ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение, в целом, относится к устройству и способам, связанным с добычей нефти и газа.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Понимание структуры и свойств геологического пласта помогает получить информацию, необходимую при исследованиях во время бурения скважин для разведки нефти и газа. Истинное удельное сопротивление пласта является ключевым петрофизическим параметром, необходимым петрофизикам при исследовании характеристик месторождения и его разработке. Измерение удельного сопротивления отображает электрическое свойство пластов, окружающих каротажные приборы, причем разные пласты имеют различные и уникальные значения удельного сопротивления. Например, пласт с соленой водой имеет низкое значение удельного сопротивления, а нефтяной пласт имеет высокое значение удельного сопротивления. Непрерывный электрический каротаж позволяет петрофизикам определить геологию пласта и разработать наилучшую программу размещения скважины с целью обеспечения максимальной добычи нефти из месторождения. Однако измерение удельного сопротивления в слоистых пластах часто является проблематичным, особенно, когда каротажный прибор находится вблизи границы между слоями, имеющими различное значение удельного сопротивления. Такие граничные эффекты, известные как эффекты образования "рогов поляризации", могут привести к значительным откликам на обычное распространение электромагнитных волн приборами электромагнитного (ЭМ) каротажа и могут быть получены нереалистичные показания удельного сопротивления, имеющие очень высокое значение. Как следствие, геология пласта на основании таких измерений удельного сопротивления может быть ошибочно интерпретирована.
Как правило, для устранения подобных эффектов образования "рогов поляризации" и исследования профилей истинного удельного сопротивления пласта часто используется одномерная (1D) инверсия. Операции инверсии могут включать сопоставление результатов измерений с моделью предсказаний, вследствие чего могут быть определены величина или пространственные изменения физических свойств. При инверсии измеренные данные могут использоваться для построения модели, согласующейся с данными. Например, операция инверсии может включать определение изменения электропроводности в пласте на основании результатов измерений наведенных электрических и магнитных полей. Другие способы, такие как моделирование путем прямой задачи, относятся к вычислению ожидаемых наблюдаемых значений в соответствии с предполагаемой моделью. В нульмерной (0D) инверсии нет изменений в пласте, таком как однородный пласт. В 1D моделировании существуют определенные различия в одном направлении, такие как пласт, состоящий из параллельных слоев. В двухмерном (2D) моделировании существуют определенные различия в двух направлениях. В трехмерном (3D) моделировании существуют определенные различия в трех направлениях. При этом алгоритмы инверсии могут быть сложными и могут иметь ряд неопределенностей, таких как начальная модель пласта, количество входных сигналов для инверсии и др., которые могут привести к различным результатам инверсии. Целесообразность таких традиционных измерений и инверсионного анализа может определяться точностью или классом точности данных, полученных в результате измерений, и процессами оценки данных.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
На Фиг. 1 проиллюстрирована функциональная схема типовой системы для определения удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 2 проиллюстрирован электромагнитный каротажный инструмент, расположенный в однородном пласте в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 3А проиллюстрирован пример графика преобразования разности фаз в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 3B проиллюстрирован пример графика преобразования затухания в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 4 проиллюстрирован электромагнитный каротажный инструмент, оснащенный антенной наклонной конструкции в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 5 проиллюстрирована трехслойная изотропная модель пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 6 проиллюстрирована конфигурация электромагнитного каротажного инструмента, оснащенного антенной симметричной конструкции в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 7А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз с помощью двух измерительных инструментов в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 7B проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию с помощью двух измерительных инструментов, в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 8А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз с помощью измерительного инструмента с конструкцией инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 8B проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 9А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 75° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 9B проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 75° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 10А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с различной ориентацией передатчиков и приемников в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5 с относительным углом наклона 85° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 10В проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с различной ориентацией передатчиков и приемников в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 11 проиллюстрирована конфигурация измерительного инструмента с азимутальным углом в направлении каждого бина в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 12А-12С проиллюстрирована конструкция антенны измерительного инструмента, а также определенные квадранты для инструментов с антеннами с углами наклона в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 13А-13С проиллюстрированы конструкции антенны измерительного инструмента, обеспечивающие функциональные возможности аналогичные конструкциям на Фиг. 12А-12B в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 14А-14С проиллюстрированы конструкции антенны измерительного инструмента, которые обеспечивают компенсированные измерения удельного сопротивления по отношению к произвольно наклоненному(-ым) передатчику(-ам) и наклоненному(-ым) приемнику(-ам) в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 15 проиллюстрирована конфигурация измерительного инструмента, предназначенного для глубоких азимутальных измерений удельного сопротивления в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 16А проиллюстрированы показания удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз, полученные от измерительного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 15, для двух отдельных наклонных приемников в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 16B проиллюстрирован фазовый образ геофизического сигнала, полученный от измерительного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 15, в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 17 проиллюстрирована блок-схема типовой схемы обработки для определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 18 проиллюстрирована блок-схема типовой схемы обработки для определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 19А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз измерительным инструментом с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с различной ориентацией передатчиков и приемников в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 0° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 19B проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию измерительным инструментом с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с различной ориентацией передатчиков и приемников в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 0° в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 20 проиллюстрированы компоненты типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 21 проиллюстрированы компоненты типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 22 проиллюстрированы компоненты типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 23 проиллюстрированы компоненты типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 24 проиллюстрирована функциональная схема типовой системы, выполненной с возможностью определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
На Фиг. 25 проиллюстрирован вариант реализации системы на буровой площадке, причем система содержит устройство, выполненное с возможностью определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Дальнейшее подробное описание содержит ссылки на прилагаемые графические материалы, на которых с целью пояснения, а не с целью ограничения, проиллюстрированы различные варианты реализации изобретения. Варианты реализации изобретения описаны достаточно подробно для того, чтобы позволить специалистам в данной области техники применить на практике рассмотренные, а также другие варианты реализации изобретения. Могут использоваться другие варианты реализации изобретения, а также в рассмотренные варианты реализации изобретения могут быть внесены конструкционные, логические, а также электрические изменения. Различные варианты реализации изобретения не являются взаимоисключающими, поскольку для создания новых вариантов реализации изобретения некоторые варианты реализации изобретения могут быть объединены с одним или более других вариантов реализации изобретения. Следовательно, последующее подробное описание не следует воспринимать как ограничивающее объем изобретения.
На Фиг. 1 проиллюстрирована функциональная схема варианта реализации системы 100, выполненной с возможностью определения удельного сопротивления пласта. Система 100 содержит измерительный инструмент 105, функционирующий в скважине. Измерительный инструмент 105 содержит конфигурацию датчиков 111-1, 111-2 … 111-(N-1), 111-N, которые расположены вдоль продольной оси 117 измерительного инструмента 105. Каждый из датчиков 111-1, 111-2 … 111-(N-1), 111-N может использоваться в качестве передающего или приемного датчика под управлением блока управления 115. Передающие и приемные датчики могут быть выполнены в виде передающих и приемных антенн. Датчики 111-1, 111-2 … 111-(N-1), 111-N могут быть упорядочены как множество групп, причем каждая группа содержит датчик передатчика и датчик приемника, расположенные на расстоянии друг от друга. Датчики, относящиеся к различным группам, могут быть упорядочены несколькими способами, которые могут зависеть от варианта применения измерительного инструмента 105 в процессе измерения. Каждая группа может содержать наклонные и ненаклонные антенны. Каждая группа может содержать подгруппу из ряда датчиков передатчика и ряда датчиков приемника. Например, каждая группа может содержать, но не ограничивается этим, подгруппу из двух передатчиков и двух приемников. Оба передатчика и оба приемника в подгруппе могут располагаться симметрично. Наклонные датчики могут располагаться вдоль продольной оси 117. Группы с различным расстоянием между передающими датчиками и приемниками могут использоваться для исследования пластов на разных расстояниях от измерительного инструмента 105. Большее расстояние соответствует исследованию пластов на больших расстояниях от прибора.
Блок управления 115 выполнен с возможностью управления генерацией зондирующего сигнала датчиком передатчика из каждой группы и сбор принятых сигналов в соответствующую группу, причем принятые сигналы могут быть получены благодаря вращению измерительного инструмента 105. Один оборот измерительного инструмента 105 может быть разбит на N сегментов, называемых бинами, причем завершение N бинов является одним полным оборотом инструмента, при этом N≥2, при этом N является общим числом бинов. Каждый бин связан с азимутальным углом ϕ. В различных вариантах реализации изобретения число N может равняться 32. Однако N может иметь также другие значения. Принятые сигналы могут соответствовать бинам, связанным с измерительным инструментом 105. Блок управления 115 выполнен с возможностью выбора одного или более датчиков передатчика из множества датчиков 111-1, 111-2 … 111-(N-1), 111-N и выбора одного или более датчиков приемника из числа множества датчиков 111-1, 111-2 … 111-(N-1), 111-N. Система может 100 содержать блок обработки данных 120 для обработки принятых сигналов с целью определения удельного сопротивления пласта, которое может включать оценку достоверности измеряемого удельного сопротивления пласта.
Блок обработки данных 120 может быть выполнен с возможностью управления и обработки измеренных значений, полученных во время работы измерительного инструмента 105. Блок обработки данных 120 может быть выполнен с возможностью сбора измеренных значений во время работы измерительного инструмента 105 в скважине, соответствующих бурению при значении угла наклона больше чем ноль градусов. После того как измерительный инструмент 105 был собран, а также были развернуты передающие и приемные антенны, передающие и приемные антенны могут иметь неподвижную конфигурацию. Неподвижная конфигурация может содержать передающие и приемные антенны, расположенные на фиксированном расстоянии друг от друга, с углами наклона относительно продольной оси измерительного инструмента 105. Ненаклонные антенны имеют угол наклона 0°. Наклонные антенны могут иметь угол наклона в диапазоне от свыше 0° до почти 90°. В блоке обработки данных 120 конфигурация расположенных под углом передатчиков и приемников может интерпретироваться как антенны, выполненные с возможностью регулировки угла наклона. При развертывании измерительного инструмента 105 с фиксированными углами наклона интерпретация конфигурации передатчиков и приемников, расположенных под углом, в виде антенн, выполненных с возможностью регулировки угла наклона, определяет виртуальную конфигурацию одинаковых антенн передатчика и приемника.
Команды, хранящиеся в блоке обработки данных 120, могут выполняться для генерации новых измеренных значений для виртуальной конфигурации одинаковых антенн передатчика и приемника путем обработки измеренных значений, полученных от работающего измерительного инструмента, причем при обработке используют зависимость, содержащую угол наклона приемной антенны в неподвижной конфигурации, который отличается от угла наклона той же антенны приемника в виртуальной конфигурации. Новые измерения могут использоваться в блоке обработки данных 120 для вычисления оценки истинного удельного сопротивления исследуемого пласта. В одном из вариантов реализации изобретения на основании полученных при измерении во время вращения измерительного инструмента значений, соответствующих N бинам, блок обработки данных 120 может генерировать новые измеренные значения, которые могут включать генерирование 
для неподвижной конфигурации с двумя приемными антеннами и двумя передающими антеннами, где Tind указывает на различные имеющиеся передатчики (передатчик), и Rind указывает на различные имеющиеся приемники, а 
В блоке обработки данных 120 для генерации новых измеренных значений путем процесса преобразования может использоваться ряд конфигураций антенн. Например, в неподвижной конфигурации и в виртуальной конфигурации два передатчика являются ненаклонными. В качестве альтернативного варианта реализации изобретения в неподвижной конфигурации два передатчика могут быть наклонены таким образом, что два передатчика перпендикулярны двум приемникам. Для передатчиков с наклонными антеннами генерация новых измеренных значений может включать определение составляющих для вычисления 
Выполняемый блоком обработки данных 120 процесс преобразования может выполняться с целью предотвращения образования "рогов поляризации". Как уже отмечалось, эффект образования "рогов поляризации" возникает в случае, если измерительный инструмент находится между слоями пласта с различными значениями удельного сопротивления. В случае определения, что измерительный инструмент 105 находится вблизи границы, может быть инициирован процесс преобразования. В случае близкого расположения к границе между слоями пласта может быть предусмотрено использование геофизических сигналов.
Наряду с возможностью обнаружения границ, геофизические сигналы указывают направление бурового инструмента в скважине. Возможности геофизических сигналов используют при непрерывном геологическом сопровождении бурения скважины с целью оптимизации размещения скважин для максимального извлечения нефти. Описанные в данной заявке устройство и схемы обработки данных выполнены с возможностью генерации геофизического сигнала. Геофизический сигнал может быть обусловлен одним или более свойствами геологических пластов и зависит от расстояния до контрольной точки. Описанные в данной заявке геофизические сигналы могут использоваться для решения самых разнообразных задач. С помощью геофизических сигналов также получают данные азимутальной ориентации инструментов для роторного бурения. Кроме того, геофизический сигнал может использоваться для расчета расстояния до границ пластов.
Геофизические сигналы могут быть определены несколькими способами. Например, применительно к сигналу, полученному приемником в ответ на передаваемый передатчиком сигнал, были использованы два вида значений геофизического сигнала, 
а геофизический сигнал 
В этих геофизических сигналах i является индексом, указывающим число бинов вращающегося инструмента, 
На расстояниях, при которых измеренное удельное сопротивление практически является истинным удельным сопротивлением, измерительный инструмент 105 находится в однородной области и разность фаз геофизических сигналов равна нулю.
Блок обработки данных 120 преобразует измеренные значения, полученные от антенной конструкции с развернутым набором наклонных антенн, в измеренные значения, соответствующие антеннам с разным набором углов наклона, что позволяет оценить истинное удельное сопротивление пласта без использования способа инверсии. В качестве альтернативы, данная оценка с помощью процесса преобразования может использоваться в качестве начальной точки для процесса глубинной инверсии таким образом, что может быть оптимизировано геологическое строение пласта, определенное с помощью инверсии. В любом случае, использование данного процесса преобразования может повысить точность измерения удельного сопротивления, а также может предотвратить появление эффекта образования "рогов поляризации". Кроме того, процесс определения истинного удельного сопротивления пласта в целом может выполняться как определение истинного удельного сопротивления пласта в реальном масштабе времени. Блок обработки данных 120 может быть выполнен с возможностью выполнения аналогичным или идентичным образом процессов и процедур, описанных в данной заявке.
В различных вариантах реализации изобретения измерительный инструмент 105 может быть выполнен в виде устройства для измерения во время бурения (MWD), например, в виде прибора для каротажа в процессе бурения (LWD). Блок управления 115 и блок обработки данных 120 могут быть выполнены с возможностью размещения в корпусах и наряду с множеством антенн могут функционировать в скважине. Электронные схемы могут быть размещены внутри переходной муфты бурильной колонны, на которой монтируется инструмент. Измерительный инструмент 105 может быть реализован в виде устройства на кабеле, содержащего устройство для вращения измерительного инструмента 105.
В различных вариантах реализации изобретения технология, включающая процессы для устранения влияния "рогов поляризации" на измерение удельного сопротивления, может использоваться при каротаже во время бурения (LWD) с измерением удельного сопротивления методом распространения волн. Способы, описанные в данной заявке, включают способы получения показаний истинного удельного сопротивления пласта с помощью азимутальных приборов для каротажа во время бурения (LWD) в масштабе реального времени. Способы, описанные в данной заявке, также применимы к датчикам, которые выполнены соответствующим образом и обеспечивающим глубокое азимутальное измерение удельного сопротивления, включая инструменты с наклонными передатчиками, с помощью которых могут выполнять глубокое азимутальное измерение удельного сопротивления. В данных способах также могут использоваться другие измерительные инструменты, например, тросовые инструменты.
На Фиг. 2 проиллюстрирован электромагнитный каротажный инструмент, расположенный внутри однородного пласта. В инструментах для измерения удельного сопротивления методом распространения электромагнитных волн для интерпретации удельного сопротивления пласта часто используют таблицы пересчета удельного сопротивления. Типовая таблица пересчета удельного сопротивления создается на основании комплексных сигналов напряжения, принятых двумя приемниками, связанными с передатчиком, который излучает колебания. Два приемника R1 и R2, связанные с излучающим передатчиком Tx на Фиг. 2, измеряют два комплексных сигнала напряжения VR1 и VR2, соответственно, которые изменяются при изменении значения удельного сопротивления пласта (Rt). С помощью составляющей разности фаз и составляющей затухания отношения VR2 к VR1 с учетом различных значений Rt, могут быть получены соответствующие шкалы пересчета разности фаз и затухания. На Фиг. 3А-3B проиллюстрирован пример шкал пересчета разности фаз и затухания при работе инструмента с ненаклонным передатчиком и ненаклонным приемником, проиллюстрированными на Фиг. 2, для частоты 2 МГц, где интервал d1 составляет 12 дюймов, а интервал d2 составляет 20 дюймов. Следовательно, первичные данные измерений таких инструментов для измерения удельного сопротивления методом распространения волн могут быть преобразованы в показания удельного сопротивления на основании разности фаз и затухания с помощью графиков на Фиг. 3А-3В.
При использовании наклонных антенных конструкций, шкалы пересчета разности фаз и затухания в удельное сопротивление также применимы для конструкции инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 4. С помощью данных наклонных антенных конструкций наряду с азимутальными отражениями геофизического сигнала могут производиться азимутально-чувствительные измерения удельного сопротивления. Азимутальные измерения позволяют определить направление бурения инструмента, а также указывают азимутальную ориентацию инструмента. На таких азимутально-чувствительных измерениях, например, с помощью инструмента с конструкцией, изображенной на Фиг. 4, могут основываться родственные варианты применения, например, геонавигация, измерение расстояния до границы пласта, определение анизотропии пласта и т.д.
Измерения удельного сопротивления являются измерениями электрического сопротивления рядом с каротажным прибором, причем измерения становятся затруднительными в случае, если инструмент находится вблизи границы между слоями с различными значениями удельного сопротивления. При использовании горизонтального бурения с высоким относительным углом наклона и большим различием удельного сопротивления между слоями могут наблюдаться нереалистичные показания удельного сопротивления. В качестве примера рассмотрим трехслойную изотропную модель пласта, проиллюстрированную на Фиг. 5. Самый верхний и самый нижний слои имеют значение истинного удельного сопротивления пласта 1 Ом⋅м, а средний слой имеет высокое значение удельного сопротивления 20 Ом⋅м. Верхняя граница между самым верхним и средним слоями является истинной вертикальной глубиной (TVD) и равняется 10 футам, а нижняя граница является TVD, равной 20 футам, указывая на то, что средний слой имеет толщину только 10 футов. В данной модели слои проиллюстрированы как параллельные горизонту, при этом величина угла наклона плоскости, соответствующая отклонению направления бурения от горизонтальной плоскости, обусловлена падением пластов. Тем не менее слои пласта или породы могут не быть параллельными горизонтальной плоскости, например, поверхности. Относительный угол наклона может быть определен как угол между линией, перпендикулярной к плоскости пласта и направлением траектории бурения или буровой скважины.
Как проиллюстрировано на Фиг. 6, компенсированные сигналы были смоделированы для электромагнитного инструмента симметричной конструкции. Симметричный электромагнитный инструмент содержит два передатчика, установленных под углом θt и два приемника, установленных под углом θr. Угол наклона θt и θr определяют, исходя из квадрантов на Фиг. 6, где направление z является направлением бурения инструмента, а x является направлением, которое, как правило, определяют с помощью магнитометра или гравитационного устройства. На Фиг. 7А-7В проиллюстрированы графики зависимости удельного сопротивления от средней разности фаз и затухания в случае, когда два промышленных инструмента для каротажа во время бурения (LWD) работают в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85°, рабочей частотой 2 МГц, расстоянием между приемниками (S1), равным 8 дюймам, и расстоянием между передатчиком и центром между двумя приемниками (S2), равным 16 дюймам. Один из двух инструментов был оснащен ненаклонными рамочными антеннами, а другой инструмент был оснащен наклонными центральными приемниками (θr=45°) и ненаклонными передатчиками.
Как проиллюстрировано на Фиг. 7A-7B, измерения от обоих инструментов являются практически одинаковыми, в результате чего на каждом из графических материалов, Фиг. 7A-7B, проиллюстрирована только одна кривая. Измеренные показания удельного сопротивления обоих инструментов хорошо согласуются с истинным удельным сопротивлением пласта в то время как инструменты находятся вдали от границ между слоями. Тем не менее показания удельного сопротивления становятся нереалистическими и не являются истинным удельным сопротивлением пласта возле границы. Использование таких нереалистических результатов измерения без выполнения одномерной (1D) инверсии, может привести к ошибочной интерпретации геологии пласта.
В различных вариантах реализации изобретения реализованы способы для непосредственного определения истинного удельного сопротивления пласта без использования одномерной (1D) инверсии. Во-первых, были рассмотрены серии измерений с конфигурацией измерительного инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 6, причем угол наклона передатчиков является фиксированным и равен 0°, а угол наклона приемников регулируется от 0° до 85°. Аналогично Фиг. 7A-7B для пласта с теми же параметрами, что и на Фиг. 5, и относительным углом наклона 85°, были вычислены средние значения удельного сопротивления применительно к нескольким конкретным ориентациям приемников с ненаклонными передатчиками. На Фиг. 8А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз, с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85°. Группа результатов 841 относится к ненаклонным передатчикам и приемникам, расположенным под углом наклона 5°, 15°, 25°, 35° и 45°. Кривые результатов 842, 844, 846 и 848 относятся к ненаклонным передатчикам и приемникам с углами наклона 55°, 65°, 75° и 85°, соответственно. На Фиг. 8B проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 85°. Группа результатов 851 относится к ненаклонным передатчикам и приемникам, расположенным под углом наклона 5°, 15°, 25°, 35° и 45°. Кривые результатов 852, 854, 856 и 858 относятся к ненаклонным передатчикам и приемникам, имеющим углы наклона 55°, 65°, 75° и 85°, соответственно. На основании полученных результатов можно сделать выводы, что некоторые ориентации приемника позволяют выполнять очень точные измерения удельного сопротивления на основании разности фаз без "рогов поляризации", которые близки к значению истинного удельного сопротивления пласта; с другой стороны, при тех же ориентациях приемника, соответствующих измерению удельного сопротивления на основании затухания, усиливается эффект образования "рогов поляризации", при том, что измерительный инструмент находится сравнительно далеко от границ между слоями.
Например, для инструмента, имеющего конструкцию с наклонными приемниками с углом наклона 85°, показания удельного сопротивления на основании разности фаз близки к истинному удельному сопротивлению в слоях со значением удельного сопротивления 1 Ом⋅м, причем в среднем слое с удельным сопротивлением значение 20 Ом⋅м, инструмент, имеющий конструкцию с наклонными приемниками с углом наклона 65°, имеет показания удельного сопротивления на основании разности фаз, близкое к модели пласта. С другой стороны, отклики при измерении удельного сопротивления на основании затухания инструмента, имеющего конструкцию с приемниками с углом наклона 85°, подвержены появлению эффекта образования "рогов поляризации" до того, как измерительный инструмент проходит границы между слоями. Например, эффект образования "рогов поляризации" для данной конструкции возникает в около 0,65 м до границы в случае, если инструмент находится в пласте с удельным сопротивлением 1 Ом⋅м и около 0,98 фута до границы в случае, если инструмент находится в пласте с удельным сопротивлением 20 Ом⋅м. Следовательно, благодаря регулировке ориентации приемников могут использоваться соответствующие измерения удельного сопротивления пласта на основании измерения разности фаз для указания показаний истинного удельного сопротивления пласта, а соответствующие измерения удельного сопротивления пласта на основании измерения затухания могут использоваться для вычисления местоположения границ.
На Фиг. 9А-9В проиллюстрированы измеренные значения удельного сопротивления для относительного угла наклона 75°. На Фиг. 9А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз измерительным инструментом с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, показанной на Фиг. 5 с относительным углом наклона 75°. Группа результатов 941 относится к ненаклонным передатчикам и приемникам с углом наклона 5°, 15°, 25°, 35° и 45°. Кривые результатов 942, 944, 946 и 948 относятся к ненаклонным передатчикам и приемникам, имеющим углы наклона 55°, 65°, 75° и 85°, соответственно. На Фиг. 9B проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию измерительным инструментом с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 75°. Группа результатов 951 относится к ненаклонным передатчикам и приемникам с углом наклона 5°, 15°, 25°, 35° и 45°. Кривые результатов 952, 954, 956 и 958 относятся к ненаклонным передатчикам и приемникам с углом наклона 55°, 65°, 75° и 85°, соответственно. Кроме того, изменение ориентации приемника не оказывает никакого влияния на измеренные значения удельного сопротивления в случае, если измерительный инструмент находится далеко от границ, поскольку это допускает наличие различных показаний удельного сопротивления вблизи границы. Такие выводы могут использоваться непосредственно для оценки истинного удельного сопротивления пласта и обнаружения местоположения границ.
Кроме того, было обнаружено, что измеренные значения удельного сопротивления, вычисленные с помощью традиционных шкал пересчета, могут быть также получены с помощью конструкций антенн, в которых ориентация передатчика(-ов) перпендикулярна ориентации приемника(-ов). На Фиг. 10A-10B проиллюстрированы графики удельного сопротивления, измеренного по компенсированной разности фаз, с относительным углом наклона 85° между двумя перпендикулярными положениями передатчика(-ов) и приемника(-ов), причем в одном положении угол наклона передатчика -45° и угол наклона приемника 45° (кривые 1042 и 1052), а в другом положении угол наклона передатчика 5° и угол наклона приемника -85° (кривые 1044 и 1054). На Фиг. 10A-10B также сопоставляют графики удельного сопротивления других двух конструкций, причем обе конструкции содержат ненаклонные передатчики, а приемники наклонены под двумя разными углами наклона (кривые 1046 и 1056 для приемника с углом наклона 45° и кривые 1048 и 1058 для приемника с углом наклона 85°). Как проиллюстрировано на Фиг. 10A-10B, подобные выводы показывают, что при измерении удельного сопротивления пласта на основании измерения разности фаз при определенных ориентациях антенн значительно снижается или устраняется эффект образования "рогов поляризации" и оценка истинного удельного сопротивления пласта выполняется более точно; и наоборот, измерение удельного сопротивления пласта на основании измерения затухания для той же ориентации антенны усиливает эффект образования "рогов поляризации" и приводит к более раннему обнаружению близлежащих границ.
Приведенные ранее выводы были сделаны применительно к двум видам конструкций инструмента и к соответствующим имитационным моделям. Конструкция одного инструмента содержит ненаклонные передатчики и наклонные центральные приемники, а другая конструкция содержит наклонный(-е) передатчик(-и) и приемник(-и), расположенные перпендикулярно относительно друг друга. Вследствие теоремы взаимности все описанные передатчики и приемники могут быть обратимыми. Следовательно, можно достичь аналогичных результатов и выводов моделирования в случае, если передатчик становится приемником или приемник становится передатчиком.
Рассмотрим конструкцию инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 6, с ненаклонными передатчиками и произвольно наклонными приемниками. При излучении передатчиков (T1 или T2) напряжение, полученное на одном из двух центральных приемников, может быть записано в виде:
где Tind указывает на передатчики, а Rind указывает на приемники (ind равно 1 или 2), φ является азимутальным углом инструмента, θr является углом наклона приемников, 
где i указывает на различные бины, определенные на Фиг. 11. Измерительный инструмент для проведения измерений в скважине содержит приемники с фиксированными углами наклона, которые не могут произвольно меняться. В конструкции измерительного инструмента для каротажа во время бурения (LWD) благодаря вращению при работе LWD возможны все азимутальные измерения во время полного оборота при бурении с забойным двигателем. Рассмотрим электромагнитный инструмент с наклонными приемниками с углом наклона θr1, θr1≠0 и ненаклонными передатчиками. Исходя из формулы (7), среднее значение всех азимутальных измерений при полном обороте может быть выражено как:
Формула (9) для получения нового азимутального измеренного значения 
Поскольку θr1 известен и определяется конструкцией инструмента, формула (9) представляет собой подход для вычисления новых азимутальных значений измерения, 
Рассмотрим конструкцию инструмента на Фиг. 6 с наклонными передатчиками и наклонными приемниками, расположенными перпендикулярно относительно друг друга. Измеренное значение сигнала, принятого приемником, соответствует сигналу, переданному передатчиком, и может быть выражено как:
Для настройки ориентации как передатчика(-ов) , так и приемника(-ов) и получения новых измеренных значений с учетом произвольных ориентаций антенны может использоваться многокомпонентная антенная система. На Фиг. 12A-12B проиллюстрированы примеры конструкций антенн, необходимые для достижения этой цели. Инструмент должен быть оснащен по меньшей мере одним наклонным передатчиком и двумя наклонными приемниками, или одним наклонным приемником и двумя наклонными передатчиками, причем две антенны (передатчиков или приемников на Фиг. 12A-12B) находятся в том же положении и на том же расстоянии (S), что и третья антенна. Таким образом, одна из двух антенн, имеющих одинаковое положение на Фиг. 12А-12В, может иметь произвольный угол наклона в любом из квадрантов Фиг. 12С, другая антенна должна иметь угол наклона в квадранте, прилегающем к квадранту, в котором находится угол наклона первой антенны, а третья антенна может иметь произвольный угол наклона. Например, если θr1 (или θt1) на Фиг. 12А-12В находится в квадранте 1 на Фиг. 12С, θr2 (или θt2) должен быть либо в квадранте 2, либо в квадранте 4 на Фиг. 12С. Кроме того, на Фиг. 13А-13С проиллюстрировано несколько конструкций инструмента, выполненных с возможностью реализации функциональных возможностей как у конструкций на Фиг. 12А-12В. Следует отметить, что как на Фиг. 12А-12В, так и на Фиг. 13А-13С передатчик(-и) и приемник(и) могут быть обратимыми. Кроме того, на Фиг. 14А-14С проиллюстрированы конструкции, выполненные с возможностью получения компенсированных значений измерения с учетом произвольных положений передатчика(-ов) и приемника(-ов) для достижения требуемых измеренных значений удельного сопротивления на основании схем обработки данных, рассмотренных в данной заявке.
Геофизический сигнал также является важным параметром для прогноза в случае, если измерительный инструмент приближается, удаляется или проходит границу между слоями. На Фиг. 15 в качестве примера проиллюстрирована конфигурация конструкции измерительного инструмента, выполненного с возможностью выполнения глубокого азимутального измерения удельного сопротивления, который доступен в качестве промышленного инструмента для каротажа во время бурения (LWD). На Фиг. 15 проиллюстрировано одно расстояние, равное 16 дюймам, для конструкций антенн с ненаклонными передатчиками и наклонными приемниками с углом наклона 45°. На Фиг. 16А проиллюстрированы графики удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз, измерительного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 15 для двух определенных наклонных приемников с углами наклона 85° и 65°. Кривая 1641 иллюстрирует удельное сопротивление, измеренное по компенсированной средней разности фаз с помощью конструкции, проиллюстрированной на Фиг. 15. На Фиг. 16В проиллюстрировано фазовое изображение геофизического сигнала от измерительного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 15, с учетом модели пласта на Фиг. 5 и относительным углом наклона 85°. Изображение геофизического сигнала для данного случая приведено с учетом того, что общее число бинов за один оборот составляет 32.
На Фиг. 16А проиллюстрировано, что поскольку измерительный инструмент приближается к первой границе TVD, равной 10 футам, геофизический сигнал имеет значительные отражения на глубине около 9,3 фута. Также, положительный и отрицательный знаки азимутальных откликов геофизического сигнала свидетельствует о том, что бурение производится от слоя с меньшим удельным сопротивлением к слою с более высоким удельным сопротивлением. Следовательно, на TVD, равной 9,3 фута, удельное сопротивление, определенное на основании разности фаз, может быть получено путем регулирования угла наклона центральных приемников до 85° с помощью способов, описанных в данной заявке. Новое показание удельного сопротивления, определенное на основании средней разности фаз, проиллюстрировано кривой 1642 на Фиг. 16А. После прохождения первой границы меняется знак откликов геофизического сигнала и прогнозируют, что в данный момент инструмент находится в слое с более высоким значением удельного сопротивления. В этот момент показание удельного сопротивления в среднем слое, определенное на основании средней разности фаз, может быть пересчитано для угла наклона приемников 65° и отображено кривой 1643. При прохождении измерительным инструментом второй границы на TVD равной 20 футов знак откликов геофизического сигнала снова меняется и новое значение удельного сопротивления, определенное на основании средней разности фаз и проиллюстрированное кривой 1644, может определяться наклонными приемниками с углом наклона 85° в результате прогнозирования появления нового слоя с меньшим значением удельного сопротивления, исходя из изменений знака азимутальных откликов геофизического сигнала. Следовательно, кривая 1642, кривая 1643 и кривая 1644 на Фиг. 16А могут быть объединены для оценки показания удельного сопротивления, максимально приближенного к истинным моделям пласта, а также для эффективного устранения эффектов образования "рогов поляризации" показания удельного сопротивления, определенного на основании средней разности фаз и изображенного кривой 1641, причем измерительный инструмент выполнен с возможностью проведения глубоких азимутальных измерений удельного сопротивления на Фиг. 15.
Конфигурация инструмента на Фиг. 15 содержит ненаклонные передатчики для использования описанного выше геофизического сигнала с целью определения оценки истинного удельного сопротивления пласта и эффективного устранения эффекта образования "рогов поляризации". Фазовое изображение геофизического сигнала, а также аналогичные схемы обработки данных для определения истинного удельного сопротивления пласта могут быть также получены как с помощью наклонных передатчиков, расположенных перпендикулярно относительно друг друга. Могут использоваться другие конфигурации, в которых могут быть реализованы преимущества схемы преобразования угла наклона, рассмотренные в данной заявке.
На Фиг. 17 проиллюстрирована блок-схема типового варианта реализации схемы обработки данных для определения истинного удельного сопротивления пласта. В блоке 1710 выполняют обычные измерения удельного сопротивления, которое определяют на основании средней разности фаз, в скважине с помощью физической конструкции измерительного инструмента, а также вычисляют удельное сопротивление, определенное на основании средней разности фаз, исходя из данной конструкции инструмента. В блоке 1720 используются соответствующие отклики геофизических сигналов. Соответствующие отклики геофизических сигналов могут содержать отклики, генерируемые из измеренных значений, связанных с конструкцией инструмента. В блоке 1730 данные соответствующие отклики геофизических сигналов используются для определения моделей пласта. Данные модели пласта могут содержать удельное сопротивление в виде функции положения слоя. В блоке 1740 выполняют определение, является ли измеренное удельное сопротивление истинным удельным сопротивлением пласта, исходя из использования откликов геофизических сигналов. Если отклики геофизических сигналов определяют значительные сигналы, значит, данное местоположение находится рядом с границей и показание удельного сопротивления может быть неточным. При отсутствии границ отклики геофизических сигналов практически равны нулю. В блоке 1750 определяют корректировку положения антенны в случае, если были идентифицированы значительные сигналы. В блоке 1760 могут обрабатываться определенные корректировки положения антенны для преобразования измеренных значений от действующей физической конструкции инструмента в измеренные значения, соответствующие корректировкам положений антенны, и для пересчета удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз. Корректировка с помощью откликов геофизических сигналов может быть направлена на улучшение ориентации антенны на основании сохраненных данных или может являться итеративным процессом. В блоке 1770 производят определение истинного удельного сопротивления пласта на основании использования откликов геофизических сигналов. Таким образом, в схеме обработки данных могут использовать пересчет новых показаний удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз и обусловленного конкретными ориентациями антенны, на основании откликов геофизических сигналов. В итоге с помощью данной схемы обработки данных можно получить точные измеренные значения удельного сопротивления и избежать появления эффекта образования "рогов поляризации".
На Фиг. 18 проиллюстрирована блок-схема типового варианта реализации схемы обработки данных для определения истинного удельного сопротивления пласта. В блоке 1810 от работающего в скважине измерительного инструмента с конфигурацией антенн получают первичные данные измерений. В блоке 1820 к первичным данным измерений применяют множество ориентаций антенны. Данное множество ориентаций антенны может использоваться для преобразования первичных данных измерений в новые измеренные значения в соответствии со способами, описанными в данной заявке. В блоке 1830 вычисляют различные значения удельного сопротивления, измеренные на основании средней разности фаз и соответствующие множеству ориентаций антенны, для получения нескольких значений удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз. В блоке 1840 может быть выполнено определение, представляют ли данные значения удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, возможное значение истинного удельного сопротивления пласта. Если граничный эффект отсутствует, все измеренные значения удельного сопротивления пласта, основанные на измерении разности фаз, должны быть идентичными, т.е. измеренные значения удельного сопротивления пласта, основанные на измерении разности фаз, соответствуют истинному удельному сопротивлению пласта. При этом, если существуют различия между измеренными значениями удельного сопротивления пласта, основанными на измерении разности фаз и обусловленными определенной ориентацией антенны, для определения значения истинного удельного сопротивления пласта в блоке 1860 используют стандартные отклики геофизических сигналов в блоке 1850.
Для получения новых измеренных значений из первичных данных измерений могут применяться различные схемы обработки данных, обеспечивающие различные способы преобразования, аналогичные или идентичные способам, описанным в данной заявке. Данные комбинации способов преобразования и схем обработки данных могут обеспечить очень быстрый и простой способ, с помощью которого значительно снижают или предотвращают появление эффекта образования "рогов поляризации" и непосредственно определяют истинное удельное сопротивление пласта. Кроме того, данные комбинации могут использовать для получения значения удельного сопротивления, которое могут применять в качестве начального приближения при одномерной инверсии, и впоследствии выполнять инверсию для оптимизации инвертированной геологии пласта.
Способы, описанные выше, используют, в основном, при горизонтальном и наклонно-направленном бурении. При вертикальном бурении, с относительным углом наклона 0°, данные способы не позволяют настроить ориентацию антенны описанным выше способом. На Фиг. 19А проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированной средней разности фаз с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с различными ориентациями передатчиков и приемников в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 0°. На Фиг. 19В проиллюстрирован график удельного сопротивления, измеренного по компенсированному среднему затуханию с помощью измерительного инструмента с конструкцией, проиллюстрированной на Фиг. 6, с различными ориентациями передатчиков и приемников в модели пласта, проиллюстрированной на Фиг. 5, с относительным углом наклона 0°. Различные ориентации включают ненаклонные передатчики и приемники с углом наклона 5°, 25°, 45°, 65°, и 85°, а также наклонные ориентации пар (θt, θr) = (45°, 45°), (25°, 65°) и (5°, 85°). При этом, на каждой из Фиг. 19А-19В проиллюстрированы практически две кривые (кривые 1941 и 1943, соответствующие конфигурациям с ненаклонными передатчиками, и кривые 1942 и 1944, соответствующие конфигурациям с наклонными передатчиками), поскольку результаты для всех ориентаций с ненаклонными передатчиками имеют практически одинаковые отклики, а также результаты для всех ориентаций с наклонными передатчиками и приемниками имеют практически одинаковые результаты.
Для случаев с ненаклонными передатчиками, соответствующих бурению в вертикальной скважине, с относительным углом наклона 0°, составляющая 
Хотя измеренное значение удельного сопротивления вычисляется как отношение между сигналами на центральных приемниках, причем один из двух передатчиков на Фиг. 6 излучает сигнал, отношение сигналов может быть выражено как
Следовательно, формула (12) поясняет, что угол наклона приемников не оказывает никакого влияния на среднее измеренное значение удельного сопротивления. С другой стороны, для случаев с наклонными передатчиками и приемниками, соответствующих бурению в вертикальной скважине, все перекрестные составляющие (
Очевидно, что инструменты с любым углом наклона передатчиков и приемников будут получать одинаковые принимаемые сигналы при вертикальном бурении с очень малым относительным угол наклона. Следует отметить, что при вертикальном бурении (относительный угол наклона 0°) эффекты образования "рогов поляризации" удельного сопротивления отсутствуют, так что обычные значения измерения удельного сопротивления могут напрямую использоваться для интерпретации геологии и/или одномерной инверсии пласта в случае использования вертикального бурения (относительный угол наклона 0°). Таким образом, описанные в данной заявке варианты реализации способов обработки не следует использовать для вертикального бурения (относительный угол наклона 0°).
Все упомянутые выше способы реализуют путем виртуальной настройки ориентации антенны с целью устранения эффекта образования "рогов поляризации" удельного сопротивления для новых измеренных значений. С другой стороны, для достижения одинаковых результатов данные способы также могут быть реализованы путем физической настройки ориентаций антенны. Для физической настройки ориентации антенны блок управления 115 на Фиг. 1 может быть выполнен с возможностью назначать требуемые ориентации антенны определенному передатчику или датчику приемника так, чтобы датчик мог быть физически ориентированным. Затем блок обработки данных 120 на Фиг. 1 может в дальнейшем получать реальные измеренные передатчика и датчиков приемника с новой физической ориентацией.
В различных вариантах реализации изобретения предоставляются применимые на практике схемы обработки данных для устранения эффекта образования "рогов поляризации" удельного сопротивления и дальнейшего определения истинного удельного сопротивления пласта. Приведенные схемы обработки данных могут быть реализованы с помощью азимутальных LWD инструментов для измерения удельного сопротивления методом распространения волн. Описанные схемы обработки данных могут предоставить простые и быстрые способы исследования геологии пласта и непосредственного определения истинного удельного сопротивления пласта без применения одномерной (1D) инверсии, что, в свою очередь, может обеспечить улучшение способов, при которых в случае горизонтального бурения часто возникают эффекты образования "рогов поляризации" удельного сопротивления, что приводит к неправильной интерпретации геологии, если не производится одномерная инверсия. Данные технологии применимы для ряда различных промышленных инструментов. Кроме того, использование описанных схем обработки данных может быть полезным для полевых операций, для которых могут быть улучшены результаты одномерной (1D) инверсии, а также могут быть оптимизированы родственные приложения в масштабе реального времени, например, инверсия расстояния до границы пласта (DTBB).
На Фиг. 20 проиллюстрированы этапы реализации типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта. В блоке 2010 получают измеренные значения от работающего в скважине измерительного инструмента. Измерительный инструмент, получающий измеренные значения, содержит конфигурацию передающих и приемных антенн. Полученные измеренные значения могут содержать измеренные значения, полученные во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на N бинов, при этом общее число N бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем N≥2, где N является общим числом бинов.
В блоке 2020 для модифицированной конфигурации генерируют новые измеренные значения. Модифицированная конфигурация может быть виртуальной конфигурацией. Модифицированная конфигурация содержит одинаковые передающие и приемные антенны, поскольку конфигурация с ориентацией передающих антенн, приемных антенн или передающих или приемных антенн регулируется благодаря ориентации конфигурации. Новые измеренные значения могут генерироваться путем обработки измеренных значений, полученных от действующего измерительного инструмента, с помощью зависимости, содержащей угол наклона антенны приемника в конфигурации и угол наклона той же приемной антенны в модифицированной конфигурации, причем угол наклона антенны приемника в конфигурации отличается от угла наклона той же антенны приемника в модифицированной конфигурации. Генерирование новых измеренных значений может включать генерирование 
для конфигурации, содержащей по меньшей мере две или более приемных антенн, а также по меньшей мере одну или более передающих антенн, при этом Tind указывает на различные передатчики, а Rind указывает на различные приемники, а 
В блоке 2030 для определения оценки истинного удельного сопротивления пласта используют новые измеренные значения. Оценка истинного удельного сопротивления пласта может использоваться в качестве начального приближения при одномерном или многомерном способе инверсии так, чтобы определенное инверсией геологическое строение пласта являлось оптимизированным. Способ может выполняться в масштабе реального времени. В варианте реализации изобретения способ, проиллюстрированный на Фиг. 20, может включать физическую регулировку конфигурации передающих и приемных антенн с целью создания новой ориентации передающих и приемных антенн; получение измеренных значений от новой ориентации передающих и приемных антенн; и использование новых измеренных значений для определения возможного значения истинного удельного сопротивления пласта.
На Фиг. 21 проиллюстрированы этапы реализации типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта. В блоке 2110 получают измеренные значения от действующего в скважине измерительного инструмента. Измерительный инструмент, получающий измеренные значения, содержит конфигурацию передающих и приемных антенн. Полученные измеренные значения могут содержать измеренные значения, полученные во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на N бинов, при этом общее число N бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем N≥2, где N является общим числом бинов. В блоке 2120 из измеренных значений определяют удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз.
В блоке 2130 определяют, соответствует ли удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз, истинному удельному сопротивлению пласта. Определение того, соответствует ли удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз, истинному удельному сопротивлению пласта может включать определение того, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы. Геофизические сигналы могут генерироваться действующим в скважине измерительным инструментом, причем геофизические сигналы могут использовать для определения того, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы.
В блоке 2140 могут повторно оценить удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз, с использованием измеренных значений, а также с учетом другого угла наклона приемника в антенной структуре. Повторная оценка может быть основана на определении относительного истинного удельного сопротивления пласта. Повторная оценка удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, может включать преобразование полученных измеренных значений таким образом, что сигнал, соответствующий сигналу на приемнике с углом наклона в конфигурации, переданный от передатчика конфигурации, преобразуется в сигнал на приемнике с другим углом наклона. Преобразование полученных измеренных значений может включать корректировку полученных измеренных значений с учетом составляющих. Значение, полученное в результате повторной оценки удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, может использоваться в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии так, чтобы определенное инверсией геологическое строение пласта являлось оптимизированным. Способ может выполняться в масштабе реального времени.
Повторная оценка удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, с учетом другого угла наклона приемника в исходной антенной структуре с использованием измеренных значений может включать физическую настройку конфигурации. В одном из вариантов реализации изобретения способ может включать получение измеренных значений от работающего в скважине измерительного инструмента, причем измерительный инструмент содержит антенную структуру; определение на основании измеренных значений удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз; определение, соответствует ли удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз, истинному удельному сопротивлению пласта; физическую регулировку конфигурации передающей и приемной антенн, при этом формируя новую ориентацию передающей и приемной антенн; получение измеренных значений от новой ориентации передающей и приемной антенн; и использование новых измеренных значений для оценки среднего удельного сопротивления. Удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз и полученное из новых измеренных значений, могут использовать в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии так, чтобы определенное инверсией геологическое строение пласта являлось оптимизированным. Способ может выполняться в масштабе реального времени.
На Фиг. 22 проиллюстрированы этапы реализации типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта. В блоке 2210 получают измеренные значения от работающего в скважине измерительного инструмента. Измерительный инструмент, принимающий измеренные значения, содержит конфигурацию передающей и приемной антенн. Полученные измеренные значения могут содержать измеренные значения, полученные во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на N бинов, при этом общее число N бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем N≥2, где N является общим числом бинов.
В блоке 2220 из измеренных значений определяют удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз. В блоке 2230 определяют, находится ли измерительный инструмент рядом с границей с помощью откликов геофизических сигналов.
В блоке 2240 настраивают ориентации антенны для определенных ориентаций антенны, исходя из откликов геофизических сигналов. Настройка определенных ориентаций антенны может выполняться виртуально или физически. Определенные ориентации антенны могут по меньшей мере частично отличаться от ориентации антенной структуры. Антенная структура может содержать по меньшей мере один или более ненаклонных передатчиков и по меньшей мере два или более приемников, имеющих одинаковый угол наклона антенны, причем определенные ориентации антенны содержат по меньшей мере два или более приемников с углом наклона, который отличается от угла наклона антенной структуры. Антенная структура содержит по меньшей мере один или более наклонных передатчиков, расположенных перпендикулярно по меньшей мере к двум или более приемникам, имеющим одинаковый угол наклона, причем определенные положения антенны содержат приемники с углом наклона, который отличается от угла наклона антенной структуры. На одном приемнике из числа приемников может быть определен сигнал напряжения в ответ на один из сигналов, генерируемых передатчиками в антенной структуре, причем сигнал напряжения преобразуется в новый сигнал напряжения одного приемника путем обработки с учетом указанного угла наклона и угла наклона в определенном положении, которое отличается от указанного угла наклона.
В блоке 2250 повторно вычисляют новое удельного сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз, с учетом определенных положений антенны для оценки истинного удельного сопротивления пласта. Значения, полученные в результате повторного вычисления удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, могут использоваться в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии так, чтобы определенное инверсией геологическое строение пласта являлось оптимизированным. Способ может выполняться в масштабе реального времени.
На Фиг. 23 проиллюстрированы этапы реализации типового способа определения истинного удельного сопротивления пласта. В блоке 2310 получают измеренные значения от работающего в скважине измерительного инструмента. Измерительный инструмент, принимающий измеренные значения, содержит конфигурацию передающей и приемной антенн. Полученные измеренные значения могут содержать измеренные значения, полученные во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на N бинов, при этом общее число N бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем N ≥ 2, где N является общим числом бинов.
В блоке 2320 из измеренных значений определяют удельное сопротивление, измеренное на основании средней разности фаз, для каждой из множества ориентаций антенны. Множество ориентаций антенны может содержать антенную структуру.
В блоке 2330 значения удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, могут сопоставлять для определения, является ли значения удельного сопротивления, измеренного на основании средней разности фаз, возможными значениями истинного удельного сопротивления пласта. Сопоставление удельных сопротивлений, определенных на основании средней разности фаз, может включать определение, превышают ли величины относительных отклонений между удельными сопротивлениями, определенными на основании средней разности фаз, пороговое значение. Пороговое значение может быть равным нулю. Тем не менее шум и дефекты могут стать причиной того, что пороговое значение может не быть равным нулю. Если учитывать такие незначительные расхождения, пороговое значение, превышающее нулевое значение, может быть величиной ошибки.
В блоке 2340 используют отклики геофизических сигналов для определения показания, соответствующего истинному удельному сопротивлению пласта, если путем сопоставления не удалось определить оценку истинного удельного сопротивления пласта. Показание, соответствующее истинному удельному сопротивлению пласта может использоваться в качестве начального приближения при одномерном или многомерном способе инверсии так, чтобы определенное инверсией геологическое строение пласта являлось оптимизированным. Способ может выполняться в масштабе реального времени.
В различных вариантах реализации изобретения наборы измеренных значений от работающего в скважине измерительного инструмента могут обрабатываться во время вращения измерительного инструмента в скважине. Обработка измеренных значений может включать определение значений удельного сопротивления пласта и генерирование геофизических сигналов. Геофизические сигналы генерируют с возможностью указания того, что измерительный инструмент движется вблизи границы между слоями пласта. В случае определения границы, измеренные значения могут быть преобразованы в измеренные значения, соответствующие ориентациям антенны измерительного инструмента, благодаря чему уменьшают или устраняют эффект образования "рогов поляризации", связанный с измеренными в скважине значениями. Удельное сопротивление может быть пересчитано для преобразованного измерения, соответствующего углу наклона, который регулируется, исходя из отклика геофизического сигнала. Для каждой границы, обнаруженной при движении измерительного инструмента, могут быть выполнены два или более повторных вычислений по меньшей мере одно при приближении к границе и по меньшей мере одно при удалении от границы. Для компенсации эффекта образования "рогов поляризации" могут выполняться многократные повторные вычисления, связанные с измеренными значениями, соответствующими различным углам наклона антенн измерительного инструмента по разные стороны границы между слоями пласта с различным удельным сопротивлением. Выбор настраиваемого угла наклона может быть итеративным процессом с использованием откликов геофизических сигналов. Для определения истинного удельного сопротивления пласта данные процессы могут выполняться в реальном масштабе времени. Кроме того, процессы для определения истинного удельного сопротивления пласта могут включать компоненты различных вариантов реализации изобретения, описанных в данной заявке.
В различных вариантах реализации изобретения машиночитаемое устройство хранения данных может быть выполнено с возможностью хранения команд, хранящихся на нем, причем выполнение команд машиной приводит к выполнению машиной операций, включающих использование процессора и блока обработки данных, выполненных с возможностью обработки измеренных значений, полученных от работающего в скважине измерительного инструмента для определения истинного удельного сопротивления пласта. Измерительный инструмент имеет антенную конфигурацию передающих и приемных антенн, которая выполнена подобно или идентично любой из конфигураций передатчиков и приемников, описанных в данной заявке. Процессор и блок обработки могут быть соединены с работающим в скважине измерительным инструментом. Операции, выполняемые на основании исполняемых команд, могут включать, но, не ограничиваясь этим, определение удельного сопротивления на основании измеренных значений, генерирование геофизических сигналов, определение коррекции угла наклона для измерительного инструмента, преобразование измеренных значений в новые измеренные значения, исходя из скорректированных углов наклона, определение нахождения измерительного инструмента вблизи границ, определение является ли удельное сопротивление истинным удельным сопротивлением пласта, и выполнение способов для определения оценки истинного удельного сопротивления пласта. Команды могут выполняться для реализации операций способом идентичным или аналогичным процессам, рассматриваемым в данной заявке. Команды могут выполняться совместно с блоком управления для контроля излучения выбранных передатчиков и/или приемников и получения сигналов на выбранных приемниках и/или передатчиках (ввиду обратимости) способом, аналогичным или идентичным операциям, обусловленным способами, описанными в данной заявке. Кроме того, в данной заявке машиночитаемое запоминающее устройство является физическим устройством, выполненным с возможностью хранения данных, представленных физической структурой устройства. Примеры машиночитаемых запоминающих устройств включают, но не ограничиваются этим, постоянное запоминающее устройство (ROM), оперативную память (RAM), запоминающее устройство на магнитном диске, оптическое запоминающее устройство, флэш-память и другие электронные, магнитные и/или оптические устройства памяти.
В различных вариантах реализации изобретения система содержит измерительный инструмент, содержащий один или более передатчиков и один или более приемников в антенной структуре; устройство управления, выполненное с возможностью генерации сигналов и приема сигналов антенной структурой; и блок обработки данных для управления и обработки измеренных значений, полученных от работающего измерительного инструмента. Измерительный инструмент, блок управления, а также блок обработки данных выполнены с возможностью выполнения этапов способов, подобных или идентичных этапам, связанным со способами, описанными в данной заявке. Один или более передатчиков и один или более приемников могут быть реализованы в виде приемопередатчиков. Блок управления выполнен с возможностью избирательной генерации сигналов приемопередатчиками и для управления избирательным сбором принимаемых сигналов в приемопередатчиках. Блок управления и блок обработки данных могут быть выполнены в виде отдельных блоков или в виде единого блока. Блок управления и блок обработки данных могут быть выполнены отдельно от измерительного инструмента или могут быть интегрированы в него.
На Фиг. 24 проиллюстрирована функциональная схема типовой системы, выполненной с возможностью определения истинного удельного сопротивления пласта. Система 2400 содержит инструмент 2405, содержащий конфигурацию передатчиков 2410-1 и приемников 2410-2, выполненных с возможностью работы в скважине. Конфигурация передатчиков 2410-1 и приемников 2410-2 инструмента 2405 может быть реализована аналогично или идентично конфигурациям, описанным в данной заявке. Система 2400 может также содержать контроллер 2415, память 2442, электронное устройство 2443 и блок передачи данных 2445. Контроллер 2415 и память 2442 могут быть выполнены с возможностью работы инструмента 2405 для получения измеренных данных, причем инструмент 2405 является работающим и назначает полученные данные ряду бинов, каждый из которых коррелируется с азимутальным углом при вращении инструмента 2405. Контроллер 2415 и память 2442 могут быть выполнены с возможностью управления активацией выбранных передающих антенн 2410-1 и сбора данных выбранными одной из приемных антенн 2410-2 в инструменте 2405 и управления схемами обработки данных для определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с процессами измерения и обработки сигналов, описанными в данной заявке. Блок обработки данных 2420 может быть выполнен с возможностью выполнения операций управления схемами обработки данных для определения истинного удельного сопротивления пласта в соответствии с процессами измерения и обработки сигналов способом, аналогичным или идентичным вариантам реализации изобретения, описанным в данной заявке.
Электронное устройство 2443 может использоваться в сочетании с контроллером 2415 для выполнения задач, связанных с получением измеренных в скважине значений от передатчиков 2410-1 и приемников 2410-2 инструмента 2405. Блок передачи данных 2445 может содержать схемы для передачи данных во время бурения. Данные схемы для передачи данных во время бурения могут содержать систему телеметрии.
Система 2400 может также содержать шину 2447, причем шина 2447 выполнена с возможностью обеспечения электрической проводимости между компонентами системы 2400. Шина 2447 может включать шину адреса, шину данных и шину управления, каждая из которых выполнена независимо. Шина 2447 также может использовать общие токопроводящие линии для предоставления одного или более адресов, данных или команд управления, причем использованием данных линий может управлять контроллер 2441. Шина 2447 может быть выполнена таким образом, что компоненты системы 2400 являются распределенными. Такое распределение может быть организовано между скважинными компонентами, такими как передатчики 2410-1 и приемники 2410-2 инструмента 2405 и компонентами, которые могут использоваться на поверхности скважины. В качестве альтернативы компоненты могут располагаться на одной или более утяжеленных бурильных трубах бурильной колонны или на токопроводящих конструкциях.
В различных вариантах реализации изобретения периферийные устройства 2446 могут включать дисплеи, дополнительную память для хранения данных и/или другие управляющие устройства, которые могут работать совместно с контроллером 2441 и/или памятью 2442. В одном из вариантов реализации изобретения контроллер 2415 может быть выполнен в виде одного или более процессоров. Периферийные устройства 2446 могут быть соединены с дисплеем с командами, хранящимися в памяти 2442 для реализации пользовательского интерфейса для управления работой инструмента 2405 и/или распределенных компонентов системы 2400. Данный пользовательский интерфейс может работать совместно с блоком передачи данных 2445 и шиной 2447. Различные компоненты системы 2400 могут быть объединены с инструментом 2405 так, чтобы обработка идентичных или аналогичных схем обработки данных, описанных в данной заявке с учетом различных вариантов реализации изобретения, могла выполняться в скважине рядом с измерительным инструментом или на поверхности.
На Фиг. 25 проиллюстрирован вариант реализации системы 2500 на буровой площадке, причем система 2500 содержит устройство, выполненное с возможностью определения истинного удельного сопротивления пласта. Система 2500 может содержать инструмент 2505-1, 2505-2, или оба инструмента 2505-1 и 2505-2 с конфигурацией передающих и приемных антенн, выполненные с возможностью проведения измерений, которые могут использоваться для ряда задач бурения, включая, но, не ограничиваясь этим, определение удельного сопротивления пласта. Инструменты 2505-1 и 2505-2 может быть выполнены идентично или подобно конструкции инструмента или комбинации конструкций инструмента, описанных в данной заявке, включая блоки управления и блоки обработки данных, выполненные с возможностью реализации схем обработки данных способом, идентичным или аналогичным способам обработки данных, описанным в данной заявке. Инструменты 2505-1, 2505-2 или оба инструмента 2505-1 и 2505-2 могут быть распределены между компонентами системы 2500. Инструменты 2505-1 и 2505-2 могут быть реализованы аналогично или идентично способу компоновки блоков управления, передатчиков, приемников и блоков обработки данных, описанному в данной заявке. Инструменты 2505-1 и 2505-2 могут быть сконструированы, изготовлены и откалиброваны в соответствии с различными вариантами реализации изобретения, описанными в данной заявке.
Система 2500 может содержать буровую установку 2502, расположенную на поверхности 2504 скважины 2506 и колонну бурильных труб, то есть, бурильную колонну 2529, связанные вместе таким образом, чтобы образовать буровой снаряд, который опускается с помощью роторного стола 2507 в стволе скважины или буровой скважине 2512-1. Буровая установка 2502 может обеспечивать поддержку бурильной колонны 2529. Бурильная колонна 2529 может быть выполнена с возможностью прохождения через роторный стол 2507 для бурения скважины 2512-1 через толщу пород 2514. Бурильная колонна 2529 может содержать бурильную трубу 2518 и компоновку низа бурильной колонны 2520, расположенную в нижней части бурильной трубы 2518.
Компоновка низа бурильной колонны 2520 может содержать утяжеленную бурильную трубу 2516 и буровое долото 2526. Буровое долото 2526 может быть выполнено с возможностью создания скважины 2512-1 путем прохождения через поверхность 2504 и толщу пород 2514. Компоновка низа бурильной колонны 2520 может содержать инструмент 2505-1, прикрепленный к утяжеленной бурильной трубе 2516, для проведения измерений с целью определения параметров пластов. Инструмент 2505-1 может быть выполнен с возможностью реализации, как системы MVD, так и системы LWD. Корпус, содержащий инструмент 2505-1 может содержать электронные схемы для инициирования измерений от выбранной передающей антенны и для сбора измерительных сигналов от выбранных приемных антенн. Такие электронные схемы могут включать блок обработки данных для выполнения анализа параметров пласта с помощью стандартного механизма передачи данных при эксплуатации в скважине. Анализ может включать анализ оценки истинного удельного сопротивления пласта для каждого исследуемого слоя пласта. Кроме того, электронные схемы могут включать интерфейс передачи данных для передачи измеренных сигналов, собранных инструментом 2505-1, на поверхность с помощью стандартного механизма передачи данных для эксплуатации в скважине, причем данные измеренные сигналы могут быть проанализированы в блоке обработки данных на поверхности с целью получения параметров пласта, включая оценку истинного удельного сопротивления пласта для каждого исследуемого слоя пласта.
При бурении скважины бурильная колонна 2529 может поворачиваться с помощью роторного стола 2507. В дополнение или в качестве альтернативы компоновка низа бурильной колонны 2520 также может вращаться с помощью двигателя (например, забойного двигателя), расположенного в скважине. Утяжеленные бурильные трубы 2516 могут использоваться для того, чтобы увеличить давление на буровое долото 2526. Утяжеленные бурильные трубы 2516 также могут придавать жесткость компоновке низа бурильной колонны 2520, чтобы позволить компоновке низа бурильной колонны 2520 переносить дополнительное давление на буровое долото 2526 и, в свою очередь, облегчить проникновение бурового долота 2526 через поверхность 2504 и толщу пород 2514.
Во время буровых работ буровой насос 2532 может перекачивать буровой флюид (иногда называемый специалистами в данной области техники “буровым раствором”) из резервуара для бурового раствора 2534 через шланг 2536 в буровую трубу 2518 и вниз к буровому сверлу 2526. Буровой раствор может вытекать из бурового долота 2526 и возвращаться на поверхность 2504 через кольцевую зону 2540 между бурильной трубой 2518 и внутренней поверхностью скважины 2512-1. Затем буровой раствор может быть возвращен в резервуар для бурового раствора 2534, где данная жидкость фильтруется. В некоторых вариантах реализации изобретения буровой раствор может использоваться для охлаждения сверла 2526, а также в качестве смазки бурового долота 2526 во время буровых работ. Кроме того, буровой раствор может использоваться для удаления приповерхностного бурового шлама, образованного во время работы бурового долота 2526.
В различных вариантах реализации изобретения инструмент 2505-2 может быть помещен в корпус инструмента 2570, соединенный геофизическим кабелем 2574, например, для использования на кабеле. Корпус прибора 2570, содержащий инструмент 2505-2 может содержать электронные схемы для инициирования измерений от выбранных передающих антенн и для сбора измерительных сигналов от выбранных приемных антенн. Данные электронные схемы могут содержать блок обработки данных для выполнения анализа параметров пласта с помощью стандартного механизма передачи данных для эксплуатации в скважине. Анализ может включать анализ оценки истинного удельного сопротивления пласта для каждого исследуемого слоя пласта. Кроме того, электронные схемы могут включать интерфейс передачи данных для передачи измеренных сигналов, собранных инструментом 2505-2, на поверхность с помощью стандартного механизма передачи данных для эксплуатации в скважине, причем данные измеренные сигналы могут быть проанализированы в блоке обработки данных на поверхности с целью получения параметров пласта, включая оценку истинного удельного сопротивления пласта для каждого исследуемого слоя пласта. Каротажный кабель 2574 может быть выполнен в виде кабеля (несколько линий электропитания и передачи данных), монокабеля (один проводник), и/или тросового каната (нет никаких проводников для электропитания или передачи данных) или других соответствующих структур для использования в скважине 2512. Хотя на Фиг. 25 проиллюстрированы конфигурация для применения на кабеле и конфигурация для LWD применения, система 2500 также может быть реализована в виде одной из двух конфигураций.
Хотя в данной заявке были проиллюстрированы и описаны конкретные варианты реализации изобретения, специалисты в данной области техники по достоинству оценят, что любая конфигурация, рассчитанная для достижения аналогичной цели, может быть заменена описанными конкретными вариантами реализации изобретения. В различных вариантах реализации изобретения используются перестановки и/или комбинации вариантов реализации, описанных в данной заявке. Следует понимать, что приведенное выше описание предназначено, чтобы быть иллюстративным, а не ограничительным, и что фразеология или терминология приводится в данной заявке с описательной целью. При изучении приведенного выше описания для специалистов в данной области техники будут очевидны комбинации вышеупомянутых вариантов, а также другие варианты реализации изобретения.
Изобретение области нефте- и газодобычи. Способ определения оценки истинного удельного сопротивления пласта включает: получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного; определение виртуальных измеренных значений при втором угле наклона на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и втором угле наклона и определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений. 15 н. и 60 з.п. ф-лы, 25 ил.
1. Способ определения оценки истинного удельного сопротивления пласта, включающий:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение виртуальных измеренных значений при втором угле наклона на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и
определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений.
2. Способ по п.1, в котором определение виртуальных измеренных значений включает в себя генерирование 
при этом Tind указывает индекс передатчика, и Rind указывает индекс первого приемника, а 
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что передатчики являются ненаклонными.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что передатчики расположены перпендикулярно первым приемникам.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что определение виртуальных измеренных значений включает определение составляющих, причем каждый из составляющих представляет собой один из компонентов тензора из измерений сигнала первого приемника на ортогональной основе.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, и передатчик расположен на равном расстоянии от первого приемника и второго приемника.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что способ включает использование оценки истинного удельного сопротивления пласта в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
8. Способ определения оценки истинного удельного сопротивления пласта, включающий:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение измерения удельного сопротивления на основе среднего сдвига фаз на основании измеренных значений;
определение, соответствует ли измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта; и
на основе того, что удельное сопротивление по среднему сдвигу фаз не соответствует истинному удельному сопротивлению пласта, определяют повторную оценку удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе виртуальных измеренных значений, причем виртуальные измеренные значений определяют при втором угле наклона на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и определение истинного удельного сопротивления пласта на основе повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что определение соответствия измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта включает определение, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы.
10. Способ по п.9, в котором способ дополнительно содержит определение геофизических сигналов на основе значения измерений; и определение находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы.
11. Способ по п.8, отличающийся тем, что определение повторной оценки измерений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз включает определение вторых виртуальных измеренных значений на основе измеренных значений при первом угле наклона и третьем угле наклона.
12. Способ по п.8, отличающийся тем, определение виртуальных измеренных значений дополнительно основано на составляющих, причем каждый из составляющих представляет собой один из компонентов тензора из измерений сигнала первого приемника на ортогональной основе.
13. Способ по п.8, отличающийся тем, что способ включает использование повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе.
14. Способ определения истинного удельного сопротивления пласта, включающий:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение на основании измеренных значений измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз;
определение, соответствует ли измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта;
на основе определения того, что измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не соответствует истинному удельному сопротивлению пласта, обеспечивают физическую регулировку угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника,
получение новых измеренных значений от первого приемника определение повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых измеренных значений,
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
15. Способ определения истинного удельного сопротивления пласта, включающий:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основании измеренных значений;
определение, находится ли измерительный инструмент рядом с границей на основе откликов геофизических сигналов, на основе определения того, что измерительный инструмент находится рядом с границей, осуществляют физическую настройку угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника;
определение новых значений измерений от первого приемника;
определение нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых значений измерения; и
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
16. Способ по п.15, дополнительно содержащий второй приемник, причем второй приемник имеет первый угол наклона и причем передатчик является не наклонным.
17. Способ по п.15, дополнительно содержащий второй приемник, и при этом второй приемник имеет первый угол наклона, и причем передатчик является перпендикулярным к первому приемнику и второй приемник.
18. Способ по п.15, дополнительно содержащий использование нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
19. Способ определения оценки истинного удельного сопротивления пласта, включающий:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение измерений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основании измеренных значений, причем каждое из измеренных значений основано на множестве пар антенн, причем каждая из множества пар антенн содержит передатчик и один из первого приемника и второго приемника в измерительном инструменте;
определение, является ли значение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз соответствующим истинному удельному сопротивлению пласта, на основе сравнения удельного измерения сопротивления по среднему сдвигу фаз;
на основе определения того, что значение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не оценивает истинное удельное сопротивление пласта, используют отклики геофизических сигналов для определения того, что измерительный инструмент находится около границы,
на основе того, что отклики геофизических сигналов указывают на то, что измерительный инструмент находится около границы, определяют виртуальные значения измерений при втором угле наклона с использованием одного или более процессоров, на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и
определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений.
20. Способ по п.19, в котором сравнение измерений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз включает определение того, превышают ли пороговое значение величины соответствующих отклонений между измерениями удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
21. Способ по п.19, дополнительно содержащий использование оценки истинного удельного сопротивления пласта, в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
22. Способ по п.1, отличающийся тем, что способ выполняется в масштабе реального времени.
23. Машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, которые при их выполнении машиной приводят к выполнению машиной операций, включающих:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение виртуальных измеренных значений при втором угле наклона на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторымм углом наклона; и
определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений, с помощью одного или более процессоров.
24. Система для определения оценки истинного удельного сопротивления пласта, содержащая:
измерительный инструмент, содержащий передатчик и первый приемник, причем первый приемник имеет первый угол наклона;
один или более процессоров, и
машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, побуждающие процессор на получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение виртуальных измеренных значений при втором угле наклона на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и
определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений.
25. Система по п.24, в котором команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к определению виртуальных с использованием команд для определения 
при этом Tind указывает на индекс передатчика, и Rind указывает индекс первого приемника, а
26. Система по п.25, отличающаяся тем, что передатчик является ненаклонными.
27. Система по п.25, отличающаяся тем, что передатчик расположен перпендикулярно первому приёмнику.
28. Система по п.27, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к генерированию новых измеренных значений, содержат команды для определения составляющих, причем каждый из составляющих представляет собой один из компонентов тензора из измерений сигнала первого приемника на ортогональной основе.
29. Система по п.24, в которой измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, и передатчик расположен на равном расстоянии от первого приемника и второго приемника.
30. Система по п.24, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к использованию оценки истинного удельного сопротивления пласта в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
31. Система для определения оценки истинного удельного сопротивления пласта, содержащая:
измерительный инструмент, содержащий передатчик и первый приемник, причем первый приемник имеет первый угол наклона;
один или более процессоров, и
машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, побуждающие процессор на получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определения на основании измеренных значений сопротивления по среднему сдвигу фаз;
определения, соответствует ли значение сопротивление по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта; и
на основе определения того, что измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не соответствует истинному удельному сопротивлению пласта, обеспечивают физическую регулировку угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника,
получение новых измеренных значений от первого приемника, определение повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых измеренных значений,
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
32. Система по п.31, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к определению соответствия удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, включает определение, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы.
33. Система по п.32, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к генерированию геофизических сигналов и определению, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы на основе геосигналов.
34. Система по п.31, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к определению повторной оценке удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз, включают определение значений второго виртуального измерения на основе полученных измеренных значений первого приемника и третьего угла наклона, причем первый приемник имеет первый угол наклона.
35. Система по п.31, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к определению виртуальных измеренных значений, основанных на составляющих, причем каждый из составляющих представляет собой один из компонентов тензора из измерений сигнала первого приемника на ортогональной основе.
36. Система по п.31, в которой команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к использованию повторной оценки среднего сдвига фаз в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе.
37. Система для определения истинного удельного сопротивления пласта, содержащая:
измерительный инструмент, содержащий передатчик и первый приемник, причем первый приемник имеет первый угол наклона;
один или более процессоров, и
машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, побуждающие процессор на получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определения на основании измеренных значений значения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз;
определения, соответствует ли среднее сопротивления по сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта;
на основе определения того, что измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не соответствует истинному удельному сопротивлению пласта, обеспечивают физическую регулировку угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника,
получение новых измеренных значений от первого приемника определение повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых измеренных значений,
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
38. Система для определения истинного удельного сопротивления пласта, содержащая:
измерительный инструмент, содержащий передатчик и первый приемник, причем первый приемник имеет первый угол наклона;
один или более процессоров, и
машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, побуждающие процессор на получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение из измеренных значений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз;
определение, находится ли измерительный инструмент рядом с границей на основе откликов геофизических сигналов,
на основе определения того, что измерительный инструмент находится рядом с границей осуществляют физическую настройку угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника;
определение новых значений измерений от первого приемника;
определение нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых значений измерения; и
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
39. Система по п.38, дополнительно содержащая второй приемник, причем второй приемник имеет первый угол наклона и причем передатчик является не наклонным.
40. Система по п.38, дополнительно содержащая второй приемник, и при этом второй приемник имеет первый угол наклона, и причем передатчик является перпендикулярным к первому приемнику и второй приемник.
41. Система по п.38, в которой коды, исполняемые одним или более процессором, содержат коды, побуждающие систему к использованию нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
42. Система определения истинного удельного сопротивления пласта, содержащая:
измерительный инструмент, содержащий передатчик и первый приемник, причем первый приемник имеет первый угол наклона;
один или более процессоров, и
машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, побуждающие процессор на первого приемника на основе измерения сигнала первого приемника, переданного передатчиком, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение измерений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основании измеренных значений, причем каждое из измеренных значений основано на множестве пар антенн, причем каждая из множества пар антенн содержит передатчик и один из первого приемника и второго приемника в измерительном инструменте;
определение, является ли значение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз соответствующим истинному удельному сопротивлению пласта, на основе сравнения удельного измерения сопротивления по среднему сдвигу фаз;
на основе определения того, что значение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не оценивает истинное удельное сопротивлению пласта, используют отклики геофизических сигналов для определения того, что измерительный инструмент находится около границы,
на основе того, что отклики геофизических сигналов указывают на то, что измерительный инструмент находится около границы, определяют виртуальные значения измерений при втором угле наклона с использованием одного или более процессоров, на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и
определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений.
43. Система по п.42, отличающаяся тем, что сравнение значений средних сопротивлений по сдвигу фаз включает определение того, превышают ли пороговое значение величины соответствующих отклонений между значений сопротивлениями по среднему сдвигу фаз.
44. Система по п.42, в которой коды, исполняемые одним или более процессором, содержат коды, побуждающие систему к использованию оценки, истинного удельного сопротивления пласта, в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
45. Система по п.24, в которой коды, исполняемые одним или более процессором, содержат коды, побуждающие систему к выполнению операций в масштабе реального времени.
46. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.23, в котором команды, исполняемые одним или более процессором, побуждают систему к определению виртуальных измерений с использованием команд для и определения
при этом Tind указывает на индекс передатчика, и Rind указывает индекс первого приемника, а
47. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.23, в котором передатчики являются ненаклонными.
48. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.23, в котором передатчик расположен перпендикулярно первому приемнику.
49. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.48, в котором код предназначен для определение новых измеренных значений включает определение составляющих, причем каждый из составляющих представляет собой один из компонентов тензора из измерений сигнала первого приемника на ортогональной основе.
50. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.23, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, и передатчик расположен на равном расстоянии от первого приемника и второго приемника.
51. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.23, в котором код предназначен для использования оценки истинного удельного сопротивления пласта в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
52. Машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, которые при их выполнении машиной приводят к выполнению машиной операции, включающих:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту, на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение измерения удельного сопротивления на основе среднего сдвига фаз на основании измеренных значений;
определение, соответствует ли измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта; и
на основе того, что удельное сопротивление по среднему сдвигу фаз не соответствует истинному удельному сопротивлению пласта, определяют повторную оценку удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе виртуальных измеренных значений, причем виртуальные измеренные значений определяют при втором угле наклона на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и определение истинного удельного сопротивления пласта на основе повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
53. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.52, в котором код для определения соответствия измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта включает код для определения, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы.
54. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.53, в котором код предназначен для генерирования геофизических сигналов на основе измеренных значений; и
определения, находится ли измерительный инструмент при получении измеренных значений вблизи границы на основе геосигналов.
55. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.52, в котором коды предназначены для определение повторной оценки измерений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз включает определение вторых виртуальных измеренных значений на основе измеренных значений при первом угле наклона и третьем угле наклона.
56. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.52, в котором команды предназначены для определения виртуальных измеренных значений, основанных на составляющих, причем каждый из составляющих представляет собой один из компонентов тензора из измерений сигнала первого приемника на ортогональной основе.
57. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.52, в котором код предназначен для использования оценки истинного удельного сопротивления пласта в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
58. Машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, которые при их выполнении машиной приводят к выполнению машиной операций, включающих:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение на основании измеренных значений измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз;
определение, соответствует ли измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз истинному удельному сопротивлению пласта;
на основе определения того, что измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не соответствует истинному удельному сопротивлению пласта, обеспечивают физическую регулировку угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника,
получение новых измеренных значений от первого приемника определение повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых измеренных значений,
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе повторной оценки удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
59. Машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, которые при их выполнении машиной приводят к выполнению машиной операций, включающих:
передачу сигнала с использованием передатчика, прикрепленного к измерительному устройству, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и один или более процессоров присоединен к измерительному инструменту,
получение измеренных значений от первого приемника, на основе измерения сигнала первым приемником, причем получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основании измеренных значений;
определение находится ли измерительный инструмент рядом с границей на основе откликов геофизических сигналов,
на основе определения того, что измерительный инструмент находится рядом с границей, осуществляют физическую настройку
угла наклона по меньшей мере одного передатчика или первого приемника;
определение новых значений измерений от первого приемника;
определение нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основе новых значений измерения; и
определение истинного удельного сопротивления пласта на основе нового измерения удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз.
60. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.59, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, причем второй приемник имеет первый угол наклона и причем передатчик является не наклонным.
61. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.59, в котором передатчик является перпендикулярным к первому приемнику.
62. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.59, в котором используют новое измерение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии.
63. Машиночитаемое устройство хранения данных, содержащее хранящиеся на нем команды, которые при их выполнении машиной приводят к выполнению машиной операций, включающих:
получение измеренных значений от первого приемника, прикрепленного к измерительному инструменту на основе измерения сигнала первого приемника, причем первый приемник имеет первый угол наклона, и причем сигнал передается передатчиком, прикрепленным к измерительному инструменту, и при этом получение измеренных значений содержит проведение измерений во время вращения измерительного инструмента, причем вращение измерительного инструмента разделено на количество бинов, при этом общее количество бинов соответствует одному полному обороту измерительного инструмента, причем количество бинов больше одного;
определение измерений удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз на основании измеренных значений, причем каждое из измеренных значений основано на множестве пар антенн, причем каждая из множества пар антенн содержит передатчик и один из первого приемника и второго приемника в измерительном инструменте;
определение, является ли значение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз соответствующим истинному удельному сопротивлению пласта, на основе сравнения удельного измерения сопротивления по среднему сдвигу фаз;
на основе определения того, что значение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз не оценивает истинное удельное сопротивлению пласта, используют отклики геофизических сигналов для определения того, что измерительный инструмент находится около границы,
на основе того, что отклики геофизических сигналов указывают на то, что измерительный инструмент находится около границы, определяют виртуальные значения измерений при втором угле наклона с использованием одного или более процессоров, на основе измеренных значений, количестве бинов, первого отношения и второго отношения, причем первое отношение основано на первом угле наклона и втором угле наклона, а второе отношение основано на количестве бинов и разнице между первым углом наклона и вторым углом наклона; и
определение оценки истинного удельного сопротивления пласта на основе виртуальных измеренных значений.
64. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.63, отличающееся тем, что сравнение удельного сопротивления по среднему сдвигу фаз включает определение того, превышают ли пороговое значение величины соответствующие отклонения между значениями удельных сопротивлений по среднему сдвигу фаз.
65. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.63, в котором код содержит использование показания, соответствующего истинному удельному сопротивлению пласта в качестве начального приближения в одномерном или многомерном способе инверсии так, чтобы определенное инверсией геологическое строение пласта являлось оптимизированным.
66. Машиночитаемое устройство хранения данных по п.46, в котором код для определения оценки истинного удельного сопротивления пласта выполняется в то же самое время, что и код для получения измеренных значений из первого приемника.
67. Способ по п.1, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
68. Способ по п.8, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
69. Способ по п.19, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
70. Носитель по п.23, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
71. Система по п.24, в которой измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
72. Система по п.31, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
73. Система по п.42, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
74. Носитель по п.52, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
75. Носитель по п.63, в котором измерительный инструмент дополнительно содержит второй приемник, имеющий второй угол наклона приемника, причем разница между вторым углом приемника и первым углом приемника составляет 20 градусов.
| WO 2008076130 A1, 26.06.2008 | |||
| US 2011133740 A1, 09.06.2011 | |||
| US 2010123462 A1, 20.05.2010 | |||
| US 2012306500 A1, 06.12.2012. |
