СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДЛЯ ОПЕРЕЖАЮЩЕГО ИЗМЕРЕНИЯ УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНФОРМАЦИИ ОПОРНОЙ СКВАЖИНЫ

1. Способ для получения глубинных измерений удельного сопротивления, содержащий этапы, на которых получают первые исходные измерения из первой скважины в формации; получают вторые исходные измерения из буровой компоновки, размещенной во второй скважине в формации, где буровая компоновка содержит буровое долото, и где вторые исходные измерения соответствуют части формации, находящейся впереди и вокруг бурового долота;
обрабатывают первые исходные измерения и вторые исходные измерения; сопоставляют первые обработанные исходные измерения со вторыми обработанными исходными измерениями для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом;
изменяют рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации.
2. Способ по п. 1, в котором этап обработки первых исходных измерений и вторых исходных изменений содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых
синтезируют первые исходные измерения и вторые исходные измерения для учета типа датчика и его размещения;
фильтруют первые исходные измерения и вторые исходные измерения от различного шума и ошибочных условий;
конвертируют первые исходные измерения и вторые исходные измерения в полярные или реальные/мнимые формы; и
нормализуют первые исходные измерения и вторые исходные измерения.
3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором сравнивают первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные измерения, если скважинный инструмент, использованный для получения первых исходных измерений из первой скважины, отличается от буровой компоновки, по меньшей мере, в одном из конфигурации датчика, глубины, удельного сопротивления, разрешения, толщины слоя и/или угла наклона.
4. Способ по п. 1, в котором этап изменения рабочих условий буровой компоновки содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых отклоняют буровую компоновку от вертикальной траектории, останавливают в слое формации, поддерживают определенную дистанцию от слоя формации, или останавливают буровую компоновку.
5. Способ по п. 1, в котором предсказанные характеристики формации содержат, по меньшей мере, фактическое удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации и углы наклона слоя пласта формации.
6. Способ по п. 2, в котором этап, на котором сопоставляют первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные изменения для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом, содержит этапы, на которых
определяют положение скважинного инструмента в первой скважине на основании, по меньшей мере, частично, сопоставленных первых и вторых обработанных исходных измерений; и
идентифицируют предсказанные характеристики формации с использованием положения и численной инверсии первых обработанных исходных измерений.
7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором буровая компоновка содержит подсоединенные к ней, по меньшей мере, один передатчик и, по меньшей мере, один приемник.
8. Способ по любому из пп. 1-6, в котором первые исходные измерения и вторые исходные измерения содержат первое и второе наведенные напряжения соответственно.
9. Способ получения глубинных измерений удельного сопротивления, содержащий этапы, на которых получают первые исходные измерения из первой скважины в формации; получают вторые исходные измерения из буровой компоновки, размещенной во второй скважине в формации, где буровая компоновка содержит буровое долото, и где вторые исходные измерения соответствуют части формации, находящейся впереди и вокруг бурового долота;
обрабатывают вторые исходные измерения;
инвертируют первые обработанные исходные измерения для получения первого набора инвертированных параметров;
инвертируют вторые обработанные исходные измерения для получения второго набора инвертированных параметров;
сопоставляют второй набор инвертированных параметров с первым набором инвертированных параметров для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом;
изменяют рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации.
10. Способ по п. 9, в котором этап обработки вторых исходных измерений содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых
синтезируют вторые исходные измерения для учета типа датчика и его размещения;
фильтруют вторые исходные измерения от различного шума и ошибочных условий;
конвертируют вторые исходные измерения в полярные или реальные/мнимые формы; и
нормализуют вторые исходные измерения.
11. Способ по п. 9, в котором первые исходные измерения включают в себя значения с первой глубины исследования и второй глубины исследования, которая является меньшей, чем первая глубина исследования.
12. Способ по п. 9, в котором этап изменения рабочих условий буровой компоновки содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых отклоняют буровую компоновку от вертикальной траектории, останавливают в слое формации, поддерживают определенную дистанцию от слоя формации, или останавливают буровую компоновку.
13. Способ по п. 9, в котором предсказанные характеристики формации содержат, по меньшей мере, фактическое удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации, и углы наклона слоя пласта формации.
14. Способ по п. 9, в котором этап инвертирования вторых обработанных исходных измерений для формирования второго набора инвертированных параметров содержит этапы, на которых принимают вторые обработанные исходные измерения; и инвертируют вторые обработанные исходные измерения на основании, по меньшей мере, частично, библиотеки базы данных и прямой модели.
15. Способ по п. 9, в котором второй набор инвертированных параметров содержит значение удельного сопротивления формации перед буровым долотом.
16. Способ по любому из пп. 9-15, в котором первые исходные измерения и вторые исходные измерения содержат первые и вторые наведенные напряжения соответственно.
17. Система для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления, содержащая процессор;
устройство памяти, подсоединенное к процессору;
где устройство памяти содержит набор инструкций, которые при выполнении процессором заставляют процессор:
получать первые исходные измерения из первой скважины в формации; получать вторые исходные измерения из буровой компоновки, размещенной во второй скважине в формации, где буровая компоновка содержит буровое долото, и где вторые данные формации соответствуют части формации, находящейся впереди и вокруг бурового долота;
обрабатывать первые исходные измерения и вторые исходные измерения; сопоставлять первые обработанные исходные измерения со вторыми обработанными исходными измерениями для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом;
изменять рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации.
18. Система по п. 17, в которой набор инструкций, выполняемых процессором, дополнительно заставляет процессор сравнивать первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные измерения, если скважинный инструмент, использованный для получения первых исходных измерений из первой скважины, отличается от буровой компоновки, по меньшей мере, в одном из конфигурации датчика, глубины, удельного сопротивления, разрешения, толщины слоя и/или угла наклона.
19. Система по пп. 17 или 18, в которой первые исходные измерения и вторые исходные измерения содержат первые и вторые наведенные напряжения соответственно.
20. Система по п. 17 или 18, в которой предсказанные характеристики формации содержат, по меньшей мере, фактическое удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации и углы наклона слоя пласта формации.