NO314646B1 - Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn - Google Patents
Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn Download PDFInfo
- Publication number
- NO314646B1 NO314646B1 NO19953079A NO953079A NO314646B1 NO 314646 B1 NO314646 B1 NO 314646B1 NO 19953079 A NO19953079 A NO 19953079A NO 953079 A NO953079 A NO 953079A NO 314646 B1 NO314646 B1 NO 314646B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- transmitter
- electromagnetic
- formation
- transient
- receiver
- Prior art date
Links
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 title claims description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 90
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 90
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 61
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims description 30
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 19
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 19
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 14
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 11
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 11
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 230000014616 translation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Constituent Portions Of Griding Lathes, Driving, Sensing And Control (AREA)
- Treatment Of Fiber Materials (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår et apparat og en fremgangsmåte for undersøkelse av formasjonssoner som omgir et borehull ved bruk av transiente elektromagnetiske måle-teknikker.
Energiundersøkelser og utnyttelser ved bruk av borehull
i undergrunnsformasjoner krever overvåking og evaluering av fysiske forhold, slik som resistivitet eller konduktivitet i undergrunnsformasjonene rundt ett enkelt borehull, ofte opp til en radiell avstand på flere hundre meter fra borehullet, eller i et rom mellom to borehull som er adskilt med en avstand på flere hundre meter eller mer. Et eksempel på det ovenstående er den nå konvensjonelle reservoar-overvåkingen som benytter kryssbrønn-tomografi. Tradisjonelle logge-teknikker tillater imidlertid ikke radielle undersøkelser av undergrunnsformasjonen som omgir ett enkelt borehull opp til avstander som i beste fall overstiger 2-3 meter. Gruve-operasjoner har brukt transiente elektromagnetiske måle-teknikker for resistivitet/konduktivitet i hvilke en dipolantenne med stor overflate {ofte flere hundre meter lang) benyttes med en transient-elektromagnetisk mottager plassert i et borehull i grunnen for å gjøre målinger i vertikale og horisontale soner i grunnen som omgir borehullet og mellom borehullet og grunnens overflate.
Det er generelt to mulige måter å eksitere elektromagnetiske felter på: Eksitasjon i frekvensdoménet (inkludert likestrøm (DC) ved null-frekvens-grensen), og tidsdoméne-eksitasjon for å danne transienter. Frekvensdomene-eksitasjon er basert på overføring av en kontinuerlig bølge med en fast (eller noen ganger til og med blandet) frekvens og måling av responsen ved de samme frekvensbånd. Diskrete frekvenser blir koblet gjennom skinndybden (Kaumann, A.A. and Keller, G.V., 1983, Frequency and Transient Soundings, Elsevier, 686 pp.) til bestemte formasjonsvolumer. Tidsdoméne-eksitasjon bruker et firkantsignal (eller pulser, triangulære bølgeformer eller pseudo-randomære binære sekvenser) som en kilde og grunnens bredbåndsrespons blir målt. Når senderstrømmen avbrytes brått vil signalene som dannes av induksjonsstrømmer i formasjonen på grunn av det utsendte signalet og som når mottageren, kalles transienter, fordi mottagerens signaler starter ved en bestemt verdi og deretter avtar (eller øker) med tiden til et konstant nivå.
Et stort problem med målinger med vekselstrøm (AC) i frekvensdoméne-eksitasjon er den sterke koblingen mellom sender og mottager, kjent som den direkte modusen. Den direkte modusen fremkommer fra det magnetiske feltet som forårsakes direkte av strømmen i sendersløyfen. Dette fenomenet setter strenge begrensninger på den oppnåelige nøyaktigheten i målingene, og, som et resultat av det, på rekkevidden av de målbare formasjonsresistivitetene. Et problem med likestrøm-eksitering {når frekvensen går mot null) er at det målte signalet er et blandingssignal omfattende en blanding av bidrag frembrakt samtidig i forskjellige områder. Dette vil drastisk forringe den mulige praktiske oppløsningen ved slike metoder. De vanligvis brukte metodene for å øke oppløsningen ved målinger i frekvensdoménet er enten å konstruere flerspole-innretninger som er permanent fokusert på bestemte romlige områder i formasjonen slik som et konvensjonelt borehull-induksjonsmåleinstrument, eller ved å bruke en rekke målinger og prosesseringsteknikker for fler-mål (multi target) for å tillate numerisk fokusering av målingene på en bestemt region i rommet for eksempel ved bruk av serietype induksjons- eller laterolog-måleverktøy. I begge tilfellene er problemet at det resulterende netto-signalet er lite sammenlignet med det opprinnelige totale målte signalet, hvilket betyr at det kreves høy nøyaktighet og oppløsning på rå-målingene. Hvis multiple sender/mottager-konfigurasjoner benyttes kan i tillegg differensielle prosesseringsteknikker forbedre målingenes vertikale og radielle oppløsning.
I motsetning til det ovenstående er imidlertid tidsdoméne-signalene i sin natur ikke ujevne, og romlig filtrering av (transiente) data i tidsdoménet tillater mer direkte beregning og presis separasjon av komponent-responsene. Primær-signalet, som ikke inneholder informasjon om grunnmediets parametre og er svært sterkt blir ikke inkludert i målingene i transientmodus. Dessuten har ikke et skikkelig eksitert transientfelt (som for eksempel utkoblingsimpulsen) noe direktemodus-problem, hvilket betyr at hele det målte signalet kjennetegnes primært av trekkene til resistivitetsdistribusjonen i det omgivende rommet.
Tidsresponsens separasjonsevne i romlige områder er et viktig kjennetegn ved det transiente elektromagnetiske feltet. Etter at senderstrømmen er slått av vil induserte strømmer med samme geometri oppstå i nærheten i henhold til Faraday's lov. Siden den ikke er støttet av ytre krefter vil denne strømmen begynne å diffundere til det ytre rommet. Diffusjonen blir fulgt av demping og dispersjon i hvilken den romlige diffusjonen på et senere stadium blir merkbart redusert.
Imidlertid har transientfelt-dataene i de senere stadiene vist seg å være mer følsomme for den fjerntliggende formasjonsresistiviteten enn frekvensdoménet alle likestrøm-data (Kaumann, A.A. and Keller, G.V., 1983, Frequency and Transient Soundings, Elsevier, 686 pp.); (Strack, J.M., 1992, Exploration with Deep Transient Electromagnetics, Elsevier, 373 pp.). Det som er kjent som et geometrisk faktor-bidrag i frekvensdoménet, basert på Doll's tilnærmelse (Doll, H.G., 1949, Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil Base Mud, Petroleum Translations, AIME1, 148-162 pp.), bidrar ikke i det hele tatt i de seneste stadiene av den transiente elektromagnetiske måleteknikken. Dette gir en unik mulighet for å kombinere både transient- og frekvensedoméne-målinger for å utnytte den komplementære informasjonen de inneholder.
Historisk har målinger av formasjonskarakteristikker i borehull blitt gjort for radielle avstander svært nær borehullet. Den elektromagnetiske støyen i borehullet er mye lavere enn ved overflaten på grunn av at jorden fungerer som et eksponentielt lavpass-filter. På grunn av den lille størrelsen på borehullet og de barske forholdene i omgivelsene er det i praksis begrenset hvor sofistikert et elektromagnetisk instrument kan konstrueres på en pålitelig måte. For å overkomme disse begrensningene har de mer enkelt implementerte elektromagnetiske frekvensdoméne-instrumentene blitt valgt som en basis for målinger av formasjonskarakteristikker, ved bruk av loggeverktøy som for eksempel induksjons- og laterolog-verktøy.
Først nylig (M. Goldman, L. Tabarovsky and M. Rabinovich, On the influence of three-dimensional structures in the interpretation of transient electromagnetic sounding data, Presented at the 61st Annual Meeting, Society of Exploration Geophysics, Paper EM3.7, 478-480, 1992) har det vært mulig å modellere rimelig realistiske borehull-transiente situasjoner. Parallelt med slike utviklinger på området numerisk modellering, har de elektroniske mulighetene for høyeffekt-svitsjing, forsterker-design og datatransmisjon blitt forbedret for derved å gjøre borehull-systemer basert på tidsdoméne mulige. Begrensningen i radiell dybde eller undersøkelsesrekkevidde i dypt-målende transiente elektromagnetiske undersøkelser blir bestemt primært av signal/støy-nivået i målingene, som er forbundet med den tilgjengelige impulsenergien og de målbare signalnivåene.
Oppgaven med tolking av dype radielle elektromagnetiske undersøkelser i en interessant formasjon kan forenkles hvis strukturen i grensene blir innhentet eller approksimert fra andre geofysiske data (gravitet, seismisk, borehull-logging, geologiske undersøkelser, eller lignende). Denne tilleggs-informasjonen kan for eksempel brukes for å holde bestemte deler av grunnens parametre fast mens de andre blir tolket.
Den kjente teknikk og forholdet mellom frekvens (kontinuerlig bølge) og transient elektromagnetisk teknikk er godt beskrevet i to geofysiske monografier av Kaufmann og Keller (Kaumann, A.A. and Keller, G.V., 1983, Frequency and Transient Soundings, Elsevier, 686 pp.) og Strack (Strack, J.M., 1992, Exploration with Deep Transient Electromagnetics, Elsevier, 373 pp.). Den sistnevnte beskrev også de nødvendige forbedringene i maskinvarekonstruksjon for målinger med høy følsomhet.
EP 0.475.715 A2 (Rorden) omhandler et multifrekvens-brønnloggeverktøy, samt en fremgangsmåte, for måling av resistiviteten i en undergrunnsformasjon som omgir et borehull.
US 4.849.699 (Gill et al.) angir et pulsinduksjons-loggeverktøy omfattende en enkelt-aksiell senderspole og en mottagerspole med tre komponenter.
US 5.115.198 (Gianzero et al.) beskriver et elektromagnetisk pulssystem for dype undersøkelser i en undergrunnsformasjon som omgir et borehull, hvilket system omfatter tre-aksielle sendere og mottagere.
Problemet med den kjente teknikk blir løst ved bruk av et transient-elektromagnetisk ("TEM") apparat for en enkelt brønn, og en fremgangsmåte i henhold til den her omtalte oppfinnelsen. Oppfinnelsen inkluderer et kabelloggeverktøy innrettet for plassering i et borehull i undergrunnsformasjoner, og som er påmontert minst én elektromagnetisk sender og minst én elektrisk sender for påtrykking av elektromagnetisk energi på formasjonen ved valgte frekvenser og bølgeformer som vil maksimere den elektriske og magnetiske energiens radielle penetreringsdybde inn i målformasjonen. Den elektromagnetiske og den elektriske senderen kan enten være en enkelt-aksiell eller en fler-aksiell elektromagnetisk og/eller elektrisk sender, fortrinnsvis tre-aksiell, og kan kombineres sammen i én senderenhet eller -modul. Logge-verktøyet inkluderer videre minst én mottager for magnetiske felt og minst én mottager for elektriske felt for detektering av de elektriske og magnetiske feltkomponentene dannet i formasjonen av TEM-senderen. På samme måte kan den magnetiske og elektriske senderen være en én-aksiell eller fler-aksiell magnetisk og/eller elektrisk sender, fortrinnsvis tre-aksiell, og kan være kombinert sammen i en mottagerenhet eller -modul. Hvis senderen og mottageren bruker fler-aksielle enheter kan den magnetiske senderen og mottageren omfatte to-aksielle eller tre-aksielle spoler, og den elektriske feltsenderen og mottageren kan omfatte to-aksielt eller tre-aksielt orienterte elektriske dipolelementer. Verktøyet kan bruke en rekke med TEM-sendere og TEM-mottagere plassert adskilt aksielt langs verktøyet i borehullet.
I en utførelse er TEM-senderne og TEM-mottagerne separate moduler som er romlig adskilt og koblet sammen med lengder av kabler for gravitasjonsimplementert nedsenkning i et borehull, med TEM-sender- og TEM-mottagermodulene separert av et intervall eller en avstand på opptil 200 meter som er valgt. I en annen utførelse er TEM-sender- og TEM-mottagermodulene sammenkoblet med rør- eller slangeseksjoner for å gjøre verktøyet solid for ikke-gravitasjonslevering av verktøyet i avvikende borehull med vanskelige forhold, ved hjelp av plasseringsmetoder basert på borerør, slanger eller kveilerør.
I slike utførelser kan tre-aksielle ortogonale seismiske mottagere inkluderes i verktøystrengen for detektering av samtidig seismisk energi i borehullet mottatt fra en valgfri seismisk energikilde lokalisert ved overflaten nær borehullet eller i borehullet eller ved siden av borehullet. I tillegg kan egnede konvensjonelle orienteringsinnretninger, som for eksempel et tre-aksielt magnetometer, et akselerometer og/eller en gyro inkluderes i TEM-senderne og TEM-mottagerne for bestemmelse av den individuelle orienteringen for hver enhet. Frekvensen og amplituden fra TEM-senderens strømsignaler kan varieres for å oppnå en ekvivalent til å rotere det angulære forholdet til de fler-aksielle magnetiske spolene og det fler-aksielle dipolelementene for elektrisk felt for å oppnå multiple rekkevidder og angulære forhold i måleprosessen.
Dermed omfatter denne oppfinnelsen bruken av et TEM-måleaparat og en TEM-fremgangsmåte i ett enkelt borehull der både elektromagnetisk sender og elektromagnetisk mottager er plassert samtidig i samme borehull.
Videre angår oppfinnelsen bruken av TEM-mottagere i borehullet som overvåker elektriske og magnetiske feltkarakteristikker i en eller flere akser, eller i en eller flere akser pluss tilleggssensorer for spesifikk angulær oppløsning.
Ytterligere innebærer oppfinnelsen bruken av GEM-sendere i borehullet som eksiterer magnetiske spoler og elektriske dipoler i hver av flere akser.
Oppfinnelsen omfatter også bruken av en rekke med multiple TEM-sendere og mottagere inkorporert i et integrert måleinstrument, som muliggjør innsamling av multiple datasett fra en hvilken som helst gitt instrumentplassering i borehullet.
Individuelle TEM-sendere og mottagere i henhold til denne oppfinnelsen kan optimeres for bestemte styrker, geometrier og responskarakteristikker for en bestemt rekke-vidde av dybder og/eller særlige formasjonskarakteristikker.
TEM-senderne og mottagerne i henhold til oppfinnelsen kan orienteres i rommet ved inkorporering av egnede orienteringsinnretninger med de respektive komponentene.
Ytterligere angår oppfinnelsen bruken av midler for separering av TEM-mottagerne for å optimere avstanden mellom mottagermodulene for optimal kompensasjon av borehulleffekter og elektromagnetisk støy.
De ovennevnte formål med oppfinnelsen er således oppnådd ved et loggeverktøy for måling av transient elektromagnetisk energi beregnet på plassering i et borehull som penetrerer undergrunnsformasjoner og som har kabelkommunikasjon med tilhørende overflateutstyr, og en fremgangsmåte, slik som angitt i de selvstendige kravene.
For at den måten de ovenfor definerte prinsippene og trekkene blir oppnådd på skal forstås i detalj, følger en beskrivelse med henvisning til spesielle utførelser som er illustrert på tegningene. Figur 1 viser skjematisk det transient-elektromagnetiske måleverktøyet i henhold til denne oppfinnelsen plassert i et borehull i en undergrunnsformasjon. Figur 2A er et oppriss av en utførelse av det transient-elektromagnetiske måleverktøyet i henhold til denne oppfinnelsen, sett fra siden. Figur 2B er et oppriss av en annen utførelse av det transient-elektromagnetiske måleverktøyet i henhold til denne oppfinnelsen, sett fra siden. Figur 3A er et delvis oppriss av en valgfri variant av ut-førelsen av oppfinnelsen vist i figur 2A, med seismiske mottagere for borehull i tillegg. Figur 3B er et delvis oppriss av en valgfri variant av utfør-elsen av oppfinnelsen vist i figur 3A, med seismiske mottagere for borehull i tillegg. Figur 4 er et blokkskjema av en sendermodul for det transient-elektromagnetiske måleverktøyet vist i figurene 2A og 2B Figur 5 er et blokkskjema av en mottagermodul for det transient-elektromagnetiske måleverktøyet vist i figurene 2A og 2B. Figur 6 viser en firkantpuls i en typisk sendersignalbølge og de korresponderende elektriske og magnetiske transientsignalene mottatt av mottagerne. Figur 7 viser andre sendersignaler med varierende bølgeform
vist i (a)-(c).
Figur 8 viser et funksjonsblokkskjema av kontroll- og data-kretsene i det transient-elektromagnetiske måle-verktøyet i henhold til denne oppfinnelsen.
På figur 1 blir det transient-elektromagnetiske måle-verktøyet 10 i henhold til denne oppfinnelsen vist plassert i et borehull 14 og båret av en kabel 12. Verktøyet 10 kan sentreres i borehullet 14 ved hjelp av konvensjonelle sentreringsmekanismer 30. Kabelen 12 blir båret av et skive-hjul 18 plassert i en borerigg 16 på vanlig måte og tvunnet på en trommel 20 for senking og heving av verktøyet 10 i borehullet på vanlig måte. Kabelen 12 er en vanlig flertråds-kabel med elektriske ledere for overføring av elektriske signaler og energi fra overflaten til verktøyet 10 og for transmittering av data målt av verktøyet til overflaten for prosessering. Kabelen 12 er koblet på vanlig måte til en telemetri-kommunikasjonskrets 22 og en innsamlingsenhet 24 på overflaten. For formål som vil bli forklart senere kan en seismisk generator valgfritt inkluderes for generering av seismiske signaler for deteksjon av ved verktøyet 10, og er også vist tilkoblet overflateinnsamlingsenheten 24.
Verktøyet 10 inkluderer TEM-sender(e) 42 og TEM-mottager(e) 44, og tilhørende komponenter som for eksempel energikilder, styringsenheter, orienteringsfølere og sammen-koblinger (ikke vist). TEM-sender(ne) 42 og TEM-mottager(ne) 44, som herunder vil bli videre forklart, kan undersøke og måle resistiviteten i en "dyp" sone 32 i undergrunnsformasjonene 28 som er lokalisert med en radiell avstand R som vist ved den radielle linjen 34. Den radielle avstanden R kan være en avstand på omkring 300 meter eller mer.
Med henvisning til figurene 1, 2A og 2B vil konstruksjonen av enkelte utførelser av verktøyet 10 bli beskrevet mer i detalj. Den første utførelsen er vist i figur 2A, med en kabel 12 vist tilknyttet til telemetri-kommunikasjonsmodulen 40 for å gi en digital telemetri-kommunikasjon for å koble verktøyet 10 til kabelen for overføring av informasjon og data til overflaten (figur 1) og en kontrollmodul 41 for styring av operasjonen av verktøyet 10. i en valgfri utførelse kan kontrollmodulen 41 også omfatte en dataprosesseringsenhet for utførelse av enkelte prosesseringstrinn i verktøyet nede i borehullet. Et flertall TEM-sendermoduler 42-42' (Txi...Txn) er vist aksielt plassert under kontrollmodulen 41 og koblet til denne ved hjelp av kabelseksjonene 48 og 50. Hvert flertall med TEM-sendermoduler 42-42' inneholder fortrinnsvis enten en enkel-eller multi-aksiell elektrisk dipol eller elektromagnetiske antenner, som vil bli beskrevet herunder, for påtrykking av elektrisk og magnetisk energi i form av valgte TEM-komponenter på formasjonen 28.
Plassert under flertallet med TEM-sendere 42-42<1 >(Txi...TxH) er et flertall TEM-mottagermoduler 44-44'
(Rx3....RxN) koblet sammen med TEM-senderne 42-42' ved hjelp av kabelseksjonene 52 og 54. Hvert flertall med TEM-mottagermodulene inneholder fortrinnsvis enten enkel- eller multi-aksielle elektriske dipolelementer eller elektromagnetiske mottagere eller spoler, som vil bli forklart senere, for detektering av mottatt elektrisk eller magnetisk energi i form av valgte TEM-komponenter fra formasjonen 28. Som vist i figur 2A er modulene koblet sammen med en multileder, armert elektrisk kabel eller fiberoptiske kabelseksjoner 48, 50, 52, 54 for bruk i borehull 14 der borehullets avvik og forholdene i borehullet tillater senking av verktøyet 10 ned i borehullet ved hjelp av gravitasjon.
En annen utførelse 10' av oppfinnelsen er vist i figur 2B, med kabelen 12 vist koblet til en telemetri-kommunika-sjonsmodul 40 og en kontrollmodul 41 slik som beskrevet i forbindelse med figur 2A. Et flertall TEM-sendermoduler 42-42' (Txi...Txjj) identisk-med sendermodulene 42-42' i figur 2A er vist aksielt plassert under kontrollmodulen 41 og koblet til denne ved hjelp av kabelseksjonene 48 og 50. i en aksiell avstand under flertallet med TEM-senderne 42-42'
(Txi...TxH) er et flertall TEM-mottagermoduler 44-44'
(Rxi...Rxn) identisk til mottagermodulene 44-44" som er
beskrevet i forbindelse med figur 2A, og er sammenkoblet med TEM-senderne 42-42' ved hjelp av kabelseksjonene 52 og 54.
I denne utførelsen av oppfinnelsen blir imidlertid rør-seksjonene 62,64,66 og 68 brukt for å mekanisk sammenkoble sendermodulene 42-42' (Tx!...TxN) og mottagermodulene 44-44'
(Rxi...RxN) for å brukes i avvikende borehull eller der senking av de kabelsammenkoblede modulene i den første utførelsen 10 kan være vanskelig på grunn av forholdene i borehullet. For kortere avstand mellom TEM-sendermodulene 42-42' og TEM-mottagermodulene 44-44' kan modulene være satt sammen i et kontinuerlig verktøy uten kabelavstandsstykker slik som rørseksjonene 62,64,66 og 68. i avvikende brønner hvor gravitasjonen ikke virker som en effektiv senkemekanisme kan verktøyet 10 føres inn i borehullet 10 ved hjelp av konvensjonelle borerør, rørstrenger eller kveilerør.
I utførelsene 10 og 10' som er beskrevet ovenfor kan antallet TEM-sendere 42 og 42' og TEM-mottagere 44 og 44' variere avhengig av den ønskede aksielle avstanden i borehullet og ønskeligheten av å samle multiple datasett fra en gitt verktøyposisjon i borehullet. Den innbyrdes avstanden mellom TEM-sendermodulene 42-42' og TEM-mottagermodulene 44-44' kan variere fra en minimumsavstand mellom en enkelt TEM-sendermodul 42 og en enkelt TEM-mottagermodul 44 på omtrent én meter og kombinasjoner av opptil 200 meter aksielt i borehullet. Alle modulene, inkludert telemetri-kommunikasjonsmodulen 40, kontrollmodulen 41 og TEM-sender- og mottagermodulene henholdsvis 42-42' og 44-44', er pakket i trykkamre som er typisk for loggeutstyr til bruk nede i borehull for å beskytte de elektroniske komponentene fra trykk, temperatur, mekaniske påkjenninger, fuktighet og kor-rosjon. Selvfølgelig kan andre typer loggeinstrumenter (for eksempel induksjon, laterologi og lignende) kombineres og koblet inn i verktøystrengen i utførelsene 10 og 10' ved konvensjonell kobling og sammenkobling av innretninger (ikke vist).
Figurene 3A og 3B viser valgfrie seismiske mottagere som kan legges til verktøyene 10 og 10' slik som beskrevet med referanse til figurene 2A og 2B ved mottagning av seismiske signaler reflektert fra formasjoner som er av interesse fra en seismisk energigenerator 25 {figur 1). De seismiske mottagerne 46-46' kan brukes for å dra nytte av tilleggs-informasjonen som er tilgjengelig ved bruk av seismiske teknikker i borehull som i stor grad utfyller TEM-informasjonen. I figurene 3A og 3B er det vist et flertall seismiske mottagere (SRxi... SRx») aksielt plassert under den siste TEM-mottageren 44 (Txi) og er sammenkoblet dertil ved hjelp av kabelseksjonene 56 og 58. Den seismiske mottagermodulen 46-46' kan fortrinnsvis være et hvilket som helst konvensjonelt ortogonalt seismisk mottagerinstrument for borehull, som for eksempel beskrevet i US-patent 4.893.290. Som mer spesielt vist i figur 3B er rør- eller slangeseksjonen utstyrt for å kobles sammen med mottagermodulen 44 (SRxx) og de seismiske mottagermodulene 46-46' (SRxi...SRxN) for bruk i avvikende borehull slik som beskrevet ovenfor med referanse til figur 2B.
En typisk TEM-sendermodul 42(42') er vist i skjematisk form i figur 4. Mens enten enkel- eller multi-aksielle sendermoduler kan brukes omfatter den foretrukne sendermodulen 42 (42') (Txi...Txn) slik som vist i figur 4 en tre-aksiell magnetisk sender 70 (omfattende ortogonale spoler Mx,My og M3), en tre-aksiell elektrisk sender 72 (omfattende ortogonale dipolantenne-elementer Ex,Ey og Ez) og en orienteringsinnretning 79. Den tre-aksielle magnetiske senderen 70 og tre-aksielle elektriske senderen 72 er koblet til tre strømkontrollenheter 74, 76 og 78 for styring av senderstrømmene Ix,Iy og I, brukt på senderne 70 og 72. De respektive ortogonale spolene (Mx,My og Mz) og de respektive ortogonale dipolantenne-elementene (Ex,Ey og Ez) er koblet sammen med de respektive (Ix, Iy og Iz) kontrollenhetene, henholdsvis 76, 78 og 74. Energi til strømkontrollenhetene 74, 76 Og orienteringsenheten 79 blir tilført via ledningen 94 i kabelsegmentene 48(50) og 50(52), og kommando- eller styresignaler blir tilført gjennom lederen 92. Ledningen 96 er en leder for datasignalene mottatt fra TEM-mottagermodulene 44-44', som vil bli beskrevet senere. Orienterings-innretningen eller -enheten 7 9 kan på vanlig måte være et tre-aksielt magnetometer og et akselerometer og/eller en gyro. Under visse forhold kan magnetometeret være det samme som det som er brukt til TEM-målingen av det magnetiske feltet.
Strømkontrollenhetene 74, 76 og 78 kan styres fra overflaten av innsamlingsenheten 24 (figur 1), eller de kan være inkludert i en prosessor plassert i verktøyet 10 nede i borehullet, i kontrollenheten 41 som ovenfor ble beskrevet i forbindelse med figurene 2A og 2B. Kontroilparametrene kan enten bli nedlastet eller forhåndslagret, eller de kan styres i sanntid under loggeoperasjonen. Strømkontrollenhetene 74, 76 og 78 kan styre hele den magnetiske senderen 70 og hele den elektriske senderen 72. Samtidig operasjon av de multiple TEM-sendermodulene 42(42') (Txi...Txn) krever imidlertid spesiell synkronisering slik vil bli beskrevet nedenfor. De enkelte TEM-senderkomponentene blir, særlig hvis de er fler-aksielle enheter (x-, y- og z-retningene), koblet fra hverandre for å unngå interferens fra små forandringer i bølgeformen til senderens påtrykte strøm. I noen tilfeller, slik som ved de elektriske dipolantenne-elementene, blir senter-dipolelementene plassert svært nær hverandre men ikke direkte elektrisk koblet sammen for å unngå mulig kryss-tale mellom inngangssignalene forårsaket av gjensidige induktanser og kapasitive utladninger.
Et skjema over TEM-mottagermodulen 44(44') (Rxi...Rxn) er vist i figur 5. Mens enten en enkelt- eller en multi-aksielle mottagermoduler kan brukes omfatter den foretrukne TEM-mottagermodulen 44 (44') (Rxi...RXn) som vist i figur 5 en tre-aksiell magnetisk mottager 100 (omfattende ortogonale spoler Mx,My og Mz), en tre-aksiell mottager 102 for elektriske felt (omfattende ortogonale dipolantenne-elementer Ex,Ey og Ez) og en orienteringsinnretning 103 som kan være en hvilken som helst konvensjonell akselerasjons- eller magnetometer-orienteringsinnretning. Strømmene som genereres i de ortogonale elektromagnetiske spolene (Mx,My og Ma) av de magnetiske feltene indusert i formasjonene av senderspolene i sendermodulene 42(42<1>) danner analoge spenningssignaler som påtrykkes en 24-bit analog/digital- (A/D-) omformer 104 gjennom lederen 108 for konversjon til digitale signaler. Strømmene generert av de ortogonale dipolantenne-elementene indusert i formasjonen av senderspolene i sendermodulene 42(42') danner analoge spenningssignaler som påtrykkes 24-bit analog/digital- (A/D-) omformeren 104 gjennom lederen 110 for konversjon til digitale signaler. De elektriske dipolelementene er orientert ortogonalt og brukes en senter-tapp som felles for henholdsvis det vertikale horisontale feltet Ez og de to horisontale komponentene Ex og Ey. A/D-omformeren 104 er montert rett ved siden av mottagersensorene 100 og 102 for maksimal støyreduksjon. Energi til kontrollenheten 106, 24-bit A/D-omformeren 104 og orienteringsenheten 103 blir tilført via lederen 94 i kabelsegmentene 52 og 54, og kommando- eller styresignaler blir tilført via lederen 92. De digitaliserte magnetisk- og elektrisk-feltsignalene fra 24-bit A/D-omformeren 104 blir tilført lederen 96 som danner en bane for de mottatte datasignalene for bruk i kontrollenheten 41 og telemetri-kommunikasjonsmodulen 40 som blir nærmere beskrevet nedenfor.
Figur 6 viser den foretrukne firkantbølgeformen 120 til den fra senderen utsendte strømbølgen som fra kontrollenhetene 74, 76 og 78 påtrykkes den tre-aksielle elektromagnetiske senderen 70 (omfattende de magnetiske spolene Mx,My og Mz) og den tre-aksielle elektriske senderen 72 (omfattende de ortogonale dipolantenne-elementene Ex,Ey og Ez) i form av de styrte strømmene Ix,ly og Iz. Som respons på det sendte firkantbølgesignalet 120 vil de mottatte magnetiske og elektriske feltene generere spenningssignaler i den elektromagnetiske mottageren 100 og mottageren 102 for elektriske felt slik som vist ved henholdsvis 124 og 122. Figur 7 viser andre strømbølgeformer som kan genereres ved andre utførelser av strømkontrollenhetene 74, 76 og 78 for påtrykning på senderne 70 og 72, som for eksempel bølgeformene vist ved (a) som 126 (pulser), ved (b) som 128 (trekantbølger) og ved (c) som 130 (pseudo-randomær binær sekvens) som ville variere de magnetiske og elektriske feltkomponentene i det mottatte signalet for frembringelse av flere data.
Med henvisning til figurene 1, 4, 5 og 6 og 7 induserer firkantbølgetrinnet induksjon eller virvelstrømmer i formasjonen 28 (figur 1) som propagerer radielt utover med økende tid. Sekundære strømmer blir indusert i den tre-aksielle elektromagnetiske mottageren 100 (omfattende de magnetiske spolene Mx,My og Mz) i form av den tidsderiverte av magnetfeltkomponentene i den induserte strømmen fra senderen som det mottatte transientsignalet 124. I tillegg blir sekundære strømmer indusert i den tre-aksielle elektriske mottageren 102 (omfattende de ortogonale dipolantenne-elementene Ex,Ey og Ez) i form av den tidsderiverte av de elektriske feltkomponentene i den induserte strømmen fra senderen som det mottatte mottagersignalet 122. Signalene som fremkommer ved mottageren forårsaket av de induserte strømmene i formasjonen 28 kalles transienter fordi, når senderstrømmen svitsjes plutselig starter de induserte formasjonsstrømmene ved en bestemt verdi, og deretter avtar eller øker med tiden til et konstant nivå.
Vekselstrømmers tendens til å flyte nær overflaten av en leder er kjent som "skinneffekten" ("skin effect"), og den effektive penetreringsdybden av den elektromagnetiske energien i et ledende medium er kjent som "skinndybden"
("skin depth"). Skinndybden er også definert som den dybden ved hvilken en plan bølges amplitude har blitt dempet til trettisw prosent (37%) oa kan uttrykkes som følaer:
den o = konduktivitet (mho/m)
u = magnetisk permeabilitet (Henry/m)
co = angulær frekvens (radianer/s)
Imidlertid er konduktiviteten o = l/p(ohm/m), og substitu-ering inn i ligning (1) gir følgende:
Siden den angulære frekvensen u=2nf, hvis andre parametre er kjent, kan forholdet mellom skinndybde (5) og frekvens (f) bestemmes i ligning (2) ovenfor. Hvis de følgende parametrene er kjent: p=10 ohm/m, u=4'10"7 Henry/meter gir innsetting av dette i ligning (2) følgende:
Som det fremkommer av ligning (3), gir lavere frekvenser større penetrering av energi inn i undergrunnsformasjonen. Det er ventet at den beste signalfrekvensen fortrinnsvis vil være i området .0,1 til 250 Hz, og den maksimale frekvens-komponenten i de mottatte signalene fortrinnsvis vil være omkring 1000 Hz.
Siden de ortogonale spolene Mx,My og Mz og de ortogonale dipol antenne-element ene Ex,Ey og Ez i den tre-aksielle elektromagnetiske senderen 70 og den tre-aksielle elektriske senderen 72 er faste kan det relative, angulære forholdet forandres i TEM-sendermodulen 42. Imidlertid kan forandring eller variering av frekvensen, fasen og amplituden i det sendte firkantbølgestrømsignalet 120 (figur 6) eller variering av det sendte strømsignalets bølgeform slik som vist ved 126, 128 og 130 (figur 7) utført på de respektive spolene (Mx,My og ME) eller dipolantenne-elementene (Ex,Ey og Ez) , gi en tilsvarende effekt som rotering av det angulære forholdet mellom de ortogonale spolene Mx,My og Mz og de elektriske dipolelementene Ex,Ey og Ez, og dermed forandre det kombinerte sendermomentet i suksessivt forskjellige angulære retninger.
Med henvisning til figurene 1, 4, 5, 6, 7 og 8 skal anvendelsen av TEM-verktøyet 10(10') beskrives i detalj. Innsamlingsenheten 24 på overflaten er en prosessorstyrt enhet for styring av verktøyet 10(10') og innsamling av data fra mottagerne 44-44'. Overflateinnsamlingsenheten er koblet via en linje 27 til en overflate-telemetri-kommunikasjonskrets 22 som i sin tur er koblet via kabelen 12 til TEM-verktøyet 10(10'). Kabelen 12 er koblet til verktøyets telemetri-kommunikasjonskrets 40 og deretter til en kontroll-krets/enhet 41. Hvis en seismisk generator 25 på overflaten blir brukt blir den koblet til overflateinnsamlingsenheten gjennom en linje 23 og deretter via telemtri-koblingen 22, kabelen 12, verktøyets telemetri-kommunikasjonsenhet 40 og kabelen 47 til kontrollkretsen/enheten 41. Kontroll-kretsen/enheten 41 vil fortrinnsvis styre innsamlingen av seismiske signaler gjennom en seismisk innsamlingsenhet 43 koblet med kabel fra de optiske seismiske mottagerne 46-46', og/eller styre innsamlingen av TEM-signaler gjennom en "TEM-Tx/Rx Syne & Data Binning"- ("Tx/Rx/Sync"-) krets 45 for styring av skuddene fra senderne 42-42' og innsamlingen av mottatte TEM-signaler fra TEM-mottagerne 44-44'.
Tx/Rx/Syne-kretsen 45 gir synkronisering og tidskontroll-signaler for styring av senderens skuddsykluser for å påtrykke senderens strømsignaler ved kontr611enhetene 74, 76 og 78 til den fler-aksielle elektriske senderen 72. Kretsen 45 styrer også skuddtidspunktene og mottagningen av mottager-signalene 122 og 124 ved den fler-aksielle magnetiske mottageren 100 og den fler-aksielle elektriske mottageren 102. Kretsen 45 lagrer dessuten innhentede data som en fullstendig tidsserie inntil det er ønskelig å sende sender-og mottagerdata til overflateinnsamlingsenheten 24 for videre prosessering. I den foregående beskrivelsen kan det sees at TEM-måleverktøyet 10 {10'), som kan foreta dype radielle undersøkelser i en formasjon 28 som omgir et borehull 14 kan oppnå følgende: 1 deteksjon av hydrokarboner som har en resistivitet større enn vann ved større radielle avstander (R) fra borehullet 14 enn konvensjonelle loggeverktøy, og kartlegging av fordelingen derav i formasjonen. 2 overvåking av hydrokarboners bevegelse i formasjonen 28 ved tidsforløpmålinger tatt i en enkelt brønn eller i nærliggende brønner. 3 evaluering av formasjonens 28 resistivitet utenfor den sonen som er invadert av borevæske for å gi mer nøyaktig evaluering av karakteristikkene for uforstyrret petrofysisk formasjon. 4 deteksjon og lokalisering av store geologiske trekk i nærheten av borehullet 14, som for eksempel forkastninger, salt-kupler og andre store struk-turelle og stratigrafiske trekk. 5 frembringelse av data som kan tolkes for å danne en tredimensjonal romlig fordeling av formasjonsresistiviteten rundt og bort fra borehullet 14. Denne typen informasjon kan brukes for å bestemme den lokale formasjonsstrukturens helningsvinkel, eller for å detektere forkastninger og ansamlinger av hydrokarboner. 6 frembringelse av reservoar-skisser og karakterise-ringsinformasjon i borehull som er horisontale eller avviker med en stor vinkel. I slike brønner er det særlig ønskelig å kjenne nærheten av hvert enkelt punkt i borehullet til toppen og bunnen av reservoar-sonen og til de forskjellige olje/vann-kontaktene i reservoaret.
Oppfinnelsen som er beskrevet her med hensyn til et apparat og en fremgangsmåte benyttende TEM-måleverktøyer 10(10") som krever bare tilgang til én brønn (borehull) for å oppnå TEM-data med dyp radiell penetrering. Dette i kontrast til mellom-brønn elektromagnetiske teknikker som krever tilgang til to eller flere brønner i reservoaret. I tillegg krever ikke oppfinnelsen en rekke med overflatenra1inger og koblinger (selv om det kan brukes sammen med disse). Som er resultat kreves ikke spesiell overflatetilgang og preparering, og overflatestøyproblemer reduseres. Ved bruk av bare under-grunnsmålinger er det mulig å benytte enkelt- eller fler-aksielle (x, y & z) elektriske og magnetiske feltkomponenter.
Claims (41)
1. Måleverktøy (10) for måling av transient elektromagnetisk energi beregnet på plassering i et borehull (14) som penetrerer undergrunnsformasjoner (28) og som har kabelkommunikasjon (12) med tilhørende overflateutstyr (22,24) ,
karakterisert ved at det omfatter: en elektromagnetisk sender (42,42') med elektrisk kommunikasjonsforbindelse med overflateutstyret for påtrykking av et elektromagnetisk felt på formasjonene (28) som omgir borehullet (14) inneholdende:
en elektromagnetisk antenne (70) for induksjon av
induksjonsstrømkomponenter i formasjonen for radiell forplantning utover fra borehullet (14),
en elektrisk dipolantenne (72) for introduksjon av
sekundære elektriske strømkomponenter i formasjonen for radiell forplantning utover fra borehullet (14), og en strømkontroller (74,76,78) som opererer som respons
på kontrollsignaler mottatt fra overflateutstyret (22,24) for påtrykning av et strømsignal (120) med forhåndsbestemte egenskaper på den elektromagnetiske (70) og dipolantennen (72) for frembringelse av de elektriske og magnetiske feltene som respons på dette, samt en elektromagnetisk mottager (44,44') i elektrisk kommunikasjon med overflateutstyret (22,24) og plassert aksielt adskilt fra senderen (42,42') for deteksjon av de propagerende transiente induksjonsstrømmene og de elektriske sekundære strømmene generert av senderen og frembringelse av elektriske signaler (124,122) som er representative for valgte egenskaper ved formasjonen for bruk ved overflateutstyret, omfattende:
en elektromagnetisk antenne (100) for deteksjon av de
transiente induserte strømkomponentene i formasjonen og induksjon av elektriske signaler (124) deri som er representative for de transiente induserte strøm-komponentene , og
en elektrisk dipolantenne (102) for deteksjon av de
elektriske sekundære strømkomponentene i formasjonen og frembringelse av elektriske signaler (122) deri som er representative for de elektriske sekundære strøm-komponentene .
2. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 1,
karakterisert ved at den nevnte elektromagnetiske senderen og den elektromagnetiske mottageren omfatter en én-aksiell magnetisk sender og mottager.
3. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 1,
karakterisert ved at den nevnte elektromagnetiske senderen og den elektromagnetiske mottageren omfatter fler-aksielle magnetiske sendere og mottagere.
4. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 1,
karakterisert ved at den også omfatter en orienteringsinnretning plassert i hver av nevnte elektromagnetiske sender og mottager og med elektrisk kommunikasjon til overflateutstyret for bestemmelse av den relative angulære orienteringen derav og genererende elektriske signaler som er representative for en slik orientering for anvendelse i overflateutstyret.
5. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 3,
karakterisert ved at den elektromagnetiske senderen er en tre-aksiell elektromagnetisk sender og omfatter: tre ortogonale spoler for generering av magnetiske felt som respons på en mottatt senderstrøm med forhåndsvalgte karakteristikker og kobling av de magnetiske feltene til formasjonen for propagering deri, tre ortogonale elektriske dipolantenne-elementer for generering av elektriske felt som respons på en mottatt senderstrøm med forhåndsvalgte karakteristikker og kobling av de elektriske felt til formasjonen for propagering deri, og en strømkontrollenhet som opererer som respons på styresignaler mottatt fra overflateutstyret for påtrykking av et strømsignal med forhåndsvalgte karakteristikker til hver av de tre ortogonale spolene og nevnte tre dipolantenne-elementene for elektriske felt, for generering av de nevnte magnetiske og elektriske feltene.
6. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 5,
karakterisert ved at de for senderen forhåndsvalgte karakteristikkene er frekvens og amplitude.
7. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 6,
karakterisert ved at en annen forhåndsvalgt karakteristikk for senderstrømmen er bølgeform.
8. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 5,
karakterisert ved at strømkontrollenheten omfatter et flertall med strømkontrollenheter, hver koblet til én av de ortogonale magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene for påtrykking av en elektrisk strøm med forhåndsvalgte karakteristikker på disse.
9. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 8,
karakterisert ved at de for senderen forhåndsvalgte karakteristikkene er frekvens og amplitude.
10. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 8,
karakterisert ved at en annen forhåndsvalgt karakteristikk for senderstrømmen er bølgeform.
11. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 5 eller 8, karakterisert ved at hver av de nevnte strømkontrollenhetene kan variere frekvensen og amplituden til det elektriske signalet levert til hvert av de nevnte ortogonalt plasserte magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene som reaksjon på styresignaler mottatt fra overflateutstyret for endring av det kombinerte sender-elementet i suksessivt forskjellige angulære retninger for å oppnå en ekvivalent til rotering av det angulære forholdet til de magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene.
12. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 5 eller 8,
karakterisert ved at hver av de nevnte strømkontrollenhetene kan variere bølgeformen til den elektriske strømmen påtrykket hver av de ortogonalt plasserte magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene som reaksjon på styresignaler mottatt fra overflaten for forandring av det kombinerte sendermomentet i suksessivt forskjellige angulære retninger for å oppnå ekvivalenten til rotering av det angulære forholdet til de magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene.
13. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 3,
karakterisert ved at hver elektromagnetisk mottager er en tre-aksiell elektromagnetisk mottager og omfatter: tre ortogonale spoler for detektering av de nevnte magnetfeltene indusert i formasjonen av senderen og generering av elektriske signaler som er representative for disse, tre ortogonale elektriske dipolantenne-elementer for detektering av de nevnte sekundære feltene indusert i formasjonen av senderen og generering av elektriske signaler som er representative for disse, og at de elektriske signalene som er representative for de tre ortogonale komponentene i de detekterte induserte magnetiske feltene og de tre ortogonale komponentene fra de nevnte induserte elektriske strømmene er representative for valgte karakteristikker i formasjonen.
14. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 13,
karakterisert ved at de elektriske signalene som er representative for de tre ortogonale komponentene i de detekterte induserte magnetfeltene og de induserte sekundære elektriske feltene, er analoge signaler, og at verktøyet videre omfatter en analog/digital-omformer for mottak av de genererte analoge signalene som representerer de tre ortogonale komponentene i de detekterte induserte magnetiske feltene og de tre ortogonale komponentene av de induserte sekundære elektriske feltene, for konvertering til digitale elektriske signaler.
15. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 1,
karakterisert ved
et flertall elektromagnetiske sendere i elektrisk kommunikasjon med overflateutstyret og aksielt adskilt fra den først nevnte senderen og elektrisk koblet til denne for anvendelse av ytterligere transiente elektromagnetiske felt på formasjonen som omgir borehullet og indusering deri av magnetiske og sekundære elektriske felt for propagering radielt utover fra borehullet, og
et flertall elektromagnetiske mottagere i elektrisk kommunikasjon med overflateutstyret og aksielt adskilt fra den nevnte første mottageren og elektrisk koblet dertil for detektering av de nevnte induserte transiente magnetiske feltene og de sekundære elektriske felt generert i formasjonen av nevnte flertall med sendere, og som genererer elektriske signaler som er representative for disse for anvendelse i overflateutstyret for bestemmelse av valgte egenskaper i formasjonen.
16. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 15,
karakterisert ved at flertallet av elektromagnetiske sendere og elektromagnetiske mottagere omfatter enkelt-aksielle magnetiske og elektriske sendere og mottagere.
17. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 15,
karakterisert ved at flertallet av elektromagnetiske sendere og elektromagnetiske mottagere omfatter multi-aksielle magnetiske og elektriske sendere og mottagere.
18. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 1,
karakterisert ved
en energikilde for generering og anvendelse av valgt, diskret energi på undergrunnsformasjoner som omgir et borehull for måling av valgte egenskaper i undergrunnsformasjonen som er annerledes enn egenskapene målt av nevnte elektromagnetiske sender og elektromagnetiske mottager, og
en mottager aksielt adskilt fra den elektromagnetiske mottageren og elektriske koblet til denne for mottagning av den valgte diskrete energien fra formasjonen som omgir borehullet og generering av elektriske signaler som er representative for disse for anvendelse i overflateutstyret for bestemmelse av egenskaper i formasjonen som er forskjellige fra formasjonskarakteristikkene som er målt av nevnte elektromagnetiske sender og elektromagnetiske mottager.
19. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 18,
karakterisert ved at
energikilden omfatter en seismisk generator for generering og anvendelse av seismisk energi på undergrunnsformasjonene som omgir borehullet, og
nevnte mottager omfatter minst én seismisk mottager aksielt adskilt fra den elektromagnetiske senderen og elektromagnetiske mottageren og elektrisk koblet til disse for mottagning av seismisk energi reflektert fra formasjonen som omgir borehullet, for bestemmelse av ytterligere valgte egenskaper i formasjonen.
20. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 19,
karakterisert ved at mottageren omfatter minst en tre-aksiell seismisk mottager for mottagning av komponenter i den seismiske energien som blir reflektert i formasjonen som omgir borehullet, for bestemmelse av ytterligere valgte egenskaper i formasjonen.
21. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 1,
karakterisert ved at
den elektromagnetiske mottageren er fler-aksiell, idet både mottagerens elektromagnetiske antenne for deteksjon av multiple transiente induserte strømkomponenter i formasjonen og induksjon av elektriske signaler deri som er representative for de multiple transiente induserte strøm-komponent ene, og
mottagerens elektriske dipolantenne for deteksjon av multiple elektriske sekundære strømkomponenter i formasjonen og frembringelse av elektriske signaler som er representative for de multiple elektriske sekundære strømkomponentene,
er fler-aksielle.
22. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 21,
karakterisert ved at den elektromagnetiske senderen omfatter multi-aksielle magnetiske og elektriske sendere.
23. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 21,
karakterisert ved at den videre omfatter en orienteringsinnretning plassert ved hver elektromagnetisk sender og mottager og i elektrisk kommunikasjon med overflateutstyret for bestemmelse av deres relative angulære orientering og generering av elektriske signaler, som representerer denne orienteringen, for anvendelse i overflateutstyret.
24. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 22,
karakterisert ved den elektromagnetiske senderen er en tre-aksiell elektromagnetisk sender og omfatter: tre ortogonale spoler for generering av magnetiske felt som respons på mottagning av en senderstrøm med forhåndsvalgte karakteristikker og kobling av de magnetiske feltene til formasjonen for propagering deri, tre ortogonale elektriske dipolantenne-elementer for generering av elektriske felt som respons på mottagning av en senderstrøm med forhåndsbestemte karakteristikker og kobling
av disse elektriske feltene inn i formasjonen for propagering deri, og
en strømkontrollenhet som opererer som respons på styresignaler mottatt fra overflateutstyret for påtrykking av et strømsignal med forhåndsvalgte karakteristikker på hver av de tre ortogonale spolene og de tre dipolantenne-elementene for elektriske felt, for generering av nevnte magnetiske og elektriske felt.
25. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 24,
karakterisert ved at senderstrømmens forhåndsvalgte karakteristikker er frekvens og amplitude.
26. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 25,
karakterisert ved en annen forhåndsvalgt karakteristikk for senderstrømmen er bølgeform.
27. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 24, ■
karakterisert ved at strømkontrollenheten omfatter et flertall strømkontrollenheter som er koblet til hver av de ortogonalt innrettede magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene og for påtrykning av en elektrisk strøm på disse med forhåndsvalgte karakteristikker.
28. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 27,
karakterisert ved at senderstrømmens forhåndsvalgte karakteristikker er frekvens og amplitude.
29. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 28,
karakterisert ved en annen forhåndsvalgt karakteristikk for senderstrømmen er bølgeform.
30. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 24 eller 27, karakterisert ved at hver av strømkontroll-enhetene kan variere frekvens og amplitude i det elektriske signalet som blir påtrykket hver av de ortogonalt innrettede magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene som respons på styresignaler mottatt fra overflateutstyret for endring av det kombinerte sendermomentet i suksessive angulære retninger for å oppnå en ekvivalent til rotering av det angulære forholdet til de nevnte magnetiske spolene og elektriske dipolantenne-elementene.
31. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 24 eller 27, karakterisert ved at hver av strømkontroll-enhetene kan variere bølgeformen i det elektriske signalet som blir påtrykket hver av de ortogonalt innrettede magnetiske spolene og de elektriske dipolantenne-elementene som respons på styresignaler mottatt fra overflateutstyret for endring av det kombinerte sendermomentet i suksessive angulære retninger for å oppnå en ekvivalent til rotering av det angulære forholdet til de nevnte magnetiske spolene og elektriske dipolantenne-elementene.
32. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 21,
karakterisert ved at den multi-aksielle elektromagnetiske mottageren er en tre-aksiell elektromagnetisk mottager som omfatter: tre ortogonale spoler for deteksjon av de magnetiske feltene indusert i formasjonen av senderen og generering av elektriske signaler som er representative for disse, og tre ortogonale elektriske dipolantenne-elementer for detektering av de sekundære elektriske feltene indusert i formasjonen av senderen og generering av elektriske signaler som er representative for disse, der de elektriske signalene, som er representative for de tre ortogonale komponentene i de detekterte induserte magnetiske feltene og de tre ortogonale komponentene i de induserte elektriske strømmene, er representative for formasjonens egenskaper.
33. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 32,
karakterisert ved at den genererte elektriske signaler som er representative for de tre ortogonale komponentene i de detekterte induserte magnetiske feltene og de induserte sekundære elektriske feltene, er analoge signaler, og at verktøyet videre omfatter en analog/digital-omformer for mottagning av nevnte genererte analoge elektriske signaler, som representerer de tre ortogonale komponentene i de detekterte induserte magnetiske feltene og de tre ortogonale komponentene i de induserte sekundære elektriske feltene, for konvertering til digitale elektriske signaler.
34. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 21,
karakterisert ved
et flertall elektromagnetiske sendere i elektrisk kommunikasjon med overflateutstyret og aksielt adskilt fra den første nevnte senderen elektrisk koblet til denne for påtrykking av ytterligere transiente elektromagnetiske felt på formasjonene som omgir borehullet og indusering av magnetiske og sekundære elektriske felt i formasjonen for forplantning radielt utover fra borehullet, og
et flertall multi-aksielle elektromagnetiske mottagere i elektrisk kommunikasjon med overflateutstyret og aksielt adskilt fra nevnte første mottager og elektrisk koblet til denne for detektering av nevnte induserte transiente magnetiske felt og sekundære elektriske felt generert i formasjonen av nevnte flertall med sendere, og generering av elektriske signaler som representerer disse, for anvendelse i overflateutstyret for bestemmelse av valgte egenskaper i formasj onen.
35. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 34,
karakterisert ved at nevnte flertall med elektromagnetiske sendere omfatter én-aksielle magnetiske og elektriske sendere.
36. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 34,
karakterisert ved at nevnte flertall med elektromagnetiske sendere omfatter multi-aksielle magnetiske og elektriske sendere.
37. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 21,
karakterisert ved en energikilde for generering og påtrykning av valgt diskret energi på undergrunnsformasjoner som omgir et borehull, for måling av egenskaper i formasjonen som er annerledes enn egenskapene målt av nevnte elektromagnetiske sender og elektromagnetiske mottager, og
en mottager aksielt adskilt fra nevnte elektromagnetiske sender og elektromagnetiske mottager, og elektrisk koblet til disse, for mottagning av den valgte diskrete energien fra formasjonen som omgir borehullet og generering av elektriske signaler som er representative for energien for anvendelse i overflateutstyret for bestemmelse av ytterligere valgte egenskaper i formasjonen som er forskjellige fra formasjons-egenskapene som blir målt av nevnte elektromagnetiske sender og mottager.
38. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 37,
karakterisert ved at den nevnte energikilden omfatter en seismisk generator som genererer og påtrykker seismisk energi på formasjonen som omfatter borehullet, og at
den nevnte mottageren omfatter minst én seismisk mottager aksielt adskilt fra den elektromagnetiske senderen og elektromagnetiske mottageren og elektrisk koblet til disse for mottagning av seismisk energi som er reflektert fra formasjonen som omgir borehullet for bestemmelse av ytterligere valgte egenskaper i formasjonen.
39. Måleverktøy for transiente elektromagnetiske energi-målinger ifølge krav 38,
karakterisert ved at mottageren omfatter minst én tre-aksiell mottager for mottagning av komponenter av den seismiske energien som er reflektert fra formasjonen som omgir borehullet for bestemmelse av ytterligere valgte egenskaper i formasjonen.
40. Fremgangsmåte for måling av transient elektromagnetisk energi i undergrunnsformasjoner som omgir et borehull som penetrerer slike formasjoner,
karakterisert ved at den omfatter følgende trinn: kontroll av forhåndsbestemte egenskaper ved et sender-strømsignal, frembringelse av elektromagnetisk energi som respons på mottak av nevnte senderstrømsignal med de forhåndsbestemte egenskapene, påtrykking av nevnte elektromagnetiske energi på formasjonen for induksjon av valgte transiente magnetiske felt og elektriske feltkomponenter deri, deteksjon av transiente magnetiske felt og elektriske feltkomponenter generert av nevnte elektromagnetiske energi transmittert inn i formasjonen, og frembringelse av elektriske signaler som er representative for de detekterte transiente magnetfelt og elektriske feltkomponenter for bestemmelse av valgte egenskaper i formasjonen.
41. Fremgangsmåte for måling av transient elektromagnetisk energi ifølge krav 40,
karakterisert ved deteksjonstrinnene omfatter: detektering av de induserte feltkomponentene i formasjonen som et resultat av sendertrinnene, generering av elektriske signaler som er representative for det detekterte induserte magnetfeltet, detektering av de induserte elektriske feltkomponentene som et resultat av nevnte sendertrinn, og generering av elektriske signaler som er representative for de detekterte induserte elektriske feltkomponentene.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US29059394A | 1994-08-15 | 1994-08-15 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO953079D0 NO953079D0 (no) | 1995-08-07 |
| NO953079L NO953079L (no) | 1996-02-16 |
| NO314646B1 true NO314646B1 (no) | 2003-04-22 |
Family
ID=23116701
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19953079A NO314646B1 (no) | 1994-08-15 | 1995-08-07 | Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5955884A (no) |
| CA (1) | CA2155691C (no) |
| GB (1) | GB2292460B (no) |
| NO (1) | NO314646B1 (no) |
Families Citing this family (112)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0909398B1 (en) * | 1996-07-01 | 2002-09-11 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Electrical logging of a laminated earth formation |
| GB9818875D0 (en) | 1998-08-28 | 1998-10-21 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
| GB0002422D0 (en) | 2000-02-02 | 2000-03-22 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
| US6724191B1 (en) * | 2000-05-09 | 2004-04-20 | Admiralty Corporation | Systems and methods useful for detecting presence and/or location of various materials |
| US6393363B1 (en) * | 2000-06-28 | 2002-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the measurement of the electrical resistivity of geologic formations employing modeling data |
| CN1246706C (zh) * | 2000-08-14 | 2006-03-22 | 电磁地形服务公司 | 确定地下储层性质的方法和设备 |
| US6718272B1 (en) * | 2000-11-01 | 2004-04-06 | Eni Technology Inc. | Fast transient protection for RF plasma generator |
| GB2383133A (en) | 2001-08-07 | 2003-06-18 | Statoil Asa | Investigation of subterranean reservoirs |
| GB2378511B (en) * | 2001-08-07 | 2005-12-28 | Statoil Asa | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
| US6541975B2 (en) * | 2001-08-23 | 2003-04-01 | Kjt Enterprises, Inc. | Integrated borehole system for reservoir detection and monitoring |
| GB2382875B (en) * | 2001-12-07 | 2004-03-03 | Univ Southampton | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
| GB2385923B (en) * | 2002-05-24 | 2004-07-28 | Statoil Asa | System and method for electromagnetic wavefield resolution |
| US20040095847A1 (en) * | 2002-11-18 | 2004-05-20 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic devices to measure ultrasound velocity in drilling mud |
| GB2399640B (en) | 2003-03-17 | 2007-02-21 | Statoil Asa | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs |
| US20040183538A1 (en) * | 2003-03-19 | 2004-09-23 | Tilman Hanstein | Structure for electromagnetic induction well logging apparatus |
| GB2402745B (en) * | 2003-06-10 | 2005-08-24 | Activeem Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
| US7126323B1 (en) | 2003-07-25 | 2006-10-24 | Admiralty Corporation | Systems and methods for synchronous detection of signals |
| US7027922B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Deep resistivity transient method for MWD applications using asymptotic filtering |
| US7557581B2 (en) * | 2003-11-05 | 2009-07-07 | Shell Oil Company | Method for imaging subterranean formations |
| US7538555B2 (en) * | 2003-11-05 | 2009-05-26 | Shell Oil Company | System and method for locating an anomaly ahead of a drill bit |
| US7425830B2 (en) * | 2003-11-05 | 2008-09-16 | Shell Oil Company | System and method for locating an anomaly |
| CA2450837A1 (en) * | 2003-11-25 | 2005-05-25 | University Of New Brunswick | Induction magnetometer |
| US7046009B2 (en) * | 2003-12-24 | 2006-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Method for measuring transient electromagnetic components to perform deep geosteering while drilling |
| GB2409900B (en) | 2004-01-09 | 2006-05-24 | Statoil Asa | Processing seismic data representing a physical system |
| US7150316B2 (en) * | 2004-02-04 | 2006-12-19 | Baker Hughes Incorporated | Method of eliminating conductive drill parasitic influence on the measurements of transient electromagnetic components in MWD tools |
| US7423426B2 (en) * | 2004-02-09 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Selective excitation in earth's magnetic field nuclear magnetic resonance well logging tool |
| US7663363B2 (en) * | 2004-02-09 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for high signal-to-noise ratio NMR well logging |
| ATE418081T1 (de) * | 2004-03-16 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology Bv | Charakterisierung der eigenschaften geologischer formationen durch kombinierte akustische und elektromagnetische messungen |
| CA2566131C (en) * | 2004-05-20 | 2013-07-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Logarithmic spectrum transmitter waveform for controlled-source electromagnetic surveying |
| US7786733B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and system for well placement and reservoir characterization |
| US8736270B2 (en) * | 2004-07-14 | 2014-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Look ahead logging system |
| US7755361B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and system for well placement and reservoir characterization |
| US7825664B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Resistivity tool with selectable depths of investigation |
| RU2389043C2 (ru) * | 2004-07-14 | 2010-05-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Устройство для измерения удельного сопротивления пласта, способ для измерения удельного сопротивления пласта и способ для направленного бурения с помощью указанного устройства и способа |
| US20100271030A1 (en) * | 2005-01-18 | 2010-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Borehole Transient EM System for Reservoir Monitoring |
| US7489134B2 (en) * | 2005-03-10 | 2009-02-10 | Arcady Reiderman | Magnetic sensing assembly for measuring time varying magnetic fields of geological formations |
| EA012740B1 (ru) * | 2005-08-03 | 2009-12-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и система для определения электромагнитного отклика из формации земной коры, и способ бурения буровой скважины, и способ добычи углеводородного флюида |
| US7411399B2 (en) * | 2005-10-04 | 2008-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic survey system with multiple sources |
| WO2007046952A2 (en) * | 2005-10-14 | 2007-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Comapny | Method and apparatus for utilizing time division multiple waveform transmitting |
| US7586309B2 (en) * | 2005-10-21 | 2009-09-08 | Baker Hughes, Inc. | Apparatus and method for guiding energy in a subsurface electromagnetic measuring system |
| GB2434868B (en) | 2006-02-06 | 2010-05-12 | Statoil Asa | Method of conducting a seismic survey |
| GB2435693A (en) | 2006-02-09 | 2007-09-05 | Electromagnetic Geoservices As | Seabed electromagnetic surveying |
| US20070216416A1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Electromagnetic and Magnetostatic Shield To Perform Measurements Ahead of the Drill Bit |
| EA200870374A1 (ru) | 2006-03-27 | 2009-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Усилитель и способ усиления входного сигнала |
| CA2648665A1 (en) * | 2006-04-06 | 2007-10-18 | Baker Hughes Incorporated | Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the xy formation response |
| US7379818B2 (en) * | 2006-04-06 | 2008-05-27 | Baker Hughes Incorporated | Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response |
| EA200870499A1 (ru) * | 2006-05-04 | 2009-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ выполнения анализа подземного пласта и способ добычи минерального углеводородного флюида, и машиночитаемый носитель |
| GB2439378B (en) | 2006-06-09 | 2011-03-16 | Electromagnetic Geoservices As | Instrument for measuring electromagnetic signals |
| US7574410B2 (en) * | 2006-08-22 | 2009-08-11 | Kjt Enterprises, Inc. | Fast 3D inversion of electromagnetic survey data using a trained neural network in the forward modeling branch |
| GB2442749B (en) | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
| GB2445582A (en) | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
| CA2677536A1 (en) * | 2007-02-06 | 2008-08-14 | Schlumberger Canada Limited | Method, system and logging tool for estimating permeability of a formation |
| US8026723B2 (en) * | 2007-04-30 | 2011-09-27 | Kjt Enterprises, Inc. | Multi-component marine electromagnetic signal acquisition method |
| US7746077B2 (en) | 2007-04-30 | 2010-06-29 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for measuring the magnetotelluric response to the earth's subsurface |
| US7872477B2 (en) * | 2007-04-30 | 2011-01-18 | Kjt Enterprises, Inc. | Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable and system |
| GB2462975A (en) * | 2007-07-03 | 2010-03-03 | Shell Int Research | System and method for measuring a time-varying magnetic field and method for production of a hydrocarbon fluid |
| US7705599B2 (en) * | 2007-07-09 | 2010-04-27 | Kjt Enterprises, Inc. | Buoy-based marine electromagnetic signal acquisition system |
| US8008919B2 (en) * | 2008-03-25 | 2011-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method for compensating drill pipe and near-borehole effect on and electronic noise in transient resistivity measurements |
| US20090265111A1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-10-22 | Kjt Enterprises, Inc. | Signal processing method for marine electromagnetic signals |
| US20090261832A1 (en) * | 2008-04-22 | 2009-10-22 | Depavia Luis Eduardo | Electromagnetic-seismic logging system and method |
| GB2473591B (en) * | 2008-07-10 | 2013-02-27 | Schlumberger Holdings | System and method for generating true depth seismic surveys |
| US8004282B2 (en) * | 2008-12-01 | 2011-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of measuring and imaging RXO (near wellbore resistivity) using transient EM |
| US8456166B2 (en) * | 2008-12-02 | 2013-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Single-well through casing induction logging tool |
| EP2196621B1 (en) | 2008-12-15 | 2017-03-08 | Services Pétroliers Schlumberger | A micro-logging system and method |
| EP2196620B1 (en) | 2008-12-15 | 2012-06-27 | Services Pétroliers Schlumberger | A micro-logging system and method |
| BRPI0924201A2 (pt) * | 2009-01-27 | 2016-01-19 | Baker Hughes Inc | perfilagem eletromagnética em domínio de tempo com o uso de pulsos de corrente específicos |
| US20100251641A1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-10-07 | Interface, Inc. | Systems and Methods for Modular Floor Installation |
| US9229125B2 (en) * | 2009-09-17 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | TDEM forward focusing system for downhole use |
| US9360583B2 (en) | 2009-10-01 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of locating downhole anomalies |
| US9588250B2 (en) | 2010-04-14 | 2017-03-07 | Baker Hughes Incorporated | Three-coil system with short nonconductive inserts for transient MWD resistivity measurements |
| CA2805659A1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-19 | Vital Alert Communication | Portable through-the-earth radio |
| CN102176064B (zh) * | 2011-02-14 | 2015-09-23 | 福州华虹智能科技开发有限公司 | 煤矿井下瞬变电磁仪去除电磁干扰信号的方法 |
| CA2828564C (en) * | 2011-03-02 | 2018-08-28 | Multi-Phase Technologies, Llc | Method and apparatus for measuring the electrical impedance properties of geological formations using multiple simultaneous current sources |
| US10139505B2 (en) | 2011-08-09 | 2018-11-27 | Pgs Geophysical As | Digital sensor streamers and applications thereof |
| US8650963B2 (en) | 2011-08-15 | 2014-02-18 | Pgs Geophysical As | Electrostatically coupled pressure sensor |
| US8717845B2 (en) | 2011-08-24 | 2014-05-06 | Pgs Geophysical As | Quality-based steering methods and systems for 4D geophysical surveys |
| US9081114B2 (en) | 2011-11-02 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-array laterolog tools and methods with split monitor electrodes |
| CN102704925B (zh) * | 2012-06-06 | 2015-02-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 井间电磁测井系统 |
| CN102749655A (zh) * | 2012-06-27 | 2012-10-24 | 福州华虹智能科技开发有限公司 | 瞬变电磁仪背景场制导选频技术去除电磁干扰信号的方法 |
| US10408963B2 (en) * | 2012-06-28 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurement calibration apparatus, methods, and systems |
| US10444396B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep azimuthal system with multi-pole sensors |
| CA2895022A1 (en) * | 2012-12-31 | 2014-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation imaging with multi-pole antennas |
| EP2938817A4 (en) | 2012-12-31 | 2016-08-03 | Halliburton Energy Services Inc | TFDM DEVICE, METHOD AND SYSTEMS |
| US9632197B2 (en) | 2013-03-06 | 2017-04-25 | Pgs Geophysical As | Silicon controlled rectifier control of sub-sea towed electromagnetic source |
| MX360144B (es) * | 2013-03-15 | 2018-10-24 | Halliburton Energy Services Inc | Corrección de inclinación para datos de herramientas de inducción de arreglo. |
| CN103195416B (zh) * | 2013-03-29 | 2016-03-02 | 西安石油大学 | 一种生产井电阻率测井装置 |
| US9651700B2 (en) * | 2013-08-29 | 2017-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Mapping resistivity distribution within the earth |
| CN103590820A (zh) * | 2013-10-26 | 2014-02-19 | 中国石油化工集团公司 | 一种瞬变电磁发射探头 |
| US10190408B2 (en) * | 2013-11-22 | 2019-01-29 | Aps Technology, Inc. | System, apparatus, and method for drilling |
| US9551806B2 (en) * | 2013-12-11 | 2017-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Determination and display of apparent resistivity of downhole transient electromagnetic data |
| US9765613B2 (en) | 2014-03-03 | 2017-09-19 | Aps Technology, Inc. | Drilling system and electromagnetic telemetry tool with an electrical connector assembly and associated methods |
| US10830039B2 (en) * | 2014-04-03 | 2020-11-10 | Baker Hughes Holdings Llc | Downhole tri-axial induction electromagnetic tool |
| US9790784B2 (en) | 2014-05-20 | 2017-10-17 | Aps Technology, Inc. | Telemetry system, current sensor, and related methods for a drilling system |
| US10001581B2 (en) | 2014-06-10 | 2018-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging tool with excitation current control |
| US9696451B2 (en) | 2014-06-10 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging tool with excitation current control based on multi-cycle comparison |
| CN103995296B (zh) * | 2014-06-11 | 2016-10-19 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 瞬变电磁法地孔探测方法与装置 |
| WO2016007380A1 (en) * | 2014-07-11 | 2016-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging of wellbore pipes using deep azimuthal antennas |
| US9976413B2 (en) | 2015-02-20 | 2018-05-22 | Aps Technology, Inc. | Pressure locking device for downhole tools |
| CN104793268B (zh) * | 2015-04-28 | 2017-07-25 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种瞬变电磁探测的盲深度测量方法和装置 |
| US20180283170A1 (en) * | 2015-11-06 | 2018-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole logging systems and methods employing adjustably-spaced modules |
| US9857499B2 (en) * | 2016-02-19 | 2018-01-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole transient resistivity measurements |
| US10571242B2 (en) | 2016-08-12 | 2020-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Elimination of residual magnetism effect in eddy current based inspection of pipes |
| CN106596715B (zh) * | 2017-01-20 | 2024-01-26 | 西安石油大学 | 一种阵列式瞬变电磁法多层管柱损伤检测系统及方法 |
| CN106970424B (zh) * | 2017-03-17 | 2019-05-28 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种煤矿井下孔巷瞬变电磁叠加超前探测装置及方法 |
| US10928541B2 (en) | 2017-08-22 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Logging tool with magnetic source and electric dipole sensor for forward and lateral imaging |
| RU2668650C1 (ru) * | 2017-11-20 | 2018-10-02 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Способ импульсного индукционного каротажа из обсаженных скважин |
| CA3082784C (en) * | 2017-12-28 | 2023-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic waves resistivity computation using accelerated segmented lookup table |
| CN112014892A (zh) * | 2019-05-30 | 2020-12-01 | 天津大学青岛海洋技术研究院 | 一种瞬变电磁浅层全波勘探测量系统 |
| US20210140307A1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-05-13 | Saudi Arabian Oil Company | Removing the Effect of Near-Surface Inhomogeneities in Surface-to-Borehole Measurements |
| CN112130213A (zh) * | 2020-09-28 | 2020-12-25 | 广东科诺勘测工程有限公司 | 一种瞬变电磁测量装置、方法及瞬变电磁测量飞机 |
| CN113933904B (zh) * | 2021-09-26 | 2023-07-04 | 中国矿业大学 | 一种矿井瞬变电磁三分量探测装置 |
| CN115903053B (zh) * | 2022-10-12 | 2025-09-16 | 中国地质科学院地球物理地球化学勘查研究所 | 一种电偶源井地瞬变电磁测量方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA795919A (en) * | 1968-10-01 | Her Majesty In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Natural Resources | Radiohm method for earth resistivity mapping | |
| US4481472A (en) * | 1981-08-19 | 1984-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed induction logging for determining conductivity and invaded zone properties |
| US4730162A (en) * | 1985-12-31 | 1988-03-08 | Shell Oil Company | Time-domain induced polarization logging method and apparatus with gated amplification level |
| US4724390A (en) * | 1986-03-24 | 1988-02-09 | Rauscher Elizabeth A | Non-superconducting apparatus for detecting magnetic and electromagnetic fields |
| US4849699A (en) * | 1987-06-08 | 1989-07-18 | Mpi, Inc. | Extended range, pulsed induction logging tool and method of use |
| US5115198A (en) * | 1989-09-14 | 1992-05-19 | Halliburton Logging Services, Inc. | Pulsed electromagnetic dipmeter method and apparatus employing coils with finite spacing |
| US5089779A (en) * | 1990-09-10 | 1992-02-18 | Develco, Inc. | Method and apparatus for measuring strata resistivity adjacent a borehole |
-
1995
- 1995-08-07 NO NO19953079A patent/NO314646B1/no unknown
- 1995-08-09 CA CA002155691A patent/CA2155691C/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-08-11 GB GB9516513A patent/GB2292460B/en not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-06-26 US US08/883,539 patent/US5955884A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO953079L (no) | 1996-02-16 |
| GB2292460A (en) | 1996-02-21 |
| GB9516513D0 (en) | 1995-10-11 |
| NO953079D0 (no) | 1995-08-07 |
| GB2292460B (en) | 1998-09-02 |
| US5955884A (en) | 1999-09-21 |
| CA2155691A1 (en) | 1996-02-16 |
| CA2155691C (en) | 2003-10-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO314646B1 (no) | Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn | |
| EP1428047B1 (en) | Integrated borehole system for reservoir detection and monitoring | |
| RU2380727C2 (ru) | Устройство и способ определения удельного сопротивления изотропного и анизотропного пласта при наличии проникновения | |
| CA2654442C (en) | Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data | |
| RU2502094C2 (ru) | Установка и система для геологического сопровождения бурения скважины и определения характеристик коллектора | |
| EP2024891B1 (en) | Integrated earth formation evaluation method using controlled source electromagnetic survey data and seismic data | |
| US11795817B2 (en) | System and method for determining formation characteristics using electrical arc modeling | |
| AU2012397814B2 (en) | Formation imaging with multi-pole antennas | |
| AU2012397812B2 (en) | Deep azimuthal system with multi-pole sensors | |
| NO339848B1 (no) | Fremgangsmåte for generering av et signal for styring av en borestreng" | |
| WO2001020367A1 (en) | An electromagnetic induction method and apparatus for the measurement of the electrical resistivity of geologic formations surrounding boreholes cased with a conductive liner | |
| WO2011040926A1 (en) | Apparatus and methods of locating downhole anomalies | |
| NO324050B1 (no) | Fremgangsmate for a bestemme en formasjons fallvinkel ved bruk av virtuelt styrt induksjonssonde | |
| WO2015099765A1 (en) | Multi-frequency dielectric borehole imager | |
| US20060192561A1 (en) | Selectable tap induction coil | |
| WO2016064953A1 (en) | Method for formation fracture characterization in highly inclined wells using multiaxial induction well logging instruments | |
| WO2020117202A1 (en) | Low frequency complex resistivity measurement in a formation | |
| CN111474592A (zh) | 一种井间电磁探测系统及方法 | |
| AU2009353327B2 (en) | Apparatus and methods of locating downhole anomalies | |
| NO324919B1 (no) | Bronnloggingsanordning til bruk for a bestemme resistivitet ved forskjellige radielle avstander fra borehullet ved a benytte flere sendere og ett mottakerpar |