Title:
Verfahren zum Auswählen eines Erdmodells von einer Vielzahl von Erdmodellen
Document Type and Number:
Kind Code:
T5

Abstract:

Ein Bohrlochmesssystem beinhaltet ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches Messungen einer unterirdischen Formation sammelt, wenn das Werkzeug entlang eines Bohrlochs durch die Formation befördert wird. Das System beinhaltet ferner ein Verarbeitungssystem, welches: eine erste Vielzahl von Modellen der Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der Formation erzeugt, wobei die mindestens eine erste Messung vom Werkzeug an einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden, gesammelt wird; eine zweite Vielzahl von Modellen der Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der Formation erzeugt, wobei die mindestens eine zweite Messung vom Werkzeug an einer zweiten Position der Vielzahl von Positionen gesammelt wird, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position ist; und ein Modell der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen auswählt. embedded image





Inventors:
Song, Rencheng, Tex. (Houston, US)
Wilson, Glenn A., Tex. (Houston, US)
Donderici, Burkay, Tex. (Houston, US)
Application Number:
DE112016005364T
Publication Date:
08/02/2018
Filing Date:
02/16/2016
Assignee:
Halliburton Energy Services, Inc. (Tex., Houston, US)
International Classes:
E21B47/00; G01V3/18; G01V3/38
Attorney, Agent or Firm:
Fleuchaus & Gallo Partnerschaft mbB, 81369, München, DE
Claims:
Verfahren zum Modellieren einer unterirdischen Formation, wobei das Verfahren Folgendes umfasst:
Erzeugen einer ersten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation, wobei die mindestens eine erste Messung einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden, entspricht;
Erzeugen einer zweiten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation, wobei die mindestens eine zweite Messung einer zweiten Position der Vielzahl von Positionen entspricht, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position ist; und
Auswählen eines Modells der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen.

Verfahren nach Anspruch 1, wobei:
eine Abweichung jedes Modells der ersten Vielzahl von Modellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen ersten Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und
die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Kontinuität eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als ein anderes der ersten Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein.

Verfahren nach Anspruch 2, wobei der ausgewählte Schwellenwert auf einem Rauschpegel beruht, welcher der mindestens einen ersten Messung entspricht.

Verfahren nach Anspruch 1, wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen einem ersten Parameter, der der mindestens einen ersten Messung zugeordnet ist, und einem zweiten Parameter, der der mindestens einen zweiten Messung zugeordnet ist, bestimmt wird.

Verfahren nach Anspruch 1, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position entlang der Bohrachse ist.

Verfahren nach Anspruch 1, wobei:
die mindestens eine erste Messung eine erste Resistivitätsmessung umfasst; und
die mindestens eine zweite Messung eine zweite Resistivitätsmessung umfasst.

Verfahren nach Anspruch 6, wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen der ersten Resistivitätsmessung und der zweiten Resistivitätsmessung bestimmt wird.

Verfahren nach Anspruch 1, wobei:
Erzeugen der ersten Vielzahl von Modellen Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen ersten Messung umfasst; und
Erzeugen der zweiten Vielzahl von Modellen Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen zweiten Messung umfasst.

Verfahren nach Anspruch 1, wobei das ausgewählte Modell unter der ersten Vielzahl von Modellen einen höchsten Grad der räumlichen Kontinuität in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen aufweist.

Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend:
Erzeugen von mindestens einer dritten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer dritten Messung der unterirdischen Formation, wobei die mindestens eine dritte Messung einer dritten Position der Vielzahl von Positionen entspricht, wobei die dritte Position benachbart zur ersten Position ist,
wobei die Auswahl des Modells ferner auf einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen beruht.

Bohrlochmesssystem, Folgendes umfassend:
ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches Messungen einer unterirdischen Formation sammelt, wenn das Werkzeug entlang eines Bohrlochs durch die unterirdische Formation befördert wird; und
ein Verarbeitungssystem, welches:
eine erste Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine erste Messung vom elektromagnetischen Bohrlochmesswerkzeug an einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden, gesammelt wird;
eine zweite Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine zweite Messung vom elektromagnetischen Bohrlochmesswerkzeug an einer zweiten Position der Vielzahl von Positionen gesammelt wird, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position ist; und
ein Modell der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen auswählt.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei:
eine Abweichung jedes Modells der ersten Vielzahl von Modellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen ersten Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und
die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Kontinuität eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als ein anderes der ersten Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 12, wobei der ausgewählte Schwellenwert auf einem Rauschpegel beruht, welcher der mindestens einen ersten Messung entspricht.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen einem ersten Parameter, der der mindestens einen ersten Messung zugeordnet ist, und einem zweiten Parameter, der der mindestens einen zweiten Messung zugeordnet ist, bestimmt wird.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position entlang der Bohrachse ist.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei:
die mindestens eine erste Messung eine erste Resistivitätsmessung umfasst; und
die mindestens eine zweite Messung eine zweite Resistivitätsmessung umfasst.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 16, wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen der ersten Resistivitätsmessung und der zweiten Resistivitätsmessung bestimmt wird.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei:
das Verarbeitungssystem die erste Vielzahl von Modellen durch Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen ersten Messung erzeugt; und
das Verarbeitungssystem die zweite Vielzahl von Modellen durch Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen zweiten Messung erzeugt.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei das ausgewählte Modell unter der ersten Vielzahl von Modellen einen höchsten Grad der räumlichen Kontinuität in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen aufweist.

Bohrlochmesssystem nach Anspruch 11, wobei:
das Verarbeitungssystem ferner mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer dritten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine dritte Messung einer dritten Position der Vielzahl von Positionen entspricht, wobei die dritte Position benachbart zur ersten Position ist,
wobei die Auswahl des Modells ferner auf einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen beruht.

Description:
ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK

Auf dem Gebiet des Bohrens und Bohrlochmessens werden Resistivitätsbohrlochmesswerkzeuge verwendet, um eine Angabe der elektrischen Resistivität von Felsformationen, die ein Erdbohrloch umgeben, bereitzustellen. Solche Informationen hinsichtlich der Resistivität ist beim Ermitteln des Vorhandenseins oder der Abwesenheit von Flüssigkeiten, wie etwa Kohlenwasserstoffen, nützlich. Ein typisches Resistivitätsbohrlochmesswerkzeug für die elektromagnetische Ausbreitung beinhaltet mindestens eine Sendeantenne und mehrere Empfangsantennen, die sich in unterschiedlichen Abständen von der Sendeantenne entlang der Achse des Werkzeugs befinden.

Die Sendeantenne wird verwendet, um elektromagnetische Felder in der umgebenden Formation zu erzeugen. Wiederum induzieren die elektromagnetischen Felder in der Formation eine Spannung in jeder Empfangsantenne. Die Reaktion der Formation wird in einen Satz von Inversionsparametern umgewandelt, die dann verwendet werden, um anisotrope Eigenschaften der Formation zu schätzen.

Die Inversion kann auf einer Punkt-zu-Punkt-Basis während des Bohrlochmessens eines Bohrlochs durchgeführt werden. Bei jedem von zwei oder mehr Punkten (oder Positionen) entlang einer Länge (oder Strecke) des Bohrlochs wird der im vorstehenden Abschnitt beschriebene Prozess durchgeführt. Eine Inversion im gesamten Raum oder eine „nulldimensionale“ oder „0D-“ Inversion berücksichtigt die Werkzeugmessungen nur an einem einzelnen Punkt und ignoriert Heterogenität. Um die Formationsheterogenität anzugehen, wie etwa Schultereffekte von Formationsschichtgrenzen, berücksichtigt eine geschichtete Erd- oder „eindimensionale“ oder „1D-‟ Inversion die Werkzeugmessungen von mindestens einem einzelnen Punkt, um ein geschichtetes Formationsmodell zu finden, welches mit diesen Messungen übereinstimmt. Dementsprechend kann eine ID-Inversion verwendet werden, um die Positionen von Grenzen zwischen Formationsschichten zu bestimmen.

Figurenliste

In den Zeichnungen und der folgenden Beschreibung sind Verfahren und Systeme offenbart, die Bohrlochmessungen zum Auswählen eines Formationsmodells aus zwei oder mehr Formationsmodellen nutzen. Für die Zeichnungen gilt:

  • 1 zeigt eine veranschaulichende Umgebung für das Bohrlochmessen während des Bohrens (logging while drilling - LWD);
  • 2 ist ein Blockdiagramm, welches eine Resistivitätsinversion gemäß einer Ausführungsform zeigt;
  • 3 ist ein Blockdiagramm, welches die Auswahl eines Formationsmodells aus mehreren erzeugten Formationsmodellen zeigt;
  • 4 zeigt ein veranschaulichendes Szenario, bei dem die Auswahl von 3 an mehreren Positionen durchgeführt wird;
  • 5 ist ein Blockdiagramm, welches die Auswahl eines Formationsmodells aus mehreren erzeugten Formationsmodellen gemäß einer Ausführungsform zeigt;
  • 6 zeigt ein veranschaulichendes Szenario, bei dem die Auswahl von 5 an mehreren Positionen durchgeführt wird; und
  • 7 ist ein Ablaufdiagramm, welches ein veranschaulichendes Auswahlverfahren zeigt, welches LWD-Messungen nutzt.

Es versteht sich jedoch, dass die spezifischen Ausführungsformen, die in den Zeichnungen und der detaillierten Beschreibung angegeben sind, die Offenbarung nicht einschränken. Im Gegensatz dazu stellen sie die Grundlage für einen Fachmann bereit, um die alternativen Formen, Äquivalente und Modifikationen zu erkennen, die zusammen mit einer oder mehreren der angegebenen Ausführungsformen im Umfang der beigefügten Patentansprüche eingeschlossen sind.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG

Hierin sind Verfahren und Systeme zum quantitativen Interpretieren von Daten für das Bohrlochmessen während des Bohrens (LWD) offenbart (z. B. Resistivitäts-LWD-Daten). Bestimmte Ausführungsformen beziehen sich auf das Auswählen eines Formationsmodells aus zwei oder mehr erzeugten Formationsmodellen. In mindestens einigen Ausführungsformen beinhaltet ein Verfahren Erzeugen einer ersten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation. Die mindestens eine erste Messung entspricht einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden. Das Verfahren beinhaltet außerdem Erzeugen einer zweiten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation. Die mindestens eine zweite Messung entspricht einer zweiten Position der Vielzahl von Positionen. Die zweite Position ist benachbart zur ersten Position. Das Verfahren beinhaltet außerdem Auswählen eines Modells der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen.

Ein zugehöriges System beinhaltet ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches Messungen einer unterirdischen Formation sammelt, wenn das Werkzeug entlang eines Bohrlochs durch die unterirdische Formation befördert wird. Das Bohrlochmesssystem beinhaltet ferner ein Verarbeitungssystem, welches eine erste Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Die mindestens eine erste Messung wird von dem elektromagnetischen Bohrlochmesswerkzeug an einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden, gesammelt. Das Verarbeitungssystem erzeugt außerdem eine zweite Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation. Die mindestens eine zweite Messung wird von dem elektromagnetischen Bohrlochmesswerkzeug an einer zweiten Position einer Vielzahl von Positionen gesammelt. Die zweite Position ist benachbart zur ersten Position. Das Verarbeitungssystem wählt ein Modell der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen aus.

Eine veranschaulichende LWD-Umgebung ist in 1 gezeigt. Eine Bohrplattform 102 ist mit einem Bohrturm 104 ausgerüstet, der eine Hebevorrichtung 106 zum Anheben und Absenken eines Bohrstrangs 108 stützt. Die Hebevorrichtung 106 hängt einen oberen Antrieb 110 auf, der verwendet wird, um den Bohrstrang 108 zu drehen und den Bohrstrang durch den Bohrlochkopf 112 abzusenken. Abschnitte des Bohrstrangs 108 sind durch Schraubverbindungen 107 verbunden. Mit dem unteren Ende des Bohrstrangs 108 ist ein Bohrmeißel 114 verbunden. Die Drehung des Meißels 114 schafft ein Bohrloch 120, welches verschiedene Formationen 121 durchquert. Eine Pumpe 116 zirkuliert Bohrflüssigkeit durch ein Zuführrohr 118 zum oberen Antrieb 110, im Bohrloch durch das Innere des Bohrstrangs 108, durch Öffnungen in dem Bohrmeißel 114, zurück an die Oberfläche über den Ringraum um den Bohrstrang 108 und in eine Rückhaltegrube 124. Die Bohrflüssigkeit transportiert Bohrklein aus dem Bohrloch 120 in das Becken 124 und hilft dabei, die Integrität des Bohrlochs beizubehalten.

Ein Bohrlochmesswerkzeug 126 ist in die Bohrlochsohlenanordnung nahe dem Meißel 114 integriert. Das Bohrlochmesswerkzeug 126 kann die Form eines Bohrschafts annehmen, z. B. ein dickwandiges Rohr, welches Gewicht und Festigkeit bereitstellt, um beim Bohrprozess zu unterstützen. In mindestens einer Ausführungsform ist das Bohrlochmesswerkzeug 126 ein elektromagnetisches Resistivitäts-LWD-Werkzeug. Zum Beispiel kann es sich bei dem Bohrlochmesswerkzeug 126 um einen Azimuthal-Deep-Resistivity(ADR)-Service handeln, der von Halliburton Energy Services, Inc., angeboten wird, welches in einem rotierenden (bohrenden) Modus arbeitet. Wenn sich der Meißel 114 durch die Formationen 121 in das Bohrloch 120 erstreckt, sammelt das Bohrlochmesswerkzeug 126 Messungen in Bezug auf verschiedene Formationseigenschaften sowie die Werkzeugausrichtung und -position und verschiedene andere Bohrbedingungen.

In Bohrlöchern, die Schlammimpulstelemetrie für LWD nutzen, sind im Bohrloch befindliche Sensoren (einschließlich des Resistivitätsbohrlochmesswerkzeugs 126) an ein Telemetriemodul 128 gekoppelt, welches einen Schlammimpulstelemetriesender beinhaltet, der Telemetriesignale in der Form von Druckveränderungen in der Rohrwand des Bohrstrangs 108 sendet. Eine Schlammimpulstelemetrieempfängeranordnung 130 (welche z. B. ein oder mehrere Druckwandler beinhaltet) kann an das Rohrunter dem oberen Antrieb 110 gekoppelt sein, um gesendete Telemetriesignale zu empfangen. Andere Telemetrietechniken können genutzt werden, einschließlich akustischer Telemetrie (unter Verwendung von z. B. einem oder mehreren Zwischenverstärkermodulen 132, um Telemetriesignale zu empfangen und zu senden), elektromagnetischer Telemetrie und kabelgebundener Bohrrohrtelemetrie. Viele Telemetrietechniken bieten ebenfalls die Fähigkeit, Befehle von der Oberfläche zum Werkzeug zu übertragen, wodurch eine Anpassung der Konfiguration und der Betriebsparameter des Werkzeugs ermöglicht wird. In mindestens einigen Ausführungsformen speichert das Telemetriemodul 128 zusätzlich oder alternativ Messungen zum späteren Abrufen, wenn das Werkzeug an die Oberfläche zurückkehrt.

Ein Computersystem (oder Verarbeitungssystem) 140 sammelt Messungen vom Bohrlochmesswerkzeug 126 (z. B. über die Empfängeranordnung 130) und beinhaltet Recheneinrichtungen zum Verarbeiten und Speichern der Messungen, die von dem Bohrlochmesswerkzeug erfasst werden. In mindestens einigen Ausführungsformen beinhaltet das Computersystem 140 einen Prozessor 142, welcher Formationsmodellierungsanalysevorgänge durchführt, indem Software oder Anweisungen, die von einem lokalen oder entfernen nichtflüchtigen computerlesbaren Medium 148 erhalten werden, ausgeführt wird bzw. werden. Bei dem Prozessor 142 kann es sich zum Beispiel um Folgendes handeln: einen Universalmikroprozessor, einen Mikrocontroller, einen Digitalsignalprozessor, einen anwendungsspezifischen integrierten Schaltkreis, ein Field Programmable Gate Array, eine programmierbare Logikvorrichtung, einen Controller, eine Zustandsmaschine, eine gattergesteuerte Logik, diskrete Hardwarekomponenten, ein künstliches neuronales Netzwerk oder eine beliebige ähnliche geeignete Einheit, die Berechnungen oder andere Datenbearbeitungsvorgänge durchführen können. In mindestens einigen Ausführungsformen kann Computerhardware ferner Elemente, wie etwa zum Beispiel einen Speicher (z. B. Direktzugriffsspeicher (random access memory - RAM), Flash-Speicher, Nur-Lese-Speicher (read only memory - ROM), programmierbaren Nur-Lese-Speicher (programmable read only memory - PROM), löschbaren Nur-Lese-Speicher (erasable read only memory - EPROM)) Verzeichnisse, Festplatten, Wechseldatenträger, CD-ROMs, DVDs oder eine beliebige andere ähnliche geeignete Speichervorrichtung oder ein beliebiges anderes ähnliches geeignetes Speichermedium, einschließen. Das Computersystem 140 kann außerdem Eingabevorrichtung(en) 146 (z. B. eine Tastatur, Maus, ein Touchpad usw.) und Ausgabevorrichtung(en)144 (z. B. einen Monitor, Drucker usw.) beinhalten. Solch(e) (eine) Eingabevorrichtung(en) 146 und/oder Ausgabevorrichtung(en) 144 stellen eine Benutzerschnittstelle bereit, die einem Bediener ermöglicht, mit dem Bohrlochmesswerkzeug 126 und/oder der Software, die vom Prozessor 142 ausgeführt wird, zu interagieren. Zum Beispiel kann das Computersystem 140 einem Bediener ermöglichen, Resistivitätsanalyseoptionen auszuwählen, um gesammelte Resistivitätsdaten zu betrachten, Resistivitätsanalyseergebnisse zu betrachten und/oder andere Aufgaben durchzuführen.

2 ist ein Blockdiagramm, welches eine Resistivitätsinversion gemäß einer Ausführungsform veranschaulicht. Bei der Inversion kann es sich um eine Abstand-zu-Bettgrenze(distance-to-bedboundary - DTBB)-Inversion zur Analyse und Interpretation handeln. In dieser Situation wird eine Position eines Bohrlochmessinstruments (z. B. Bohrlochmesswerkzeug 126) in Bezug auf eine Bettgrenze (z. B. eine Diskontinuität der Formationsschicht) durch Inversionsverarbeitung bestimmt.

Es wird ein Anfangsformationsmodell (oder Erdmodell) 202 verwendet. Das Anfangsformationsmodell 202 führt eine anfängliche Schätzung der Geometrie und/oder der Eigenschaften der Erdformationen (z. B. Formationen 121 aus 1) aus, welche ein Bohrloch umgeben, in dem das Bohrlochmessinstrument positioniert ist. Zum Beispiel kann das Anfangsformationsmodell 202 durch bestimmte Schichtgrenzen und/oder bestimmte isotrope oder anisotrope Werte (z. B. Resistivitätswerte) gekennzeichnet sein. Elektromagnetische (EM) Attribute des Anfangsformationsmodells 202 können Resistivität, Leitfähigkeit, Permittivität, Permeabilität, Aufladbarkeit und/oder andere induzierte Polarisations(IP)-parameter beinhalten. Die EM-Attribute können isotrop oder anisotrop sein. Eine Schichtneigung kann anhand der Ausrichtung des Bohrlochmessinstruments in Bezug auf das 1D-Resistivitätsmodell wiederhergestellt werden.

Das Anfangsformationsmodell 202 kann die Erdformationen, die das Bohrloch umgeben, als eine Reihe von Schichten oder Lagen repräsentieren, die von Grenzen zwischen zusammenhängenden Schichten abgegrenzt werden. In dem Modell 202 können die physikalischen Eigenschaften der einzelnen Schichten im Modell z. B. die Resistivität (oder Leitfähigkeit) jeder Schicht, eine Dicke jeder Schicht und eine ausgewählte Anzahl an Schichten über und/oder unter einer Schicht von Interesse beinhalten. In mindestens einigen Situationen ist die Schicht von Interesse die Schicht, in der das Bohrlochmessinstrument im Bohrloch positioniert ist.

Um das Modell 202 zu verbessern, werden Messdaten 204, die vom Bohrlochmessinstrument gesammelt werden, in das Modell eingegeben. Die Messdaten 204 spiegeln eine Reaktion der Erdformationen auf Übertragungen vom Bohrlochmessinstrument wider. Zum Beispiel können die Messdaten 204 gemessene Resistivitäts-LWD-Daten beinhalten. Gemäß mindestens einigen Ausführungsformen werden andere Informationen in das Modell 202 eingegeben. Die zusätzlichen Informationen können geologische Informationen 206 a priori beinhalten, wie etwa Oberflächen, die anhand einer seismischen Analyse (z. B. seismischen 3D-Verfahrens), Bohrlochverbindungen und/oder benachbarten Bohrlöchern interpretiert werden. Gemäß mindestens einigen Ausführungsformen erachten die Informationen 206 das Modell 202 als von der Interpretation und/oder Analyse von früheren EM-Untersuchungen (z. B. maritime EM-Untersuchungen mit geregelter Quelle, Bohrloch-zu-Oberfläche-EM-Untersuchungen, EM-Untersuchungen zwischen Bohrlöchern) abgeleitet. Obwohl die Auflösung solcher Informationen geringer als die Auflösung von Bohrlochmesswerten sein kann, stellen solche Informationen noch immer nützliche Informationen in Bezug auf allgemeine strukturelle Trends bereit. Im Allgemeinen können die Informationen 206 dem Modell 202 (z. B. in einer selektiven Weise) als Datengewichte, Modellgewichte, Regelungen, Modelleinschränkungen und/oder a-priori-Modelle aufgezwungen werden.

Auf Grundlage der Messdaten 204 (und in mindestens einigen Ausführungsformen der a-priori-Informationen 206) wird ein vorhergesagtes Formationsmodell 208 erzeugt. Das vorhergesagte Formationsmodell 208 stellt eine vorhergesagte Reaktion der Erdformationen bereit. Die vorhergesagte Reaktion wird in einen Satz von Inversionsparametern umgewandelt, die dann verwendet werden, um Daten 210 der Formationen zu schätzen (oder vorherzusagen). Zum Beispiel können die geschätzten Daten 210 Resistivitätscharakteristika der Formationen beinhalten.

Die Resistivitäts-LWD-Inversion kann auf einem oder mehrere stochastischen Optimierungsalgorithmen beruhen, einschließlich der Algorithmen Monte Carlo (MC), Markov Chain Monte Carlo (MCMC), Nearest Neighbor (NN), Genetic Algorithm (GA) oder Simulated Annealing (SA). Stochastische Optimierungsalgorithmen suchen den Lösungsraum umfangreich nach globalen Minima ab und stellen statistische Informationen über die Erdmodellparameter bereit. Diese Algorithmen sind im Wesentlichen „frei von Physik“, und zwar dahingehend, dass Modelle nur auf Grundlage der Statistik geführt werden und nicht von einer beliebigen Modellempfindlichkeitsanalyse geführt werden.

Als ein anderes Beispiel kann die Resistivitäts-LWD-Inversion auf einem oder mehrere deterministischen Optimierungsalgorithmen beruhen, einschließlich unter anderem der Algorithmen Conjugate Gradient (CG), Non-linear Conjugate Gradient (NLCG) und Gauss-Newton (GN). Deterministische Optimierungsalgorithmen sind „physikbasiert“, und zwar dahingehend, dass Modelle durch Modellempfindlichkeitsanalyse geführt werden. Deterministische Optimierungsalgorithmen können auch statistische Informationen über Erdmodellparameter hervorbringen. Allerdings sind solche Algorithmen von ihren Anfangsmodellen abhängig und können bei lokalen und nicht globalen Minima konvergieren.

Unter weiterer Bezugnahme auf 2 werden bei Block 212 die geschätzten Daten 210 mit den Messdaten 204 verglichen. Wie bereits beschrieben, spiegeln die Messdaten 204 die gemessene Reaktion der Erdformationen wider. (Eine) Differenz(en) zwischen den geschätzten Daten 210 und der gemessenen Reaktion 204 wird/werden als eine Abweichung bezeichnet. Bei Block 212 wird/werden die Differenz(en) mit (einem) bestimmten Schwellenwert(en) (z. B. (einem) vorher ausgewählten Schwellenwert(en)) verglichen. In mindestens einigen Ausführungsformen entspricht der Wert des Schwellenwerts einem Rauchpegel, der in den Messdaten 204 vorhanden ist. Wenn bestimmt wird, dass die Abweichung unter dem Schwellenwert ist, wird das vorhergesagte Modell 208 als ein finales vorhergesagtes Modell 214 verwendet (oder übernommen).

Wenn allerdings bestimmt wird, dass die Abweichung gleich oder über dem Schwellenwert ist, werden ein oder mehrere Parameter des vorhergesagten Modells 208 angepasst. Zum Beispiel wird ein Niveau der Abweichung verwendet, um Parameter des vorhergesagten Modells 208 zu aktualisieren (oder anzupassen), sodass Anpassungen 216 des vorhergesagten Modells 208 erzeugt werden. Das vorhergesagte Modell 208 wird entsprechend aktualisiert. Das aktualisierte Modell 208 stellt eine vorhergesagte Reaktion der Erdformationen bereit. Die vorhergesagte Reaktion wird in einen Satz von Inversionsparametern umgewandelt, die dann verwendet werden, um Daten 210 der Formationen zu schätzen. Die geschätzten Daten 210 werden dann mit den Messdaten 204 verglichen. Wie in 2 veranschaulicht, werden die beschriebene Anpassung von Block 216 und der Vergleich von Block 212 wiederholt, bis die Anpassung unter dem Schwellenwert ist.

Die Resistivitätsinversion, die in 2 veranschaulicht ist, kann auf einer „Punkt-zu-Punkt“-Basis durchgeführt werden. Ausführlicher kann das Bohrlochmessinstrument im Bohrloch Daten an (oder um) zwei oder mehr Positionen, die sich im Bohrloch befinden (z. B. entlang einer Bohrachse) messen. Für jede der Positionen im Bohrloch wird die Resistivitätsinversion aus 2 unter Verwendung der Daten, die an der Position gemessen werden, durchgeführt. Ferner wird für jede Position ein vorhergesagtes Modell (z. B. Modell 214), welches geschätzte Daten bereitstellt, die ausreichend nah an den gemessenen Daten sind, bestimmt. Dementsprechend wird für eine bestimmte Anzahl an Positionen eine gleiche Anzahl an finalen vorhergesagten Modellen 214 erzeugt. Die finalen Modelle können 1D-Resistivitätsmodelle sein. Diese 1D-Resistivitätsmodelle können dann zusammengenäht werden, um ein 2D-Resistivitätsbild der Formation zu bilden. Dieses 2D-Bild wird im Allgemeinen als ein „Vorhangsverlauf“ bezeichnet.

Gemäß dem Blockdiagramm aus 2 wird ein einzelnes Anfangsmodell 202 berücksichtigt. Konkreter wird nur ein einzelnes Anfangsmodell für jeden Bohrlochmesspunkt verwendet (und vielleicht angepasst), was zu einem einzelnen vorhergesagten Modell für den Bohrlochmesspunkt führt. Gemäß einem weiteren Beispiel werden zwei oder mehr Anfangsmodelle für jeden Bohrlochmesspunkt berücksichtigt. In dieser Situation werden zwei oder mehr Resistivitätsinversionen unabhängig voneinander durchgeführt. Dementsprechend werden zwei oder mehr vorhergesagte Modelle für jeden Bohrlochmesspunkt erzeugt.

3 ist ein Blockdiagramm, welches die Auswahl eines Formationsmodells aus mehreren erzeugten Formationsmodellen zeigt. Wie in 3 veranschaulicht, werden zwei oder mehr Anfangsmodelle 302-1 ... 302-N berücksichtigt. Die Anfangsmodelle 302-1, ..., 302-N unterscheiden sich voneinander. Zum Beispiel kann jedes der Anfangsmodelle 302-1, ..., 302-N eine andere Kombination z. B. von Resistivitätsmodellen, der Werkzeugpositionierung in Bezug auf Schichten des Modells und/oder der vorhergesagten Modellparameter, die aus erkennbaren Bohrlochmessungen oder anderen a-priori-Informationen definiert sind, widerspiegeln. In anderen Aspekten ist jedes der Modelle 302-1 ... 302-N ähnlich wie Modell 202 aus 2 und wird deshalb nachfolgend nicht ausführlicher beschrieben.

Auf Grundlage der Anfangsmodelle 302-1, ..., 302-N werden jeweils finale vorhergesagte Modelle 314-1, ..., 314-N erzeugt. Wie zum Beispiel die Blöcke 208, 210, 212, 216 durchgeführt werden, um das finale vorhergesagte Modell 214 aus 2 zu erzeugen, werden so die Blöcke 308-1, 310-1, 312-1, 316-1 durchgeführt, um ein finales vorhergesagtes Modell 314-1 zu erzeugen. Gleichermaßen werden die Blöcke 308-N, 310-N, 312-N, 316-N durchgeführt, um ein finales vorhergesagtes Modell 314-N zu erzeugen. Die Erzeugung von jedem der finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ..., 316-N können das Durchführen einer Resistivitätsinversion beinhalten. Die Resistivitätsinversion kann auf einem stochastischen Optimierungsalgorithmus und/oder einem deterministischen Optimierungsalgorithmus beruhen.

Jedes der finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ... 316-N ist von einer entsprechenden Abweichung gekennzeichnet. Die finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ... 316-N gelten als äquivalent (oder nicht eindeutig), und zwar dahingehend, dass die entsprechenden Abweichungen, die die Modelle kennzeichnen, alle unter einen bestimmten Schwellenwert fallen (z. B. den Schwellenwert, der den Blöcken 312-1, ..., 312-N entspricht). Der Schwellenwert kann dem Rauschpegel entsprechen, der in den Messdaten 204 vorhanden ist. Die Äquivalenz der Modelle kann z. B. aufgrund eines Mangels an ausreichender Messempfindlichkeit, von Modellierungsfehlern und/oder Rauschen in den Daten erfolgen.

Wenn die Analyse von Formationsergebnissen mehrere Modelle produziert, die äquivalent sind, kann eines der Modelle als optimal (z. B. besser als die übrigen Modelle in mindestens einem Aspekt, wie etwa der geologischen Genauigkeit) ausgewählt werden. In der Ausführungsform aus 3 werden die bestimmten Werte der Abweichungen verwendet, um ein optimales Modell auszuwählen. Bei Block 318 werden die Werte der Abweichungen, die die Modelle 314-1, ..., 316-N kennzeichnen, analysiert. Das Modell, welches die geringste Abweichung aufweist, wird als das optimale vorhergesagte Modell 320 ausgewählt.

Ähnlich wie die Resistivitätsinversion, die in 2 veranschaulicht ist, kann die in 3 veranschaulichte Auswahl auf einer „Punkt-zu-Punkt“-Basis durchgeführt werden. Dementsprechend wird für eine Anzahl an mehreren Positionen eine gleiche Anzahl an optimalen vorhergesagten Modellen 320 erzeugt. Diese 1D-Resistivitätsmodelle können dann zusammengenäht werden, um ein 2D-Resistivitätsbild (oder „Vorhangsverlauf“) der Formation zu bilden.

Wenn die zugrundeliegenden Modelle (z. B. Modell 320) streng auf Grundlage eines Abweichungsgrad ausgewählt werden, können die resultierenden 2D-Resistivitätsbilder Bildfehler enthalten, die geologisch unrealistisch sind. Dies kann z. B. erfolgen, da die Auswahl von Block 318 keinen Grad der räumlichen Kontinuität der Modelle (z. B. Modelle 314-1, ..., 314-N) in Bezug auf mindestens eine andere Position (oder einen anderen Punkt) im Bohrloch berücksichtigt. Wenn 2D-Resistivitätsbilder solche Störbilder enthalten, haben die Bilder wenig (oder unzureichende) Ähnlichkeit mit den tatsächlichen Erdmodellen. Die Erscheinung einer großen Anzahl an Störbildern erodieren das Vertrauen in die Qualität der Modellierungsergebnisse. Zum Beispiel erodiert eine große Anzahl an Störbildern in einer Bohrlochmessung das Vertrauen der interpretierenden Person in die Resistivitäts-LWD-Inversion.

4 veranschaulicht ein Szenario, in dem die Auswahlen aus FIG. 3 für mehrere Positionen durchgeführt werden. Während LWD-Vorgängen ist ein Bohrlochmessinstrument (z. B. das Bohrlochmesswerkzeug 126) (z. B. aufeinanderfolgen) an Positionen (oder Stellen) 1, 2, 3, 4, ..., Y positioniert. Zum Beispiel können die Positionen 1, 2, 3, 4, ..., Y verschiedenen Positionen entlang eines horizontalen Bohrlochs entsprechen. Diese Stellen können gleichmäßig beabstandet sein, sodass z. B. die Positionen 1, 2, 3, 4, ..., Y der gemessenen Tiefe von 2 Metern (m), 4 m, 6 m, 8 m, ..., (Y*2) Metern entsprechen.

Für jede der Positionen wird eine Anzahl an finalen vorhergesagten Modellen erzeugt. Diese finalen vorhergesagten Modelle sind ähnlich wie die Modelle 314 aus 3. Zum Beispiel werden an Position 1 die finalen vorhergesagten Modelle 402-1, 402-2, 402-3, ... 402-X erzeugt. Gleichermaßen werden an Position 2 die finalen vorhergesagten Modelle 404-1, 404-2, 404-3, ..., 404-X erzeugt und an Position 3 werden die finalen vorhergesagten Modelle 406-1, 406-2, 406-3, ..., 406-X erzeugt. Gleichermaßen werden an Position 4 die finalen vorhergesagten Modelle 408-1, 408-2, 408-4, ..., 408-X erzeugt und an Position Y werden die finalen vorhergesagten Modelle 410-1, 410-2, 410-3, ..., 410-X erzeugt.

Für jede der Positionen wird das Modell, welches durch die geringste Abweichung gekennzeichnet ist, als das optimale vorhergesagte Modell ausgewählt. Dies ist ähnlich wie die bereits in Bezug auf 3 beschriebene Situation, in der das Modell 320 aus den Modellen 314-1, ..., 314-N ausgewählt ist. Wie in 4 veranschaulicht, werden für die Positionen 1, 2, 3, 4, ..., Y jeweils die Modelle 402-2, 404-1, 406-3, 408-1, ... 410-X ausgewählt.

Zum Beispiel ist für die Position 2 das Modell 404-1 aus den Modellen 404-1, 404-2, 404-3, ..., 404-X ausgewählt, da das Modell 404-1 durch eine Abweichung gekennzeichnet ist, die geringer als die Abweichungen ist, die die übrigen Modelle kennzeichnen (Modelle 404-2, 404-3, ..., 404-X). In dieser Situation berücksichtigt die Auswahl des Modells 404-1 keine räumliche Kontinuität der Modelle 404-1, 404-2, 404-3, ..., 404-X in Bezug auf Modelle, die für mindestens eine andere Position erzeugt werden. Zum Beispiel wird das Modell 404-1 ausgewählt, ohne ein beliebiges der Modelle zu berücksichtigen, die für die benachbarte Position 1 erzeugt werden (Modelle 402-1, 402-2, 402-3, ..., 402-X). Zum Beispiel wird auch das Modell 404-1 ausgewählt, ohne ein beliebiges der Modelle zu berücksichtigen, die für die benachbarte Position 3 erzeugt werden (Modelle 406-1, 406-2, 406-3, ..., 406-X).

Die vorstehend beschriebene Art der Auswahl aus 3 kann die Wahrscheinlichkeit erhöhen, dass ein resultierendes 2D-Resistivitätsbild geologisch unrealistische Störbilder enthält. Zum Beispiel kann in Bezug auf Position 2 solch eine Wahrscheinlichkeit erhöht werden, z. B. wenn das nicht ausgewählte Modell 404-2 einen hohen Grad der Ähnlichkeit mit einem oder mehreren Modellen, die für die Position 3 erzeugt wurden (z. B. Modell 406-3) aufweist. In dieser Situation ist ein Grad der räumlichen Glätte zwischen dem nicht ausgewählten Modell 404-2 und Modell 406-3 wahrscheinlich stärker als die Grade der räumlichen Glätte zwischen dem ausgewählten Modell 404-1 und einem beliebigen der Modelle 406-1, 406-2, 406-3, ..., 406-X. Dementsprechend kann die Auswahl des Modells 404-2 als ein optimales Modell für die Position 2 gegenüber der Auswahl des Modells 404-1 bevorzugt sein.

In mindestens einigen Situationen sind Eigenschaften einer Formation im Allgemeinen durchgehend. Zum Beispiel weisen die lithologischen Schnittstellen und physikalischen Eigenschaften von sedimentären Formationen im Allgemeinen laterale Veränderungen auf, die langsam variieren. Dies kann insbesondere im Fall einer horizontalen Bohrung der Fall sein, die sich im Allgemeinen parallel zu den Formationsgrenzen erstreckt. Dementsprechend kann für eine bestimmte Position das Auswählen eines optimalen Modells ohne Berücksichtigung von Erdmodellen, die für mindestens eine andere Position erzeugt wurden (z. B. eine benachbarte oder eine sich in der Nähe befindliche Position), zu einer erhöhten Anzahl an Störbildern in einem resultierenden 2D-Resistivitätsbild führen.

Wie nachfolgend ausführlicher beschrieben, werden gemäß verschiedenen Aspekten der Offenbarung zwei oder mehr äquivalente Erdmodelle für eine bestimmte Position in einem Bohrloch erzeugt (z. B. auf Grundlage von Resistivitäts-LWD-Inversionen). Die erzeugten Modelle werden auf Grundlage von mindestens einer Metrik analysiert, um eines der Modelle als ein optimales Modell auszuwählen. Gemäß bestimmten Aspekten beruht die Metrik auf räumlicher Kohärenz (z. B. von Resistivitäts-LWD-Daten) und der Beobachtung, dass die meisten Erdformationen durchgehend sind, obwohl sie leicht variieren (aufgrund von z. B. der Auffassung, dass die Erde entlang der seitlichen Richtung durchgehend ist). Die Metrik kann einen Grad der räumlichen Kontinuität (z. B. räumliche Glätte) der erzeugten Modelle in Bezug auf Modelle, die für mindestens eine andere Position (z. B. eine benachbarte oder sich in der Nähe befindliche Position) im Bohrloch erzeugt werden, beinhalten. Dementsprechend wird aus den äquivalenten Erdmodellen, die für die bestimmte Position erzeugt wurden, ein Modell auf Grundlage von mindestens einer Bestimmung, dass das Modell einen ausreichend hohen Grad der räumlichen Kontinuität in Bezug auf mindestens ein Modell aufweist, welches für eine andere Position erzeugt wurde, ausgewählt. Dies erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass das ausgewählte Modell geologisch angemessener (oder plausibler) als nicht ausgewählte Modelle ist. Dementsprechend wird die Wahrscheinlichkeit erhöht, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als (ein) andere(s) Modell(e) (z. B. ein beliebiges oder mindestens eines der nicht ausgewählten Modelle), und zwar relativ zum Auswählen eines Modells auf Grundlage einer Abweichung allein (z. B. wie bereits unter Bezugnahme auf 4 beschrieben).

5 ist ein Blockdiagramm, welches die Auswahl eines Formationsmodells aus mehreren erzeugten Formationsmodellen gemäß einer Ausführungsform zeigt. Wie bereits unter Bezugnahme auf 3 beschrieben, werden die finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ..., 314-N jeweils auf Grundlage der Anfangsmodelle 302-1, ..., 302-N für eine bestimmte Position in einem Bohrloch erzeugt. Die finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ... 314-N sind als äquivalent, und zwar dahingehend, dass die entsprechenden Abweichungen, die die Modelle kennzeichnen, alle unter einen bestimmten Schwellenwert fallen. Bei Block 522 wird eines der Modelle 314-1, ..., 314-N auf Grundlage von mindestens einer Einschränkung in Bezug auf räumliche Glätte ausgewählt. Die Auswahl von Block 522 verwendet Informationen 524 in Bezug auf ein oder mehrere Modelle, die für eine benachbarte Position erzeugt werden. Gemäß bestimmten Ausführungsformen wird eines der Modelle 314-1, ..., 314-N auf Grundlage eines Grades an räumlicher Kontinuität von einem oder mehreren Parametern des Modells in Bezug auf das eine oder die mehreren Modelle, die den Informationen 524 entsprechen, als ein optimales Modell 520 ausgewählt. Im Gegensatz zum Vergleich von Block 318 aus 3 beruht die Auswahl 522 nicht nur auf Abweichungen, die die Modelle 314-1, ..., 314-N kennzeichnen.

Für ein bestimmtes Modell (z. B. ein beliebiges der Modelle 314-1, ..., 314-N) kann ein Vektor m einen oder mehrere Parameter des Modells bezeichnen. Für ein anderes Modell (z. B. ein beliebiges Modell, welches den Informationen 524 entspricht) kann ein zweiter Vektor mo einen oder mehrere entsprechende Parameter von diesem anderen Modell bezeichnen.

Gemäß mindestens einer Ausführungsform schließt die Auswahl bei Block 522 das Vergleichen von m und mo ein (z. B. Berechnen einer Differenz zwischen m und mo). Dieser Vergleich kann für jedes der Modelle 314-1, ..., 314-N durchgeführt werden. Dementsprechend wird der Vergleich für ein gegebenes der Modelle 314-1, ..., 314-N in Bezug auf ein oder mehrere Modelle, die für die benachbarte Position erzeugt wurden, durchgeführt. Aus diesem Grund werden für die Modelle 314-1, ..., 314-N mindestens N Vergleichsergebnisse erhalten.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform schließt die Auswahl bei Block 522 das Normalisieren der N oder mehreren Vergleichsergebnisse auf Grundlage von einem der Vergleichsergebnisse ein. Wenn beispielsweise die Differenzen zwischen m und mo bestimmt werden, können die Differenzen auf Grundlage eines Modells, welches zu einer größten Differenz M führt, normalisiert werden. Wie im Ausdruck (1) erfasst, wird eine minimale normalisierte Differenz ermittelt: mm0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zur minimalen normalisierten Differenz führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

Der Vektor m kann EM-Attribute der Erdmodelle 314-1, ..., 314-N bezeichnen. Wie bereits beschrieben, können diese EM-Attribute Resistivität, Leitfähigkeit, Permittivität, Permeabilität, Aufladbarkeit und/oder andere induzierte Polarisations(IP)-parameter beinhalten. Die EM-Attribute können entweder isotrop oder anisotrop sein. Gemäß weiteren Ausführungsformen kann der Vektor m zusätzlich oder alternativ ein oder mehrere andere Attribute bezeichnen. Zum Beispiel können diese anderen Attribute die Tiefe zu einer Schichtgrenze, die Tiefen zu jeder eines Paares von Schichtgrenzen und/oder die Neigung der Grenzen beinhalten.

Gemäß mindestens einer Ausführungsform kann der Vektor m eine Funktion von einem oder mehreren Attributen (z. B. einem oder mehreren der Attribute, die vorstehend genannt sind) bezeichnen. Zum Beispiel kann der Vektor m die Dicke einer Schicht bezeichnen, wie sie von der Differenz zwischen den Tiefen zu jeder eines Paares von zwei Grenzen abgeleitet wird. Als ein weiteres Beispiel kann der Vektor m die Resistivität (Leitfähigkeit) einer Schicht bezeichnen, wie sie vom Produkt der Resistivität und des Anisotropiekoeffizienten abgeleitet wird. Außerdem kann der Vektor m sowohl die Dicke als auch die Resistivität und möglicherweise ein oder mehrere Attribute bezeichnen.

Wie bereits unter Bezugnahme auf den Ausdruck (1) beschrieben, werden Differenzen zwischen m und mo berechnet. Gemäß anderen Beispielen können andere Formulierungen bestimmt werden. Zum Beispiel kann eine normalisierte Differenz zwischen einem ersten Derivat von m und einem ersten Derivat von mo bestimmt werden. Wie im Ausdruck (2) erfasst, wird eine minimale normalisierte Differenz ermittelt: mm0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zur minimalen normalisierten Differenz (z. B. bei einer minimalen Änderungsrate des zugrundeliegenden Attributs) führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

Gemäß einem anderen Beispiel kann eine normalisierte Differenz zwischen einem zweiten Derivat (z. B. Laplace) von m und einem zweiten Derivat von mo bestimmt werden. Wie im Ausdruck (3) erfasst, wird eine minimale normalisierte Differenz ermittelt: 2m2m0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zur minimalen normalisierten Differenz (z. B. bei einer minimalen Änderungsrate der Änderungsrate des zugrundeliegenden Attributs) führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

Gemäß einem anderen Beispiel wird eine Kombination (z. B. eine lineare Kombination) der Formationen, die in den Ausdrücken (1), (2) und/oder (3) erfasst werden, berücksichtigt. Zum Beispiel kann eine Summe (i) einer normalisierten Differenz zwischen m und mo, (ii) einer normalisierten Differenz zwischen einem ersten Derivat von m und einem ersten Derivat von mo und (iii) einer normalisierten Differenz zwischen einem zweiten Derivat von m und einem zweiten Derivat von mo bestimmt werden. Wie im Ausdruck (4) erfasst, wird eine minimale Summe ermittelt: mm0M2+βmm0M2+γ2m2m0M2min.embedded image

In Ausdruck (4) und (einem) anderen Ausdruck/Ausdrücken, der/die in dieser Offenbarung vorgestellt ist/sind, bezeichnen β und γ nicht negative skalare Parameter, die einen Ausgleich (oder eine Tendenz) zwischen den normalisierten Werten mm0M2,embedded imagemm0M2embedded imageund 2m2m0M2embedded imagebereitstellen.

Wie bereits unter Bezugnahme auf die Ausdrücke (1), (2), (3) und (4) beschrieben, wird ein minimales Ergebnis auf Grundlage eines Parameters eines Modells ermittelt. Gemäß weiteren Ausführungsformen kann das minimale Ergebnis ferner auf einer Angabe der Inversionsqualität beruhen (z. B. Abweichung, Signal-Rausch-Verhältnis, Bedeutung). Zum Beispiel kann das Ergebnis auf einem Wert einer Abweichung ϕ beruhen. Wie bereits unter Bezugnahme auf die Blöcke 212 und 312 der 2 bzw. 3 beschrieben, bezieht sich eine Abweichung auf (eine) Differenz(en) zwischen geschätzten Daten (z. B. den geschätzten Daten 210 aus 2) und einer gemessenen Reaktion (z. B. der gemessenen Reaktion 204 aus 2).

Zum Beispiel kann ein minimales Ergebnis, welches auf einer Kombination (z. B. linearen Kombination) der Abweichung ϕ und den Formulierungen, die in den Gleichungen (1), (2), (3) und/oder (4) erscheinen, beruht, ermittelt werden. Zum Beispiel kann eine Summe von Folgendem bestimmt werden: (i) der Abweichung ϕ und (ii) einer normalisierten Differenz zwischen m und mo. Wie im Ausdruck (5) erfasst, wird eine minimale Summe ermittelt: ϕ+αmm0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zum minimalen Ergebnis führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

Im Ausdruck (5) und in (einem) anderen Ausdruck/Ausdrücken, der/die in dieser Offenbarung vorgestellt ist/sind, bezeichnet α eine skalare Menge, die einen Ausgleich (oder eine Tendenz) zwischen der Abweichung ϕ und der genannten Formulierungen bereitstellt. Gemäß bestimmten Ausführungsformen bezeichnet α ein Signal-Rausch-Verhältnis (noise-to-signal ratio - NSR) für die gemessenen Daten (z. B. die gemessenen Daten 204 aus 2). Gemäß einem anderen Beispiel kann eine Summe von (i) der Abweichung ϕ und (ii) einer normalisierten Differenz zwischen einem ersten Derivat von m und einem ersten Derivat von mo bestimmt werden. Wie im Ausdruck (6) erfasst, wird eine minimale Summe ermittelt: ϕ+αmm0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zum minimalen Ergebnis führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

Gemäß einem anderen Beispiel kann eine Summe von (i) der Abweichung ϕ und (ii) einer normalisierten Differenz zwischen einem zweiten Derivat (z. B. Laplace) von m und einem zweiten Derivat von mo bestimmt werden. Wie im Ausdruck (7) erfasst, wird eine minimale Summe ermittelt: ϕ+α2m2m0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zum minimalen Ergebnis führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

Als ein anderes Beispiel kann eine Summe von (i) der Abweichung ϕ, (ii) einer normalisierten Differenz zwischen m und mo, (iii) einer normalisierten Differenz zwischen einem ersten Derivat von m und einem ersten Derivat von mo und (iv) einer normalisierten Differenz zwischen einem zweiten Derivat von m und einem zweiten Derivat von mo bestimmt werden. Wie im Ausdruck (8) erfasst, wird eine minimale Summe ermittelt: ϕ+αmm0M2+βmm0M2+γ2m2m0M2min.embedded image

Aus den Modellen 314-1, ..., 314-N wird das Modell, welches zum minimalen Ergebnis führt, als das optimale Modell 520 ausgewählt.

In den Ausdrücken (1) bis (8) dienen die räumlichen Formulierungen effektiv als Filter bei den Erdmodellen (z. B. den Modellen 314-1, ..., 314-N). Diese Filter können auf Grundlage einer Maßstabslänge, die für die geologischen Informationen typisch ist (z. B. 5 bis 10 Fuß), anstelle einer Maßstabslänge, die einem Abstand zwischen Messpunkten (z. B. 0,5 Fuß) entspricht, ausgewählt werden, um bei den Erdmodellen zu wirken.

Die Parameter der Modelle in den Ausdrücken (1) bis (8) können von einer Modellgewichtungsmatrix Wm gewichtet werden, wie in Ausdruck (9) erfasst: ϕ+αWm(mm0)M2min,embedded image

Die Elemente der Modellgewichtungsmatrix Wm stellen räumliche Gewichtung für die Direktionalität, z. B. eine Neigung, die a priori bekannt ist, auf Grundlage einer seismischen Interpretation oder Bohrlochabbildung bereit. Gemäß einer anderen Ausführungsform werden die äquivalenten Erdmodelle (z. B. die Modelle 314-1, ..., 314-N) in einem 2D(Pixel)-Resistivitätsmodell mit Koordinaten der gemessenen Tiefe (measured depth - MD) und der wirklichen vertikalen Tiefe (true vertical depth - TVD) zusammengesetzt, z. B. p(MD, TVD), wobei ρ die Resistivität bezeichnet und (MD, TVD) Koordinaten eines Verlaufs bezeichnen. In dieser Situation kann ein Grad der räumlichen Kontinuität auf Grundlage des Ausdrucks (10) unten beurteilt werden: j=1T|ρ(MDj,TVDj)MDj|min.embedded image

Hier bezeichnet MDj für j=1,...,T den MD-Punkt im verarbeiteten Intervall, wobei MD1 und MDT den minimalen und maximalen MD-Bereich spezifizieren, in dem die Modelle durchgehend sein sollen.

Um den Ausdruck (10) zu lösen, kann das Derivat der Resistivität in Bezug auf die gemessene Tiefe mit einer Annäherung mittels finiter Differenzen aus dem 2D-Resistivitätsmodell angenähert werden, wie in Ausdruck (11) unten erfasst: j=1T|ΔρMDj,TVDjΔMDj|min.embedded image

Alternativ, um den Ausdruck (10) zu lösen, kann das 2D-Resistivitätsmodell an eine räumlich durchgehende 1D-Funktion in Bezug auf die gemessene Tiefe (z. B. mit einem kubischen Spline) angepasst werden, sodass die Derivate der räumlich durchgehenden 1D-Funktion in Bezug auf die gemessene Tiefe analytisch beurteilt und durch den Ausdruck (10) summiert werden kann.

6 veranschaulicht ein Szenario, in dem die Auswahlen aus FIG. 5 für mehrere Positionen durchgeführt werden. Wie bereits unter Bezugnahme auf 4 beschrieben, wird eines der Modelle, die für die Position 2 ausgewählt sind (z. B. die Modelle 404-1, 404-2, 404-3, ..., 404-X) als ein optimales Modell ausgewählt.

Für jede der Positionen wird das Modell, welches eine bestimmte Einschränkung (z. B. die Einschränkung von Block 522) erfüllt, als das optimale vorhergesagte Modell ausgewählt. Wie in 6 veranschaulicht, werden für die Positionen 1, 2, 3, 4, ..., Y jeweils die Modelle 402-1, 404-2, 406-3, 408-3, ..., 410-2 ausgewählt.

Zum Beispiel wird für die Position 2 das Modell 404-2 aus den Modellen 404-1, 404-2, 404-3, ..., 404-X ausgewählt. Die Auswahl des Modells 404-2 berücksichtigt mindestens eine räumliche Kontinuität des Modells in Bezug auf die Modelle, die für mindestens eine andere Position erzeugt wurden. Zum Beispiel werden beim Auswählen des Modells 404-2 die Modelle, die für die benachbarte Position 1 erzeugt wurden (Modelle 402-1, 402-2, 402-3, ..., 402-X) berücksichtigt. Alternativ oder zusätzlich werden beim Auswählen des Modells 404-2 die Modelle, die für die benachbarte Position 3 erzeugt wurden (Modelle 406-1, 406-2, 406-3, ..., 406-X) berücksichtigt. Alternativ oder zusätzlich können die Modelle, die für eine oder mehrere andere benachbarte Positionen (z. B. Position 4) erzeugt wurden, berücksichtigt werden. Um die Faktoren, die sich auf die Direktionalität beziehen, einzubeziehen, können Parameter solcher Modelle gewichtet werden (z. B. durch die Modellgewichtungsmatrix Wm von Ausdruck (9)).

Die Art der vorstehend beschriebenen Auswahl kann die Wahrscheinlichkeit verringern, dass ein resultierendes 2D-Resistivitätsbild geologisch unrealistische Störbilder enthält. Zum Beispiel kann in Bezug auf Position 2 solch eine Wahrscheinlichkeit verringert werden, z. B. wenn das ausgewählte Modell 404-2 einen hohen Grad der Ähnlichkeit mit einem oder mehreren Modellen, die für die Position 1 erzeugt wurden (z. B. Modell 402-1), aufweist. Dementsprechend ist ein Grad der räumlichen Glätte zwischen dem ausgewählten Modell 404-2 und Modell 402-1 stärker als die Grade der räumlichen Glätte zwischen einem nicht ausgewählten Modell (z. B. einem beliebigen der Modelle 404-1, 404-3, ..., 404-X) und einem beliebigen der Modelle 406-1, 406-2, 406-3, ..., 406-X. Als ein weiteres oder zusätzliches Beispiel kann in Bezug auf Position 2 solch eine Wahrscheinlichkeit verringert werden, z. B. wenn das ausgewählte Modell 404-2 einen hohen Grad der Ähnlichkeit mit einem oder mehreren Modellen, die für die Position 3 erzeugt wurden (z. B. Modell 406-3), aufweist. Dementsprechend ist ein Grad der räumlichen Glätte zwischen dem ausgewählten Modell 404-2 und Modell 406-3 stärker als die Grade der räumlichen Glätte zwischen einem nicht ausgewählten Modell (z. B. einem beliebigen der Modelle 404-1, 404-3, ..., 404-X) und einem beliebigen der Modelle 406-1, 406-2, 406-4, ..., 406-X. In den genannten Punkten wird die Auswahl des Modells 404-2 als ein optimales Modell für die Position 2 gegenüber der Auswahl des Modells 404-1, 404-3, ..., 404-X bevorzugt.

7 ist ein Ablaufdiagramm, welches ein veranschaulichendes Auswahlverfahren 700 zeigt, welches LWD-Messungen nutzt. Bei Block 702 wird eine erste Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation (z. B. Modelle 314-1, ..., 314-N) auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Die mindestens eine erste Messung entspricht einer ersten Position (z. B. Position 2 aus 6) einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden. Bei Block 704 wird eine zweite Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation (z. B. Modelle 314-1, ..., 314-N) auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Die mindestens eine zweite Messung entspricht einer zweiten Position (z. B. Position 1 aus 6) der Vielzahl von Positionen. Die zweite Position ist benachbart zur ersten Position. Bei Block 706 wird ein Modell (z. B. ein bestimmtes Modell) der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen ausgewählt. Zum Beispiel beruht die Auswahl auf einer bereits beschriebenen räumlichen Einschränkung in Bezug die Auswahl von Block 522 aus 5.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird bei Block 708 eine dritte Vielzahl von Modellen (oder mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen) der unterirdischen Formation (z. B. Modelle 314-1, ..., 314-N) auf Grundlage von mindestens einer dritten Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Die mindestens eine dritte Messung entspricht einer dritten Position (z. B. Position 3 aus 6) der Vielzahl von Positionen. Die dritte Position ist benachbart zur ersten Position und/oder zur zweiten Position. Bei Block 710 beruht die Auswahl des Modells (aus der ersten Vielzahl von Modellen) ferner auf einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die dritte Vielzahl von Modellen.

Hierin offenbarte Ausführungsformen beinhalten Folgendes:

  • A: Ein Bohrlochmesssystem beinhaltet ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches Messungen einer unterirdischen Formation sammelt, wenn das Werkzeug entlang eines Bohrlochs durch die unterirdische Formation befördert wird. Das Bohrlochmesssystem beinhaltet ferner ein Verarbeitungssystem, welches: eine erste Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine erste Messung vom elektromagnetischen Bohrlochmesswerkzeug an einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden, gesammelt wird; eine zweite Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine zweite Messung vom elektromagnetischen Bohrlochmesswerkzeug an einer zweiten Position der Vielzahl von Positionen gesammelt wird, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position ist; und ein Modell der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen auswählt.
  • B. Ein Verfahren zum Modellieren einer unterirdischen Formation beinhaltet Erzeugen einer ersten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer ersten Messung der unterirdischen Formation, wobei die mindestens eine erste Messung einer ersten Position einer Vielzahl von Positionen, die sich entlang einer Bohrachse befinden, entspricht. Das Verfahren beinhaltet außerdem Erzeugen einer zweiten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer zweiten Messung der unterirdischen Formation, wobei die mindestens eine zweite Messung einer zweiten Position der Vielzahl von Positionen entspricht, wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position ist. Das Verfahren beinhaltet außerdem Auswählen eines Modells der ersten Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen. Jede der Ausführungsformen A und B kann eines oder mehrere der folgenden zusätzlichen Elemente in jeder Kombination aufweisen. Element 1: wobei: eine Abweichung jedes Modells der ersten Vielzahl von Modellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen ersten Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Kontinuität eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als ein anderes der ersten Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein. Element 2: wobei der ausgewählte Schwellenwert auf einem Rauschpegel beruht, welcher der mindestens einen ersten Messung entspricht. Element 3: wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen einem ersten Parameter, der der mindestens einen ersten Messung zugeordnet ist, und einem zweiten Parameter, der der mindestens einen zweiten Messung zugeordnet ist, bestimmt wird. Element 4: wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position entlang der Bohrachse ist. Element 5: wobei: die mindestens eine erste Messung eine erste Resistivitätsmessung umfasst; und die mindestens eine zweite Messung eine zweite Resistivitätsmessung umfasst. Element 6: wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen der ersten Resistivitätsmessung und der zweiten Resistivitätsmessung bestimmt wird. Element 7: wobei: das Verarbeitungssystem die erste Vielzahl von Modellen durch Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen ersten Messung erzeugt; und das Verarbeitungssystem die zweite Vielzahl von Modellen durch Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen zweiten Messung erzeugt. Element 8: wobei das ausgewählte Modell unter der ersten Vielzahl von Modellen einen höchsten Grad der räumlichen Kontinuität in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen aufweist. Element 9: wobei: das Verarbeitungssystem ferner mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer dritten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine dritte Messung einer dritten Position der Vielzahl von Positionen entspricht, wobei die dritte Position benachbart zur ersten Position ist, wobei die Auswahl des Modells ferner auf einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen beruht.

Element 10: wobei: eine Abweichung jedes Modells der ersten Vielzahl von Modellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen ersten Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Kontinuität eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als ein anderes der ersten Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein. Element 11: wobei der ausgewählte Schwellenwert auf einem Rauschpegel beruht, welcher der mindestens einen ersten Messung entspricht. Element 12: wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen einem ersten Parameter, der der mindestens einen ersten Messung zugeordnet ist, und einem zweiten Parameter, der der mindestens einen zweiten Messung zugeordnet ist, bestimmt wird. Element 13: wobei die zweite Position benachbart zur ersten Position entlang der Bohrachse ist. Element 14: wobei: die mindestens eine erste Messung eine erste Resistivitätsmessung umfasst; und die mindestens eine zweite Messung eine zweite Resistivitätsmessung umfasst. Element 15: wobei ein Maß der räumlichen Kontinuität zumindest teilweise auf Grundlage einer Differenz zwischen der ersten Resistivitätsmessung und der zweiten Resistivitätsmessung bestimmt wird. Element 16: wobei: Erzeugen der ersten Vielzahl von Modellen Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen ersten Messung umfasst; und Erzeugen der zweiten Vielzahl von Modellen Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen zweiten Messung umfasst. Element 17: wobei das ausgewählte Modell unter der ersten Vielzahl von Modellen einen höchsten Grad der räumlichen Kontinuität in Bezug auf die zweite Vielzahl von Modellen aufweist. Element 18: Erzeugen von mindestens einer dritten Vielzahl von Modellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer dritten Messung der unterirdischen Formation erzeugt, wobei die mindestens eine dritte Messung einer dritten Position der Vielzahl von Positionen entspricht, wobei die dritte Position benachbart zur ersten Position ist, wobei die Auswahl des Modells ferner auf einer räumlichen Kontinuität des Modells in Bezug auf die mindestens eine dritte Vielzahl von Modellen beruht.

Zahlreiche Variationen und Modifikationen werden dem Fachmann ersichtlich, sobald die vorstehende Offenbarung vollständig betrachtet wurde. Die Verfahren und Systeme können zum direktionalen Bohren und/oder für andere Vorgänge, die sich auf das Verfolgen der Stelle eines Objekts im Bohrloch relativ zu einer Referenzstelle oder Zielstelle stützen, verwendet werden. Die folgenden Patentansprüche sollen, wo zutreffend, solche Veränderungen abdecken.