Formasjonsevaluering - Formation evaluation

Ved leting og utvikling av petroleum brukes formasjonsevaluering for å bestemme borehullets evne til å produsere petroleum . I hovedsak er det prosessen med å "gjenkjenne en kommersiell brønn når du borer en".

Moderne rotasjonsboring bruker vanligvis tungt gjørme som smøremiddel og som et middel til å produsere et begrensende trykk mot formasjonsflaten i borehullet, og forhindrer utblåsninger. Bare i sjeldne og katastrofale tilfeller kommer olje- og gassbrønner inn med en kilde med sprutende olje. I det virkelige liv er det en utblåsning - og vanligvis også en økonomisk og miljømessig katastrofe. Men å kontrollere utblåsning har ulemper - gjørmefiltrat suger inn i formasjonen rundt borehullet, og en gjørmekake plaster sidene av hullet. Disse faktorene tilslører den mulige tilstedeværelsen av olje eller gass i selv meget porøse formasjoner. Ytterligere kompliserende problemet er den utbredte forekomsten av små mengder petroleum i bergarter i mange sedimentære provinser. Faktisk, hvis en sedimentær provins er absolutt ufruktbar med spor av petroleum, er det ikke mulig å fortsette å bore der.

Formasjonsevalueringsproblemet handler om å svare på to spørsmål:

1. Hva er de nedre grensene for porøsitet, permeabilitet og øvre grenser for vannmetning som tillater lønnsom produksjon fra en bestemt formasjon eller betalingssone; i et bestemt geografisk område; i et bestemt økonomisk klima.
2. Overskrider noen av formasjonene i den aktuelle brønnen disse nedre grensene.

Det kompliseres av umuligheten av å undersøke formasjonen direkte. Det er kort sagt problemet med å se på formasjonen indirekte .

Formasjonsevalueringsverktøy

Verktøy for å oppdage olje og gass har utviklet seg i over et århundre. Det enkleste og mest direkte verktøyet er undersøkelse av borekaks . Noen eldre oljemenn malte borekaks mellom tennene og smakte for å se om råolje var til stede. I dag bruker en brønngeolog eller mudlogger et lavt drevet stereoskopisk mikroskop for å bestemme litologien til formasjonen som bores, og for å estimere porøsitet og mulig oljefarge. Et bærbart kammer for ultrafiolett lys eller "Spook Box" brukes til å undersøke borekaks for fluorescens . Fluorescens kan være en indikasjon på farging av råolje, eller tilstedeværelsen av fluorescerende mineraler. De kan differensieres ved å plassere borekaksene i et løsningsmiddelfylt klokkeglass eller gropfat. Løsningsmidlet er vanligvis karbontetrakloretan . Råolje oppløses og deponeres deretter på nytt som en fluorescerende ring når løsningsmidlet fordamper. Den skrevne stripekartopptaket av disse undersøkelsene kalles en prøvelogg eller mudlogg.

Undersøkelse av borekaks er en lærd ferdighet. Under boring kuttes bergflis, vanligvis mindre enn ca. 6 mm (1/8 tommer) over, fra bunnen av hullet. Slam, som spruter ut av hullene i borkronen under høyt trykk, vasker borekaksene bort og opp hullet. Under turen til overflaten kan de sirkulere rundt den roterende borerøret, blande med borekaks som faller ned i hullet, blande med fragmenter som huler fra hullveggene og blande med borekaks som beveger seg raskere og langsommere i samme retning oppover. Deretter siktes ut av slamstrømmen ved vibrasjonssikt og faller på en stabel på sin base. Å bestemme hvilken type stein som skal bores til enhver tid, er et spørsmål om å vite "forsinkelsestiden" mellom en flis som blir kuttet av biten og den tiden den når overflaten der den deretter blir undersøkt av brønnens geolog (eller mudlogger når de kalles noen ganger). En prøve av borekaks som tas til riktig tid vil inneholde nåværende stiklinger i en blanding av tidligere boret materiale. Å gjenkjenne dem kan til tider være veldig vanskelig, for eksempel etter en "bit tur" når et par miles med borerør er ekstrahert og returnert til hullet for å erstatte en kjedelig bit. På en slik tid er det en flom av fremmedlegemiddel som er slått fra borehullsveggene (huler), noe som gjør mudloggers oppgave enda vanskeligere.

Coring

En måte å få mer detaljerte eksempler på en formasjon på er å kjerne. To teknikker som ofte brukes i dag. Den første er "hele kjernen", en sylinder av stein, vanligvis omtrent 3 "til 4" i diameter og opptil 50 fot (15 m) til 60 fot (18 m) lang. Den er kuttet med en "kjernefat", et hulrør tippet med en ringformet diamantflisbelagt bit som kan kutte en plugg og bringe den til overflaten. Ofte går pluggen i stykker mens du borer, vanligvis i skifer eller brudd og kjernefat syltetøy, og sliper sakte steinene foran den til pulver. Dette signaliserer boreren om å gi opp å få en kjerne i full lengde og å trekke opp røret.

Å ta en full kjerne er en kostbar operasjon som vanligvis stopper eller bremser boringen i det minste den bedre delen av en dag. En full kjerne kan være uvurderlig for senere evaluering av reservoaret. Når en seksjon brønn er boret, er det selvsagt ingen måte å kjerne den uten å bore en annen brønn.

En annen billigere teknikk for å skaffe prøver av formasjonen er " Sidewall Coring ". En type sidekjernekjerner er perkusjonskjerner. I denne metoden har en stålsylinder - en kjernepistol - hulpunktskuler av stål montert langs sidene og fortøyd til pistolen med korte stålkabler. Kjernepistolen senkes til bunnen av interesseintervallet, og kulene avfyres hver for seg når pistolen trekkes opp i hullet. Fortøyningskablene trekker ideelt sett de hule kulene og den medfølgende formasjonspluggen løs, og pistolen fører dem til overflaten. Fordelene med denne teknikken er lave kostnader og muligheten til å prøve formasjonen etter at den er boret. Ulemper er mulig ikke gjenoppretting på grunn av tapte eller feilaktige kuler og en liten usikkerhet om prøvedybden. Sideveggkjerner blir ofte skutt "på flukt" uten å stoppe ved hvert kjernepunkt på grunn av faren for differensiell hefting. De fleste ansatte i servicefirmaet er dyktige nok til å minimere dette problemet, men det kan være viktig hvis dybdenøyaktighet er viktig.

En andre metode for sideveggkjerning er roterende sideveiskjerner. I denne metoden senkes en sirkelsagsenhet til interessesonen på en ledning, og kjernen sages ut. Dusinvis av kjerner kan tas på denne måten i ett løp. Denne metoden er omtrent 20 ganger så dyr som perkusjonskjerner, men gir et mye bedre utvalg.

Et alvorlig problem med kjerner er endringen de gjennomgår når de blir brakt til overflaten. Det kan virke som at stiklinger og kjerner er veldig direkte prøver, men problemet er om formasjonen på dybden vil produsere olje eller gass. Sideveggkjernene er deformert og komprimert og brutt av kulestøt. De fleste fulle kjerner fra hvilken som helst betydelig dybde utvides og sprekker når de blir ført til overflaten og fjernet fra kjernetønnen. Begge typer kjerne kan invaderes eller til og med skylles av gjørme, noe som gjør vurderingen av formasjonsvæsker vanskelig. Formasjonsanalytikeren må huske at alle verktøy gir indirekte data.

Slamlogging

Mud logging (eller Wellsite Geology) er en brønnloggingsprosess der boreslam og borekaks fra formasjonen blir evaluert under boring og deres egenskaper registreres på et stripediagram som et visuelt analytisk verktøy og stratigrafisk tverrsnittsrepresentasjon av brønnen. Det boreslam som blir analysert for hydrokarbongasser, ved anvendelse av en gasskromatograf , inneholder borkrone borekaks som er visuelt evaluert ved en mudlogger og deretter som beskrevet i slamloggen. Total gass, kromatografrekord, litologisk prøve, poretrykk, skifertetthet, D-eksponent, etc. (alle forsinkede parametere fordi de sirkuleres opp til overflaten fra borkronen) er plottet sammen med overflateparametere som penetrasjonshastighet ( ROP), vekt på borekronen (WOB), rotasjons per minutt etc. på mudlog som tjener som et verktøy for mudlogger , boreingeniører, slam ingeniører , og andre servicepersonell som belastes med boring og produksjon fra brønnen.

Ledningslogging

Olje- og gassindustrien bruker ledningslogging for å oppnå kontinuerlig oversikt over formasjonens bergegenskaper. Wireline logging kan defineres som "Anskaffelse og analyse av geofysiske data utført som en funksjon av borehullsdypen, sammen med levering av relaterte tjenester." Merk at "wireline logging" og "mud logging" ikke er de samme, men likevel er nært knyttet sammen gjennom integrasjonen av datasettene. Målingene er referert til "TAH" - True Along Hole depth: disse og den tilhørende analysen kan deretter brukes til å utlede ytterligere egenskaper, slik som hydrokarbonmetning og formasjonstrykk, og for å ta ytterligere bore- og produksjonsbeslutninger.

Wireline logging utføres ved å senke et 'logging tool' - eller en streng av ett eller flere instrumenter - på enden av en wireline i en oljebrønn (eller borehull) og registrere petrofysiske egenskaper ved hjelp av en rekke sensorer. Skogverktøy utviklet gjennom årene måler den naturlige gammastrålen, elektriske, akustiske, stimulerte radioaktive responser, elektromagnetisk, kjernemagnetisk resonans, trykk og andre egenskaper til bergartene og deres inneholdte væsker. For denne artikkelen er de stort sett brutt ned av hovedegenskapen de svarer på.

Selve dataene blir registrert enten på overflaten (sanntidsmodus), eller i hullet (minnemodus) til et elektronisk dataformat, og deretter blir enten en utskrevet post eller elektronisk presentasjon kalt en "brønnlogg" gitt til klienten, sammen med en elektronisk kopi av rådataene. Brønnloggingsoperasjoner kan enten utføres under boreprosessen (se Logging While Drilling), for å gi sanntidsinformasjon om formasjonene som penetreres av borehullet, eller når brønnen har nådd total dybde og hele dybden i borehullet kan være logget.

Sanntidsdata registreres direkte mot målt kabeldybde. Minnedata blir registrert mot tid, og deretter måles dybdedata samtidig mot tid. De to datasettene blir deretter slått sammen ved hjelp av den vanlige tidsbasen for å lage en instrumentrespons versus dybdelogg. Minne registrert dybde kan også korrigeres på nøyaktig samme måte som sanntidskorrigeringer gjøres, så det skal ikke være noen forskjell i oppnåelig TAH-nøyaktighet.

Den målte kabeldybden kan avledes fra en rekke forskjellige målinger, men blir vanligvis enten registrert basert på en kalibrert hjulteller, eller (mer nøyaktig) ved hjelp av magnetiske merker som gir kalibrerte trinn med kabellengde. Målingene må deretter korrigeres for elastisk strekk og temperatur. [1]

Det er mange typer ledningslogger, og de kan kategoriseres enten etter funksjon eller teknologien de bruker. "Åpne hullstokker" kjøres før olje- eller gassbrønnen er foret med rør eller foringsrør. "Foringshullstokker" kjøres etter at brønnen er foret med foringsrør eller produksjonsrør. [2]

Ledningslogger kan deles inn i brede kategorier basert på de fysiske egenskapene som er målt.

Elektriske tømmerstokker

I 1928 utviklet Schlumberger-brødrene i Frankrike arbeidshesten til alle formasjonsevalueringsverktøy: den elektriske loggen. Elektriske tømmerstokker har blitt forbedret til en høy grad av presisjon og raffinement siden den tiden, men det grunnleggende prinsippet har ikke endret seg. De fleste underjordiske formasjoner inneholder vann, ofte saltvann, i porene . Motstanden mot elektrisk strøm av den totale formasjonen - berg og væsker - rundt borehullet er proporsjonal med summen av volumetriske proporsjoner av mineralkorn og ledende vannfylt porerom. Hvis porene er delvis fylt med gass eller olje, som er motstandsdyktige mot gjennomføring av elektrisk strøm, er masseformasjonsmotstanden høyere enn for vannfylte porer. For å få en praktisk sammenligning fra måling til måling, måler de elektriske loggeverktøyene motstanden til en kubikkmeter formasjon. Denne målingen kalles resistivitet .

Moderne loggverktøy for resistivitet faller i to kategorier, Laterolog og Induksjon, med forskjellige kommersielle navn, avhengig av firmaet som tilbyr loggtjenestene.

Laterolog-verktøy sender en elektrisk strøm fra en elektrode på sonden direkte inn i formasjonen. Returelektrodene er plassert enten på overflaten eller på selve sonden. Komplekse matriser av elektroder på sonden (beskyttelseselektroder) fokuserer strømmen inn i formasjonen og forhindrer at strømledninger vifter ut eller strømmer direkte til returelektroden gjennom borehullsvæsken. De fleste verktøy varierer spenningen ved hovedelektroden for å opprettholde en konstant strømintensitet. Denne spenningen er derfor proporsjonal med formasjonenes resistivitet. Fordi strøm må strømme fra sonden til formasjonen, fungerer disse verktøyene bare med ledende borehullsvæske. Siden motstanden til slammet måles i serie med formasjonens motstand, gir laterologverktøy de beste resultatene når modstanden til gjørme er lav med hensyn til formasjonsresistivitet, dvs. i salt gjørme.

Induksjonstømmer bruker en elektrisk spole i sonden for å generere en vekselstrømssløyfe i formasjonen ved induksjon. Dette er det samme fysiske prinsippet som brukes i elektriske transformatorer. Vekselstrømssløyfen induserer i sin tur en strøm i en mottaksspole som er plassert et annet sted på sonden. Strømmen i mottakerspolen er proporsjonal med intensiteten til strømsløyfen, derav til konduktiviteten (gjensidig motstand) av formasjonen. Flere sende- og mottaksspoler brukes til å fokusere formasjonsstrømsløyfer både radielt (undersøkelsesdybde) og aksialt (vertikal oppløsning). Frem til slutten av 80-tallet har arbeidshesten til induksjonslogging vært 6FF40-sonden som består av seks spoler med en nominell avstand på 40 tommer (1000 mm). Siden 90-tallet bruker alle store loggingselskaper såkalte array-induksjonsverktøy. Disse består av en enkelt transmisjonsspole og et stort antall mottaksspoler. Radiell og aksial fokusering utføres av programvare i stedet for av den fysiske utformingen av spoler. Siden formasjonsstrømmen strømmer i sirkulære sløyfer rundt loggeverktøyet, måles slamresistivitet parallelt med formasjonsresistivitet. Induksjonsverktøy gir derfor best resultat når gjørmemotstand er høy med hensyn til formasjonsmotstand, dvs. fersk slam eller ikke-ledende væske. I oljebasert gjørme, som ikke er ledende, er induksjonslogging det eneste tilgjengelige alternativet.

Fram til slutten av 1950-tallet utgjorde elektriske tømmerstokker, gjørmestokker og prøvestokker det meste av oljemannens armamentarium. Skogverktøy for å måle porøsitet og permeabilitet begynte å bli brukt på den tiden. Den første var mikrologen. Dette var en miniatyr elektrisk stokk med to sett med elektroder. Den ene målte formasjonsmotstanden omtrent 1/2 "dyp og den andre omtrent 1" -2 "dyp. Hensikten med denne tilsynelatende meningsløse målingen var å oppdage permeabilitet. Permeable seksjoner av en borehullsvegg utvikler et tykt lag med sølekake under boring. væsker, kalt filtrat, suger inn i formasjonen, og etterlater tørketørken for å forsegle veggen og stoppe filtratets "invasjon" eller bløtlegging. Den korte dybdeelektroden til mikrologen ser gjørme kake i permeable seksjoner. Den dypere 1 "elektroden ser filtrat invadert formasjon. I ikke-gjennomtrengelige seksjoner leser begge verktøyene like, og sporene faller oppå hverandre på stripediagrammet. I permeable seksjoner skiller de seg.

Også på slutten av 1950-tallet ble målestokker for porøsitet utviklet. De to hovedtypene er: kjerneporøsitetslogger og soniske logger.

Porøsitetslogger

De to viktigste kjernefysiske porøsitetsloggene er tetthets- og nøytronloggen.

Tetthetsloggingsverktøy inneholder en cesium-137 gammastrålekilde som bestråler formasjonen med 662  keV gammastråler. Disse gammastrålene samhandler med elektroner i formasjonen gjennom Compton-spredning og mister energi. Når gammastrålens energi har falt under 100 keV, dominerer fotoelektrisk absorpsjon: gammastråler absorberes til slutt av formasjonen. Mengden energitap ved Compton-spredning er relatert til antall elektroner per enhetsvolum av dannelse. Siden forholdet mellom atomvekt, A, og atomnummer, Z, er nær de fleste av interessante elementer (under Z = 20), er nær 2, er gammastråle energitap relatert til mengden materie per volumsenhet, dvs. formasjonstetthet .

En gammastråldetektor som ligger et stykke fra kilden, oppdager overlevende gammastråler og sorterer dem i flere energivinduer. Antall høyenergi gammastråler styres av kompton-spredning, derav av formasjonstetthet. Antallet gammarenergi med lav energi styres av fotoelektrisk absorpsjon, som er direkte relatert til det gjennomsnittlige atomnummeret, Z, for formasjonen, derav til litologi . Moderne tetthetsloggingsverktøy inkluderer to eller tre detektorer, som tillater kompensasjon for noen borehullseffekter, spesielt for tilstedeværelsen av gjørmekake mellom verktøyet og formasjonen.

Siden det er en stor kontrast mellom tettheten av mineralene i formasjonen og tettheten av porevæsker, kan porøsitet lett avledes fra målt massedensitet for dannelse hvis både mineral- og væsketetthet er kjent.

Neutronporøsitetsloggingsverktøy inneholder en americium - beryllium- nøytronkilde , som bestråler formasjonen med nøytroner. Disse nøytronene mister energi gjennom elastiske kollisjoner med kjerner i formasjonen. Når energien deres har sunket til termisk nivå, diffunderer de tilfeldig bort fra kilden og blir til slutt absorbert av en kjerne. Hydrogenatomer har i hovedsak samme masse som nøytronet; derfor er hydrogen den viktigste bidragsyteren til å redusere nøytronene. En detektor i noen avstand fra kilden registrerer antall nøytroner som når dette punktet. Nøytroner som er redusert til termisk nivå har stor sannsynlighet for å bli absorbert av formasjonen før de når detektoren. Nøytrontellehastigheten er derfor omvendt relatert til mengden hydrogen i formasjonen. Siden hydrogen hovedsakelig er tilstede i porevæsker (vann, hydrokarboner) kan tellingshastigheten omdannes til tilsynelatende porøsitet. Moderne verktøy for nøytronlogging inkluderer vanligvis to detektorer for å kompensere for noen borehullseffekter. Porøsitet er avledet fra forholdet mellom tellehastigheter ved disse to detektorene i stedet for fra tellehastigheter ved en enkelt detektor.

Kombinasjonen av nøytron- og tetthetslogger utnytter det faktum at litologi har motsatte effekter på disse to porøsitetsmålingene. Gjennomsnittet av nøytron- og tetthetsporøshetsverdier er vanligvis nær den virkelige porøsiteten, uavhengig av litologi. En annen fordel med denne kombinasjonen er "gasseffekten." Gass, som er mindre tett enn væsker, oversettes til en tetthetsavledet porøsitet som er for høy. Gass derimot har mye mindre hydrogen per volumsenhet enn væsker: nøytronavledet porøsitet, som er basert på mengden hydrogen, er for lav. Hvis begge loggene vises på kompatible skalaer, legger de hverandre i væskefylte, rene formasjoner og er vidt skilt i gassfylte formasjoner.

Soniske logger bruker et pinger- og mikrofonarrangement for å måle lydhastigheten i formasjonen fra den ene enden av sonden til den andre. For en gitt bergart varierer den akustiske hastigheten indirekte med porøsiteten. Hvis lydhastigheten gjennom solid stein blir tatt som en måling av 0% porøsitet, er en lavere hastighet en indikasjon på en høyere porøsitet som vanligvis fylles med formasjonsvann med en lavere lydhastighet.

Både lyd- og tetthetsnøytronlogger gir porøsitet som sin primære informasjon. Soniske logger leser lenger borte fra borehullet, så de er mer nyttige der deler av borehullet er hulet. Fordi de leser dypere, har de også en tendens til å gjennomsnittlig mer dannelse enn tetthets-nøytronloggene gjør. Moderne lydkonfigurasjoner med pingere og mikrofoner i begge ender av loggen, kombinert med dataanalyse, minimerer gjennomsnittet noe. Gjennomsnitt er en fordel når formasjonen blir evaluert for seismiske parametere, et annet område for formasjonsevaluering. En spesiell logg, Long Spaced Sonic, brukes noen ganger til dette formålet. Seismiske signaler (en enkelt bølging av en lydbølge i jorden) er i snitt sammen titalls til hundre meter fotformasjon, så en gjennomsnittlig sonisk logg er mer direkte sammenlignbar med en seismisk bølgeform.

Tetthetsnøytronlogger leser formasjonen innen omtrent 178 mm fra borehullveggen. Dette er en fordel ved å løse tynne senger. Det er en ulempe når hullet er dårlig hulet. Rettelser kan gjøres automatisk hvis hulen ikke er mer enn noen få centimeter dyp. En skyvelearm på sonden måler borehullets profil, og en korreksjon beregnes og innarbeides i porøsitetsavlesningen. Men hvis hulen er mye mer enn fire centimeter dyp, leser tetthets-nøytronloggen litt mer enn boreslam.

Litologilogger - SP og gammastråle

Det er to andre verktøy, SP-loggen og Gamma Ray-loggen, hvorav det ene eller begge nesten alltid brukes i ledningslogging. Produksjonen deres presenteres vanligvis sammen med de elektriske og porøse stokkene som er beskrevet ovenfor. De er uunnværlige som tilleggsveiledninger for bergartens natur rundt borehullet.

SP-loggen, kjent som en "Spontan potensiell", "Selvpotensial" eller "Skiferpotensial" -logg er en voltmetermåling av spenningen eller den elektriske potensialforskjellen mellom gjørmen i hullet på en bestemt dybde og en kobberjorddrevet inn i jordoverflaten et lite stykke fra borehullet. En saltforskjell mellom boreslam og formasjonsvann fungerer som et naturlig batteri og vil forårsake flere spenningseffekter. Dette "batteriet" forårsaker en bevegelse av ladede ioner mellom hullet og formasjonsvannet der det er nok permeabilitet i fjellet. Den viktigste spenningen er satt opp som en permeabel formasjon tillater ionebevegelse, og reduserer spenningen mellom formasjonsvannet og gjørmen. Seksjoner av borehullet der dette skjer har en spenningsforskjell med andre ikke-permeable seksjoner der ionebevegelse er begrenset. Vertikal ionebevegelse i sølesøylen skjer mye saktere fordi gjørmen ikke sirkulerer mens borerøret er ute av hullet. Kobberoverflatestaven gir et referansepunkt som SP-spenningen måles mot for hver del av borehullet. Det kan også være flere andre mindre spenninger, for eksempel på grunn av slamfiltrat som strømmer inn i formasjonen under påvirkning av et overbalansert slamsystem. Denne strømmen bærer ioner og er en spenningsgenererende strøm. Disse andre spenningene er sekundære i forhold til spenningen som skyldes saltinnholdskontrasten mellom gjørme og formasjonsvann.

Nyansene i SP-loggen blir fortsatt undersøkt. I teorien inneholder nesten alle porøse bergarter vann. Noen porer er fullstendig fylt med vann. Andre har et tynt lag med vannmolekyler som fukter overflaten av fjellet, med gass eller olje som fyller resten av porene. I sandsteiner og porøse kalkstein er det et kontinuerlig vannlag gjennom hele formasjonen. Hvis det til og med er litt permeabilitet for vann, kan ioner bevege seg gjennom fjellet og redusere spenningsforskjellen med gjørmen i nærheten. Skifer tillater ikke vann- eller ionebevegelse. Selv om de kan ha et stort vanninnhold, er det bundet til overflaten av de flate leirkrystallene som består av skifer. Slik opprettholder gjørme motsatt skiferdeler sin spenningsforskjell med den omkringliggende bergarten. Når SP-loggeverktøyet trekkes opp, måler det spenningsforskjellen mellom referansestaven og gjørmen overfor skifer og sandstein eller kalkstein. Den resulterende loggkurven gjenspeiler bergartens permeabilitet og indirekte deres litologi. SP-kurver brytes ned over tid, ettersom ionene diffunderer opp og ned i sølesøylen. Det kan også lide av avviksspenninger forårsaket av andre loggeverktøy som kjøres med den. Eldre, enklere logger har ofte bedre SP-kurver enn mer moderne logger av denne grunn. Med erfaring i et område, kan en god SP-kurve til og med tillate at en dyktig tolk utleder sedimentære miljøer som deltaer, punktstenger eller offshore tidevannsforekomster.

Gammastråleloggen er en måling av naturlig forekommende gammastråling fra borehullveggene. Sandsteiner er vanligvis ikke-radioaktiv kvarts og kalkstein er ikke-radioaktiv kalsitt. Skifer er imidlertid naturlig radioaktiv på grunn av kaliumisotoper i leire, og adsorbert uran og thorium. Dermed er tilstedeværelsen eller fraværet av gammastråler i et borehull en indikasjon på mengden skifer eller leire i den omkringliggende formasjonen. Gammastråleloggen er nyttig i hull boret med luft eller med oljebasert slam, da disse brønnene ikke har SP-spenning. Selv i vannbasert gjørme kjøres ofte gammastrålen og SP-loggene sammen. De består av en sjekk på hverandre og kan indikere uvanlige skiferpartier som enten ikke er radioaktive eller kan ha unormal ionisk kjemi. Gammastråleloggen er også nyttig for å oppdage kulllag, som avhengig av lokal geologi kan ha enten lave strålingsnivåer eller høye strålingsnivåer på grunn av adsorpsjon av uran. I tillegg vil gammastråleloggen fungere inne i et stålhus, noe som gjør det viktig når en foringsrommet må vurderes.

Tolke verktøyene

De umiddelbare spørsmålene som må besvares når de bestemmer seg for å fullføre en brønn eller å plugge og forlate (P&A) er:

• Inneholder noen soner i brønnen produserbare hydrokarboner?
• Hvor mye?
• Hvor mye, om noen, vil det bli produsert vann med dem?

Den elementære tilnærmingen til å svare på disse spørsmålene bruker Archie Equation .

Bibliografi