[go: up one dir, main page]

NO20110023A1 - System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde - Google Patents

System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde Download PDF

Info

Publication number
NO20110023A1
NO20110023A1 NO20110023A NO20110023A NO20110023A1 NO 20110023 A1 NO20110023 A1 NO 20110023A1 NO 20110023 A NO20110023 A NO 20110023A NO 20110023 A NO20110023 A NO 20110023A NO 20110023 A1 NO20110023 A1 NO 20110023A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
seismic
survey
acoustic impedance
acoustic
tool
Prior art date
Application number
NO20110023A
Other languages
English (en)
Inventor
Emmanuel Legendre
Reza Taherian
Jaques R Tabanou
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20110023A1 publication Critical patent/NO20110023A1/no

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/614—Synthetically generated data

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)

Abstract

En overflateundersøkelse blir generert eller fremskaffet fra jordens overflate og er basert på tid for når akustiske bølger blir reflektert til jordens overflate. Ett eller flere verktøy måler densitet og lydhastighet for en undergrunnsformasjon. Et estimat av akustisk impedans blir fremskaffet fra densiteten og lydhastigheten for å generere en syntetisk seismisk undersøkelse. Den syntetiske seismiske undersøkelsen kan sikre at den seismiske overflateundersøkelsen kan kalibreres med hensyn til aktuell dybde.

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
For å fremskaffe hydrokarboner, blir et boreverktøy drevet inn i jord-overflaten for å lagre et brønnhull som hydrokarboner blir utvunnet gjennom. En borestreng er typisk opphengt inne i brønnhullet. Borestrengen har en borkrone ved en nedre ende av borestrengen. Borestrengen strekker seg fra overflaten til borkronen. Strengen har en bunnhullsanordning (BHA) plassert i nærheten av borkronen.
Målinger av boretilstander, slik som, f.eks., en inklinasjon og en asimut, en drift av borkronen, fluidstrømningsmengder og fluidsammensetning kan være nødvendig for å justere operasjonsparameterne, slik som f.eks. en bane for brønnhullet, strømningsmengder, brønnhullstrykk, produksjonsmengder og lignende. Bunnhullsanordningen har verktøy som kan generere og/eller kan fremskaffe målingene av boretilstandene. Bunnhullsanordningen kan f.eks. hente inn informasjon vedrørende brønnhullet og undergrunnsformasjonene. Teknologien for overføring av informasjon i et brønnhull, kjent som telemetriteknologi, blir brukt til å overføre informasjonen fra BHA til overflaten for analyse. Informasjonen kan brukes til å styre verktøyene. Justering av boringsoperasjonene som reaksjon på nøyaktig sanntids informasjon vedrørende verktøyene, brønnhullet, formasjonene og boretilstandene kan gjøre det mulig å optimalisere boreprosessen for å øke inntrengningshastigheten for borkronen, redusere en boretid og/eller optimalisere en plassering av brønnhullet.
Meget avvikende brønner og horisontale brønner øker produksjonen av hydrokarboner og forbedrer utvinningen i området hvor brønnhullet er plassert. For å optimalisere plasseringen av brønnene må brønnhullet bores inn i måle-reservoaret ved riktig dybde. I tillegg kan den seismiske undersøkelsen av et område lokalisert under borkronen brukes til å muliggjøre justering av bore-operasjonene, slik som f.eks. bestemmelse av en avstand som må bores før inn-setting av den neste foringsrørstrengen.
Den seismiske undersøkelsen kan fremskaffes ved en behandling av reflekterte seismiske bølger generert av seismiske undergrunnsreflektorer, slik som f.eks. toppen og bunnen av målreservoaret. Det reflekterte seismiske bølgene blir typisk generert av seismisk akustisk kilde plassert ved overflaten, enten på land, som vist generelt på fig. 1 A, eller offshore som vist generelt på fig. 1B. Når en seismisk bølge treffer en grense mellom to materialer som har forskjellige impedanser, blir en del av den seismiske bølgen reflektert og en del av den seismiske bølgen blir overført videre gjennom grensen. Behandling av de reflekterte seismiske bølgene gir et diagram som indikerer en seismisk overflateseksjon i området som en funksjon av tid, som generelt vist på fig. 1C. Diagrammet indikerer imidlertid bare det tidspunktet da bølgene ble innhentet og indikerer ikke en dybde der hvor de reflekterte akustiske bølgene ble reflektert.
Før brønnen blir boret i målformasjonen, er den nøyaktige dybden av posisjonen til undergrunnsreflektorene i forbindelse med målreservoaret ukjent. Den to-veis forplantningstiden til de akustiske bølgene målt ved overflaten under en seismisk måleinnsamling og behandling muliggjør bare tilknytning av et tidspunkt med hver av de seismiske undergrunnsreflektorene i tidsdomenet. En spesiell reflektor kan f.eks. tilknyttes en tid på 5 millisekunder. En stor usikkerhet forblir imidlertid tilbake med hensyn til den sanne (eller aktuelle) dybden av målreservoaret (eller et hvilket som helst annet undergrunnslag).
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Figurene 1Aog 1B illustrerer tidligere kjente seismiske undersøkelser. Fig. 1C illustrerer en tidligere kjent seismisk overflateseksjon som en funksjon av tid. Fig. 1D illustrerer en seismisk undersøkelse i en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1E illustrerer en seismisk nullfase-bølge ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1F illustrerer en syntetisk seismisk trase ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1G illustrerer en seismisk overflateseksjon ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1H illustrerer den syntetiske seismikken som er vist midt i fig. 1G ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 11 illustrerer en borestreng ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1J illustrerer en graf som estimerer dybder av seismiske undergrunnsreflektorer ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1K illustrerer et flytskjema for en fremgangsmåte for styring og/eller bruk av boredata ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 1L illustrerer et "black box"-skjema over et sonisk akustisk verktøy ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE AV DE FOR TIDEN FORETRUKNE
UTFØRELSESFORMENE
Oppfinnelsen blir beskrevet under henvisning til figurene som viser utførelsesformer av oppfinnelsen. Ingen av tegningene eller noen del av beskrivelsen med henvisning til figurene er ment å begrense oppfinnelsen til disse utførelsesformene. Oppfinnelsen skal gis bredest mulig tolkning og skal bare begrenses av patentkravene.
Det vises til figur 11, hvor en borestreng 20 er vist generelt å strekke seg inn i en undergrunnsformasjon. I en utførelsesform, kan borestrengen 20 omfatte en del av et kablet borerør 20 som har en kommunikasjonskanal inne i hvert borerør som er i stand til å overføre data over rørskjøter. Et eksempel på et kablet borerør er beskrevet i US-patent nr. 6,641,434 til Boyle mfl., som herved i sin helhet inkorporeres ved referanse. Det kablede borerøret kan bestå av én eller flere kablede borerørskjøter som kan koples sammen for å danne borestrengen 20. Den foreliggende oppfinnelsen er ikke begrenset til en spesifikk utførelsesform av det kablede borerøret. I tillegg, i utførelsesformer hvor det kablede borerøret blir brukt for å danne borestrengen 20, kan det kablede borerøret omfatte en del av et annet telemetrisystem for overføring av data fra brønnhullet til overflaten og et annet telemetrisystem kan brukes i en annen del av borestrengen 20. Kablede borerør kan f.eks. brukes for et parti av borestrengen 20, slik som et parti i nærheten av en bunnhullsanordning 10 ("BHA 10"), og slampulstelemetri kan brukes fra det kablede borerørpartiet til overflaten. Dette kan selvsagt også anvendes i forbindelse med andre telemetrisystemer slik som elektromagnetisk telemetri, akustisk telemetri og andre telemetrisystemer som er kjent for vanlig fagkyndige på området. To eller flere typer telemetrisystemer kan videre brukes parallelt, enten samtidig eller som en reserve i tilfelle av svikt.
BHA 10, et første verktøy 30 og et annet verktøy 40 kan være forbundet med borestrengen 20. BHA 10 kan omfatte ett eller flere verktøy som måler karakteristikker ved brønnhullet, formasjonen omkring brønnhullet og/eller borestrengen 20. BHA 10 kan f.eks. omfatte én eller et antall kjente typer telemetri-, måle- eller undersøkelsesverktøy, slik som verktøy for logging-under-boring (heretter referert til som "LWD-verktøy"), verktøy for måling-under-boring (heretter referert til som "MWD-verktøy"), nærkrone-verktøy, verktøy på kronen, og/eller kabelkonfigurerbare verktøy.
LWD-verktøyene kan innbefatte muligheter for måling, behandling og lagring av informasjon så vel som for kommunikasjon med overflateutstyr. LWD-verktøyene kan i tillegg innbefatte én eller flere av følgende typer loggeanord-ninger som måler formasjonskarakteristikker: en resistivitetsmåleanordning; en retningsbestemt resistivitetsmåleanordning; en sonisk måleanordning; en nukleær måleanordning; en kjernemagnetisk resonansmåleanordning; en trykkmåle-anordning; en seismisk måleanordning, en avbildningsanordning; en formasjons-prøvetakningsanordning; en naturlig gammastrålingsanordning; en densitet og fotoelektrisk indeksanordning; en nøytronporøsitetsanordning og en borehulls-diameteranordning.
MWD-verktøyene kan innbefatte én eller flere anordninger for måling av karakteristikker ved borestrengen 20 for å tilveiebringe eller generere kraft, tilveiebringe kommunikasjon til eller fra BHA 10, måling av karakteristikker ved brønnhullet eller formasjonen som omgir brønnhullet, slik som måling av en retning eller inklinasjon av brønnhullet, samt andre målinger som er kjent for vanlig fagkyndige på området. MWD-verktøyene kan f.eks. innbefatte én eller flere av følgende typer måleanordninger: en anordning for måling av vekt på borkronen; en anordning for måling av dreiemoment; en anordning for måling av vibrasjon; en anordning for måling av støt; en anordning for måling av lugging; en anordning for måling av retning; en anordning for måling av inklinasjon; en anordning for måling av naturlig gammastråling; en retningsundersøkelsesanordning; en verktøyflate-anordning; en anordning for måling av borehullstrykk; og en temperaturanordning.
Det kabelkonfigurerbare verktøyet kan være et verktøy som vanligvis transporteres i en ledningskabel som kjent for en vanlig fagkyndig på området. Det kabelkonfigurerbare verktøyet kan f.eks. være et loggeverktøy for prøvetakning eller måling av karakteristikker ved formasjonen, slik som gammastrålemålinger, nukleære målinger, densitetsmålinger, og porøsitetsmålinger.
Det første verktøyet 30 og det andre verktøyet 40 kan omfatte hvilke som helst av de foran nevnte verktøyene, slik som LWD-, MWD- eller kablekonfigurer-bare verktøy. I en utførelsesform er det første verktøyet 30 i stand til å måle densiteten til en formasjon omkring brønnhullet, akustisk impedans i en formasjon eller kompresjonsbølgehastighet for en formasjon. Ifølge et eksempel, kan det første verktøyet 30 være et LWD asimutalt densitetsnøytron-verktøy ("ADN-verktøy") 30, og det andre verktøyet 40 kan være et sonisk akustisk LWD-verktøy 40. Det første verktøyet 30 og/eller det andre verktøyet 40 kan være i kommunikasjon med BHA 10 og/eller overflaten via borestrengen 20, slik som en kablet borestreng (f.eks. en borestreng som har et parti med kablede borerør, heretter kalt "den kablede borestrengen 20"). I en utførelsesform, kan BHA 10 innbefatte et AND-verktøy og et sonisk akustisk verktøy.
Det første verktøyet 30 kan være atskilt med en forutbestemt avstand fra BHA 10 og det andre verktøyet 40. Det andre verktøyet 40 kan være atskilt med en forutbestemt avstand fra det første verktøyet 30 og BHA 10. Den kablede borestrengen 20 tillater med fordel styring av det første verktøyet 30 og det andre verktøyet 40 fra overflaten, så vel som kommunikasjon fra det første verktøyet 30 og det andre verktøyet 40 til overflaten.
BHA 10, det første verktøyet 30 og det andre verktøyet 40 kan være i kommunikasjon med en overflateterminal 5 for å overføre og motta data. Overflateterminalen 5 kan f.eks. være en borddatamaskin, en bærbar datamaskin, en celledelt mobiltelefon, en personlig digital assistent ("PDA"), en 4G mobilanordning, en 3G mobilanordning, en 2,5G mobilanordning, en internettprotokoll-videotelefon (heretter kalt "IP"-videotelefon, en elektronisk ALL-IP-anordning, en satellitt-radiomottaker og/eller lignende. Overflateterminalen 5 kan være lokalisert ved et sted på overflaten og/eller kan befinne seg langt fra borehullet. Foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til noen spesifikk utførelsesform av overflateterminalen 5, og overflateterminalen 5 kan være en hvilken som helst anordning som har evne til å kommunisere med BHA 10 ved å bruke det kablede borerøret 20. Et hvilket som helst antall overflateterminaler kan være forbundet med det kablede borerøret 20, og foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til et spesielt antall overflateterminaler.
Overflateterminalen 5 kan lagre, behandle og analysere de data som er overført gjennom borestrengen 20. Overflateenheten 5 kan også generere og overføre styremeldinger til bunnhullsanordningen 10, det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40 og/eller andre brønnhullsverktøy. Overflateterminalen 5 kan f.eks. automatisk generere styremeldingene basert på data overført over borestrengen 20. Som et ytterligere eksempel kan overflateterminalen 5 levere dataene til en operatør som kan se på dataene og videresende styremeldingene basert på brukerinnmating.
Overflateterminalen 5 kan lagre, kan aksessere eller kan tilveiebringe en seismisk overflateundersøkelse av undergrunnsformasjonene omkring brønn-hullet. Den seismiske undersøkelsen kan fremskaffes ved å behandle reflekterte seismiske bølger generert av seismiske undergrunnsreflektorer slik som for eksempel toppen og bunnen av målreservoaret. De reflekterte seismiske bølgene blir typisk generert av en seismisk akustisk kilde plassert ved overflaten, enten på land som generelt vist på fig. 1A, eller offshore som generelt vist på figur 1B. Når en seismisk bølge treffer en grense mellom to materialer som har forskjellige impedanser, blir en del av den seismiske bølgen reflektert og en del av den seismiske bølgen blir sendt gjennom grensen. Behandling av de reflekterte seismiske bølgene gir et diagram som indikerer en seismisk overflateseksjon av området som en funksjon av tid, som generelt vist på fig. 1C. Diagrammet indikerer imidlertid bare det tidspunkt da de reflekterte akustiske bølgene ble innsamlet og indikerer ikke en dybde ved hvilken de reflekterte akustiske bølgene ble reflektert.
Fig. 1D illustrerer generelt at en refleksjon av en akustisk bølge kan skje hvis det er en signifikant endring av produktet av densitet A og hastighet V ved grensen mellom to tilstøtende undergrunnslag i en formasjon. Produktet av densitet A og hastighet V er kjent for en vanlig fagkyndig på området.
En simulert seismisk trase tr(t), kjent som "en syntetisk seismisk trase" for en vanlig fagkyndig på området, kan oppnås ved å konvolvere signaturen til overflatekilden i tidsdomenet med rekken av undergrunnsrefleksjoner. Den syntetiske seismikken for en enkelt seismisk undergrunnsrefleksjon kan værekarakterisert veden reflektivitet definert ved ligningen tr(t) = S(t) x R(z). I ligningen er t tiden, tr(t) er den seismiske trasen som er innsamlet ved overflaten, og S(t) er den nullfase-bølgen som representerer tidssignaturen til den seismiske kilden som befinner seg i brønnhullet, slik som det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40 og/eller bunnhullsanordningen 10. R(z) er refleksjonskoeffisienten definert av ligningen R(z) = (A2V2-A1V1) / (A2V2+A1V1) hvor z er dybden til den seismiske undergrunnsreflektoren som befinner seg ved grensen mellom et første under-grunnsformasjonslag og et annet lag i undergrunnsformasjonen.
Det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40 og/eller BHA 10 kan måle densiteten A og hastigheten V for én eller flere av undergrunnslagene. Densiteten A, lydhastigheten V og/eller en estimert akustisk impedans kan overføres til overflateterminalen 5. Et innledende estimat av den akustiske impedansen til under-grunnsformasjonslaget kan utledes fra densitetsmålingen og/eller lydhastighetsmålingen som er tilveiebrakt ved hjelp av BHA 10, det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40 eller andre verktøy i kommunikasjon med borestrengen 20.
Den seismiske nullfasebølgen S(t), slik som f.eks. den seismiske nullfase-bølgen S(t) som er vist på fig. 1E, kan representere tidssignaturen til den seismiske kilden. Den seismiske nullfase-bølgen S(t) kan brukes til å generere den syntetiske seismisk trasen (eller den syntetiske seismikkmålingen) som vist på fig. 1F.
Den syntetiske seismiske målingen kan sammenlignes med den seismiske overflateundersøkelsen for å korrelere spesifikke seismiske undergrunnsrefleksjoner. Den ovenfor beskrevne prosessen kan kalibrere den seismiske (tidsmessige) overflateundersøkelsen med dybdene til de seismiske undergrunnsreflektorene (tid). Hvis de syntetiske seismikkundersøkelsene ikke stemmer med den seismiske overflateundersøkelsen, kan den estimerte akustiske impedansen endres iterativt inntil den syntetiske undersøkelsen stemmer, i det minste innenfor en forut bestemt terskel, med den seismiske overflateundersøkelsen. Den akustiske impedansen kan f.eks. justeres inntil en beste tilpasning mellom den seismiske overflateundersøkelsen i det tilsvarende område stemmer med den syntetiske seismikken. Tilpasning av den seismiske overflateundersøkelsen med den syntetiske seismikkundersøkelsen kan sikre at den seismiske overflate-undersøkelsen kan kalibreres i aktuell dybde. Tilpasning av den seismiske over-flateundersøkelsen med den syntetiske seismikken kan i tillegg øke nøyaktigheten av estimatet av den akustiske impedansen til hvert gjennomtrengt lag i undergrunnsformasjonen.
Hvis den akustiske impedansen som kan bestemmes ved å bruke densitetsmålingene og/eller lydhastighetsmålingene, er nøyaktig, kan den seismiske overflateundersøkelsen for det tilsvarende område stemme overens med den syntetiske seismikken som kan beregnes ved å bruke den foran beskrevne ligningen R(z) = (A2V2-AiVi) / A2V2+AiVi). Densiteten A og/eller den akustiske hastigheten V kan være fremskaffet fra bunnhullsanordningen 10, det første verktøyet 30 og/eller den andre verktøyet 40. Det refereres igjen til fig. 11 hvor densitetsmålingene og/eller lydhastighetsmålingene, f.eks. kan tilveiebringes ved hjelp av et verktøy slik som et verktøy i BHA 10, det første verktøyet 30 og/eller det andre verktøyet 40.
Som vist generelt på fig. 1L, kan det første verktøyet 30 og/eller det andre verktøyet 40 ha en rekke mottakermoduler 50 (heretter referert til som "mottakermoduler 50") og/eller minst én akustisk sendermodul 55 (heretter referert til som "sendermodul 55"). Mottakermodulene 50 og/eller sendermodulen 55 kan ha en antenne som diskutert mer detaljert nedenfor.
Én av mottakermodulene 50 kan være lokalisert i en forholdsvis liten avstand fra sendermodulen 55 og/eller kan brukes til å estimere lydhastigheten i et område som befinner seg i nærheten av brønnhullet. En reflektert seismisk bølge fra GOC kan detekteres ved hjelp av én av mottakermodulene 50 som befinner seg i forholdsvis stor avstand fra sendermodulen 55. Lydhastigheten og/eller den to-veis forplantningstiden til den seismiske bølgen som reflekteres av GOC, kan brukes til å estimere posisjonen til reflektoren 65 som befinner seg i GOC, ved å bruke ligningene 2x<=>TmaxV, H = V(x<2->(L<2>/4)) og zrefiector= Ztoooi - H hvor V er lydhastigheten, Tmaxer den maksimale to-veis forplantningstiden, zto0ier dybden til verktøyet og zrefiectorer dybden til reflektoren. Den syntetiske seismiske under-søkelsen kan dermed beregnes som tidligere beskrevet ved å bruke ytterligere akustiske undergrunnsreflektorer. For å øke undersøkelsesdybden, kan densitetsmålingene i det andre verktøyet suppleres med en differensiell tre-akset gravita-sjonsmåling tatt ved to forskjellige dybder. Et estimat av densiteten kan f.eks. estimeres ved å bruke gravitasjonskomponenten som er målt langs brønnhulls-
banen. Undersøkelsesdybden for gravitasjonskomponenten kan være direkte proporsjonal med avstanden mellom de to forskjellige dybdene.
Fig. 1K illustrerer generelt et flytskjema over en fremgangsmåte 300 for å justere den akustiske impedansen under boring av brønnhullet ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist generelt ved trinn 301, kan den seismiske overflateundersøkelsen 290 genereres. Den seismiske overflate-undersøkelsen 290 kan f.eks. genereres ved hjelp av overflateterminalen 5. Som vist generelt ved trinn 305, kan densitetsmålingene og/eller lydhastighetsmålingene fremskaffes. Densitetsmålingene og/eller lydhastighetsmålingene kan f.eks. tilveiebringes av det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40, et verktøy i bunnhullsanordningen 10 og/eller et annet brønnhullsverktøy. Det første verktøyet 30 og/eller det andre verktøyet 40 kan generere en densitetslogg 306 og/eller en lydkompresjonslogg 307.
Som vist generelt ved trinn 309, kan overflateterminalen 5 beregne og/eller det kablede borerøret 20 kan overføre et estimat av den akustiske impedansen basert på densitetsmålinger og/eller lydhastighetsmålingene. Et innledende estimat av den akustiske impedansen for hvert lag i undergrunnsformasjonen, kan utledes fra densitetsmålinger og/eller lydhastighetsmålingene som er tilveiebrakt ved hjelp av bunnhullsanordningen 10, det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40 eller et annet verktøy i kommunikasjon med borestrengen 20. Som vist generelt ved trinn 315, kan den estimerte akustiske impedansen modifiseres iterativt. Overflateterminalen 5 og/eller en brønnhullsprosessor kan f.eks. modifisere den estimerte akustiske impedansen ved å bruke en iterativ prosess. Som vist generelt ved trinn 320, kan den syntetiske seismiske undersøkelsen genereres som vist generelt ved trinn 321. Overflatedatamaskinen 5 og/eller en brønnhullsprosessor kan f.eks. generere den syntetiske seismiske undersøkelsen 321.
Som vist generelt ved trinn 325, kan den syntetiske seismiske under-søkelsen 321 sammenlignes med den seismiske overflateundersøkelsen 290. Overflatedatamaskinen 5 og/eller en brønnhullsprosessor kan f.eks. sammenligne den syntetiske seismiske undersøkelsen 321 med den seismiske overflate-undersøkelsen 290. Hvis den syntetiske seismiske undersøkelsen 321 stemmer med den seismiske overflateundersøkelsen 290, slik som når f.eks. den syntetiske seismiske undersøkelsen 321 og den seismiske overflateundersøkelsen 290 er innenfor varierende terskelverdier. Hvis den syntetiske seismiske undersøkelsen 321 ikke stemmer med den seismiske overflateundersøkelsen 290, slik som f.eks. hvis den syntetiske seismiske undersøkelsen 321 og den seismiske overflate-undersøkelsen 290 ikke er innenfor de variable terskelverdiene, kan et estimat av den akustiske impedansen modifiseres igjen ved trinn 315. Trinnene 315, 320 og 325 kan repeteres inntil den syntetiske seismiske undersøkelsen 321 stemmer med den seismiske overflateundersøkelsen 290.
Estimatet av den akustiske impedansen og/eller den syntetiske seismiske undersøkelsen kan forfine behandlingen av den opprinnelige seismiske seksjonen. Estimatet av den akustiske impedansen og/eller den syntetiske seismiske under-søkelsen kan videre brukes til å estimere densiteten til en posisjon flere fot fra brønnhullet, som kan være en større avstand i forhold til den typiske densitetsmålingen som har en undersøkelsesdybde på flere tommer fra brønnhullet. Estimatet av den akustiske impedansen og/eller den syntetiske seismiske under-søkelsen kan videre tilveiebringe et estimat av gjennomsnittlig kompresjons- eller lydhastighet, densitet og/eller akustisk impedans for et lag i en undergrunnsformasjon ved en posisjon ti fot eller mer fra brønnhullet, noe som kan være en større avstand i forhold til den typiske LWD-lydhastighetsmålingen som kan ha en begrenset undersøkelsesdybde slik som én eller to fot fra brønnhullet. Det kablede borerøret 20 kan derfor muliggjøre overføring i sanntid av informasjon som er nødvendig for å bestemme dybdene for grensene, for å bestemme det innledende estimatet av den akustiske impedansen for hvert lag i undergrunnsformasjonen, for å generere den syntetiske seismiske undersøkelsen og for iterativt å korrelere den syntetiske seismiske undersøkelsen med den seismiske overflate-undersøkelsen for å bestemme dybdene av reflektoren og/eller for å tilveiebringe et estimat av den akustiske impedansen til hvert undergrunns bergartslag som gjennomtrenges, for å forfine behandlingen av den seismiske undergrunns-seksjonen.
Fig. 1G skisserer et eksempel på den seismiske undergrunns-undersøkelsen med den syntetiske seismiske undersøkelsen vist som funksjon av tid i midten av den seismiske overflateseksjonen. Den syntetiske seismiske under-søkelsen som er vist på fig. 1G, kan være skissert separat som vist på fig. 1H. Korrelering av den syntetiske seismiske undersøkelsen med den seismiske overflateundersøkelsen kan tilveiebringe en seismisk undersøkelse som er mer nøyaktig enn tidligere kjente systemer som bruker en densitetslogg og en sonisk kompresjonslogg til å korrelere den seismiske undersøkelsen. Systemene som er tidligere kjent, antar at begge loggene responderer på variasjonene i akustisk impedans. I tillegg forutsetter de tidligere kjente systemene at loggene innfanger endringer i forbindelse med forekomsten av en seismisk undergrunnsreflektor som strekker seg lateralt ut over undersøkelsesdybden for densitets- og lydhastighetsmålingene som kan observeres på den seismiske undersøkelsen.
Det å ha en oppdatert seismisk undersøkelse med aktuelle dybder, gjør det dessuten mulig å bestemme dybdene av grenser som separerer tilstøtende lag i undergrunnformasjonen. En strukturell modell som er kjent for en vanlig fagkyndig på området som en "lagkakemodeN", kan defineres ved å bruke dybdene til grensene.
Den kablede borestrengen 20 kan brukes til å optimalisere bestemmelsen av dybdene til grensene ved å regulere konfigurasjonen eller operasjonen til det første verktøyet 30, det andre verktøyet 40 og/eller bunnhullsanordningen 10. Avstand og/eller frekvenser for verktøyene kan reguleres for å fremskaffe optimal deteksjon av dybdene til grensene. Dybdene til de seismiske undergrunnsreflektorene kan estimeres som vist generelt på fig. 1J.
Det skal forstås at forskjellige endringer og modifikasjoner av de for tiden foretrukne utførelsesformene som er beskrevet her, vil være opplagte for vanlig fagkyndige på området. Slike endringer og modifikasjoner kan gjøres uten å avvike fra rammen for foreliggende oppfinnelse og uten å minske dens tilhørende fordeler. Det er derfor ment at slike endringer og modifikasjoner skal dekkes av de vedføyde patentkrav.

Claims (10)

1. Fremgangsmåte som omfatter: å fremskaffe en akustisk impedans for et undergrunnslag basert på et tidspunkt da en reflektert akustisk bølge når jordens overflate; å fremskaffe en densitetsmåling og en lydhastighetsmåling for undergrunnslaget fra ett eller flere verktøy ved en dybde i et brønnhull; å estimere akustisk impedans for undergrunnslaget basert på densitetsmålingen og lydhastighetsmålingen; og å sammenligne den akustiske impedansen som er estimert fra densitetsmålingen og lydhastighetsmålingen, med den akustiske impedansen fra den reflekterte akustiske bølgen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å bestemme dybden til undergrunnslaget.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet med å fremskaffe en akustisk impedans for et undergrunnslag omfatter å fremskaffe akustiske impedanser for et antall undergrunnslag basert på tiden hvor reflekterte akustiske bølger når jordens overflate.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet med å fremskaffe en densitetsmåling og trinnet med å estimere den akustiske impedansen blir gjentatt for å generere en syntetisk seismisk undersøkelse.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, videre omfattende å forsøke å tilpasse den syntetiske seismiske undersøkelsen til en seismisk overflateundersøkelse, og å estimere på nytt den akustiske impedansen til undergrunnslaget for å tilpasse den syntetiske seismiske undersøkelsen til den seismiske overflateundersøkelsen.
6. System, omfattende: en kablet borestreng som omfatter et antall kablede borerør som er kommunikasjonsmessig sammenkoplet og som strekker seg inn i en undergrunnsformasjon som har et antall lag; minst ett verktøy i kommunikasjon med den kablede borestrengen for måling av en densitet og en lydhastighet for det minst ene blant antallet lag; en terminal i kommunikasjon med det minst ene verktøyet via den kablede borestrengen, hvor terminalen har tilgang til en seismisk overflateundersøkelse av undergrunnsformasjonen generert fra å posisjonere en akustisk kilde ved jordens overflate og måle tidspunktet når de akustiske bølgene blir reflektert til jordens overflate, hvor terminalen estimerer akustisk impedans basert på densiteten og lydhastigheten i ett av de flere lagene, og sammenligner den akustiske impedansen med den seismiske overflateundersøkelsen.
7. System ifølge krav 14, hvor terminalen mottar dybden av minst ett av antallet lag fra ett av verktøyene i kommunikasjon med den kablede borestrengen.
8. System ifølge krav 7, hvor terminalen modifiserer den seismiske overflate-undersøkelsen basert på dybden.
9. System ifølge krav 6, hvor terminalen iterativt estimerer den akustiske impedansen til det ene blant antallet lag for å tilpasse den akustiske impedansen til en akustisk impedans i henhold til den seismiske overflateundersøkelsen.
10. System ifølge krav 9, hvor terminalen tilveiebringer dybde for det ene blant antallet lag og omformerer den seismiske overflateundersøkelsen basert på minst én av dybden, densiteten og lydhastigheten til det ene av antallet lag.
NO20110023A 2008-07-10 2011-01-07 System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde NO20110023A1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US7968108P 2008-07-10 2008-07-10
PCT/US2009/049941 WO2010006052A2 (en) 2008-07-10 2009-07-08 System and method for generating true depth seismic surveys

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20110023A1 true NO20110023A1 (no) 2011-02-08

Family

ID=41507706

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20110023A NO20110023A1 (no) 2008-07-10 2011-01-07 System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde
NO20110231A NO20110231A1 (no) 2008-07-10 2011-02-10 System og fremgangsmate for et motstandsmaleverktoy med kabelboreror og en eller flere bronner

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20110231A NO20110231A1 (no) 2008-07-10 2011-02-10 System og fremgangsmate for et motstandsmaleverktoy med kabelboreror og en eller flere bronner

Country Status (5)

Country Link
US (2) US9182509B2 (no)
GB (3) GB2473591B (no)
MX (1) MX2011000267A (no)
NO (2) NO20110023A1 (no)
WO (2) WO2010006052A2 (no)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2066866B1 (en) 2006-12-15 2018-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration
GB2468734B (en) 2008-01-18 2012-08-08 Halliburton Energy Serv Inc Em-guided drilling relative to an existing borehole
US8844648B2 (en) 2010-06-22 2014-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for EM ranging in oil-based mud
US9115569B2 (en) 2010-06-22 2015-08-25 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement
GB2481493B (en) * 2010-06-22 2013-01-23 Halliburton Energy Serv Inc Methods and apparatus for detecting deep conductive pipe
US8917094B2 (en) 2010-06-22 2014-12-23 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for detecting deep conductive pipe
US9310508B2 (en) 2010-06-29 2016-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for sensing elongated subterranean anomalies
US8558548B2 (en) * 2010-07-28 2013-10-15 Schlumberger Technology Corporation Determining anisotropic resistivity
US9360582B2 (en) 2010-07-02 2016-06-07 Halliburton Energy Services, Inc. Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements
US20130057411A1 (en) * 2011-03-01 2013-03-07 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for synchronization of downhole tool with remote transmitters and sensors
WO2012144922A1 (en) * 2011-04-22 2012-10-26 Baker Hughes Incorporated Increasing the resolution of vsp ava analysis through using borehole gravity information
US9250347B2 (en) * 2011-06-10 2016-02-02 Baker Hughes Incorporated Method to look ahead of the bit
US10323483B2 (en) * 2011-12-14 2019-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of hydrates, paraffins and waxes in well tools
US9618646B2 (en) * 2012-02-21 2017-04-11 Bakery Hughes Incorporated Acoustic synchronization system, assembly, and method
US8783370B2 (en) 2012-03-06 2014-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Deactivation of packer with safety joint
US10241227B2 (en) 2012-04-27 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method and apparatus to detect formation boundaries ahead of the bit using multiple toroidal coils
US10077637B2 (en) * 2012-12-23 2018-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Deep formation evaluation systems and methods
CA2910109C (en) * 2013-03-21 2017-06-20 Microseismic, Inc. Method for computing uncertainties in parameters estimated from beamformed microseismic survey data
AU2014308836B2 (en) * 2013-08-21 2018-03-01 Schlumberger Technology B.V. Gain compensated tensor propagation measurements using collocated antennas
WO2015027002A1 (en) * 2013-08-21 2015-02-26 Schlumberger Canada Limited Full tensor gain compensated propagation measurements
CA2930531C (en) * 2013-12-27 2019-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling collision avoidance apparatus, methods, and systems
US20150226868A1 (en) * 2014-02-10 2015-08-13 Microseismic, Inc. Method for microseismic event moment magnitude estimation
WO2016040139A1 (en) * 2014-09-11 2016-03-17 Schlumberger Canada Limited Seismic inversion constrained by real-time measurements
GB2548527B (en) * 2015-02-10 2020-12-16 Halliburton Energy Services Inc Stoneley wave based pipe telemetry
WO2017142719A1 (en) * 2016-02-16 2017-08-24 Schlumberger Technology Corporation Calibrating seismic data using measurements made during drilling operations
AU2017421192B2 (en) * 2017-06-26 2022-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for multi-frequency downhole bus communication
US11307324B2 (en) 2018-03-21 2022-04-19 Massachusetts Institute Of Technology Systems and methods for detecting seismo-electromagnetic conversion
US10616008B2 (en) 2018-05-09 2020-04-07 Massachusetts Institute Of Technology Systems and methods for focused blind deconvolution
CN108919359B (zh) * 2018-07-13 2020-09-29 华油阳光（北京）科技股份有限公司 一种消除气层钻井液侵入对声波测井影响的方法
CN109557592B (zh) * 2019-01-22 2020-09-25 陆柏树 一种全方位观测的Emn广域电磁法
EP3980817A1 (en) 2019-06-06 2022-04-13 Massachusetts Institute Of Technology Sequential estimation while drilling
US20240396200A1 (en) * 2023-05-24 2024-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna tuning and filtering for deep transmitter extension subs

Family Cites Families (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2569476B1 (fr) * 1984-08-24 1987-01-09 Schlumberger Prospection Procede et dispositif pour evaluer la qualite du ciment entourant le tubage d'un puits
US4733733A (en) * 1986-02-11 1988-03-29 Nl Industries, Inc. Method of controlling the direction of a drill bit in a borehole
US4940943A (en) 1988-04-19 1990-07-10 Baroid Technology, Inc. Method and apparatus for optimizing the reception pattern of the antenna of a propagating electromagnetic wave logging tool
US4964101A (en) 1989-03-23 1990-10-16 Schlumberger Technology Corp. Method for determining fluid mobility characteristics of earth formations
GB2235772B (en) * 1989-09-08 1993-05-12 Shell Int Research A method for determining the path of a borehole
US5036496A (en) 1990-10-18 1991-07-30 Chevron Research And Technology Company Method for cement evaluation using acoustical logs
CA2111356C (en) * 1991-06-14 2001-07-10 M. Vikram Rao Method and apparatus for detecting boundary stratum
NO314646B1 (no) * 1994-08-15 2003-04-22 Western Atlas Int Inc Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn
US5838634A (en) * 1996-04-04 1998-11-17 Exxon Production Research Company Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints
US5741962A (en) * 1996-04-05 1998-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements
US6476609B1 (en) 1999-01-28 2002-11-05 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone
US20010024165A1 (en) 1999-04-09 2001-09-27 Steen Henry B. Lan/wan automatic sensor reading system
US6304086B1 (en) 1999-09-07 2001-10-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for evaluating the resistivity of formations with high dip angles or high-contrast thin layers
US6788066B2 (en) 2000-01-19 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for measuring resistivity and dielectric in a well core in a measurement while drilling tool
GB0018480D0 (en) * 2000-07-27 2000-09-13 Geco Prakla Uk Ltd A method of processing surface seismic data
US6541979B2 (en) 2000-12-19 2003-04-01 Schlumberger Technology Corporation Multi-coil electromagnetic focusing methods and apparatus to reduce borehole eccentricity effects
US6641434B2 (en) 2001-06-14 2003-11-04 Schlumberger Technology Corporation Wired pipe joint with current-loop inductive couplers
US6657597B2 (en) * 2001-08-06 2003-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system
US6839000B2 (en) * 2001-10-29 2005-01-04 Baker Hughes Incorporated Integrated, single collar measurement while drilling tool
US6819110B2 (en) 2002-03-26 2004-11-16 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic resistivity logging instrument with transverse magnetic dipole component antennas providing axially extended response
US7518527B2 (en) 2002-04-16 2009-04-14 Weatherford Canada Partnership Extended range emf antenna
US6791330B2 (en) 2002-07-16 2004-09-14 General Electric Company Well logging tool and method for determining resistivity by using phase difference and/or attenuation measurements
US7139218B2 (en) 2003-08-13 2006-11-21 Intelliserv, Inc. Distributed downhole drilling network
US7782709B2 (en) * 2003-08-22 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Multi-physics inversion processing to predict pore pressure ahead of the drill bit
US6837105B1 (en) * 2003-09-18 2005-01-04 Baker Hughes Incorporated Atomic clock for downhole applications
US7054750B2 (en) 2004-03-04 2006-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole
US7180825B2 (en) 2004-06-29 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole telemetry system for wired tubing
US7755361B2 (en) * 2004-07-14 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US7786733B2 (en) * 2004-07-14 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US7301473B2 (en) * 2004-08-24 2007-11-27 Halliburton Energy Services Inc. Receiver for an acoustic telemetry system
US8004421B2 (en) 2006-05-10 2011-08-23 Schlumberger Technology Corporation Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same
FR2895091B1 (fr) * 2005-12-21 2008-02-22 Inst Francais Du Petrole Methode pour mettre a jour un modele geologique par des donnees sismiques
US7703548B2 (en) 2006-08-16 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Magnetic ranging while drilling parallel wells
US7617049B2 (en) 2007-01-23 2009-11-10 Smith International, Inc. Distance determination from a magnetically patterned target well
US8378908B2 (en) * 2007-03-12 2013-02-19 Precision Energy Services, Inc. Array antenna for measurement-while-drilling
US8447523B2 (en) 2007-08-29 2013-05-21 Baker Hughes Incorporated High speed data transfer for measuring lithology and monitoring drilling operations
US7823639B2 (en) 2007-09-27 2010-11-02 Intelliserv, Llc Structure for wired drill pipe having improved resistance to failure of communication device slot
US20090146836A1 (en) * 2007-12-11 2009-06-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to configure drill string communications
US20090151939A1 (en) 2007-12-13 2009-06-18 Schlumberger Technology Corporation Surface tagging system with wired tubulars
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

Also Published As

Publication number Publication date
GB2473591A (en) 2011-03-16
MX2011000267A (es) 2011-02-24
GB201101071D0 (en) 2011-03-09
US9182509B2 (en) 2015-11-10
WO2010006052A3 (en) 2010-04-01
WO2010006302A3 (en) 2010-04-29
GB2489622B (en) 2013-02-13
US20120068712A1 (en) 2012-03-22
GB201211344D0 (en) 2012-08-08
GB2476179A (en) 2011-06-15
GB2473591B (en) 2013-02-27
WO2010006052A2 (en) 2010-01-14
GB201101835D0 (en) 2011-03-16
GB2489622A (en) 2012-10-03
GB2476179B (en) 2013-02-27
US20110305110A1 (en) 2011-12-15
NO20110231A1 (no) 2011-02-10
WO2010006302A2 (en) 2010-01-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20110023A1 (no) System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde
US9411068B2 (en) 3D borehole imager
US7301852B2 (en) Methods of generating directional low frequency acoustic signals and reflected signal detection enhancements for seismic while drilling applications
US11112513B2 (en) Method and device for estimating sonic slowness in a subterranean formation
US8362915B2 (en) System and method for determining stretch or compression of a drill string
SA518391627B1 (ar) نظام وطريقة لتخطيط خواص خزان بعيدًا عن حفرة البئر
GB2448206A (en) Multi-physics inversion processing to predict formation pore pressure
WO2017070367A1 (en) Estimating depth-depndent lateral tectonic strain profiles
US8902701B2 (en) Methods, apparatus and articles of manufacture to determine anisotropy indicators for subterranean formations
US11740380B2 (en) Minimal electronic sensor collars
US9110192B2 (en) Methods and apparatus to identify layer boundaries in subterranean formations
NO20250164A1 (en) Fracture characterization while drilling
NO20241191A1 (en) Reservoir properties derived using ultra-deep resistivity inversion data
US11885925B2 (en) System and methods for evaluating a formation using pixelated solutions of formation data
US9581716B2 (en) Methods and apparatus for estimating borehole mud slownesses
US20240094429A1 (en) Systems and methods for proximity detection and interpretation of near parallel cased wells
US20250243745A1 (en) Systems and methods for determining a wellbore-casing volume
NO330545B1 (no) Fremgangsmate for a generere og detektere retningsbestemte signaler under boring og akustisk system transportert i et borehull for a bestemme en karakteristikk ved formasjonen

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application