerden, die so konfiguriert ist, daß ihr magnetisches Moment nichtauf die Längsachsedes die Antenne tragenden Werkzeugs ausgerichtet ist. Die vorliegendeErfindung bezieht sich auf den zweiten Typ einer richtungsempfindlichenAntenne.ItTwo types of coil antennas are used to provide readingsTo form directional sensitivity. A guy wins his sense of directionin that hisAntenna either z. B. from the middle of the longitudinal axis of a Bohrlochmeßwerkzeugsis offset or partially covered. Directional measurementscanalso with an antennawhich is configured so that its magnetic moment is noton the longitudinal axisof the antenna carrying tool is aligned. The presentThe invention relates to the second type of direction sensitiveAntenna.
[0094] 4 zeigtschematisch ein grundlegendes Widerstandswerkzeug 36 zurrichtungsbezogenen Messung elektromagnetischer (EM-) Wellen. DasWerkzeug 36 umfaßteine Sendeantenne T, die eine EM-Welle irgendeiner Frequenz f abschießt, undeine Empfangsantenne R, die sich um einen Abstand L entfernt befindet.Außerdemist das symmetrische Paar (T',R') in Übereinstimmungmit den Lehren aus US 2003/0085707A1 (Minerbo u. a.) gezeigt. ZurDeutlichkeit und Vereinfachung wird die folgende Abhandlung aufdie Sendeantenne T und die Empfangsantenne R beschränkt, obwohlsie allgemein auch auf das symmetrische Antennenpaar T' und R' anwendbar ist. Essei angemerkt, daß,obwohl die nebeneinander liegenden Momente der zwei symmetrischenPaare in 4 in derselben Ebene liegen,dies bei der vorliegenden Erfindung nicht erforderlich ist. Wie ausder folgenden Abhandlung deutlich wird, können Signale von zwei Paaren, derenMomente in verschiedenen Ebenen liegen, dennoch zusammenaddiertwerden, um äquivalenteErgebnisse zu erzielen, falls die extrahierten Koeffizienten oderdie richtungsbezogene Phasenverschiebung oder Dämpfung während der Symmetrierungsoperationverwendet werden. 4 schematically shows a basic resistance tool 36 for the directional measurement of electromagnetic (EM) waves. The tool 36 comprises a transmitting antenna T which fires an EM wave of any frequency f and a receiving antenna R which is distant by a distance L. In addition, the symmetrical pair (T ', R') is shown in accordance with the teachings of US 2003 / 0085707A1 (Minerbo et al.). For the sake of clarity and simplicity, the following discussion is limited to the transmit antenna T and the receive antenna R, although it is generally applicable to the balanced antenna pair T 'and R' as well. It should be noted that although the juxtaposed moments of the two symmetric pairs in FIG 4 lie in the same plane, this is not required in the present invention. As will be apparent from the following discussion, signals from two pairs whose moments are in different planes may still be added together to produce equivalent results if the extracted coefficients or the directional phase shift or attenuation are used during the balancing operation.
[0095] ImBetrieb erfaßtdie Empfangsantenne R eine Spannung V_RT,die durch die EM-Welle von der Sendeantenne T und deren in der durchdas Bohrloch mit dem Bohrlochmeßwerkzeug 36 durchdrungenenFormation erzeugten sekundärenStrömeninduziert wird. Beide Antennen T und R sind an dem Werkzeug 36 befestigtund drehen sich somit mit dem Werkzeug. Es sei angenommen, daß die Antennenorientierungenden Winkel q_T, bei der Sendeantenne T, undden Winkel q_R, bei der Empfangsantenne R,bilden. Die azimutale Änderungder Kopplungsspannung bei sich drehendem Werkzeug kann wie folgtdurch die kartesischen Kopplungskoeffizienten der magnetischen Dipoleausgedrücktwerden:
[0096] Gemäß einemAspekt der vorliegenden Erfindung sind diese Koeffizienten Funktionendes Formationswiderstands, der Bohrlochabweichung und des Azimutwinkelsam Werkzeugort.According to oneAspect of the present invention are these coefficients functionsformation resistance, borehole deviation and azimuth angleat the tool location.
[0097] Durcheine Symmetrierungsoperation, d. h. (θ_T ⇔ θ_R) vereinfacht sich die Gl. (1.1) zu: V ~(ϕ) ≡ V_RT(ϕ,θ_T,θ_R) – V_RT(ϕ,θ_R,θ_T) = 2[V_xz – V_zx]sin(θ_T – θ_R)cosϕ + 2[V_yz – V_zy]sin(θ_T – θ_R)sinϕ ≡ C ~_1c(θ_T,θ_R)cosϕ + C ~_1s(θ_T,θ_R)sinϕ (1.3) By a Symmetrierungsoperation, ie (θ _T ⇔ θ _R ) simplifies the Eq. (1.1) to: V ~ (φ) ≡ V _RT (Φ, θ _T , θ _R ) - V _RT (Φ, θ _R , θ _T ) = 2 [V _xz - V _zx ] Sin (θ _T - θ _R ) cosφ + 2 [v _{Y Z} - V _zy ] Sin (θ _T - θ _R ) sinφ ≡ C ~ _1c (θ _T , θ _R ) cosφ + C ~ _1s (θ _T , θ _R ) sinφ (1.3)
[0098] AlleHarmonischen zweiter Ordnung (C_2c, C_2s) verschwinden nach der Subtraktion, dasie wegen der Austauschbarkeit der Sender- und Empfängerdrehwinkelsymmetrisch sind. Folglich vereinfacht die Anti-Symmetrierung dieazimutale Änderungzu dem anti-symmetrierten Signal.All second order harmonics (C _2c , C _2s ) disappear after subtraction because they are symmetric because of the interchangeability of transmitter and receiver rotation angles. Thus, anti-symmetrization simplifies the azimuthal change to the anti-symmetric signal.
[0099] Indiesem Stadium ist der Referenzpunkt des Azimutwinkels beliebig.Zur Planung der Geometrie: Wenn der Referenzpunkt des Winkels fals zur Schichtungsebene senkrechte Richtung gewählt wird, dann ist auf Grundder Symmetrie V_yz = V_zy =0 und weist V ~(ϕ) eine reine cosϕ-Abhängigkeitauf. Bei der wirklichen Anwendung ist die Orientierung der Schichtungunbekannt. Jedoch kann bei irgendeiner gegebenen Referenz die Schichtungsorientierungwie folgt berechnet werden:
[0100] Mitder Drehung ϕ_Schicht wird x ^ senkrechtzur Schichtung, weshalb V ~(ϕ), abgesehen von einer Multiplikationskonstante2sin(θ_T – θ_R), genau [Vxz – Vzx] ist.With the rotation φ ^ x _layer is perpendicular to the layering, which is why ~ V (φ), except for a multiplicative constant is 2 sin (θ _T - - θ _R), which is [Vzx Vxz].
[0101] Sobalddie Spannung jeder der Empfängerspulen,die durch die jeweilige Senderspule bedingt ist, bestimmt ist, kannder Gesamtmeßwertbestimmt wer den: durch Addieren der Spannungen im Fall eines Induktionswerkzeugs;oder durch Nehmen des komplexen Verhältnisses der Spannungen imFall eines Ausbreitungswerkzeugs. Zum Beispiel kann bei der Ausbreitungs-Bohrlochmeßvorrichtungvon 4 der Absolutwert der Spannung an jedem Empfänger alsQuadratwurzel der Summe der Quadrate der Real- und Imaginärteile erhaltenwerden (Gl. 1.1 ), wobei das Verhältnis der Absolutwerte dieDämpfungliefert, aus der der überdie Dämpfungbestimmte Widerstand Rad erhalten werden kann (der spezifische elektrischeWiderstand von Formationen in einer relativ großen Untersuchungstiefe um dieEmpfänger).Die Phase fürjeden Empfängerwird aus dem Arcustangens des Verhältnisses der Imaginär- und Realteileder komplexen Spannung erhalten, wobei die Phasenverschiebung diePhasendifferenz an den beiden Empfängern ist. Der über diePhasenverschiebung bestimmte Widerstand R_ps kanndann erhalten werden (der spezifische elektrische Widerstand vonFormationen in einer relativ geringen Untersuchungstiefe um dieEmpfänger).Once the voltage of each of the receiver coils caused by the respective transmitter coil is determined, the total measured value can be determined by: adding the voltages in the case of an induction tool; or by taking the complex ratio of the voltages in the case of a burst processing tool. For example, in the propagation logging apparatus of FIG 4 The absolute value of the voltage at each receiver can be obtained as the square root of the sum of the squares of the real and imaginary parts (Eq.1.1), where the ratio of the absolute values provides the attenuation from which the attenuation-determined resistance Rad can be obtained (the specific electrical resistance of formations at a relatively large depth of investigation around the receivers). The phase for each receiver is obtained from the arctangent of the ratio of the imaginary and real parts of the complex voltage, the phase shift being the phase difference at the two receivers. The phase shift resistance R _ps can then be obtained (the resistivity of formations at a relatively low depth of investigation around the receivers).
[0102] BeiMessungen nach Art der Ausbreitung wird die Differenz (oder dasVerhältnis)des Logarithmus der Spannungen zwischen zwei Meßwerten genommen. Den Lehrenvon Minerbo u. a. folgend wird die Amplitude der azimutalen Antwort,d. h. die Differenz der Phasenverschiebung und der Dämpfung derMessung bei dem Winkel f und jener bei (f + 180), berechnet beimMaximum der Spannungsantwort, genommen. Dies führt von den Gln. (1.1-2) näherungsweisezu:
[0103] DasMaximum von |V| wird bei = 0 erreicht, wenn x als zur Schichtungsenkrechte Richtung gewählt wird.Bei dem Winkel ϕ = 0 berechnet ergibt Gl(1.5):
[0104] Diesist jedoch noch nicht der reine xz-zx-Typ von Antworten, die gewünscht werden,d. h., die gegenüberSchichtungsanisotropie und Neigungswinkel unempfindlich sind.Thisis not yet the pure xz-zx type of answers you wantd. h., the oppositeLayer anisotropy and tilt angle are insensitive.
[0105] Dievorliegende Erfindung bezieht sich auf richtungsbezogene Messungen,die in einem weiten Bereich von Neigungswinkeln und über einenweiten Frequenzbereich gegenüberAnisotropie der Formation unempfindlich sind. Wie oben erwähnt wordenist, basieren bestimmte Ausführungsformender Erfindung auf anti-symmetrierten Antennenkonfigurationen oder-systemen. Nun ergibt sich nach einer Symmetrierungsprozedur (θ_T ⇔ θ_R), wie von Minerbo u. a. beschrieben wordenist:
[0106] Diesgleicht wiederum der Antwort des Induktionstyps, obwohl der Nennernoch Komponenten besitzt, die nicht einfach [xz – zx] sind. Dies zeigt, daß die Symmetrierungsprozedurfür dieMessung nach Art der Ausbreitung Antworten erzeugen kann, die zujenen des symmetrierten Induktionstyps ähnlich, jedoch kein reiner Typsind. Es bestätigtsich auch, daß eineAusbreitungsmessung bei der azimutalen Antwort unter zwei beliebigenOrientierungen erfolgen kann.Thisagain equals the response of the induction type, though the denominatorstill has components that are not simply [xz - zx]. This shows that the Symmetrierungsprozedurfor theMeasurement by type of propagation can produce responses that are toosimilar to that of the balanced induction type, but not a pure typeare. It confirmsalso that onePropagation measurement in the azimuthal response under any twoOrientations can be made.
[0107] DieendgültigeAntwort dieser Analyse enthältKomponenten von verschiedenen Kopplungstypen, die im Lichte derherkömmlichenBohrlochmeßtechnikenzunächstunerwünschtscheinen. Jedoch ermöglichtdiese Antwort ein verbessertes Verfahren zur Ausführung derAusbreitungsmessung, das einfach und dem Induktionstyp viel näher ist.Die erfindungsgemäße richtungsbezogeneMessung gelingt durch Beachtung, daß verschiedene Kopplungstypensich natürlichdurch verschiedene azimutale Abhängigkeitenunterscheiden. Es sei angemerkt, daß zur Ausführung einer saubereren richtungsbezogenenMessung C₀, C_1c,C_1s verwendet werden können.The final response of this analysis includes components of different types of coupling, which initially appear undesirable in the light of conventional logging techniques. However, this response allows for an improved method of performing the propagation measurement that is simple and much closer to the induction type. The directional measurement according to the invention succeeds by considering that different types of coupling naturally differ by different azimuthal dependencies. It should be noted that for carrying out a cleaner directional measurement C ₀ , C _1c , C _1s can be used.
[0108] Einebestimmte Schichtungsorientierung ϕ_Schicht kannnach Gl (1.4) so angenommen werden, daß alle Winkel ϕ sowie x ^, y ^ mitdieser Richtung in Bezug stehen. In diesem Fall vereinfacht sichGl. (1.1) zu:
[0109] Folglichsollte die Analyse der verschiedenen Komponenten bei Zweispu lenmessungensowohl nach Art der Induktion als auch nach Art der Ausbreitungauf dem Spannung-V_RT(ϕ)-Niveauerfolgen. Dies erzeugt das genaue sinϕ-, cosϕ-,sin2ϕ- und cos2ϕ-Verhalten, daß durch einen neuartigen Verarbeitungsalgorithmus, derim nächstenAbschnitt beschrieben wird, extrahiert werden kann.Consequently, the analysis of the various components in Zweispu lenmessungen should be done both on the type of induction as well as the type of propagation at the voltage V _RT (φ) level. This produces the exact sinφ, cosφ, sin2φ, and cos2φ behaviors that can be extracted by a novel processing algorithm described in the next section.
[0110] Essei wiederum angemerkt, daß inspeziellen Fällen,wenn entweder θ_T = 0 oder θ_R =0, sowohl der sin2ϕ-Ausdruck als auch der cos2ϕ-Ausdruckverschwinden. Die Spannungsabhängigkeitbasiert lediglich auf den sinϕ- und cosϕ- Ausdrücken.It should be noted again that in special cases, when either θ _T = 0 or θ _R = 0, both the sin2φ term and the cos2φ term vanish. The voltage dependence is based only on the sinφ and cosφ expressions.
[0111] Einwichtiger Aspekt der Messungen der Phasenverschiebung und der Dämpfung nachArt der Ausbreitung ist, daß sienatürlichfür Messungen "während des Bohrens" geeignet ist, beidenen eine genaue Charakterisierung der Wärmedrift der Elektronik unterBedingungen im Bohrloch schwer zu erlangen ist. Die hier definiertenrichtungsbezogenen Phasenverschiebung- und Dämpfungsmessungen besitzen denVorzug eines herkömmlichenbohrlochkompensierten Ausbreitungs-Widerstandswerkzeugs: die Sende-und Empfangsantennencharakteristik und die Drift der Empfängerelektronikfallen beide aus der Messung heraus.Oneimportant aspect of measurements of phase shift and damping afterType of propagation is that theyNaturallysuitable for measurements "while drilling" atan accurate characterization of the heat drift of the electronics underDownhole conditions is difficult to obtain. The ones defined heredirectional phase shift and attenuation measurements have thePreference of a conventional oneborehole compensated propagation resistance tool: the transmissionand receive antenna characteristics and the drift of the receiver electronicsboth fall out of the measurement.
[0112] Essei außerdemangemerkt, daß derSymmetrierungsprozeß beidieser Erfindung mit den extrahierten Koeffizienten erfolgt, dieunabhängigvon dem wirklichen relativen Azimut der zwei TR-Paare verarbeitet werdenkann. Wenn die TR-Paar-Orientierung physisch in einen zusätzlichenWinkel f₀ um die Werkzeugachse gedreht wird,läßt sichdie Antwort durch genau denselben Ausdruck beschreiben, mit Ausnahme,daß fdurch f → f+ f₀ ersetzt ist. Dies hat große Auswirkungenauf die wirklichen Spulenkonfigurationen. Durch Verwendung von Messungenmit zwei TR-Paaren, jedoch mit unterschiedlichen azimutalen Orientierungen,kann der Symmetrierungsprozeß während derDrehung genauso erfolgen, als lägendie zwei Paare in derselben Ebene. Wenn das Werkzeug jedoch gleitet,kann das Meßsignalvon den zwei Orientierungen zur Konstruktion der erforderlichenrichtungsbezogenen Meßwerteverwendet werden, indem einfach ange nommen wird, daß sich derAzimut des Werkzeugs und der Schichtung gegenüber dem letzten Zeitpunkt,zu dem sich das Werkzeug noch drehte, nicht verändert. Folglich kann Gl. 1.3verwendet werden, um die Amplitude C1c und C1s zu erlangen, diezur Konstruktion der Ausbreitungsmessung erforderlich sind.It should also be noted that the balancing process in this invention is with the extracted coefficients that can be processed independently of the true relative azimuth of the two TR pairs. If the TR pair orientation is physically rotated at an additional angle f ₀ about the tool axis, the answer can be described by exactly the same expression, except that f is replaced by f → f + f ₀ . This has a big impact on the actual coil configurations. By using measurements with two TR pairs, but with different azimuthal orientations, the balancing process during rotation can be done in the same way as if the two pairs were in the same plane. However, if the tool slides, the measurement signal from the two orientations can be used to construct the required directional measurements by simply assuming that the azimuth of the tool and the lamination are opposite to the last time the tool was still rotating. not changed. Consequently, Eq. 1.3 be used to the amplitude C1c and C1s to it long, which are required for the construction of the propagation measurement.
[0113] DieseAnalysen könnenohne weiteres auf den herkömmlichenTRR-Typ von Messungen erweitert werden, wie von Minerbo u. a. beschriebenworden ist. Ein Fachmann kann leicht aufzeigen, daß dieseProzedur im Wesentlichen dieselbe Antwort, wie sie oben angegebenworden ist, jedoch mit dem doppelten Signal, wenn der Abstand zwischendem Empfängerpaarim Vergleich zum TR-Abstandviel kleiner ist, erzeugt. Die richtungsbezogenen Signale von denbeiden Empfängernaddieren sich einfach.TheseAnalyzes canwithout further ado to the conventional oneTRR type of measurements can be extended, as described by Minerbo u. a. describedhas been. A person skilled in the art can easily show that theseProcedure essentially the same answer as stated abovebut with the double signal when the distance betweenthe recipient pairin comparison to the TR distanceis much smaller, generated. The directional signals from theboth receiversjust add up.
[0114] 5A zeigteine TRR-Konfiguration, die bei jedem Neigungswinkel unempfindlichgegenüberAnisotropie ist, wobei 5B die Antworten gemäß dieserKonfiguration zeigt. Die Sendeantenne T1 wird gespeist, und diePhasenverschiebung und die Dämpfungder Empfangsantennen R11, R12 werden gemessen. Dann wird die SendeantenneT2 gespeist und werden die Phasenverschiebung und die Dämpfung derEmpfangsantennen R21, R22 gemessen. Die Werkzeugablesung entsprichtden Differenzen zwischen diesen beiden Meßwertgruppen. Da die einzelnenMeßwertebei jedem Neigungswinkel und bei jeglicher Anisotropie in einem homogenenMedium völliggleich sind, sind die Werkzeugablesungen in einem homogenen Mediumbei jeder Neigung null. 5A shows a TRR configuration that is insensitive to anisotropy at any tilt angle, where 5B shows the answers according to this configuration. The transmitting antenna T1 is energized, and the phase shift and the attenuation of the receiving antennas R11, R12 are measured. Then, the transmitting antenna T2 is fed and the phase shift and the attenuation of the receiving antennas R21, R22 are measured. The tool reading corresponds to the differences between these two groups of measured values. Since the individual readings at each tilt angle and with any anisotropy in a homogeneous medium are the same, the tool readings in a homogeneous medium at each tilt are zero.
[0115] DieMessungsantworten in einer anisotropischen Dreischichtenformationsind in 5B gezeigt. Die Werkzeugablesungist fern von dem Rand bei jeder Neigung null, wobei in der Nähe des Randsgeringe Empfindlichkeit vorhanden ist. Der Unterschied der Antwortenkommt daher, daß Ausbreitungsantwortennicht symmetrisch sind, wenn der Senderort und der Empfängerortvertauscht werden. Das Ausführeneiner Aufwärts-/Abwärtsmessungumfaßtselbst in der Nähedes Rands lediglich die Richtungsinformationen. Es sollte beachtetwerden, daß sichDämpfungsantwortenbei unterschiedlicher Neigung praktisch überlappen, wenn sich der (obenbeschriebenen) idealen XZ-ZX-Messung ähnlich alle Antennen in demselbenMedium befinden. Die Phasenverschiebungsmeßwerte überlappen sich ebenfalls, obwohlAntworten in der leitenden Schicht doppelte Werte besitzen (1 S/m).The measurement responses in an anisotropic three-layer formation are in 5B shown. The tool reading is zero away from the edge at any tilt, with little sensitivity near the edge. The difference of the answers is that propagation responses are not symmetric when the sender location and the receiver site are swapped. Performing an up / down measurement includes only the direction information even near the edge. It should be noted that attenuation responses at different slopes practically overlap when the ideal XZ-ZX measurement (described above) is similar to all the antennas in the same medium. The phase shift measurements also overlap, although responses in the conductive layer are doubled (1 S / m).
[0116] Algorithmenfür digitalenSignalprozessor (DSP) zum Extrahieren des Signals aus der azimutalenAbhängigkeit.algorithmsfor digitalSignal processor (DSP) for extracting the signal from the azimuthalDependence.
[0117] Ausder obigen Analyse geht hervor, daß die beste Möglichkeit,die richtungsbezogenen Meßwertezu extrahieren, ist, die Spannungssignale zu analysieren, die relevantenMeßwertezu extrahieren und diese dann durch Symmetrierung für den endgültigen Gebrauchbei der Geo-Steuerung zu synthetisieren. Das herkömmlicheVerfahren zum Umgang mit azimutalen Daten ist, diese in kleine Bunkeroder Klassen gleicher azimutaler Spannweite einzubunkern oder einzuteilen(siehe linker Abschnitt in 6), wiedies bei Widerstands- oder Dichte-Bohrlochbildern geschieht. Dannkönnendie Aufwärts-und Abwärtsklassendurch Lokalisieren des Maximums und des Minimums identifiziert werden.Jedoch bestehen bei dieser Technik viele Nachteile: 1. verkleinert das Bunkern den Auflösungswinkel der Messung; 2. führtdas Bunkern zu vergeudeten Daten, da Daten außerhalb der Aufwärts- undAbwärtsklassennicht zur Berechnung des Abstands zum Rand verwendet werden; 3. ist das Bunkern bei Vorkommen, die haften und rutschen (stickand slip), nicht gleichmäßig, weshalbdie Aufwärts-und Abwärtsbunkerleer sein könnenoder wenig Abtastwerte enthalten können, was in den Aufwärts-/Abwärtsmeßwerteneinen Fehler einführtund im schlimmsten Fall möglicherweisedie falsche Identifikation von Spitzenwerten erzeugt; 4. verbraucht das Bunkern mehr Speicherplatz. Ein Aspekt dervorliegenden Erfindung betrifft hauptsächlich das Bestimmen der Koeffizientender sinϕ-, cosϕ-, sin2ϕ- und cos2ϕ-Ausdrücke, dieeinen neuen Algorithmus definieren, der anstelle des herkömmlichenBunkerns verwen det wird. Diese erfindungsgemäße Technik wird als "komprimierte" Zusammenbau derazimutalen Antwort entsprechend Teilen der relevanten sin- und cos-Ausdrücke derrichtungsbezogenen Meßwerte,die iterativ genommen werden (vgl. die gezeichneten Punkte der 9),bezeichnet. Ein solcher Einpassungsalgorithmus erfolgt in einemDSP mittels eines Ganzzahlalgorithmus, so daß er schnell genug ist, umfür alleKanäleinnerhalb der 4-ms-Abtastzeit ausgeführt zu werden. Die genaue Verwendungder Azimutwinkelinformationen und die zufällige Bestimmung der Erfassungssequenzenmachen den Algorithmus robust gegen eine unregelmäßige Werkzeugdrehungsowie gegen Haften und Rutschen unter rauen Bohrbedingungen. Indieser Weise werden alle Daten anstatt nur die Daten in den zweiBunkern verwendet, um das Aufwärts-/Abwärtssignalzu erhalten, wodurch sich das Signal-Rauschverhältnis bei der Messung verbessert.Die Verwendung von genauen Azimutwinkeln macht auch die bestimmteSchichtungsorientierung genauer. From the above analysis, the best way to extract the directional measurements is to analyze the voltage signals, extract the relevant measurements, and then synthesize them by symmetrization for final use in geo-control. The traditional method for dealing with azimuthal data is to nest or divide them into small bunkers or classes of equal azimuthal span (see the left-hand section in FIG 6 ), as happens with resistance or density wellbore images. Then the uplink and downlink classes can be identified by locating the maximum and the minimum. However, there are many disadvantages with this technique: 1. bunkering reduces the resolution angle of the measurement; 2. bunkering leads to wasted data, because data outside the up and down classes is not used to calculate the distance to the edge; 3. Bunkering is inconsistent, sticking and sticking, which is why the up and down bunkers may be empty or may contain few samples, which introduces an error in the up / down measurements and at worst, in the worst case possibly generates the wrong identification of peaks; 4. The bunker consumes more space. One aspect of the present invention is primarily concerned with determining the coefficients of the sinφ, cosφ, sin2φ, and cos2φ terms that define a new algorithm that is used in place of conventional bunkering. This technique according to the invention is described as a "compressed" assembly of the azimuthal response corresponding to parts of the relevant sin- and cos-expressions of the directional measured values which are taken iteratively (cf the plots of FIG 9 ), designated. Such a fitting algorithm is done in a DSP by means of an integer algorithm so that it is fast enough to be executed for all channels within the 4 ms sampling time. The accurate use of azimuth angle information and the random determination of the acquisition sequences make the algorithm robust against irregular tool rotation, as well as sticking and sliding under harsh drilling conditions. In this way, all data is used instead of only the data in the two bunkers to obtain the up / down signal, thereby improving the signal-to-noise ratio in the measurement. The use of precise azimuth angles also makes the particular lamination orientation more accurate.
[0118] Dergenaue Algorithmus lässtsich wie folgt beschreiben: Gleitpunktimplementierung: Beginnenmit einem Anfangswert der Matrix P₀ unddes Vektors U₀ und danach Weitergehen zudem weiter unten beschriebenen Algorithmus (der in dem rechten Abschnittvon 6 auch graphisch dargestellt ist) mit Messwerty(Φ_i) und Basis r = (1cosΦ_isinΦ_icos2Φ_isin2Φ_i)^T, wobei P eineMatrix der Dimension M × Mist und U und r Vektoren der Dimension M sind. M ist die Dimensionder Basisfunktion. Nach der Iteration N konvergiert U zu einem Wert,der die Koeffizienten des Ausdrucks repräsentiert. Dieser Algorithmusist stabil, wobei Konvergenz üblicherweiseinnerhalb 10-15 Iterationen erzielt wird.The exact algorithm can be described as follows: Floating Point Implementation: Starting with an initial value of the matrix P ₀ and the vector U _0, and then proceeding to what is described below algorithm (which is in the right section of 6 is also shown graphically) with measured value y (Φ _i ) and basis r = (1 cos Φ _i sin Φ _i cos2Φ _i sin2Φ _i ) ^T , where P is a matrix of dimension M × M and U and r are vectors of dimension M. M is the dimension of the basis function. After iteration N, U converges to a value representing the coefficients of the expression. This algorithm is stable, with convergence usually achieved within 10-15 iterations.
[0119] Dergenaue Algorithmus ist nachstehend gezeigt: Initialisiere P₀ und U₀; für m = 1bis N_Abtastwerte
[0120] Invielen Fällenist die Gleitpunktimplementierung zu teuer, um sie mit gegenwärtig für das Bohrloch verfügbaren CPUsauszuführen,da es Hunderte von aufzubauenden Kanälen gibt und die Datenerfassungfür jedenAzimutwinkel ziemlich kurz (ms) sein muß, damit der Winkel bei höherer Umdrehungsgeschwindigkeit genauist. In dieser Situation kann eine geringfügig modifizierte Ganzzahlimplementierungangewandt werden, um die Genauigkeit zu erhöhen (z. B. durch Verwendungvon 32 Bits fürdie Multiplikation), ein erneutes Skalieren zur Vermeidung von Überlaufauszuführenund die Konvergenz zu beschleunigen. Die Werte der Basisfunktionkönnenauch im Voraus erzeugt und im Speicher gespeichert werden, um später zurErlangung des Werts fürden wahren Winkel ϕ_i interpoliertzu werden. Zusammenfassend sind die Ganzzahlalgorithmen: • auf16-bit-Ganzzahl-Datendarstellungen mit 32-bit-Ganzzahl-Zwischenvariablenbasiert; • effizienter,jedoch weniger genau; • anpaßbar anStrategien zur Erhöhungder Genauigkeit und Geschwindigkeit der Konvergenz: Skalierung, Initialisierungund erneute Initialisierung; • anpaßbar anStrategien zur Anpassung an eine DSP-Umgebung: Division, Rundung. In many cases, the floating point implementation is too expensive to carry out with CPUs currently available for the well because there are hundreds of channels to build and data acquisition for each azimuth angle must be quite short (ms) for the angle to be accurate at higher RPM. In this situation, a slightly modified integer implementation may be applied to increase accuracy (eg, by using 32 bits for multiplication), rescaling to avoid overflow, and speeding up convergence. The values of the basis function may also be generated in advance and stored in memory to be interpolated later to obtain the value for the true angle φ _i . In summary, the integer algorithms are: • based on 16-bit integer data representations with 32-bit integer intermediate variables; • more efficient, but less accurate; • adaptable to strategies to increase the accuracy and speed of convergence: scaling, initialization and reinitialization; • adaptable to strategies for adaptation to a DSP environment: division, rounding.
[0121] EinKonvergenzverlauf der Ganzzahlversion des Algorithmus ist in 7 gezeigt.Es sei angemerkt, daß dieZusammenbau ziemlich genau ist, wobei Fehler im Allgemeinen kleinerals 1 % sind. Ein sehr wichtiger Punkt bei der Einpassung ist, daß fast alleDaten verwendet werden, um die Koeffizienten abzuleiten (Richtungsmeßsignale),wodurch sich das Signal-Rauschverhältnis wesentlich verbessert.Wenn beispielsweise 32 Bunker verwendet werden, werden nur 1/16der Daten verwendet, falls die Aufwärts-/Abwärtsbunkerung implementiertist. Bei der Anwendung der komprimierten Einpassung wird im Gegensatzdazu fast allen Daten (bis auf den anfänglichen Konvergenzteil) Rechnunggetragen.A convergence history of the integer version of the algorithm is in 7 shown. It should be noted that the assembly is fairly accurate, with errors generally less than 1%. A very important point in the fit is that almost all data is used to derive the coefficients (direction measurement signals), which significantly improves the signal-to-noise ratio. For example, if 32 bunkers are used, only 1/16 of the data will be used if up / down bunking is implemented. By contrast, the application of compressed fitting takes account of almost all data (except for the initial convergence part).
[0122] Dabei der (oben beschriebenen) Einpassungstechnik nur die relevantenSignale extrahiert werden, müssennur die nützlichenKoeffizienten gespeichert werden. Folglich ist es in diesem Fallnur notwendig, 5 Koeffizienten im Vergleich zu 32, wenn unter Verwendungdes 32-Bunker-Beispiels alle Daten zu bunkern sind, zu speichern.Fachleute erkennen die Vorteile der erfindungsgemäßen Technik,die die Genauigkeit des extrahierten Signals und eine bestimmteErhöhungder Genauigkeit des Azimutwinkels umfaßt.Therein the (above described) fitting technique only the relevant onesSignals must be extractedonly the useful onesCoefficients are stored. Consequently, it is in this caseonly necessary, 5 coefficients compared to 32 when usingof the 32-bunker example, all data is to be bunkered.Experts recognize the advantages of the technique according to the invention,the accuracy of the extracted signal and a specific oneincreasethe accuracy of the azimuth angle.
[0123] Ineinem weiteren Aspekt liefert die vorliegende Erfindung die Charakterisierungdes Rauschens bei den richtungsbezogenen Messungen. So kann in Ausführungsformen,in denen nur eine Antenne des ersten Antennenpaars (TR) einen schräg gestelltenmagnetischen Dipol aufweist, das Rauschen der gemessenen Spannungssignaledurch die zweiten harmonischen Koeffizienten gekennzeichnet werden.In Ausführungsformen,in denen jede der ersten Antennen entweder einen schräg gestelltenoder einen quer gestellten magnetischen Dipol aufweist und die Einpassungskoeffizientendie dritten harmonischen Koeffizienten umfassen, kann das Rauschender gemessenen Spannungssignale durch die dritten harmonischen Koeffizientengekennzeichnet werden. In nochmals anderen Fällen kann das Rauschen dergemessenen Spannungssignale durch Kombinieren der Signale gekennzeichnetwerden.In another aspect, the present invention provides the characterization of noise in the directional measurements. Thus, in embodiments in which only one antenna of the first antenna pair (TR) has a tilted magnetic dipole, the noise of the measured Voltage signals are characterized by the second harmonic coefficients. In embodiments in which each of the first antennas has either an oblique or a transverse magnetic dipole and the matching coefficients comprise the third harmonic coefficients, the noise of the measured voltage signals may be characterized by the third harmonic coefficients. In still other cases, the noise of the measured voltage signals may be characterized by combining the signals.
[0124] Dievorliegende Erfindung ist auch auf Bedingungen anwendbar, unterdenen das Bohrlochmeßinstrumentnicht gedreht wird, wie z. B. währendeiner Unterbrechung der Bohrstrangdrehung beim richtungsbezogenenBohren mit einer Schlammotoreinheit. Unter solchen Bedingungen istdas zweite Antennenpaar (T'R') vorzugsweise symmetrischzu dem ersten Antennenpaar. Der Azimut einer interessierenden Formationsschichtwird durch Kombinieren dieser Antennenkopplungen (wie oben beschriebenworden ist) und Bestimmen der Konstante und der ersten harmonischenKoeffizienten aus den gemessenen Spannungssignalen, die bei sichnicht drehendem Instrument erfaßtwerden, bestimmt. Die bestimmten Koeffizienten können dann verwendet werden,um den iterativen Zusammenbau auszuführen, wenn sich das Bohrlochmeßinstrumentwieder dreht.TheThe present invention is also applicable to conditions underwhich the logging instrumentis not rotated, such. Duringan interruption of the Bohrstrangdrehung when directionalDrilling with a mud motor unit. Under such conditions isthe second antenna pair (T'R ') preferably symmetricalto the first antenna pair. The azimuth of a formation layer of interestis done by combining these antenna couplings (as described aboveand determining the constant and the first harmonicCoefficients from the measured voltage signals, which in itselfnot rotating instrument detectedbe determined. The determined coefficients can then be usedto perform the iterative assembly when the loggerturns again.
[0125] Gemäß einemweiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung können die bestimmten Koeffizientenverwendet werden, um die Orientierung der Formationsschichtung zuerlangen. Fürjeden Kanal von richtungsbezogenen Meßwerten kann die Orientierungder Schichtung durch Gl. 1.4 bestimmt werden. Es sei ferner angemerkt,daß derMittelwert von vielen Kanälen,gewichtet durch eine Funktion der relativen Signalstärke jedes Kanals,der eine Messung enthält,ebenfalls zum Erhöhender Genauigkeit verwendet werden kann, da diese Orientierung für alle Kanäle gleichsein sollte. Die Amplitude und die Phase des Spannungssignals V_RT(ϕ_Schicht) beider zur Schicht senkrechten angenommenen Richtung können dannberechnet werden.According to another aspect of the present invention, the determined coefficients may be used to obtain the orientation of the formation stratification. For each channel of directional measurements, the orientation of the stratification can be determined by Eq. 1.4 be determined. It should also be noted that the average of many channels, weighted by a function of the relative signal strength of each channel containing a measurement, can also be used to increase the accuracy, since this orientation should be the same for all channels. The amplitude and phase of the voltage signal V _RT (φ _layer ) in the direction perpendicular to the layer can then be calculated.
[0126] Dierichtungsbezogene Phasenverschiebung und Dämpfung kann mit Gl. 1.10 berechnetwerden. Die Symmetrierung wird dann ausgeführt, um das endgültige Signalzu erzeugen, das benötigtwird, um den Abstand zum Rand zu finden. Selbstverständlich kanndie Reihenfolge dieser Schritte jedoch variiert werden, wobei sich ähnlicheoder gleiche Antworten ergeben.Thedirectional phase shift and damping can be calculated with Eq. Calculated 1.10become. The balancing is then carried out to the final signalto produce that needswill be to find the distance to the edge. Of course you canhowever, the order of these steps varies, with similar onesor give the same answers.
[0127] Umden Randabstand in Echtzeit zu erhalten, können zwei Techniken angewandtwerden. Füreinfache Modelle (lediglich ein Rand) ermöglicht eine Queraufzeichnungvon zwei richtungsbezogenen Messungen sowohl das Erlangen des Abstandszum Rand als auch des Formationswiderstands einer der Schichten.Ein repräsentativesQueraufzeichnungsdiagramm ist in 8 gezeigt,wobei die Antwort einer 84-Zoll-100-kHz-Dämpfung über einem 28-Zoll-2MHz-Phasenverschiebungswiderstandverwendet wird (wobei der Schulterwiderstand R_h =0,8 Ωm,R_v = 3,6 Ωm beträgt). Hierbei erübrigt dieSymmetrierung wirksam die Berücksichtigunganderer Parameter wie etwa der Anisotropie und der Neigung. DieDiagramme fürsymmetrierte Messung sind einfach. Die Verwendung verschiedenerKombinationen von Paarmessungen, um ein widerspruchsfreies Bildzu erhalten, erhöhtdas Vertrauen in die Interpretation.To obtain the edge distance in real time, two techniques can be used. For simple models (one edge only), a cross-plot of two directional measurements allows both the distance to the edge and the formation resistance of one of the layers to be obtained. A representative cross-record diagram is in 8th using the response of a 84 inch 100 kHz attenuation over a 28 inch 2MHz phase shift resistance (where the shoulder resistance is R _h = 0.8 Ωm, R _v = 3.6 Ωm). Here, the balancing effectively eliminates the consideration of other parameters such as anisotropy and tilt. The diagrams for balanced measurement are simple. The use of different combinations of pair measurements to obtain a consistent image increases confidence in the interpretation.
[0128] 9 zeigtdie Verwendung einer auf Queraufzeichnung basierenden Inversionzur Interpretation der richtungsbezogenen Messungen. Zwei richtungsbezogene84-Zoll-400-kHz-Messungen werden verwendet, um die Meßwerte anhandeines Ein-Rand-Modells mit festem Schichtwiderstand bei 100 Ωm und veränderlichemSchulterschichtwiderstand (unterhalb des Werkzeugs) und veränderlichemAbstand zu interpretieren. Die Antwort ist gegenüber dem Schichtwiderstand unempfindlich,wobei das Signal hauptsächlichdurch den Schulterschichtwiderstand und den Schulterschichtabstandbestimmt ist. Die auf das eingefangene Bildschirmbild geplottetenPunkte geben Schulterschicht-Widerstandsmessungen und Abstandsablesungenan. Der Widerstandswert und der Abstandswert werden aus der Queraufzeichnunggelesen und auf dem Bildschirm ausgegeben. 9 shows the use of a cross-record based inversion to interpret the directional measurements. Two directional 84-inch 400 kHz measurements are used to interpret the measurements using a one-edge model with fixed sheet resistance at 100 Ωm and variable shoulder-layer resistance (below the tool) and variable spacing. The response is insensitive to sheet resistance, with the signal being primarily determined by the shoulder-layer resistance and shoulder-layer spacing. The points plotted on the captured screen image indicate shoulder layer resistance measurements and distance readings. The resistance value and the distance value are read from the cross recording and output on the screen.
[0129] Für den Einschichtenrand-Fall,bei dem die Widerständeder Schichten beiderseits des Rands bekannt sind, können dreiEingaben verwendet werden, wovon wenigstens eine eine Messung desspezifischen elektrischen Widerstands in der Umgebung des Werkzeugs(z. B. des Werkzeugs 36 in 3) ist.For the single layer edge case where the resistances of the layers are known on both sides of the edge, three inputs can be used, at least one of which is a measurement of the resistivity in the vicinity of the tool (eg the tool 36 in 3 ).
[0130] Für komplexereModelle, die mehr Ränderbetreffen, wird ein auf der offenbarten Technik von US 6 594 584 basierendes Inversionsprogrammverwendet. Eine Bahn des Bohrlochs wird auf ein anfänglichesModell der Formation projiziert. In einem Segment der Bohrlochbahnist ein Bohrlochmeßwerkzeugangeordnet, dessen Antworten entlang des Segments gemessen werden.Die gemäß dem Modellerwarteten Antworten des Werkzeugs werden ebenfalls bestimmt. Differenzen,die sich aus einem Vergleich zwischen den erwarteten und den gemessenenAntworten entlang des Segments ergeben, werden dann verwendet, umdas Modell abzustimmen, wobei der Zyklus des Vergleichens und Abstimmenswiederholt werden, bis die Differenzen unter eine gewählte Schwellefallen. Die Robustheit des Inversionsmodells wird mit mehreren Startpunktenund physikalischen Kriterien zur Unterscheidung zwischen Lösungen verbessert.For more complex models involving more edges, one based on the disclosed art US 6,594,584 based inversion program used. A trajectory of the borehole is projected onto an initial model of the formation. Disposed in a segment of the wellbore is a logging tool whose responses are measured along the segment. The answers expected according to the model of the tool are also determined. Differences resulting from a comparison between the expected and measured responses along the segment are then used to tune the model, repeating the cycle of comparing and tuning until the differences fall below a selected threshold. The robustness of the inversion model is improved with multiple starting points and physical criteria for distinguishing between solutions.
[0131] Danachwird ein Inversionsalgorithmus angewandt. Dieser Algorithmus nimmtjegliche Meßwerteals Eingabe an und findet dann das widerspruchsfreieste Modell zudiesen Daten. Es werden mehrere Modell durchgespielt, wobei dasbeste Modell automatisch gewähltwird. Eine typische Widerstandsprofilrekonstruktion ist in 10A gezeigt, währenddie entsprechende Rand-(Struktur)-Konstruktion in 10B gezeigt ist. Diese Ergebnisse zeigen, daß die Lösungen beieiner Annäherungan leitende Schichten genauer sind als bei einer Annäherung anmit Widerstand behaftete Schichten. Dies wird erwartet, da die richtungsbezogenenAntworten primärdurch die leitende Schicht definiert sind und eine weitaus höhere Empfindlichkeitgegenübereiner Widerstandsänderungin leitenden Schichten darüberund darunter aufweisen als gegenübereiner Widerstandsänderungvon mit Widerstand behafteten Schulterschichten.Then an inversion algorithm is applied. This algorithm takes all measurements as input and then finds the most consistent model for this data. Several models are played through, with the best model automatically selected. A typical resistance profile reconstruction is in 10A shown while the corresponding edge (structure) construction in 10B is shown. These results show that the solutions are more accurate when approaching conductive layers than when approaching resistive layers. This is expected because the directional responses are primarily defined by the conductive layer and have much higher sensitivity to resistance change in conductive layers above and below than to resistance change of resistive shoulder layers.
[0132] Einweiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung ist die Verwendung derbestimmten Randabstände, umGeo-Steuenangsentscheidungen zu treffen. Der gesamte Arbeitsablaufplander Geo-Steuerung läßt sich mitBezug auf 11 beschreiben. Zuerst werdenbei Kasten 110 unter Anwendung der oben beschriebenen komprimiertenEinpassungstechnik Echtzeit-Richtungsmeßwerte aus gewählt. Dierichtungsbezogenen Meßwertewerden dann bei Kasten 120 durch Zeigen der Rohprotokollantwortenoder, wie in den 8 und 10 (die hieran anderer Stelle beschrieben sind), durch Queraufzeichnungsdiagrammevisualisiert.Another aspect of the present invention is the use of the determined edge distances to make geo-control decisions. The entire workflow of the geo-control can be related to 11 describe. First, box 110 real-time directional readings are selected using the compressed fitting technique described above. The directional measurements are then box 120 by showing the raw protocol responses or, as in the 8th and 10 (which are described elsewhere), visualized by cross-recording diagrams.
[0133] DerEntscheidungspunkt 130 lenkt dann den Arbeitsablaufplanin Abhängigkeitdavon, ob ein geeignetes Modell identifiziert worden ist. Fallsdas Formationslayout oder einige andere Parameter bekannt sind, ermöglicht dieseLösungdem Benutzer, die bekannten Parameter einzubringen. Beispielsweisekann der spezifische elektrische Widerstand oder die Schichtungder oberen Schulterschicht als stabil bekannt sein, und es kannmit hoher Gewißheitbekannt sein, daß darunterkein Rand ist. Solche Informationen ermöglichen z. B. die Wahl desModells mit einem einzigen Rand und einem festen Schulterschichtwiderstand.Mathematisch bedeutet dies, daß nurdrei Parameter, der horizontale und der vertikale Widerstand derSchicht (R_h und R_v)und der Abstand zum oberen Rand, invertiert werden müssen. Diesist ein Beispiel fürdie Vollmodellinversion (Kasten 140), die eine widerspruchsfreieInterpretation sicherstellt und Verwirrung in Grenzfällen, indenen es vorzuziehen ist, ein nicht physikalisches Modell mit besserermathematischer Tauglichkeit zu wählen,vermeidet.The decision point 130 then redirects the workflow plan depending on whether a suitable model has been identified. If the formation layout or some other parameter is known, this solution allows the user to introduce the known parameters. For example, the resistivity or stratification of the upper shoulder layer may be known to be stable, and it may be known with great certainty that there is no edge underneath. Such information allows z. For example, choosing the model with a single edge and a firm shoulder layer resistance. Mathematically, this means that only three parameters, the horizontal and the vertical resistance of the layer (R _h and R _v ) and the distance to the upper edge, must be inverted. This is an example of full-scale inversion (Box 140 ), which ensures a consistent interpretation and avoids confusion in borderline cases where it is preferable to choose a non-physical model with better mathematical capability.
[0134] Alternativwerden schnelle näherungsweiseInversionen mit mehreren Modellen durchgespielt (Kasten 150)zusammen mit einem automatischen Modellauswahlalgorithmus (Kasten 160).Der Algorithmus spielt verschiedene Modelle von einfach (kein Rand,isotropische Formation) bis höchstkomplex (zwei Abständeund anisotropische Formation) durch, die umfassen: • homogen-isotropisch(ein einzelner Parameter: spezifischer elektrischer Widerstand); • homogen-anisotropisch(zwei Parameter: Rh und Rv); • isotropischeEin-Rand-Formation, Rand oben oder unten (drei Parameter: R_Schicht, R_Schulter undAbstand zum Rand); • anisotropischeEin-Rand-Formation, Rand oben oder unten (vier Parameter: R_{Schicht_h}, R_{Schicht_v},R_Schulter und Abstand zum Rand); • isotropischeZwei-Rand-Formation, drei Parameter (fünf Parameter: R_Schicht,R_{Schulter_aufwärts} R_{Schulter_abwärts} und Abstandzum Rand Oberhalb und unterhalb des Werkzeugs); und • anisotropischeZwei-Rand-Formation, drei Parameter (sechs Parameter: R_{Schicht_h},R_{Schicht_v}, R_{Schulter_aufwärts} R_{Schulter_abwärts} undAbstand zum Rand oberhalb und unterhalb des Werkzeugs). Alternatively, fast approximate inversions with several models are played through (box 150 ) together with an automatic model selection algorithm (Box 160 ). The algorithm performs several models from simple (no edge, isotropic formation) to highly complex (two distances and anisotropic formation), which include: Homogeneous-isotropic (a single parameter: specific electrical resistance); Homogeneous-anisotropic (two parameters: Rh and Rv); • isotropic one-edge formation, edge up or down (three parameters: R _layer , R _shoulder and distance to the edge); • Anisotropic one-edge formation, edge up or down (four parameters: R _{layer_h} , R _{layer_v} , R _shoulder and distance to the edge); • isotropic two-edge formation, three parameters (five parameters: R _layer , R _{shoulder_upward} R _{shoulder_downward} and distance to the edge above and below the tool); and • Anisotropic two-edge formation, three parameters (six parameters: R _{layer_h} , R _{layer_v} , R _{shoulder_up} R _{shoulder_down} and distance to the edge above and below the tool).
[0135] EineLösungwird bei jedem Modell erhalten.Asolutionis obtained on every model.
[0136] DerModellauswahlalgorithmus verwendet für richtungsbezogene Meßwerte physikalischeRandbedingungen und stellt Bedingungen auf, die das "einfachste Modell,das zu den Daten paßt" (Bayesche Rasierklinge)wählt.Zur Herabsetzung der Modellkomplexität kann das herkömmlicheAkaike-Informationskriterium (AIC) oder das Bayesche Informationskriteriumverwendet werden.Of theModel selection algorithm uses physical for directional measurementsConstraints and sets conditions that are the "simplest model,that fits the data "(Bayesche razor blade)chooses.To reduce the model complexity, the conventionalAkaike Information Criterion (AIC) or Bayesian Information Criterionbe used.
[0137] AmEntscheidungspunkt 180 wird dann eine Modellvalidierungdurchgeführt,um zu bestimmen, ob das gewählteModell zu Vorkenntnissen überdie geologische Formation oder anderen Messungen wie etwa Messungenmit Gammastrahlen oder anderen in Echtzeit verfügbaren Messungen, die durchden Kasten 170 repräsentiertsind, widerspruchsfrei ist. Wenn das Modell mit den anderen Datenkonsistent ist, wird es als Eingabe (Kasten 190) in dieBohrentscheidung (Kasten 200) angenommen, wobei bei Kasten 210 einpassender Bericht erstellt wird. Die Implementierung der Bohrentscheidungführt zuweiteren Echtzeit-Richtungsmessungen (Kasten 100), diewiederum bei den Einpassungs- und Visualisierungsschritten der Kästen 110 und 120 eingegebenwerden. Wenn das gewählteInversionsmodell widersprüchlichzu den anderen Messungen aus dem Kasten 170 ist, ist eineAktualisierung des Modells nötig.In diesem Fall wird im interaktiven Modus ein Unter-Ablauf 220 angewandt,der zu dem komplexen Inversionsprogramm des '584-Patents widerspruchsfrei ist.At the decision point 180 A model validation is then performed to determine if the selected model has prior knowledge of the geological formation or other measurements such as measurements with gamma rays or other real-time available measurements taken by the box 170 are contradictory. If the model is consistent with the other data, it will be considered On gift (box 190 ) into the drilling decision (box 200 ), where in box 210 a matching report is created. The implementation of the drilling decision leads to further real-time directional measurements (Box 100 ), in turn, during the fitting and visualization steps of the boxes 110 and 120 be entered. If the chosen inversion model is contradictory to the other measurements in the box 170 is, an update of the model is necessary. In this case, in interactive mode, a subflow 220 which is consistent with the complex inversion program of the '584 patent.
[0138] Häufig kanndie automatische Inversion eine Interpretation erzeugen, die nichtwiderspruchsfrei ist. Sie kann durch das von der Elektronik verursachteMeßrauschensowie durch das "Modellrauschen", d. h. die Tatsache,daß daswirkliche Modell von allen bei der Inversion durchgespielten Modellenverschieden ist, verursacht sein. Beispielsweise sind Bohrloch,Einbruch, dünneSchichten, Querschichtungen und endliche Werkzeuggröße in denModellen nicht enthalten, wobei sie eine Fehlanpassung bei den Einpassungsbauprozessen hervorrufenkönnen.Often canthe automatic inversion produce an interpretation that is notis consistent. It can be caused by the electronicsmeasurement noiseas well as the "model noise", d. H. the fact,that thisreal model of all inversion-driven modelsis different, caused. For example, borehole,Burglary, thinLayers, cross layers and finite tool size in theModels, causing a mismatch in fitting processescan.
[0139] DieFlexibilitätund die Fähigkeiteines Benutzers, das gemeinsame Modell für ein Datensegment interaktivzu wählen,ist der Schlüsselfür eineerfolgreiche Interpretation der Meßwerte. Die Software, die den Interaktivmodus-Unter-Ablauf(Kasten 220) definiert, besitzt Merkmale, die ermöglichen:die Modellverfeinerung (Kasten 221), die auf Trends, Vorkenntnissenoder einer äußeren Informationsquellebasiert; die Beschränkungoder Fixierung auf einige Inversionsparameter (Kasten 222);die Entfernung einiger Meßwerte,die von der in dem Modell nicht enthaltenen Umgebung stärker beeinflußt seinkönnen;und der erneuten Verarbeitung der Daten (Kasten 223).The flexibility and ability of a user to interactively choose the common model for a data segment is the key to successful interpretation of the measurements. The software that runs the interactive mode subflow (box 220 ) has features that enable: the model refinement (box 221 ) based on trends, previous knowledge or an external source of information; the restriction or fixation on some inversion parameters (box 222 ); the removal of some measurements that may be more affected by the environment not contained in the model; and reprocessing the data (Box 223 ).
[0140] 12 zeigteinen allgemeinen Arbeitsablauf zum Erzeugen von Queraufzeichnungenvon richtungsbezogenen Messungen, die Randabstände liefern, wie hier an andererStelle beschrieben worden ist. Die Erzeugung oder Modifikation einerQueraufzeichnung ist durch den Unter-Ablauf 20 wiedergegeben,der durch das Definieren eines geeigneten Modells initiiert wird(Kasten 30). Dann werden je nach Fähigkeit, den Schulterwiderstandzu bestimmen/vorherzusagen, geeignete richtungsbezogene Meßwerte ausgewählt (Kasten 30).Wenn der Schulterschichtwiderstand zuverlässig bekannt ist, wie diesin großenFeldern, in denen viele Bohrlöchergebohrt werden, häufigder Fall ist, basiert die Interpretation auf einem spezifischenelektrischen Widerstand und einer richtungsbezogenen Messung (Kasten 50),um den wahren (schulterschichtkorrigierten) Schichtwiderstand undden Abstand zum Rand zu bestimmen. Wenn der Schulterschichtwiderstandnicht bekannt ist, ist zu empfehlen, die Queraufzeichnung von zweirichtungsbezogenen Messungen zu verwenden (Kasten 60),wie dies in 9 gezeigt ist, um den Schulterschichtwiderstandund den Abstand zum Rand zu bestimmen. Die ausgewählten Meßwerte werdenin das definierte Modell eingegeben, um Antworten zu erzeugen, beiKasten 70, die visualisiert werden können (Kasten 80),wie durch die 8 und 9 angegebenist. In Fällen,in denen zwar kein spezifi scher elektrischer Widerstand bekanntist, jedoch die Bereiche seiner Differenz bekannt sind, ist es möglich, durchKombinieren eines Widerstands und zweier richtungsbezogener Messungendreidimensionale Queraufzeichnungen zu erzeugen. 12 FIG. 12 shows a general workflow for generating cross logs of directional measurements that provide edge spacings, as described elsewhere herein. The generation or modification of a cross record is through the subroutine 20 which is initiated by defining an appropriate model (Box 30 ). Then, depending on the ability to determine / predict shoulder resistance, appropriate directional measurements are selected (Box 30 ). If the shoulder-layer resistance is reliably known, as is often the case in large fields in which many holes are drilled, the interpretation is based on a specific electrical resistance and a directional measurement (Box 50 ) to determine the true (shoulder-layer corrected) sheet resistance and the distance to the edge. If shoulder-layer resistance is not known, it is recommended to use the cross-plot of two directional measurements (Box 60 ), as in 9 is shown to determine the shoulder layer resistance and the distance to the edge. The selected measurements are entered into the defined model to generate responses, box 70 that can be visualized (box 80 ), as by the 8th and 9 is specified. In cases where no specific electrical resistance is known, but the ranges of its difference are known, it is possible to generate three-dimensional cross-records by combining one resistor and two directional measurements.
[0141] Sobalddie Queraufzeichnung einmal erzeugt oder aktualisiert worden ist(Unter-Ablauf 20) kann sie stets mit zusätzlichenEchtzeit-Meßwertenaktualisiert (Kasten 100) und visualisiert (Kasten 120') werden. Die Verarbeitungder Queraufzeichnung von richtungsbezogenen Messungen ergibt denAbstand zu einer oder mehreren Formationsgrenzen und den spezifischenelektrischen Widerstand einer oder mehrere Schichten (Kasten 220),die ausgegeben und visualisiert werden können (Kasten 230),um bei Kasten 200 die Bohrentscheidung zu instruieren.Once the cross record has been created or updated once (subflow 20 ) can always be updated with additional real-time measurements (Box 100 ) and visualized (box 120 ' ) become. Processing the cross-record of directional measurements gives the distance to one or more formation boundaries and the resistivity of one or more layers (box 220 ), which can be output and visualized (box 230 ) to box 200 to instruct the drilling decision.
[0142] Gemäß einemweiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung ist eine graphische Benutzeroberfläche (GUI)geschaffen worden, um die Verwendung des Programms zu erleichternund die invertierten Schichtungsmodelle zur Sichtbarmachung für den Benutzeranzuzeigen. Ein Blockschaltplan, der die Struktur der GUI und verschiedeneWege zur Verarbeitung von Daten aufzeigt, ist in 13 gezeigt.Demgemäß ermöglicht die GUI: – Vorwärtsdurchspieleneines Modells füreine gegebene Schichtung – Queraufzeichnungenzur Meßempfindlichkeitsanalyse – Inversionvon Echtzeit-Daten, gekennzeichnet durch: – eineauf einer Queraufzeichnung basierende Inversion eines spezifischenelektrischen Widerstands und eines Abstands (für einen gegebenen Schulter-oder Schichtwiderstand) – eineautomatische Interpretation unter Anwendung der schnellen Inversion,die auf der Überlagerungvon Ein-Rand-Antworten und der automatischen Modellauswahl, physikalischenRandbedingungen kombiniert mit dem Akaike-Informationskriteriumoder einer Modellmischung basiert – eineinteraktive Interpretation, die auf einer Vollinversion von (biszu 6) Parametern aus einem Dreischichtenmodell (Schicht und zweiSchultern – zweiAbständeund vier Widerstände)basiert, das Durchspielen eines Vollmodells mit geschichtetem Medium,mit Optionen zur Wahl/Abwahl mancher Inversionsparameter und derenBeschränkungund/oder zur Auswahl und erneutem Gewichten verfügbarer Meßwerte – dasUmschalten zwischen dem schnellen und dem interaktiven Modus zurModellverfeinerung – dieVisualisierung von Messung und Inversion In accordance with another aspect of the present invention, a graphical user interface (GUI) has been provided to facilitate the use of the program and display the inverted layering models for visualization to the user. A block diagram showing the structure of the GUI and various ways of processing data is shown in FIG 13 shown. Accordingly, the GUI allows: - Forwarding through a model for a given stratification - Cross records for measuring sensitivity analysis - Inversion of real-time data, characterized by: A cross record based inversion of a specific electrical resistance and a distance (for a given shoulder or sheet resistance) An automatic interpretation using the fast inversion based on the superposition of one-way responses and the automatic model selection, physical boundary conditions combined with the Akaike information criterion or a model mixture An interactive interpretation based on a full inversion of (up to 6) parameters from a three-layer model (layer and two shoulders - two distances and four resistances), playing through a full model with layered medium, options for selecting / deselecting some inversion parameters, and limiting and / or selecting and re-weighting available measurements - Switching between the fast and the interactive mode for model refinement - the visualization of measurement and inversion
[0143] EinBeispiel eines Interpretationsbildschirms ist in 14 gezeigt.Sowohl die Meßwerte,die bei der Inversion verwendet werden, als auch die Bohrlochbahnwerden auf dem Bildschirm angezeigt. Die invertierten Ergebnisse,die den Abstand zu oberen und unteren Rändern und die spezifischenelektrischen Widerstände derSchicht und zweier Schulterschichten umfassen, werden graphischangezeigt. Die Ergebnisse werden Punkt um Punkt und auf rekonstruiertenRandpositionen basierend angezeigt. Es ist möglich, die stratigraphischeNeigung abzuleiten. Es sei angemerkt, daß, obwohl das Vorwärtsmodelldurchspielenin der Inversionsschleife ein 1 D-Schichtenmedium ist, die Lösung denAufbau komplexerer Formationsbilder ermöglicht, einschließlich – nichtparalleler Ränder – derErfassung von Fehlern einschließlichsub-seismischer Fehler. An example of an interpretation screen is in 14 shown. Both the measured values used in the inversion and the borehole track are displayed on the screen. The inverted results, which include the distance to upper and lower edges and the resistivities of the layer and two shoulder layers, are graphically displayed. The results are displayed point by point and based on reconstructed edge positions. It is possible to deduce the stratigraphic inclination. It should be noted that although forward modeling in the inversion loop is a 1D layer medium, the solution enables the construction of more complex formation images, including - not parallel edges - the detection of errors including sub-seismic errors.
[0144] Beieiner TRR-Konfiguration, bei der die Sendeantenne und wenigstenseine der Empfangsantennen gedreht sind, können gemäß den Lehren aus US 2003/0200029A1(Omeragic u. a.) Anisotropiemessungen ausgeführt werden. Die erfaßten EM-Signale,die sich auf einen Phasenunterschied oder ein Größenverhältnis beziehen, werden kombiniert,um die Anisotropie zu bestimmen. Es sei angemerkt, daß von Omeragicu. a. eine neuartige Bohrlochkompensationstechnik für eine solcheMessung offenbart worden ist.ata TRR configuration in which the transmit antenna and at leastone of the receiving antennas are rotated, according to the teachings of US 2003/0200029 A1(Omeragic et al.) Anisotropy measurements are carried out. The detected EM signals,which relate to a phase difference or a size ratio are combined,to determine the anisotropy. It should be noted that of Omeragicu. a. a novel borehole compensation technique for suchMeasurement has been disclosed.
[0145] Derrichtungsbezogene Teil solcher kombinierten Messungen kann in deroben beschriebenen Weise analysiert werden. Dementsprechend können dieKomponentenkoeffizienten verwendet werden, um Anisotropie durchInversion mit der in US 6 594584 (ebenfalls oben beschrieben) offenbarten Technik abzuleiten.The directional part of such combined measurements can be analyzed in the manner described above. Accordingly, the component coefficients can be used to determine anisotropy by inversion with that in FIG US 6,594,584 (also described above).
[0146] Diesgilt bei allen Neigungswinkeln.Thisapplies at all inclination angles.
[0147] Fachleutewissen, daß dieherkömmlicheAusbreitungsmessung mit axialen Spulen bei stark abweichenden Bohrlöchern bereitseine annehmbare Anisotropieempfindlichkeit liefert, was die Notwendigkeitder Bohrlochkompensationstechnik in solchen Bohrlöchern erübrigt.professionalsknow that theconventionalPropagation measurement with axial coils already for very different boreholesprovides an acceptable sensitivity to anisotropy, indicating the needthe borehole compensation technology in such boreholes is unnecessary.
[0148] Fachleutenist klar, daß dieseErfindung durch einen oder mehrere geeignete Universalrechner implementiertwerden kann, die eine passende Hardware enthalten und so programmiertsind, daß siedie Prozesse der Erfindung ausführen.Die Programmierung kann durch die Verwendung einer oder mehrerervon dem Rechenprozessor lesbaren Programmspeichervorrichtungen unddie Codierung eines oder mehrerer Befehlsprogramme, die durch denComputer zur Ausführungder oben beschriebenen Operationen ausführbar sind, erfolgen. Die Programmspeichervorrichtungkann z. B. die Form einer oder mehrerer Floppydisks, einer CD-ROModer einer anderen optischen Platte, eines Magnetbands oder einesNurlesespeicher-Chips (ROM) und andere Formen bereits bekannteroder nachträglichentwickelter Art besitzen. Das Befehlsprogramm kann ein "Objektcode", d. h. eine binäre Form,die durch den Computer mehr oder weniger direkt ausführbar ist,ein "Quellcode", der vor der Ausführung eineKompilierung oder eine Interpretation erfordert, oder irgendeineZwischenform wie etwa teilweise kompilierten Code sein. Die genauenFormen der Programmspeichervorrichtung und die Codierung von Befehlensind hier unwesentlich. Folglich können diese Verarbeitungsmittelin der Oberflächeneinrichtungoder in dem Werkzeug implementiert sein oder, wie es an sich bekanntist, auf beide aufgeteilt sein. Selbstverständlich können die Techniken der Erfindungmit jedem Typ eines Bohrlochmeßsystems, z.B. Seilarbeitswerkzeugen, LWD/MWD-Werkzeugen oder LWT-Werkzeugen, verwendetwerden.professionalsit is clear that theseInvention implemented by one or more suitable general purpose computercan be, which contains a suitable hardware and programmed sothey areto carry out the processes of the invention.Programming can be done by using one or moreprogram memory devices readable by the arithmetic processor andthe coding of one or more command programs by theComputer for executionthe operations described above are carried out. The program storage devicecan z. As the form of one or more floppy disks, a CD-ROMor another optical disk, a magnetic tape or aRead only memory chips (ROM) and other forms already knownor subsequentlyown developed kind. The command program may have a "object code", i. H. a binary form,which is more or less directly executable by the computer,a "source code", which before running aCompilation or interpretation required, or anyIntermediate form such as partially compiled code. The exactForms of the program storage device and the coding of commandsare immaterial here. Consequently, these processing agents canin the surface deviceor implemented in the tool or, as known per seis to be split on both. Of course, the techniques of the inventionwith any type of logging system, e.g.As rope work tools, LWD / MWD tools or LWT tools usedbecome.
[0149] Ausder obigen Beschreibung geht hervor, daß an den bevorzugten und alternativenAusführungsformender vorliegenden Erfindung Abwandlungen und Abänderungen vorgenommen werdenkönnen,ohne vom eigentlichen Erfindungsgedanken abzuweichen.OutThe above description shows that the preferred and alternativeembodimentsModifications and modifications of the present invention are madecan,without deviating from the actual idea of the invention.
[0150] DieseBeschreibung ist lediglich zum Zweck der Veranschaulichung gedacht,und darf nicht in einschränkendemSinne ausgelegt werden. Der Umfang dieser Erfindung ist ausschließlich durchden Inhalt der Ansprüche,die folgen, bestimmt. Der Begriff "umfassend" in den Ansprüchen soll "wenigstens umfassend" bedeuten, so daß die angeführte Liste von Elementen ineinem Anspruch einer offenen Gruppe entspricht. "Ein", "eine" und "einer" oder andere Einzahlbegriffesollen, falls nicht ausdrücklichausgeschlossen, deren Mehrzahlformen umfassen.This description is intended for purposes of illustration only, and should not be construed in a limiting sense. The scope of this invention is determined solely by the content of the claims that follow. The term "comprising" in the claims is intended to mean "at least comprising" so that the cited list of elements in a claim corresponds to an open group. "One", "one" and "one" or other deposit terms shall, unless expressly excluded, include their plural forms.
[0151] BestimmteAusdrückesind in der gesamten Beschreibung so definiert, wie sie zuerst verwendetwerden, währendbestimmte andere in dieser Beschreibung verwendete Begriffe wiefolgt definiert sind: "Konvergenz" bedeutet den Zustand,in dem sich mit steigender Anzahl von Iterationszyklen iterativberechnete Werte beobachteten Werten oder endlichen Grenzwertennähern. "Queraufzeichnung" bedeutet einen Graphenoder die Erzeugung eines solchen Graphen, der die Beziehung zwischenzwei verschiedenen Messungen desselben Subjekts oder derselben Probeangibt. "Inversion" oder "Invertieren" bedeutet das Herleiteneines Modells (anderweitig bekannt als "Inversionsmodell") aus Meßdaten (z. B. Bohrlochmeßdaten),das eine unterirdische Formation beschreibt und widerspruchsfreizu den Meßdatenist. "Werkzeugfläche" bedeutet die Winkelorientierungeines Instruments um seine Längsachseund repräsentiert einenWinkel, der zwischen einem gewähltenBezug am Gehäusedes Instruments (z. B. einer Schwerstange) und entweder der gravitationsbezogenobersten Wand des Bohrlochs oder dem geographischen Norden eingegrenztist. "Symmetrie" oder "symmetrisch", wie hier verwendet,bezeichnet eine Konfiguration, bei der Gruppen von Sender-Empfängeranordnungenunter entgegengesetzten Orientierungen entlang der Längsachseeines Werkzeugs vorgesehen sind, so daß diese Sender-Empfängergruppenmit einer Standard-Symmetrieroperation (z. B. Translation, Spiegelebene,Inversion und Drehung) in Bezug auf einen Punkt auf der Werkzeugachseoder auf eine zur Werkzeugachse senkrechte Symmetrieebene korreliertwerden können.Certain terms are defined throughout the description as used first, while certain other terms used in this specification are defined as follows: "Convergence" means the condition in which, as the number of iteration cycles increase, iteratively calculated values approach observed or finite limits. "Cross-record" means a graph or the generation of such a graph that indicates the relationship between two different measurements of the same subject or sample. "Inversion" or "inverting" means deriving a model (otherwise known as "inversion model") from measurement data (eg logging data) that describes an underground formation and is consistent with the measurement data. "Toolface" means the angular orientation of an instrument about its longitudinal axis and represents an angle bounded between a selected reference on the housing of the instrument (eg, a drill collar) and either the gravitational topmost wall of the borehole or the geographic north. "Symmetry" or "symmetrical" as used herein refers to a configuration in which groups of transmitter-receiver arrays are provided at opposite orientations along the longitudinal axis of a tool, such that these transceiver groups are interfaced with a standard balancing operation (e.g. Translation, mirror plane, inversion and rotation) with respect to a point on the tool axis or to a plane perpendicular to the tool axis symmetry plane can be correlated.
[0152] Eineneuartige Technik der komprimierten Datenverarbeitung ist nützlich für das Extrahierenvon Signalen aus der azimutalen Änderungder von einem Bohrlochmeßwerkzeugin einem Bohrloch erfaßtenrichtungsbezogenen Meßwerte.Die relevanten Rand-, Anisotropie- und Bruchgefügesignale werden durch Zusammenbauder azimutalen Änderungder gemessenen Spannungen in sinusförmige Funktionen extrahiert. DieOrientierung der Schichtung wird ebenfalls als Ergebnis erhalten.Die extrahierten richtungsbezogenen Signale sind nützlich für das Erlangenvon Randabständenund das Treffen von Geo-Steuerungsentscheidungen. Je nach Art desRands könnenzwei Techniken, die die Inversion und das Queraufzeichnen betreffen,verwendet werden. Eine graphische Benutzerschnittstelle (GUI) istTeil eines Systems, um eine flexible Definition von Inversionszielenzu erleichtern, die Inversionsergebnisse zu verbessern und das Formationsmodellsowie Inversionsmessungen sichtbar zu machen.Anovel technique of compressed data processing is useful for extractingof signals from the azimuthal changethat of a logging toolin a boreholedirectional measured values.The relevant edge, anisotropy and breakage signals are generated by assemblythe azimuthal changethe measured voltages are extracted into sinusoidal functions. TheOrientation of the stratification is also obtained as a result.The extracted directional signals are useful for obtainingfrom edge distancesand the meeting of geo-control decisions. Depending on the type ofRands cantwo techniques concerning inversion and cross recording,be used. A graphical user interface (GUI) isPart of a system for a flexible definition of inversion goalsfacilitate the inversion results and the formation modeland to make inversion measurements visible.

权利要求:
Claims (32)
[1]
Verfahren zum Prüfen der Eigenschaften einerunterirdischen Formation, das die folgenden Schritte umfaßt: Anordnenin einem Bohrloch eines Bohrlochmeßinstruments, das wenigstensmit ersten Sende- und Empfangsantennen ausgerüstet ist, die um einen erstenAbstand voneinander getrennt sind, wobei wenigstens eine der erstenAntennen einen in Bezug auf die Längsachse des Instruments schräg gestelltenmagnetischen Dipol enthält,wobei die Antennen so um die Achse des Instruments orientiert sind,daß derwenigstens eine schräggestellte magnetische Dipol einem ersten Azimutwinkel entspricht; gekennzeichnetdurch azimutales Drehen des Bohrlochmeßinstruments in dem Bohrloch; während sichdas Bohrlochmeßinstrumentdreht, Aktivieren der ersten Sendeantenne, um elektromagnetische Energiein die Formation zu übertragen; während sichdas Bohrlochmeßinstrumentdreht, richtungsbezogenes Messen der der übertragenen elektromagnetischenEnergie zugeordneten ersten Spannungssignale durch die erste Empfangsantenneals Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments,um die azimutale Änderungder gemessenen ersten Spannungssignale zu bestimmen; und Einpassender azimutalen Änderungder gemessenen ersten Spannungssignale in Näherungsfunktionen.Method for checking the properties of asubterranean formation comprising the following steps:arrangein a borehole of a logging instrument, the at leastequipped with first transmitting and receiving antennas, which is a firstDistance are separated from each other, wherein at least one of the firstAntennas tilted with respect to the longitudinal axis of the instrumentcontains magnetic dipole,the antennas being oriented around the axis of the instrument,that theat least one at an angleAsked magnetic dipole corresponds to a first azimuth angle;markedbyazimuthally rotating the logging tool in the wellbore;whilethe logging instrumentturns, activating the first transmitting antenna, to electromagnetic energyto transfer to the formation;whilethe logging instrumentturns, directional measuring of the transmitted electromagneticEnergy associated first voltage signals through the first receiving antennaas a function of the azimuthal orientation of the logging instrument,around the azimuthal changeto determine the measured first voltage signals; andfit inthe azimuthal changethe measured first voltage signals in approximate functions.
[2]
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,daß derEinpassungsschritt ausgeführtwird, währenddie ersten Spannungssignale gemessen werden.Method according to claim 1, characterized in thatthat theAdjustment step executedwill, whilethe first voltage signals are measured.
[3]
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnetdurch das Stoppen der Einpassung, wenn Konvergenz erreicht ist.A method according to claim 1 or 2, characterizedby stopping the fit when convergence is achieved.
[4]
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet,daß Sinuskurven,die durch Kopplungskoeffizienten der Vektoren des magnetischen Dipolsder ersten Sendeantenne und der Orientierung der ersten Emp fangsantennedefiniert sind, als Einpassungsfunktionen verwendet werden.Method according to one of Claims 1 to 3, characterized in that sinusoids obtained by coupling coefficients of the vectors of the magnetic dipole of the first transmitting antenna and the orientation the first receive antenna are used as fitting functions.
[5]
Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet,daß Funktionenvon Erdformationsparametern, die den spezifischen elektrischen Widerstandvon Formationsschichten, den Ort des Bohrlochmeßinstruments, die Bohrlochabweichungoder den Azimutwinkel am Ort des Bohrlochmeßinstruments oder eine Kombination davonumfassen, als Koeffizienten der Einpassungskomponenten verwendetwerden.Method according to claim 4, characterized in thatthat functionsof earth formation parameters, which is the specific electrical resistanceof formation strata, the location of the logging instrument, the borehole deviationor the azimuth angle at the location of the logging instrument or a combination thereof, used as coefficients of the fitting componentsbecome.
[6]
Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet,daß dieEinpassungskoeffizienten so gewählt werden,daß sieeinen konstanten Ausdruck sowie sinϕ-, cosϕ-,sin2ϕ-, und cos2ϕ-Ausdrücke umfassen, die einen iterativenEinpassungsalgorithmus definieren, der dazu dient, die azimutaleAbhängigkeitder richtungsbezogenen Meßwertezu bestimmen.Method according to claim 5, characterized in thatthat theFitting coefficients are chosen sothat shea constant expression as well as sinφ-, cosφ-,sin2φ-, and cos2φ-expressions include an iterative oneDefine a fitting algorithm that serves the azimuthaldependencethe directional measured valuesto determine.
[7]
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet,daß deriterative Einpassungsalgorithmus für ausgewählte Echtzeit-Richtungsmeßwerte,die einen Nutzen fürdie Geo-Steuerung haben, verwendet wird.Method according to Claim 6, characterizedthat theiterative fitting algorithm for selected real-time directional measurements,the benefit forhave the geo-control is used.
[8]
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet,daß dasBohrlochmeßinstrumentferner mit einer zweiten Sendeantenne und zweiten Empfangsantenneausgerüstetist, die um den ersten Abstand voneinander getrennt sind, wobeider zweite Sender einen magnetischen Dipol enthält, dessen Schrägstellungder Schrägstellungder ersten Empfangsantenne entspricht, und die zweite Empfangsantenne einenmagnetischen Dipol enthält,dessen Schrägstellungder Schrägstellungder ersten Sendeantenne entspricht, so daß wenigstens eine der zweitenAntennen einen schräggestellten magnetischen Dipol enthält, wobei die zweiten Sende-und Empfangsantennen so um die Achse des Bohrlochmeßinstrumentsorientiert sind, daß derwenigstens eine schräggestellte magnetische Dipol einem zweiten Azimutwinkel entspricht,wobei das Verfahren ferner die folgenden Schritte umfaßt: während sichdas Bohrlochmeßinstrumentdreht, Aktivieren der zweiten Sendeantenne, um elektromagnetischeEnergie in die Formation zu übertragen; während sichdas Bohrlochmeßinstrumentdreht, richtungsbezogenes Messen der der übertragenen elektromagnetischenEnergie zugeordneten zweiten Spannungssignale durch die zweite Empfangsantenneals Funktion der azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments,um die azimutale Änderungder gemessenen zweiten Spannungssignale zu bestimmen; und Einpassender azimutalen Änderungder gemessenen zweiten Spannungssignale in Näherungsfunktionen.Method according to one of claims 1 to 7, characterizedthat thislogging toolfurther comprising a second transmitting antenna and second receiving antennaequippedis, which are separated by the first distance, whereinthe second transmitter contains a magnetic dipole whose inclinationthe inclinationthe first receiving antenna corresponds, and the second receiving antenna acontains magnetic dipole,its inclinationthe inclinationthe first transmitting antenna corresponds, so that at least one of the secondAntennas at an anglemagnetic dipole, the second transmittingand receiving antennas so around the axis of the logging instrumentare oriented that theat least one at an anglemagnetic dipole corresponds to a second azimuth angle,the method further comprising the steps of:whilethe logging instrumentturns, activating the second transmitting antenna to electromagneticTo transfer energy into the formation;whilethe logging instrumentturns, directional measuring of the transmitted electromagneticEnergy associated second voltage signals through the second receiving antennaas a function of the azimuthal orientation of the logging instrument,around the azimuthal changeto determine the measured second voltage signals; andfit inthe azimuthal changethe measured second voltage signals in approximate functions.
[9]
Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet,daß derzweite Azimutwinkel so gewähltwird, daß ersich von dem ersten Azimutwinkel um im Wesentlichen 90 Grad unterscheidet.Method according to claim 8, characterized in thatthat thesecond azimuth angle chosen sohe willdiffers from the first azimuth angle by substantially 90 degrees.
[10]
Verfahren nach Anspruch 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet,daß Sinuskurven,die durch Kopplungskoeffizienten der Vektoren der magnetischen Dipoleder ersten Sendeantenne und der Orientierung der ersten Empfangsantenneund durch Kopplungskoeffizienten der Vektoren der magnetischen Dipoleder zweiten Sendeantenne und der Orientierung der zweiten Empfangsantennedefiniert sind, als Einpassungsfunktionen verwendet werden.Method according to claim 8 or 9, characterizedthat sinusoids,by coupling coefficients of the vectors of the magnetic dipolesthe first transmitting antenna and the orientation of the first receiving antennaand by coupling coefficients of the vectors of the magnetic dipolesthe second transmitting antenna and the orientation of the second receiving antennaare defined as fitting functions.
[11]
Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet,daß Funktionenvon Erdformationsparametern wie etwa des spezifischen elektrischenWiderstands von Formationsschichten, des Orts des Bohrlochmeßinstruments,der Bohrlochabweichung und des Azimutwinkels am Ort des Bohrlochmeßinstrumentsals Koeffizienten der Einpassungskomponenten verwendet werden.Method according to claim 10, characterized in thatthat functionsof earth formation parameters such as the specific electricResistance of formation layers, the location of the logging instrument,the borehole deviation and the azimuth angle at the location of the logging instrumentare used as coefficients of the fitting components.
[12]
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet,daß: diegemessenen ersten und zweiten Spannungssignale komplexe Spannungssignalesind; wobei das Verfahren ferner die folgenden Schritteumfaßt: Berechnender Phasenverschiebungs- und Dämpfungswerteaus den Einpassungskoeffizienten für die gemessenen ersten undzweiten Spannungssignale; Kombinieren der berechneten Phasenverschiebungs-und Dämpfungswertefür diegemessenen ersten und zweiten Spannungssignale, um eine symme trierteoder anti-symmetrierte Messung zu erzeugen.Method according to claim 11, characterized in thatthat:themeasured first and second voltage signals complex voltage signalsare;in whichthe method further comprises the following stepscomprising:To calculatethe phase shift and attenuation valuesfrom the fitting coefficients for the measured first andsecond voltage signals;Combining the calculated phase shiftand attenuation valuesfor themeasured first and second voltage signals to a symmetry tratedor to produce anti-symmetric measurement.
[13]
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet,daß: nureine der ersten Antennen einen schräg gestellten magnetischen Dipolaufweist; wobei das Verfahren ferner den folgenden Schrittumfaßt: Charakterisierungdes Rauschens der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignaledurch die zweiten harmonischen Koeffizienten.Method according to claim 11, characterized in thatthat:justone of the first antennas has a tilted magnetic dipolehaving; in whichthe method further comprises the following stepcomprising:characterizationthe noise of the measured first and second voltage signalsthrough the second harmonic coefficients.
[14]
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet,daß: jededer ersten Antennen einen schräggestellten oder einen quer gestellten magnetischen Dipol aufweist;und die Einpassungskoeffizienten dritte harmonische Koeffizientenumfassen; wobei das Verfahren ferner den folgenden Schritt umfaßt: Charakterisierungdes Rauschens der gemessenen ersten und zweiten Spannungssignaledurch die dritten harmonischen Koeffizienten.Method according to claim 11, characterized in thatthat:eachthe first antennas an obliqueor a transverse magnetic dipole has;andthe fitting coefficients third harmonic coefficientsinclude; the method further comprising the step of:characterizationthe noise of the measured first and second voltage signalsthrough the third harmonic coefficients.
[15]
Verfahren nach Anspruch 11, gekennzeichnet durchdie Charakterisierung des Rauschens der ersten und zweiten gemessenenSpannungssignale durch Kombinieren der ersten und zweiten gemessenenSpannungssignale.A method according to claim 11, characterized bythe characterization of the noise of the first and second measuredVoltage signals by combining the first and second measuredVoltage signals.
[16]
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet,daß diezweiten Antennen zu den ersten Antennen symmetrisch sind, wobeidas Verfahren ferner die folgenden Schritte umfaßt: Unterbrechen der Drehungdes Bohrlochmeßinstruments; Bestimmendes Azimuts einer interessierenden Schicht durch Kombinieren derersten und zweiten Antennenkopplungen; Bestimmen der Konstanteund der ersten harmonischen Koeffizienten aus gemessenen erstenund zweiten Spannungssignalen, die bei sich nicht drehendem Instrumenterfaßtwerden; Verwenden der konstanten Koeffizienten, um den Einpassungsschrittbei sich drehendem Instrument auszuführen.Method according to claim 11, characterized in thatthat thesecond antennas are symmetrical to the first antennas, whereinthe method further comprises the following steps:Interrupting the rotationthe logging instrument;Determineof the azimuth of a layer of interest by combining thefirst and second antenna couplings;Determine the constantand the first harmonic coefficient from measured firstand second voltage signals when the instrument is not rotatingdetectedbecome;Use the constant coefficients to the fitting stepwhen the instrument is rotating.
[17]
Verfahren nach Anspruch 16, gekennzeichnet durchdie Schritte: Aktualisieren der azimutalen Änderungen der gemessenen erstenund zweiten Spannungssignale; und erneutes Berechnen äquivalenterSpannungen, wenn sich das Werkzeug in der Ebene der Schichtung befindet.A method according to claim 16, characterized bythe steps:Update the azimuthal changes of the measured firstand second voltage signals; andrecalculating equivalentTensions when the tool is in the plane of the lamination.
[18]
Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durchdas Berechnen der Amplitude und der Phase des gemessenen Spannungssignalsbei einer zu einer interessierenden Schichtgrenze senkrechten angenommen Richtung.Method according to claim 1, characterized bycalculating the amplitude and phase of the measured voltage signalat a direction perpendicular to a slice boundary of interest.
[19]
Verfahren nach Anspruch 18, gekennzeichnet durchdas Bestimmen der Phasenverschiebung und der Dämpfung durch Nehmen von Ausbreitungsmeßwertenfür zweiAzimutwinkel.A method according to claim 18, characterized bydetermining the phase shift and the attenuation by taking propagation measurementsfor twoAzimuth angle.
[20]
Verfahren zum Prüfender Eigenschaften einer unterirdischen Formation, gekennzeichnetdurch das Queraufzeichnen zweier richtungsbezogener Bohrlochmessungen,die von einem Instrument erlangt werden, das in einem die Formationdurchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstand zu wenigstenseiner Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischen Widerstandfür wenigstenseine Formationsschicht zu erhalten.Method of testingthe characteristics of an underground formationby the transverse recording of two directional borehole measurements,which are obtained from an instrument in a formationpiercing borehole is arranged at a distance to at leasta formation limit and a specific electrical resistancefor at leastto obtain a formation layer.
[21]
Verfahren nach Anspruch 20, gekennzeichnet dadurch,daß: dasQueraufzeichnen anhand eines Ein-Rand-Modells erfolgt; dererhaltene spezifische elektrische Widerstand der Schulterschichtwiderstandist; und der erhaltene Abstand der kleinste Abstand zur Schulterschichtist.Method according to claim 20, characterized in thatthat:theCross recording is done on the basis of a one-edge model;of theobtained electrical resistivity of the shoulder-layer resistoris; andthe distance obtained is the smallest distance to the shoulder layeris.
[22]
Verfahren nach Anspruch 20 oder 21, gekennzeichnetdadurch, daß derQueraufzeichnungsschritt die folgenden Schritte umfaßt: Definiereneines geeigneten Modells; Auswählen von geeigneten richtungsbezogenenMeßwerten; Eingebender ausgewähltenMeßwertein das definierte Modell, um die Queraufzeichnung zu erzeugen; und Erzeugeneiner visuellen Darstellung der Queraufzeichnung.A method according to claim 20 or 21, characterizedin that theTransverse recording step includes the following steps:Definea suitable model;Select appropriate directionalmeasurements;Enterthe selected onereadingsinto the defined model to generate the cross record; andProducea visual representation of the cross recording.
[23]
Verfahren nach einem der Ansprüche 20 bis 22, gekennzeichnetdadurch, daß dererhaltene Abstand und der erhaltene Widerstand verwendet werden,um Bohrentscheidungen zu treffen.Method according to one of claims 20 to 22, characterizedin that theobtained distance and the obtained resistance can be usedto make drilling decisions.
[24]
Verfahren zum Prüfender Eigenschaften einer unterirdischen Formation, gekennzeichnetdurch das Queraufzeichnen einer Widerstandsmessung und einer richtungsbezogenenMessung, die durch ein Instrument ermittelt werden, das in einemdie Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einenAbstand zu wenigstens einer Formationsgrenze und einen spezifischenelektrischen Widerstand fürwenigstens eine Formationsschicht zu erhalten.Method of testingthe characteristics of an underground formationby cross-recording a resistance measurement and a directional oneMeasurement, which is determined by an instrument, which in oneThe formation is arranged through a drilled hole to aDistance to at least one formation boundary and a specific oneelectrical resistance forto obtain at least one formation layer.
[25]
Verfahren zum Prüfender Eigenschaften einer unterirdischen Formation, gekennzeichnetdurch das Queraufzeichnen einer Widerstandsmessung und zweier richtungsbezogenerMessungen, die durch ein Instrument ermittelt werden, das in einemdie Formation durchschneidenden Bohrloch angeordnet ist, um einen Abstandzu wenigstens einer Formationsgrenze und einen spezifischen elektrischenWiderstand fürwenigstens zwei Formationsschichten zu erhalten.Method of testingthe characteristics of an underground formationby cross-recording a resistance measurement and two directional onesMeasurements, which are determined by an instrument, which in oneThe formation's intersecting borehole is arranged at a distanceto at least one formation boundary and one specific electricalResistance forto obtain at least two formation layers.
[26]
Verfahren nach Anspruch 24 oder 25, gekennzeichnetdurch Wähleneines geeigneten Inversionsmodells für die ausgewählten Echtzeit-Richtungsmeßwerte; Prüfen, obdas gewählteModell zu weiteren Informationen widerspruchsfrei ist; und Verwendendes geprüftenModells, um Bohrentscheidungen zu treffen.A method according to claim 24 or 25, characterizedbyChoosea suitable inversion model for the selected real-time directional measurements;Check ifthe chosen oneModel for further information is consistent; andUseof the testedModel to make drilling decisions.
[27]
Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet,daß derModellauswahlschritt das Erzeugen einer Visualisierung der ausgewählten richtungsbezogenenMeßwerteumfaßt.Method according to claim 26, characterized in thatthat theModel selection step is generating a visualization of the selected directionalreadingsincludes.
[28]
Verfahren nach Anspruch 26 oder 27, dadurch gekennzeichnet,daß derModellauswahlschritt umfaßt: Identifizierenbekannter Formationsparameter; interaktives Wählen desModells, mit dem die ausgewähltenrichtungsbezogenen Meßwertezu invertieren sind; und Wählendes einfachsten Modells, das zu den bekannten Informationen paßt.Method according to claim 26 or 27, characterizedthat theModel selection step includes:Identifyknown formation parameter;interactive dialing of theModel with which the selecteddirectional measured valuesto invert; andChoosethe simplest model that fits the known information.
[29]
Vorrichtung zum Messen der Eigenschaften von einBohrloch umgebenden Erdformationen, umfassend: ein Bohrlochmeßinstrument,das fürdie Anordnung in dem Bohrloch geeignet ist, wobei das Bohrlochmeßinstrumenteine Längsachseaufweist und mit ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaaren ausgerüstet ist;dadurch gekennzeichnet, daß daserste Sender-Empfängerantennenpaarumfaßt eineerste Sendeantenne mit einem magnetischen Dipol, der in eine ersteRichtung in Bezug auf die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsorientiert ist, eine erste Empfangsantenne, die um einen erstenAbstand von der ersten Sendeantenne entfernt angeordnet ist undeinen magnetischen Dipol enthält,der in eine zweite Richtung orientiert ist, wobei die erste Richtung vonder zweiten Richtung verschieden ist, wobei die magnetischenDipole der ersten Sende- und Empfangsantennen eine Ebene definieren,die die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsenthält;und das zweite Sender-Empfängerantennenpaarumfaßt einezweite Sendeantenne mit einem magnetischen Dipol, der in die zweiteRichtung in Bezug auf die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsorientiert ist, eine zweite Empfangsantenne, die um den erstenAbstand von der ersten Sendeantenne entfernt angeordnet ist undeinen magnetischen Dipol enthält,der in die erste Richtung orientiert ist, wobei die magnetischenDipole der zweiten Sende- und Empfangsantennen eine Ebene definieren,die die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsenthält, einenWerkzeugflächensensor,der ständigdie azimutale Orientierung des Bohrlochmeßinstruments angibt; und einenController, der die ersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaareso steuert, daß siewahlweise elektromagnetische Energie in die Formation übertragenund die der übertragenenelektromagnetischen Energie zugeordneten Spannungssignale als Funktionder azimutalen Orientierung des Bohrlochmeßinstruments messen.Device for measuring the properties of aBorehole surrounding earth formations comprising:a logging instrument,that forthe arrangement in the borehole is suitable, the borehole measuring instrumenta longitudinal axisand equipped with first and second transmitter-receiver antenna pairs;characterized in that thefirst transmitter-receiver antenna paircomprisesafirst transmitting antenna with a magnetic dipole, which is in a firstDirection with respect to the longitudinal axisof the logging instrumentis orienteda first receiving antenna, which is around a firstDistance away from the first transmitting antenna is located andcontains a magnetic dipole,which is oriented in a second direction, wherein the first direction ofthe second direction is different,where the magneticDipoles of the first transmit and receive antennas define a planethe the longitudinal axisof the logging instrumentcontains;andthe second transmitter-receiver antenna paircomprisesasecond transmitting antenna with a magnetic dipole, in the secondDirection with respect to the longitudinal axisof the logging instrumentis orienteda second receiving antenna around the firstDistance away from the first transmitting antenna is located andcontains a magnetic dipole,which is oriented in the first direction,where the magneticDipoles of the second transmit and receive antennas define a plane,the the longitudinal axisof the logging instrumentcontainsoneTool face sensorthe constantlyindicates the azimuthal orientation of the logging instrument; andoneController containing the first and second transmitter-receiver antenna pairsso controls herOptionally transmit electromagnetic energy into the formationand those of the transferredelectromagnetic energy associated voltage signals as a functionmeasure the azimuthal orientation of the logging instrument.
[30]
Vorrichtung nach Anspruch 29, dadurch gekennzeichnet,daß diezweiten Sender-Empfängerantennenpaarein einem ersten Azimutwinkel in Bezug auf die ersten Sender-Empfängerantennenpaareum die Längsachsedes Bohrlochmeßinstrumentsausgerichtet sind.Device according to claim 29, characterized in thatthat thesecond transmitter-receiver antenna pairsat a first azimuth angle with respect to the first transmitter-receiver antenna pairsaround the longitudinal axisof the logging instrumentare aligned.
[31]
Vorrichtung nach Anspruch 28 oder 29, dadurch gekennzeichnet,daß jederder Sender und Empfänger Sende-Empfängerfähigkeitenbesitzt.Device according to claim 28 or 29, characterizedthat everybodythe transmitter and receiver transceiver capabilitieshas.
[32]
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 29 bis 31, dadurch gekennzeichnet,daß dieersten und zweiten Sender-Empfängerantennenpaarean denselben physischen Stellen an dem Bohrlochmeßinstrumentangeordnet sind.Device according to one of claims 29 to 31, characterizedthat thefirst and second transmitter-receiver antenna pairsat the same physical locations on the logging instrumentare arranged.

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同族专利:

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引用文献:

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法律状态:
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优先权:

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申请号 | 申请日 | 专利标题

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