NO312079B1

NO312079B1 - Apparatus and method for well logging with borehole compensation

Info

Publication number: NO312079B1
Application number: NO19954903A
Authority: NO
Inventors: Brian Clark; Peter T Wu; Victor E Grijalva
Original assignee: Anadrill Int Sa
Priority date: 1994-12-02
Filing date: 1995-12-01
Publication date: 2002-03-11
Also published as: NO954903D0; NO954903L

Description

Oppfinnelsen vedrører brønnlogging og mer spesielt en fremgangsmåte og et apparat for brønnlogging for å bestemme formasjonsegenskaper slik som resistivitet, ved flere forskjellige radielle undersøkelsesdybder og med kompensasjon for faktorer slik som ruhet i borehullet og drift av elektroniske komponenter. Oppfinnelsen har generell anvendelse for brønnlogging, men er spesielt nyttig ved måling under boring. The invention relates to well logging and more particularly a method and an apparatus for well logging to determine formation properties such as resistivity, at several different radial investigation depths and with compensation for factors such as roughness in the borehole and operation of electronic components. The invention has general application for well logging, but is particularly useful when measuring during drilling.

En vanlig brukt teknikk for å evaluere formasjoner som omgir et borehull, er resistivitetslogging. Porøse formasjoner som har en høy resistivitet, indikerer vanligvis forekomst av hydrokarboner, mens porøse formasjoner med lav resistivitet vanligvis er vannmettet. Det området som umiddelbart omgir borehullet, kan imidlertid være invadert av borehullsfluid eller slamfiltrat og ha en annen resistivitet enn den uberørte formasjon. Hvis en anordning for resistivitetslogging bare har en radiell undersøkelsesdybde, er der en begrenset evne til å måle resistivitet i alle soner av interesse, og det kan være vanskelig å bestemme om den målte resistivitet representerer den invaderte sone, den uberørte sone, eller en kombinasjon av de to sonene. Hvis imidlertid anordningen for resistivitetslogging har flere radielle undersøkelsesdybder, er der større fleksibilitet. I tillegg til fordelen ved å ha for eksempel en grunnmåling og en dyp måling individuelt, kan kombinasjonen av de to tilveiebringe ytterligere informasjon slik som utbredelsen av invasjonen. Det er også mulig å kombinere to eller flere målinger for eksempel en grunnmåling og en dypere måling for å beregne et bedre estimat for den virkelige formasjonsresistiviteten. A commonly used technique to evaluate formations surrounding a borehole is resistivity logging. Porous formations that have a high resistivity usually indicate the presence of hydrocarbons, while porous formations with a low resistivity are usually water-saturated. However, the area immediately surrounding the borehole may be invaded by borehole fluid or mud filtrate and have a different resistivity than the untouched formation. If a resistivity logging device has only a radial survey depth, there is a limited ability to measure resistivity in all zones of interest, and it can be difficult to determine whether the measured resistivity represents the invaded zone, the intact zone, or a combination of the two zones. However, if the resistivity logging device has multiple radial survey depths, there is greater flexibility. In addition to the advantage of having, for example, a ground measurement and a deep measurement individually, the combination of the two can provide additional information such as the extent of the invasion. It is also possible to combine two or more measurements, for example a base measurement and a deeper measurement to calculate a better estimate of the real formation resistivity.

Apparater for resistivitetslogging ved hjelp av kabel med to eller flere radielle undersøkelsesdybder har lenge vært kjent. Konvensjonelle kabelapparater for resistivitetslogging tilveiebringe vanligvis to undersøkelsesdybder ved å bruke en kort og en lang vertikal gruppe med elektroder eller spoler. Vanligvis tilveiebringer en lang vertikal gruppe en større radiell undersøkelsesdybde enn en kort, vertikal gruppe. I den senere tid, som diskutert om et øyeblikk, er det blitt tilveiebrakt apparater for måling under boring med flere radielle undersøkelsesdybder. Apparatus for resistivity logging using cable with two or more radial survey depths has long been known. Conventional cable resistivity logging devices typically provide two survey depths using a short and a long vertical array of electrodes or coils. Generally, a long vertical group provides a greater radial depth of investigation than a short vertical group. More recently, as discussed in a moment, apparatus has been made available for measuring while drilling with multiple radial probing depths.

En type brønnlogging som er av interesse her, er såkalt elektromagnetisk forplantningslogging, som kan brukes for å måle resistiviteten til den formasjon som omgir et borehull. US-patent nr 3 551 797 beskriver for eksempel en fremgangsmåte hvor elektromagnetisk energi blir sendt inn i formasjonen, og energi som vender tilbake til borehullet blir målt ved et mottakerpar for å bestemme dempningen og/eller fasedreiningen til den elektromagnetiske energi som forplantes i formasjonen. Mer enn en vertikal avstand mellom en sender og forskjellige mottakerpar kan brukes for å oppnå forskjellige radielle undersøkelsesdybder. For eksempel kan et mottakerpar forholdsvis nær senderen brukes til å oppnå dempnings-og/eller fasedreinings-informasjon hvorfra egenskapene til den invaderte sone blir bestemt, og målinger av dempningen og/eller fasedreiningen fra et mottakerpar forholdsvis langt fra senderen kan brukes til å frembringe egenskapene til den dypere, ikke-invaderte formasjonen. Enten dempning eller fasedreining kan brukes til å bestemme en volumverdi av den elektromagnetiske skinndybde for formasjonen, slik at volum-konduktiviteten da kan bestemmes fra den elektromagnetiske skinndybde. One type of well logging that is of interest here is so-called electromagnetic propagation logging, which can be used to measure the resistivity of the formation surrounding a borehole. US patent no. 3,551,797 describes, for example, a method where electromagnetic energy is sent into the formation, and energy that returns to the borehole is measured by a pair of receivers to determine the attenuation and/or phase shift of the electromagnetic energy that is propagated in the formation. More than one vertical distance between a transmitter and different receiver pairs can be used to achieve different radial survey depths. For example, a pair of receivers relatively close to the transmitter can be used to obtain attenuation and/or phase shift information from which the characteristics of the invaded zone are determined, and measurements of the attenuation and/or phase shift from a pair of receivers relatively far from the transmitter can be used to produce the characteristics to the deeper, uninvaded formation. Either attenuation or phase rotation can be used to determine a volume value of the electromagnetic skin depth for the formation, so that the volume conductivity can then be determined from the electromagnetic skin depth.

Forskjellige andre teknikker finnes også på området for å utnytte flere sendere og/eller mottakere til å undersøke resistivitet ved forskjellige undersøkelsesdybder. Various other techniques also exist in the field to utilize multiple transmitters and/or receivers to investigate resistivity at different investigation depths.

I US-patent nr 4 899 112 er det beskrevet et loggeapparat for å bestemme resistivitet i formasjoner ved to forskjellige radielle undersøkelsesdybder ved å bruke signaler som er mottatt ved bare et enkelt mottakerpar. Resistiviteten til formasjonene ved en forholdsvis grunn undersøkelsesdybde omkring mottakerparet blir bestemt som en funksjon av fasedreiningen målt ved mottakerparet, og resistiviteten til formasjoner ved en forholdsvis dyp undersøkelsesdybde omkring mottakerparet blir bestemt som en funksjon av dempningen målt ved mottakerparet. Apparatet er særlig fordelaktig til måling under boring hvor det er ønskelig å oppnå resistivitet ved flere undersøkelsesdybder samtidig som lengden og kompleksiteten av loggeanordningen minimaliseres. US-patent nr 4 899 112 beskriver også en såkalt borehullskompensert utførelses-form hvor mottakerparet er anbrakt mellom og i lik avstand fra et par senderantenner som kan energiseres vekselvis. Signalene som mottas ved mottakerparet, kan midles for å tilveiebringe borehullskompenserte signaler; det vil si signaler fra hvilke (1) drift av elektroniske komponenter, og (2) borehullsrugositet er blitt redusert eller fjernet ved kansellering. US Patent No. 4,899,112 describes a logging apparatus for determining resistivity in formations at two different radial survey depths using signals received at only a single pair of receivers. The resistivity of the formations at a relatively shallow depth of investigation around the receiver pair is determined as a function of the phase shift measured at the receiver pair, and the resistivity of formations at a relatively deep depth of investigation around the receiver pair is determined as a function of the attenuation measured at the receiver pair. The device is particularly advantageous for measurement during drilling where it is desirable to obtain resistivity at several investigation depths while minimizing the length and complexity of the logging device. US patent no. 4 899 112 also describes a so-called borehole compensated embodiment where the receiver pair is placed between and at an equal distance from a pair of transmitter antennas which can be energized alternately. The signals received at the receiver pair can be averaged to provide borehole compensated signals; that is, signals from which (1) operation of electronic components, and (2) borehole roughness have been reduced or removed by cancellation.

En eller flere ytterligere sendere kan være tilføyd den nettopp beskrevne loggeanordning ved forskjellige avstander for å oppnå ytterligere undersøkelsesdybder. For imidlertid å tilveiebringe borehullskompensasjon for hver ytterligere avstand, ville det være nødvendig å frembringe to sendere (en på hver side av mottakerne) for hver slik ytterligere avstand. One or more additional transmitters can be added to the logging device just described at different distances to achieve additional survey depths. However, to provide borehole compensation for each additional distance, it would be necessary to provide two transmitters (one on each side of the receivers) for each such additional distance.

Det er blant formålene med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte og et apparat for logging som bestemmer f ormasjonsegenskaper ved forskjellige undersøkelses-dybder, med borehullskompensasjon og også med minimal bruk av antenner. It is among the purposes of the present invention to provide a method and an apparatus for logging which determines formation properties at different investigation depths, with borehole compensation and also with minimal use of antennas.

Apparatet og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse gir fordelene ved borehullskompensasjon uten at det er nødvendig å ha, for hvert avstandspar mellom sender og mottaker, en "lik og motsatt" sender med samme avstand på den annen side av mottakerparet. The apparatus and method according to the present invention provide the advantages of borehole compensation without the need to have, for each distance pair between transmitter and receiver, an "equal and opposite" transmitter with the same distance on the other side of the receiver pair.

I en form av oppfinnelsen er det tilveiebrakt to senderantenner med lik og motsatt avstand fra midtpunktet til mottakerantenne-paret, og en tredje senderantenne ved en annen avstand fra midtpunktet til mottakerantenne-paret uten at det er nødvendig å tilveiebringe en fjerde senderantenne for å oppnå fordelene med borehullskompensasjon. Dette reduserer kompleksiteten og omkostningene ved å tilføye ytterligere undersøkelsesdybder til et loggeapparat, mens fordelen med borehullskompensasjon beholdes. In one form of the invention, two transmitter antennas are provided with an equal and opposite distance from the center point to the receiver antenna pair, and a third transmitter antenna at a different distance from the center point to the receiver antenna pair without it being necessary to provide a fourth transmitter antenna to achieve the advantages with borehole compensation. This reduces the complexity and cost of adding additional survey depths to a logger, while retaining the benefit of borehole compensation.

I en annen form av oppfinnelsen er det tilveiebrakt minst tre senderantenner med minst en av dem på en side av mottakerantenne-paret og minst to av dem på den annen side av mottakerantenne-paret. I denne utførelsesformen er ingen av avstandene mellom respektive senderantenner og midtpunktet til mottakerantenne-paret den samme, idet avstandene fortrinnsvis har en forskjell på minst 2,5 cm (1 tomme). Flere effektive undersøkelsesdybder kan oppnås innbefattet undersøkelsesdybder som ikke svarer til en fysisk avstand mellom en senderantenne og midtpunktet til mottakerantenne-paret. Fordelen ved borehullskompensasjon er tilstede for hver undersøkelsesdybde for den asymmetriske senderkonfigurasjon. In another form of the invention, at least three transmitter antennas are provided with at least one of them on one side of the receiver antenna pair and at least two of them on the other side of the receiver antenna pair. In this embodiment, none of the distances between respective transmitter antennas and the center point of the receiver antenna pair are the same, the distances preferably having a difference of at least 2.5 cm (1 inch). Several effective survey depths can be achieved including survey depths that do not correspond to a physical distance between a transmitter antenna and the midpoint of the receiver antenna pair. The advantage of borehole compensation is present at every survey depth for the asymmetric transmitter configuration.

I samsvar med en av de ovennevnte utførelsesformer av oppfinnelsen er det tilveiebrakt et apparat for å bestemme en egenskap, slik som resistivitet, for grunnformasjoner som omgir et borehull, omfattende: en langstrakt loggeanordning som er bevegelig gjennom borehullet; første, tredje og andre senderantenner som er adskilt i langsgående avstand fra hverandre på anordningen; et par langsgående adskilte mottakerantenner på anordningen der paret med senderantenner befinner seg mellom den annen senderantenne og enten den første eller den tredje senderantenne; den første, tredje og annen senderantenne er adskilt fra midtpunktet mellom mottakerparet med henholdsvis første, tredje og andre avstander, og den første og den annen avstand er hovedsakelig den samme; en anordning for å energisere den første, tredje og annen senderantenne med elektromagnetisk energi; en anordning for å motta, ved paret av mottakerantenner, elektromagnetisk energi fra senderantennene; en anordning for fra den elektromagnetiske energi som er mottatt ved mottakerantenne-paret å bestemme første, tredje og andre fasedreinings- og/eller dempnings-målinger for del elektromagnetiske energi som er utsendt fra den første, tredje og annen senderantenne; og en anordning for å bestemme en egenskap ved grunnformasjonene fra de første, tredje og andre fasedreinings- og/eller dempnings-målingene. I en utførelsesform av oppfinnelsen er den tredje avstand mindre enn den annen avstand, og i en annen ut-førelsesform av oppfinnelsen er den tredje avstand større enn den annen avstand. I en illustrert utførelsesform av oppfinnelsen blir formasjonsresistiviteten bestemt ved fire borehullskompenserte undersøkelsesdybder. In accordance with one of the above embodiments of the invention, there is provided an apparatus for determining a property, such as resistivity, of bedrock formations surrounding a borehole, comprising: an elongated logging device movable through the borehole; first, third and second transmitter antennas longitudinally spaced apart on the device; a pair of longitudinally spaced receiving antennas on the device, the pair of transmitting antennas being located between the second transmitting antenna and either the first or the third transmitting antenna; the first, third and second transmitter antennas are separated from the midpoint between the receiver pair by first, third and second distances, respectively, and the first and second distances are substantially the same; means for energizing the first, third and second transmitting antennas with electromagnetic energy; a device for receiving, at the pair of receiving antennas, electromagnetic energy from the transmitting antennas; a device for determining, from the electromagnetic energy received at the receiving antenna pair, first, third and second phase rotation and/or attenuation measurements for part of the electromagnetic energy emitted from the first, third and second transmitting antenna; and a device for determining a characteristic of the base formations from the first, third and second phase rotation and/or attenuation measurements. In one embodiment of the invention, the third distance is smaller than the second distance, and in another embodiment of the invention, the third distance is greater than the second distance. In an illustrated embodiment of the invention, the formation resistivity is determined at four borehole compensated survey depths.

I samsvar med den ovenfor antydede utførelsesform av oppfinnelsen er den første, tredje og annen senderantenne adskilt fra midtpunktet mellom mottakerantenne-paret med henholdsvis en første, en tredje og en annen avstand, hvor den første, den tredje og den annen avstand er forskjellige. I denne utførelsesformen omfatter anordningen for resistivitets-bestemmelse en anordning for å kombinere minst en veid måling av fasedreining og/eller dempning av elektromagnetisk energi fra den første eller tredje senderantenne, og en veid måling av fasedreining og/eller dempning av elektromagnetisk energi fra den annen senderantenne. In accordance with the above-mentioned embodiment of the invention, the first, third and second transmitter antenna are separated from the midpoint between the receiver antenna pair by a first, a third and a second distance respectively, where the first, the third and the second distance are different. In this embodiment, the device for resistivity determination comprises a device for combining at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from the first or third transmitter antenna, and a weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from the second transmitter antenna.

Ytterligere trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende detaljerte beskrivelse i forbindelse med de vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 er et skjema, delvis i blokkform, av et system i samsvar med en utf ørelsesf orm av oppfinnelsen; Fig. 2 er et skjema, delvis i blokkform, av en utførelses- form av elektronikken i utf ørelsesf ormen på figur 1; Fig. 3 illustrerer en variant av utførelsesformen på figur 2; Fig. 4 som innbefatter figurene 4A og 4B anordnet den ene under den annen, er et flytskjema over en rutine for å styre en prosessor ved praktisering av utførelses-formen på figur 2 eller 3; Fig. 5 illustrerer en loggeanordning med fem senderantenner i samsvar med en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen; Fig. 6 er et diagram som illustrerer plasseringen av antennene i samsvar med en ytterligere utførelses-form av oppfinnelsen; Fig. 7 illustrerer en annen loggeanordning med tre sendere i samsvar med en ytterligere utf ørelsesf orm av oppfinnelsen; Fig. 8 som omfatter figurene 8A og 8B anbrakt den ene under den annen, er et flytskjema over en rutine for å Further features and advantages of the invention will be apparent from the following detailed description in connection with the attached drawings, where: Fig. 1 is a diagram, partly in block form, of a system in conformity with an embodiment of the invention; Fig. 2 is a diagram, partly in block form, of an embodiment shape of the electronics in the embodiment of Figure 1; Fig. 3 illustrates a variant of the embodiment of Fig. 2; Fig. 4, which includes figures 4A and 4B arranged one below the other, is a flow chart of a routine for controlling a processor when practicing the embodiment of figure 2 or 3; Fig. 5 illustrates a logging device with five transmitter antennas in accordance with a further embodiment of the invention; Fig. 6 is a diagram illustrating the location of the antennas in accordance with a further embodiment of the invention; Fig. 7 illustrates another logging device with three transmitters in accordance with a further embodiment of the invention; Fig. 8, which includes figures 8A and 8B placed one under the other, is a flowchart of a routine to

styre en prosessor i samsvar med en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen. control a processor in accordance with a further embodiment of the invention.

Det vises til figur 1 hvor det er vist en utførelsesform av oppfinnelsen i form av et apparat og en fremgangsmåte for logging under boring. En plattform og et boretårn 10 er posisjonert over et borehull 11 som er dannet i jorden ved rotasjonsboring. En borestreng 12 er opphengt i borehullet og omfatter en borkrone 15 ved sin nedre ende. Borestrengen 12 og borkronen 15 som er festet til denne, blir dreiet ved hjelp av et rotasjonsbord 16 (energisert ved hjelp av ikke viste midler) som er i inngrep med en keily 17 ved den øvre ende av borestrengen. Borestrengen er opphengt fra en krok 18 festet til en løpeblokk (ikke vist). Kellyen er forbundet med kroken gjennom en rotasjonssvivel 19 som tillater rotasjon av borestrengen i forhold til kroken. Borefluid eller slam 26 befinner seg i en grop 27 i jorden. En pumpe 29 pumper borefluidet inn i borestrengen 12 via en åpning i svivelen 19 slik at det strømmer nedover gjennom midten av borestrengen 12. Borefluiet kommer ut av borestrengen via åpninger i borkronen 15 og sirkuleres oppover i området mellom utsiden av borestrengen og borehullets omkrets. Som kjent fører derved borefluidet med seg formasjonskutt til jordoverflaten og borefluidet blir tilbakeført til gropen 27 for resirkulasjon. Den lille pilen på figuren illustrerer den vanlige strømnings-retningen for borefluidet. Reference is made to Figure 1 where an embodiment of the invention is shown in the form of an apparatus and a method for logging during drilling. A platform and a derrick 10 are positioned above a borehole 11 which is formed in the earth by rotary drilling. A drill string 12 is suspended in the drill hole and comprises a drill bit 15 at its lower end. The drill string 12 and the drill bit 15 attached thereto are rotated by means of a rotary table 16 (energized by means not shown) which engages a key 17 at the upper end of the drill string. The drill string is suspended from a hook 18 attached to a running block (not shown). The kelly is connected to the hook through a rotation swivel 19 which allows rotation of the drill string in relation to the hook. Drilling fluid or mud 26 is located in a pit 27 in the earth. A pump 29 pumps the drilling fluid into the drill string 12 via an opening in the swivel 19 so that it flows downwards through the middle of the drill string 12. The drilling fluid comes out of the drill string via openings in the drill bit 15 and is circulated upwards in the area between the outside of the drill string and the circumference of the drill hole. As is known, the drilling fluid thereby carries formation cuts to the soil surface and the drilling fluid is returned to the pit 27 for recirculation. The small arrow in the figure illustrates the usual direction of flow for the drilling fluid.

Montert inne i borestrengen 12, fortrinnsvis nær borkronen 15, er et nedhulls avfølings-, behandlings-, lagrings- og overførings-delsystem 100. Delsystemet 100 omfatter et måleapparat 200 som omfatter minst tre senderantenner T^, T2 og T3, og mottakerantenner R og R2, og arbeider på den måte som skal beskrives nedenfor. (Antennene kan være av den type som er beskrevet i nevnte US-patent 4 899 112; d.v.s. spoler viklet på monteringsmaterialet omkring en spesiell seksjon av metallvektrøret som utgjør en del av delsystemet 100.) En kommunikasjonssenderdel av delsystemet nede i hullet omfatter en akustisk sender 56 som genererer et akustisk signal i borefluidet og som er representativt for de målte tilstander nede i hullet. En egnet type akustisk sender som er kjent på området, anvender en innretning kjent som en "slamsirene" som omfatter en slisset stator og en slisset rotor som roterer og gjentatt avbryter strømmen av borefluid for å opprette et ønsket akustisk bølgesignal i borefluidet. Den genererte akustiske slambølge forplanter seg oppover i fluidet gjennom midten av borestrengen med lydhastigheten i fluidet. Den akustisk bølgen blir mottatt på jordoverflaten ved hjelp av transdusere representert ved henvisningstall 31. Transduserne som for eksempel er piezoelektriske transdusere, omfatter de mottatte akustiske signaler til elektroniske signaler. Utgangen fra transduserne 31 blir koplet til mottakerdelsystemet 90 på overflaten som er virksomt til å demodulere de overførte signaler, som så blir koplet til en prosessor 85 og en registreringsanordning 45. Mounted inside the drill string 12, preferably near the drill bit 15, is a downhole sensing, processing, storage and transmission subsystem 100. The subsystem 100 comprises a measuring device 200 which comprises at least three transmitter antennas T^, T2 and T3, and receiver antennas R and R2, and works in the manner described below. (The antennas can be of the type described in the aforementioned US patent 4,899,112; i.e. coils wound on the mounting material around a special section of the metal weight tube that forms part of the subsystem 100.) A communication transmitter part of the down-hole subsystem comprises an acoustic transmitter 56 which generates an acoustic signal in the drilling fluid and which is representative of the measured conditions down the hole. A suitable type of acoustic transmitter known in the art uses a device known as a "mud siren" comprising a slotted stator and a slotted rotor which rotates and repeatedly interrupts the flow of drilling fluid to create a desired acoustic wave signal in the drilling fluid. The generated acoustic mud wave propagates upwards in the fluid through the center of the drill string at the speed of sound in the fluid. The acoustic wave is received on the earth's surface by means of transducers represented by reference number 31. The transducers, which are for example piezoelectric transducers, convert the received acoustic signals into electronic signals. The output from the transducers 31 is connected to the receiver subsystem 90 on the surface which is effective for demodulating the transmitted signals, which is then connected to a processor 85 and a recording device 45.

Senderen 56 blir styrt av senderstyrings- og driv-elektronikk 57 som omfatter analog/digital-kretser (A/D-krets) som omformer signalene som er representative for tilstander nede i hullet til digital form. Styrings- og driv-elektronikken kan også innbefatte et passende modulator, slik som en faseskiftnøklet (PSK) modulator, som på konvensjonell måte frembringer drivsignaler for tilførsel til senderen 56. Disse drivsignalene kan brukes til å påføre passende modula-sjon til slamsirenen i senderen 56. man vil forstå at alternative teknikker kan anvendes for å kommunisere logge-informasjon til jordoverflaten. The transmitter 56 is controlled by transmitter control and drive electronics 57 which comprise analogue/digital circuits (A/D circuit) which transform the signals which are representative of conditions down the hole into digital form. The control and drive electronics may also include a suitable modulator, such as a phase shift keyed (PSK) modulator, which conventionally generates drive signals for input to the transmitter 56. These drive signals can be used to apply suitable modulation to the mud siren in the transmitter 56 .one will understand that alternative techniques can be used to communicate logging information to the earth's surface.

Delsystemet 100 nede i hullet innbefatter videre innhentings- og prosessor-elektronikk 58. Denne elektronikken innbefatter en mikroprosessor (med tilhørende minne, taktkrets og grensesnittkrets) og behandlingskretser. Innhentings- og prosessor-elektronikken 58 er koplet til måleapparatet 200 og frembringer måleinformasjon fra dette. Innhentings- og prosessor-elektronikken er i stand til å lagre data fra måleapparatet, behandle dataene og lagre resultatene, og kople en ønsket del av informasjonen til senderstyrings- og drivelektronikken 57 for overføring til overflaten ved hjelp av senderen 56. Et batteri 53 kan. tilveiebringe kraft nede i borehullet. Som kjent på området kan også en generator (ikke vist) nede i borehullet, en såkalt "slamturbin" drevet av borefluidet, og benyttes til å frembringe kraft under boring. The subsystem 100 down in the hole further includes acquisition and processor electronics 58. This electronics includes a microprocessor (with associated memory, clock circuit and interface circuit) and processing circuits. The acquisition and processor electronics 58 is connected to the measuring device 200 and produces measurement information from this. The acquisition and processor electronics are able to store data from the measuring device, process the data and store the results, and connect a desired portion of the information to the transmitter control and drive electronics 57 for transmission to the surface by means of the transmitter 56. A battery 53 can. provide downhole power. As is known in the field, a generator (not shown) down in the borehole, a so-called "mud turbine" driven by the drilling fluid, can also be used to generate power during drilling.

Figur 2 er et blokkskjerna over elektronikken i måleapparatet 200 og innhentings- og prosessor-elektronikken 58. En oscillator 211 frembringer et elektrisk signal med frekvens f (for eksempel ved 2 MHz) , som blir forsterket ved hjelp av en forsterker 212 og tilført, via en elektronisk styrt bryter 275, til en av senderantennene T^, T2 eller T3, gjennom respektive impedanstilpasningskretser 221, 222 og 223. Bryteren 275 under styring av prosessoren 270, velger den senderen T , T2 eller T"3 som skal energiseres. Signalet fra mottaker R1 blir koplet via impedanstilkoplingskretsen 23 0 og forforsterkeren 231 til en inngang på en elektronisk styrt bryter 250. Likeledes blir signalet fra mottakeren R2 koplet via en impedanstilpasningskrets 240 og en forforsterker 241 til den andre inngangen på bryteren 250. Bryteren 250 velger under styring av prosessoren 270 (R1)- eller (R2)-mottaker-utgangen. Det valgte signal blir forsterket ved hjelp av en forsterker 251 og deretter omformet til en lavere frekvens Af ved bruk av en kjent heterodynteknikk. En lokaloscillator 213 er i en faselåst sløyfe (representert ved 215) med hoved-oscillatoren 211. Lokaloscillatoren 213 har en frekvens f+Af hvor Af typisk er et par kHz eller mindre. Et signal fra lokaloscillatoren blir blandet med det mottatte signal ved hjelp av en blander 255, og blanderutgangen blir ført gjennom et lavpassfilter 257 som blokkerer signaler ved f og f+Af og slipper gjennom signalet ved Af. Signalet ved frekvens Af inneholder fase- og amplitude-informasjonen til det opp-rinnelige signal med frekvens f. Den anerkjente fordel ved denne frekvensomformingen er at det er lettere å måle fasen og amplituden ved kHz eller lavere frekvenser enn ved MHz-frekvenser. Signalet med frekvens Af blir målt med en fasemåler 261 og med en amplitudemåler 262, og resultatene blir matet til prosessoren 270. Fasemåleren 261 kan benytte et referansesignal fra den faselåste sløyfen 215. Fase- og amplitudemålerne kan også innbefatte sample- og holde-kretser for å realisere sammenligning av signalet fra de respektive mottakere. Alternativt kan prosessoren beregne den relative fase og amplitude fra de målingene den mottar. Det kan vises til US-patent nr 4 185 238 og 4 899 112. Figure 2 is a block diagram of the electronics in the measuring device 200 and the acquisition and processor electronics 58. An oscillator 211 produces an electrical signal with frequency f (for example at 2 MHz), which is amplified by means of an amplifier 212 and supplied, via an electronically controlled switch 275, to one of the transmitter antennas T^, T2 or T3, through respective impedance matching circuits 221, 222 and 223. The switch 275 under control of the processor 270, selects the transmitter T , T2 or T"3 to be energized. The signal from receiver R1 is coupled via the impedance coupling circuit 230 and the preamplifier 231 to an input on an electronically controlled switch 250. Similarly, the signal from the receiver R2 is coupled via an impedance matching circuit 240 and a preamplifier 241 to the other input on the switch 250. The switch 250 selects under the control of the (R1) or (R2) receiver output of the processor 270. The selected signal is amplified by an amplifier 251 and then transformed into a low re frequency Af using a known heterodyne technique. A local oscillator 213 is in a phase-locked loop (represented at 215) with the main oscillator 211. The local oscillator 213 has a frequency f+Af where Af is typically a few kHz or less. A signal from the local oscillator is mixed with the received signal by means of a mixer 255, and the mixer output is passed through a low-pass filter 257 which blocks signals at f and f+Af and lets through the signal at Af. The signal at frequency Af contains the phase and amplitude information of the original signal at frequency f. The recognized advantage of this frequency conversion is that it is easier to measure the phase and amplitude at kHz or lower frequencies than at MHz frequencies. The signal with frequency Af is measured with a phase meter 261 and with an amplitude meter 262, and the results are fed to the processor 270. The phase meter 261 can use a reference signal from the phase-locked loop 215. The phase and amplitude meters can also include sample and hold circuits for to realize comparison of the signal from the respective receivers. Alternatively, the processor can calculate the relative phase and amplitude from the measurements it receives. Reference can be made to US Patent Nos. 4,185,238 and 4,899,112.

Som bemerket ovenfor har prosessoren 270 tilhørende minne-, takt- og grensesnitt-kretser (ikke vist), på konvensjonell måte. Prosessoren realiserer lagring av målingene av fase og amplitude, behandling av disse målingene på den måte som skal beskrives, lagring av resultatene av behandlingen og/eller kopling av målingene og/eller behandlings-resultatene til styrings- og driv-elektronikken for overføring til jordoverflaten. I foreliggende utførelsesform blir en klokke eller taktgiver nede i hullet brukt til å holde regning med tiden, som deretter kan korreleres med dybdenivå ved å holde en registrering av borestrengens fremdrift. Taktgiveren som vanligvis kan være en del av systemet i forbindelse med prosessoren 270, kan være synkornisert med systemet før det sendes ned i borehullet. Om ønsket, kan også kommunikasjon med delsystemet nede i hullet ved bruk av slampuls-teknologi eller andre egnede kommunikasjonsmidler, benyttes til å overføre tidssynkronisering og/eller dybdenivå-informasjon samt til generell datakommunikasjon. Man vil forstå at oppfinnelsen kan benyttes i forbindelse med enhver passende teknikk for å holde rede på dybdenivået. As noted above, the processor 270 has associated memory, clock and interface circuitry (not shown) in a conventional manner. The processor realizes the storage of the measurements of phase and amplitude, the processing of these measurements in the manner to be described, the storage of the results of the processing and/or the connection of the measurements and/or the processing results to the control and drive electronics for transmission to the earth's surface. In the present embodiment, a downhole clock or timer is used to keep track of time, which can then be correlated with depth level by keeping a record of the progress of the drill string. The timer, which can usually be part of the system in connection with the processor 270, can be synchronized with the system before it is sent down the borehole. If desired, communication with the sub-system down the hole using mud pulse technology or other suitable means of communication can also be used to transmit time synchronization and/or depth level information as well as for general data communication. It will be understood that the invention can be used in conjunction with any suitable technique for keeping track of the depth level.

Med unntakelse av senderen T3 og dens tilhørende kretser (og behandlingen av de signalene som mottas fra disse), er kretsen på figur 2 lik den borehullskompenserte utførelsesform i US-patent nr 4 899 112. US-patent nr 4 899 112 beskriver i detalj hvordan resistivitet ved en forholdsvis dyp under-søkelsesdybde blir tilveiebrakt fra dempning målt ved mottakerparet, og hvordan resistivitet ved en forholdsvis grunn undersøkelsesdybde blir tilveiebrakt fra fasedreining målt ved mottakerparet. For eksempel kan et tabelloppslag bli brukt for dette formål, og det kan vises til nevnte US-patent nr 4 899 112 for ytterligere detaljer. With the exception of the transmitter T3 and its associated circuits (and the processing of the signals received from these), the circuit in Figure 2 is similar to the borehole compensated embodiment in US Patent No. 4,899,112. US Patent No. 4,899,112 describes in detail how resistivity at a relatively deep depth of investigation is provided from attenuation measured at the receiver pair, and how resistivity at a relatively shallow depth of investigation is provided from phase shift measured at the receiver pair. For example, a table view may be used for this purpose, and reference may be made to said US Patent No. 4,899,112 for further details.

Betrakt først virkemåten til borehullskompensasjonen i US-patent nr 4 899 112. Når T1 blir aktivert (og T2 er av), har en bølge som forplanter seg nedover en fase P1D og en amplitude A1D ved posisjonen til mottakeren R^, og en fase P2D og en amplitude A2D ved posisjonen til mottakeren R2. Den virkelige fasedreining for bølgen som forplanter seg nedover, er PS <=>2D~1D'°^ ^en viselige dempning er AT=20log1Q(<A>2D/A1D), hvor P1D, P2D, A1D og <A>2D er fasene og amplitudene målt ved hjelp av en ideell krets uten fasedreinings-, forsterknings- eller forskyvnings-feil. Den virkelige eller målte spenning utledet fra R og inngangen til bryteren 250 har en netto fase X1D = P1D + p , hvor P1 er det ytterligere faseinkrement som skyldes mottakeren R , impedanstilpasningskretsen 230 og forforsterkeren 231. Den virkelige eller målte spenning utleder fra R^^ og inngangen til bryteren 250 har en amplitude B1D = A]_<*>A1Df hvor A1 er den forsterkning som skyldes mottakeren R , impedanstilpasningskretsen 23 0 og forforsterkeren 231. Likeledes har den spenning som utledes fra R2 og som mates til bryteren 250, en nettofase X2D<=>2D <+ >P2 og en amplitude B2D = A2<*> A2D, hvor P2 og A2 vedrører mottakeren R2, impedanstilpasningskretsen 24 0 og forforsterkeren 241. Resten av elektronikk-kjeden (bryter 250, forsterker 251, blander 255, lavpassfilter 257, fasemåler 261, amplitudemåler 262 og prosessor 270) er felles for signaler fra R1 og R2, og innfører ikke fase- eller amplitude-forskjeller . Consider first the operation of the borehole compensation in US Patent No. 4,899,112. When T1 is activated (and T2 is off), a downward propagating wave has a phase P1D and an amplitude A1D at the position of the receiver R^, and a phase P2D and an amplitude A2D at the position of the receiver R2. The real phase shift of the downward propagating wave is PS <=>2D~1D'°^ ^an apparent attenuation is AT=20log1Q(<A>2D/A1D), where P1D, P2D, A1D and <A>2D are the phases and amplitudes measured using an ideal circuit with no phase shift, gain or offset errors. The real or measured voltage derived from R and the input to switch 250 has a net phase X1D = P1D + p , where P1 is the additional phase increment due to the receiver R , the impedance matching circuit 230 and the preamplifier 231. The real or measured voltage derived from R^^ and the input to the switch 250 has an amplitude B1D = A]_<*>A1Df where A1 is the gain due to the receiver R , the impedance matching circuit 23 0 and the preamplifier 231. Likewise, the voltage derived from R2 and which is fed to the switch 250 has a net phase X2D<=>2D <+ >P2 and an amplitude B2D = A2<*> A2D, where P2 and A2 relate to the receiver R2, the impedance matching circuit 24 0 and the preamplifier 241. The rest of the electronics chain (switch 250, amplifier 251 , mixer 255, low-pass filter 257, phase meter 261, amplitude meter 262 and processor 270) are common to signals from R1 and R2, and do not introduce phase or amplitude differences.

Fasedreiningen til bølgen som forplanter seg nedover som måles av elektronikken, kan uttrykkes som: og dempningen til bølgen som forplanter seg nedover og som måles ved hjelp av elektronikken, kan uttrykkes som: The phase shift of the downward propagating wave measured by the electronics can be expressed as: and the attenuation of the downward propagating wave measured by the electronics can be expressed as:

Differansene mellom de to mottakerne og mellom de to mottaker-elektronikkene innfører en fasedreiningsfeil (PSr,r)I,=P_-P. ) og en dempningsfeil (ATERR=20log10(A2/A1)), som reduserer nøyaktigheten til loggeanordningens målinger, spesielt for relativt høye formasjonsresistiviteter hvor variasjoner av PS og AT med hensyn til resistivitet, er små. Disse feilene kan endres med temperatur, trykk, resistivitet og borehullsslam og med tiden. The differences between the two receivers and between the two receiver electronics introduce a phase rotation error (PSr,r)I,=P_-P. ) and an attenuation error (ATERR=20log10(A2/A1)), which reduces the accuracy of the logger's measurements, especially for relatively high formation resistivities where variations of PS and AT with respect to resistivity are small. These errors can change with temperature, pressure, resistivity and borehole mud and with time.

De unøyaktigheter som inntreffer i ukompenserte målinger, blir eliminert i nevnte US-patent 4 899112 med borehulls-kompensasjon, som blir oppnådd ved å bruke den annen sender T2. Dette kan sees ved å betrakte tilfellet med T2 aktivert og T1 av. Bølgen som forplanter seg oppover har fase P^ og amplitude ved posisjonen til mottaker 1^ og en fase P2U og en amplitude A2U ved posisjonen til mottaker R2. Den virkelige fasedreining for bølgen som forplanter seg oppover, er PS=P1U~P2U, og den virkelige dempning er AT=2 0log1Q (A1U/A2U) . Disse størrelsene vil generelt være de samme for bølger som forplanter seg oppover og nedover. Den virkelige eller målte spenning utledet fra R1 og matet til bryteren 250, har en nettofase Xiy = Piy + P^^ og en amplitude B = A1<*>A1U> Spenningen utledet fra R2 og matet til bryteren 250 har en nettofase <X>2U<=>P2U+P2 og en amplitude B2U=A2*A2U. Fasedreiningen til bølgen som forplanter seg oppover og som måles ved hjelp av elektronikken, kan uttrykkes som The inaccuracies that occur in uncompensated measurements are eliminated in said US patent 4 899112 with borehole compensation, which is achieved by using the second transmitter T2. This can be seen by considering the case of T2 on and T1 off. The wave propagating upwards has phase P^ and amplitude at the position of receiver 1^ and a phase P2U and an amplitude A2U at the position of receiver R2. The real phase shift of the upward propagating wave is PS=P1U~P2U, and the real attenuation is AT=2 0log1Q (A1U/A2U) . These magnitudes will generally be the same for waves propagating upwards and downwards. The real or measured voltage derived from R1 and fed to switch 250 has a net phase Xiy = Piy + P^^ and an amplitude B = A1<*>A1U> The voltage derived from R2 and fed to switch 250 has a net phase <X> 2U<=>P2U+P2 and an amplitude B2U=A2*A2U. The phase shift of the wave propagating upwards and measured by the electronics can be expressed as

og dempningen til bølgen som forplanter seg oppover målt ved hjelp av elektronikken, kan uttrykkes som and the attenuation of the wave propagating upwards as measured by the electronics can be expressed as

De feil som innføres ved differansene i mottakerne og mottaker-elektronikken har motsatte fortegn for bølgene som forplanter seg oppover og nedover og kanselleres i de borehullskompenserte størrelsene PSBHC og ATBHC: The errors introduced by the differences in the receivers and receiver electronics have opposite signs for the waves propagating upwards and downwards and are canceled in the borehole compensated sizes PSBHC and ATBHC:

Selv om det ovennevnte beskriver elimineringen av elektronikkfeil, skyldes en del av feilen "veiforskjell" forårsaket av borehullets rugiositet. Borehullskompensasjon er også kjent for å redusere virkningene av borehullsrugositet siden rugositet skaper en forskjell i veilengdene gjennom formasjonen til de respektive mottakere. Uten borehullskompensasjon ville denne forskjellen forårsake transiente fasedreinings- og dempnings-feil. Although the above describes the elimination of electronics errors, part of the error is due to "path difference" caused by the roughness of the borehole. Borehole compensation is also known to reduce the effects of borehole roughness since roughness creates a difference in the path lengths through the formation to the respective receivers. Without borehole compensation, this difference would cause transient phase shift and attenuation errors.

I samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen blir senderen T3 benyttet til å frembringe to ytterligere undersø-kelsesdybder, og målingene for disse blir borehullskompensert uten at det er nødvendig å tilveiebringe en "lik og motsatt" sender, d.v.s. en tilsvarende sender ved samme avstand fra mottakerne som T3, men på den andre siden av senderne. Feilsignaler blir utledet fra målingene som er oppnådd ved å bruke T1 og T2, og blir brukt til å korrigere (eller kompense-re) målinger foretatt med senderen T3. Feiluttrykkene for fasedreining og dempning som ble oppnådd da T1 og T2 var aktive, var In accordance with an embodiment of the invention, the transmitter T3 is used to produce two additional depths of investigation, and the measurements for these are borehole compensated without it being necessary to provide an "equal and opposite" transmitter, i.e. a corresponding transmitter at the same distance from the receivers as T3, but on the other side of the transmitters. Error signals are derived from the measurements obtained using T1 and T2, and are used to correct (or compensate) measurements made with the transmitter T3. The error expressions for phase rotation and attenuation obtained when T1 and T2 were active were

Med senderen T3 aktivert og senderne T1 og T2 av, har bølgen som forplanter seg nedover, en fase P'1D og en amplitude A'1D ved posisjonen til mottakeren R.^ og en fase P'2 og en amplitude A'2D ved posisjonen til mottakeren R2. Den virkelige fasedreining for bølgen som forplanter seg nedover, er PS '=P '2£|"P 'id' °9 ^en virkelige dempning er AT'=20.log1Q(A'2D/A'1D) . Fordi senderen T3 er nærmere mottakerne enn T1 og T2, vil PS' og AT' vanligvis være forskjellig fra PS og AT. De fasedreinings- og dempnings-feil som innføres på grunn av forskjeller mellom mottakerne og mottaker-elektronikken, vil imidlertid være uforandret. Den spenning som utledes fra R1 og mates til bryteren 250, har en nettofase X '1D=P ' m+ Pi °9 en amplitude B '1D=A1*A'1D-Likeledes har den spenning som utledes fra R2 og mates til bryteren 250, en netto fase x'2d=P'2D+P2 og en amPlitude B'2D=A2<*>A'2D. Fasedreiningen nedover som måles ved hjelp av elektronikken, er: With transmitter T3 on and transmitters T1 and T2 off, the downward propagating wave has a phase P'1D and an amplitude A'1D at the position of the receiver R.^ and a phase P'2 and an amplitude A'2D at the position to the receiver R2. The real phase shift of the downward propagating wave is PS '=P '2£|"P 'id' °9 ^a real attenuation is AT'=20.log1Q(A'2D/A'1D) . Because the transmitter T3 are closer to the receivers than T1 and T2, PS' and AT' will usually be different from PS and AT. However, the phase shift and attenuation errors introduced by differences between the receivers and the receiver electronics will be unchanged. derived from R1 and fed to the switch 250, has a net phase X '1D=P ' m+ Pi °9 an amplitude B '1D=A1*A'1D-Likewise, the voltage derived from R2 and fed to the switch 250 has a net phase x'2d=P'2D+P2 and an amPlitude B'2D=A2<*>A'2D The downward phase shift measured by the electronics is:

og dempningen nedover som måles ved hjelp av elektronikken, er: Disse størrelsene kan korrigeres ved å subtrahere PS--.^ og ATERR Som m^lt: ved hjelp av T1 og T2 . Det vil si at den korrigerte fasedreining for T3 vil være og den korrigerte dempning vil være and the downward attenuation measured using the electronics is: These quantities can be corrected by subtracting PS--.^ and ATERR As m^lt: using T1 and T2 . That is, the corrected phase shift for T3 will be and the corrected attenuation will be

Når disse korrigerte målingene blir generert, er det således ikke nødvendig å tilføye en fjerde sender for å oppnå fordelene ved borehullskompensasjon, innbefattet korreksjon for elektronikkfeil og korreksjon for borehullsrugositet. Denne teknikken reduserer kompleksiteten og omkostningene ved å tilføye ytterligere undersøkelsesdybder til loggeanordningen, samtidig som fordelene med borehullskompensasjon beholdes. En betydelig ytterligere fordel blir oppnådd for det tilfellet hvor T3 er anbrakt over T , som vist på figur 3. Thus, when these corrected measurements are generated, it is not necessary to add a fourth transmitter to obtain the benefits of borehole compensation, including correction for electronics errors and correction for borehole roughness. This technique reduces the complexity and cost of adding additional survey depths to the logging facility while retaining the benefits of borehole compensation. A significant further advantage is obtained for the case where T3 is placed above T, as shown in Figure 3.

(Behandling vil være den samme som nettopp beskrevet) . I dette tilfellet må apparat lengden bare økes med omkring (Treatment will be the same as just described) . In this case, the appliance length only needs to be increased by approx

avstanden mellom T1 og T3. I en konvensjonell borehullskompensert lang gruppe ville apparatlengden måtte økes med to ganger denne avstanden. Man vil forstå at ytterligere sendere kan tilføyes i samsvar med de angitte prinsipper. the distance between T1 and T3. In a conventional borehole compensated long group, the device length would have to be increased by twice this distance. It will be understood that additional transmitters may be added in accordance with the stated principles.

Det vises til figur 4 hvor det er vist et flytskjema over en rutine for styring av prosessoren 270 i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen for å tilveiebringe borehullskompensert resistivitet fra dempning og borehullskompensert resistivitet fra fasedreining for avstanden mellom senderne (T1 og T2) , og også for avstanden til senderen T3. Blokk 410 representerer igangsettingen av en senderindeks til den første sender T. Senderen blir aktivert og den relative fasedreining blir målt og lagret, som representert ved blokk 412. Det undersøkes så (beslutningsblokk 415) om den siste senderindeks er blitt nådd. Hvis ikke blir senderindeksen inkrementert (blokk 417), man går inn igjen i blokk 412, og sløyfen 419 blir fortsatt inntil målingene er blitt foretatt og lagret for hver av de tre senderne (T^, T2 og T3 i foreliggende utførelsesform). Man kommer så til blokk 425,og for avstanden mellom T1 og T2 blir borehullskompensert fasedreining (PSBHC) og dempning (ATBHC) beregnet ved å bruke ligning (5) og ligning (6). Disse målte verdiene kan så brukes til å bestemme og lagre (blokk 427) resistiviteten fra dempningen (R-AT) og resistiviteten fra f asedreiningen (R^) ved avstanden mellom T. og T2. Denne bestemmelsen kan for eksempel tas i samsvar med læren i US-patent nr 4 899 112, ved å bruke den tabelloppslags-teknikk som der er beskrevet i detalj . (Som bemerket i US-patent nr 4 899 112 kan oppslagstabellen ta i betraktning permittiviteten, som kan behandles som en funksjon av konduktiviteten) . Man kommer så til blokk 430 og fasedreiningsfeilen (PSERR) og dempningsfeilen (ATERR) blir bestemt fra ligning (7) og ligning (8) , respektive. I samsvar med ett trekk ved oppfinnelsen og som vist i blokk 435, blir så den korrigerte (det vil si pseudo-borehullskompenserte) fasedreining (PS'C) og dempning (AT'C) for T3~ avstanden beregnet fra ligning (11) og ligning (12). Den samme type tabelloppslagsteknikk kan så brukes (blokk 440) for å bestemme og lagre resistiviteten fra dempningen (R'__) og resistiviteten fra fasedreiningen (R'^) ved T3-avstanden. Ved å bruke konfigurasjonen på figur 2 (eller figur 3), kan således resistivitet bestemmes med borehullskompensasjon ved fire effektive undersøkelsesdybder (nemlig RfiT for T-, T0-avstanden, R^ for T1# T2~avstanden, R'AT for T3-avstanden, og R' for T3-avstanden). Man kan så gå inn i blokk 410 på nytt for behandling ved ytterligere dybdenivåer. Det vises til figur 5 hvor det er vist en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen som for eksempel kan anvendes som loggeanordning 200 i det utstyret for måling under boring som er illustrert på figur 1. Utførelsesformen på figur 5 har et mottakerpar som omfatter mottakerantenner R , R2# og fem senderantenner, T1, T2, T3, T4 og Tg. Senderantennene 1^, T3 og T5 er over mottakerantennene, og senderantennene T2 og T4 er under mottakerantennene. Avstanden til senderantennene i forhold til midtpunktet for mottakerantennene, (0), er alle forskjellige. Som et eksempel kan avstanden mellom mottakerantennene R.^ og R2 være 6 tommer, og avstanden fra mottakermidtpunktet til hver sender T. X til Tb_ kan være 10 tommer, 16 tommer, 22 tommer, 28 tommer og 34 tommer, respektive. Hver sender kan energiseres individuelt, (for eksempel på en tidsmultiplekset eller en frekvensmultiplekset basis), og en relativ fasedrei-ningsmåling og en dempningsmåling kan bestemmes fra de signalene som mottas ved mottakerantennene, for elektromagnetisk energi sendt fra hver av senderantennene T til T . Elektronikken for utførelsesformen på figur 5 kan være maken til den på figur 3. I dette tilfellet mottar den elektroniske bryteren 775 signalet fra forsterkeren 212 og kopler signalet til en valgt av senderantennen T. , T„, T_, T. eller T,_, via impedanstilpasningskretser 701, 702, 703, 704 eller 705 under styring av et signal fra prosessoren 270. Prosessoren kan energisere senderantennene i enhver ønsket rekkefølge, for eksempel sekvensielt. Rutinen på figur 8 (som skal beskrives nedenfor) kan brukes til å programmere prosessoren 270 til å styre energiseringen av senderantennene og lagringen og behandlingen av relative fasedreinings- og dempnings-målinger fra mottakerantennene. Før ytterligere beskrivelse av behandlingen av de mottatte signalene i utførelsesformen på figur 5, skal det generelle tilfellet med figur 6 betraktes, som illustrerer en Z-akse (som kan være en apparatakse), med Z=0 ved midtpunktet mellom mottaker-antennenes posisjoner representert ved prikker ved ZR1 og -ZR2, hvor <Z>R1=<Z>R2-Senderantennene er posisjonert langs Z-aksen, med den i. sender Z^, ved: Reference is made to Figure 4, where a flow chart is shown of a routine for controlling the processor 270 in accordance with an embodiment of the invention to provide borehole compensated resistivity from attenuation and borehole compensated resistivity from phase rotation for the distance between the transmitters (T1 and T2), and also for the distance to the transmitter T3. Block 410 represents the initiation of a transmitter index to the first transmitter T. The transmitter is activated and the relative phase shift is measured and stored, as represented by block 412. It is then examined (decision block 415) whether the last transmitter index has been reached. If the transmitter index is not incremented (block 417), block 412 is re-entered, and loop 419 is continued until the measurements have been taken and stored for each of the three transmitters (T^, T2 and T3 in the present embodiment). One then comes to block 425, and for the distance between T1 and T2, borehole compensated phase rotation (PSBHC) and attenuation (ATBHC) are calculated using equation (5) and equation (6). These measured values can then be used to determine and store (block 427) the resistivity from the attenuation (R-AT) and the resistivity from the phase rotation (R^) at the distance between T. and T2. This determination can, for example, be taken in accordance with the teachings of US patent no. 4,899,112, by using the table look-up technique described in detail therein. (As noted in US Patent No. 4,899,112, the lookup table may take into account the permittivity, which may be treated as a function of the conductivity). Block 430 is then reached and the phase rotation error (PSERR) and attenuation error (ATERR) are determined from equation (7) and equation (8), respectively. In accordance with one feature of the invention and as shown in block 435, the corrected (that is, pseudo-borehole compensated) phase shift (PS'C) and attenuation (AT'C) for the T3~ distance is then calculated from equation (11) and equation (12). The same type of table lookup technique can then be used (block 440) to determine and store the resistivity from the attenuation (R'__) and the resistivity from the phase shift (R'^) at the T3 distance. Thus, using the configuration of Figure 2 (or Figure 3), resistivity can be determined with borehole compensation at four effective survey depths (namely, RfiT for the T, T0 spacing, R^ for the T1# T2~ spacing, R'AT for the T3 spacing , and R' for the T3 distance). One can then re-enter block 410 for processing at further depth levels. Reference is made to Figure 5 where a further embodiment of the invention is shown which can for example be used as a logging device 200 in the equipment for measurement during drilling which is illustrated in Figure 1. The embodiment in Figure 5 has a receiver pair comprising receiver antennas R, R2# and five transmitter antennas, T1, T2, T3, T4 and Tg. The transmitting antennas 1^, T3 and T5 are above the receiving antennas, and the transmitting antennas T2 and T4 are below the receiving antennas. The distance of the transmitting antennas in relation to the center point of the receiving antennas, (0), is all different. As an example, the distance between the receiver antennas R.^ and R.sub.2 may be 6 inches, and the distance from the receiver center of each transmitter T. X to Tb_ may be 10 inches, 16 inches, 22 inches, 28 inches, and 34 inches, respectively. Each transmitter can be energized individually, (for example on a time-multiplexed or a frequency-multiplexed basis), and a relative phase shift measurement and an attenuation measurement can be determined from the signals received at the receiving antennas, for electromagnetic energy sent from each of the transmitting antennas T to T . The electronics for the embodiment of Figure 5 may be similar to that of Figure 3. In this case, the electronic switch 775 receives the signal from the amplifier 212 and couples the signal to a selected one of the transmitting antenna T. , T„, T_, T. or T,_, via impedance matching circuits 701, 702, 703, 704 or 705 under the control of a signal from the processor 270. The processor can energize the transmitter antennas in any desired order, for example sequentially. The routine of Figure 8 (to be described below) can be used to program the processor 270 to control the energization of the transmitting antennas and the storage and processing of relative phase shift and attenuation measurements from the receiving antennas. Before further describing the processing of the received signals in the embodiment of Figure 5, the general case of Figure 6 shall be considered, which illustrates a Z axis (which may be an apparatus axis), with Z=0 at the midpoint between the receiver antenna positions represented at dots at ZR1 and -ZR2, where <Z>R1=<Z>R2 The transmitter antennas are positioned along the Z axis, with the i. transmitter Z^, at:

hvor Z . er avstanden til den nærmeste sender, Z. er where Z . is the distance to the nearest transmitter, Z. is

mm mc avstandsinkrementet (fortrinnsvis minst en tomme), og n = et heltall som er minst 3. Som vist på figur 6 vil følgelig senderne være anbrakt ved Z=Z . , Z_=-(Z . +Z. ), mm mc the distance increment (preferably at least one inch), and n = an integer that is at least 3. As shown in Figure 6, the transmitters will therefore be placed at Z=Z . , Z_=-(Z . +Z. ),

1 mm' 2 mm mc 1 mm' 2 mm mc

Z =(Z . +2Z. ), Z =-(Z . +3Z. ), Z,_=(Z . +4Z. ), o.s.v. Z =(Z . +2Z. ), Z =-(Z . +3Z. ), Z,_=(Z . +4Z. ), etc.

3 mm mc ' 4 min mc ' 5 mm mc ' 3 mm mc ' 4 min mc ' 5 mm mc '

En anordning med tre sendere ved Z =Z . , Z_ = -(Z . +Z. ) A device with three transmitters at Z = Z . , Z_ = -(Z . +Z. )

J 1 mm 2 min mc oq Z^=(Z . +2Z. ) er illustrert på figur 7. I et illustre- J 1 mm 2 min mc oq Z^=(Z . +2Z. ) is illustrated in Figure 7. In an illustrative

3 3 mm mc 3 3 mm mc

rende eksempel er mottakerne plassert 6 tommer fra hverandre. Z_..=-Z„0=3 tommer, Z . er 10 tommer og Z, er 6 tommer. For example, the receivers are placed 6 inches apart. Z_..=-Z„0=3 inches, Z . is 10 inches and Z, is 6 inches.

Ri K.^ min inc Ri K.^ my inc

Dette betyr at senderposisjonene med hensyn til mottakermidtpunktet i dette eksempelet er ved Z1 = 10 tommer, Z2 = -16 tommer og Z = 22 tommer. Den elektronikk som er koplet til sender- og mottaker-antennene kan være av samme type som vist på figur 2, bortsett fra at bestemmelsene av borehullskompensert relativ fasedreining og dempning blir bestemt ved hjelp av prosessoren 270 fra de målte verdier på en måte som skal beskrives. For eksempel kan 6 effektive undersøkelses-dybder (fra 3 fysiske TR-avstander), hver med borehulls-kompensasjon, oppnås ved å bruke konfigurasjonen på figur 7 og benytte passende veiing av relative fasedreinings- og/eller dempnings-målinger i forbindelse med hver sender. Hvis den relative fasedreining eller dempning som måles ved mottaker-antennene når senderen T. er aktiv, betegnes X(i), kan følgende ekvivalente avstander som illustrerer de forskjellige typer borehullskompensasjon, oppnås: This means that the transmitter positions with respect to the receiver center in this example are at Z1 = 10 inches, Z2 = -16 inches, and Z = 22 inches. The electronics connected to the transmitter and receiver antennas may be of the same type as shown in Figure 2, except that the determinations of borehole compensated relative phase shift and attenuation are determined by the processor 270 from the measured values in a manner to be described. . For example, 6 effective survey depths (from 3 physical TR distances), each with borehole compensation, can be obtained using the configuration of Figure 7 and using appropriate weighting of relative phase shift and/or attenuation measurements associated with each transmitter . If the relative phase shift or attenuation measured at the receiver antennas when the transmitter T. is active is denoted X(i), the following equivalent distances illustrating the different types of borehole compensation can be obtained:

1) Ekvivalent TR- avstand på 10- tommer 1) Equivalent TR spacing of 10 inches

X (for eksempel 10 tommer)=0,75•X(1)+0,5•X(2)-0,25• X (3) (14) Den veide blanding av målinger (relativ fasedreining eller dempning) for et tilfelle av denne typen refereres her til som "blandepseudo" , og har en viss likhet med utf ørelsesf ormen på figur 2 eller 3 (hvor T1 og T2 er anbrakt symmetrisk, mens de her ikke er det), ved at en ubalansert korreksjonsfunksjons-type blir brukt for å oppnå borehullskompensasjon. Denne type blanding frembringer en asymmetrisk respons på et tynt lag, i varierende grad, avhengig av avstanden mellom senderne og mottakerne. Responsen er mer asymmetrisk for kortere avstander og mindre asymmetrisk for lengre avstander. X (for example 10 inches)=0.75•X(1)+0.5•X(2)-0.25• X (3) (14) The weighted mixture of measurements (relative phase shift or attenuation) for a case of this type is referred to here as "pseudo mixing", and has a certain similarity to the embodiment in figure 2 or 3 (where T1 and T2 are placed symmetrically, while here they are not), in that an unbalanced correction function type is used to achieve borehole compensation. This type of mixing produces an asymmetric response on a thin layer, to varying degrees, depending on the distance between the transmitters and receivers. The response is more asymmetric for shorter distances and less asymmetric for longer distances.

2) Ekvivalent TR- avstand på 13 tommer: 2) Equivalent TR spacing of 13 inches:

Blanding av målingene for et tilfelle av denne typen, refereres til her som "blandingsasymmetrisk". Undersøkelses-dybden svarer hovedsakelig til middelverdien av de to komponentavstandene TR (10 tommer og 16 tommer i dette tilfellet), og borehullskompensasjon blir igjen oppnådd. Der er ingen fysisk sensor ved den ekvivalente TR-avstand (13 tommer i dette tilfellet) og resultatet er interpolert. Denne type blanding frembringer også en asymmetrisk respons på et tynt lag, selv om graden av asymmetri er mindre enn i den tidligere beskrevne blandingspseudo-typen. Mixing of the measurements for a case of this type is referred to here as "mixing asymmetric". The probing depth essentially corresponds to the mean of the two component spacings TR (10 inches and 16 inches in this case), and borehole compensation is again achieved. There is no physical sensor at the equivalent TR distance (13 inches in this case) and the result is interpolated. This type of mixture also produces an asymmetric response to a thin layer, although the degree of asymmetry is less than in the previously described mixture pseudo-type.

3) Ekvivalent TR- avstand på 16 tommer: 3) Equivalent TR spacing of 16 inches:

Den veide blanding av målinger for et tilfelle av denne typen refereres til her som "blandingssymmetrisk". Denne type blanding frembringer en symmetrisk respons, med borehulls-kompensasjon, ved den ekvivalente TR-avstand som har en fysisk sensor (ved 16 tommer i dette tilfellet). The weighted mixture of measurements for a case of this type is referred to here as "mixture symmetric". This type of mixing produces a symmetrical response, with borehole compensation, at the equivalent TR distance of a physical sensor (at 16 inches in this case).

Tabell 1 viser for det generelle tilfellet med opptil n sendere, den ekvivalente TR-avstand, blandingstypen, og de foretrukne veiekoeffisienter. En fortsettelse av effektive TR-avstander kan oppnås ved å regulere veiefaktorene for hver måling som utsettes for de begrensninger at summen av veiefaktorene for de positive avstander bør være lik summen av veiefaktorene for de negative avstander, og summen av alle faktorene bør være lik 1. Antall uavhengige avstander er imidlertid bare lik antall sendere ved forskjellige avstander. Andre kombinasjoner og veiekoeffisienter kan brukes., innbefattet for eksempel en kombinasjon av målinger oppnådd ved å bruke fire eller flere av senderne. For en spesiell kombinasjon har målinger fra sendere som ikke er involvert i beregningen, veiefaktorer lik null. Den generelle formel for en spesiell avstand vil følgelig være Table 1 shows for the general case of up to n transmitters, the equivalent TR distance, the mixing type, and the preferred weighting coefficients. A continuation of effective TR distances can be achieved by regulating the weighting factors for each measurement subject to the constraints that the sum of the weighting factors for the positive distances should be equal to the sum of the weighting factors for the negative distances, and the sum of all the factors should be equal to 1. However, the number of independent distances is only equal to the number of transmitters at different distances. Other combinations and weighting coefficients may be used, including for example a combination of measurements obtained using four or more of the transmitters. For a particular combination, measurements from transmitters not involved in the calculation have weighting factors equal to zero. The general formula for a particular distance will therefore be

hvor n er antall sendere, og w^, w^, ... er veie-koef f isienter som kan ha positive, negative eller null-verdier, fortrinnsvis utsatt for de ovenfor beskrevne begrensninger. Det kan igjen vises til utførelsesformen på where n is the number of transmitters, and w^, w^, ... are weighting coefficients which can have positive, negative or zero values, preferably subject to the limitations described above. It can again be referred to the embodiment of

figur 5 med fem sendere ved de indikerte avstander: 10 tommer, 16 tommer, 22 tommer, 28 tommer og 34 tommer (som, som ovenfor, er et resultat av senderpasserings-ligningen (13), Figure 5 with five transmitters at the indicated distances: 10 inches, 16 inches, 22 inches, 28 inches, and 34 inches (which, as above, results from the transmitter passing equation (13),

mec^ <Z>min = 10 tommer og J Zx. nc =6 tommer) . Tabell 2 viser ekvivalente TR-avstander som kan oppnås med utførelsesformen på figur 5, blandingstypene, de foretrukne veiekoeffisienter og om en fysisk sensor er til stede eller ikke ved hver ekvivalent TR-avstand. I dette tilfellet er bare maksimalt 5 avstander uavhengige. De andre er "avhengige" avstander som kan utledes lineært fra kombinasjoner av målinger fra de uavhengige avstander. Man vil forstå at, om ønsket, kan veiing varieres under arbeid nede i borehullet, enten automatisk eller under operatørstyring når kommunikasjons-kapasitet er til stede. mec^ <Z>min = 10 inches and J Zx. nc =6 inches) . Table 2 shows the equivalent TR distances that can be achieved with the embodiment of Figure 5, the mixture types, the preferred weighting coefficients and whether or not a physical sensor is present at each equivalent TR distance. In this case, only a maximum of 5 distances are independent. The others are "dependent" distances that can be derived linearly from combinations of measurements from the independent distances. It will be understood that, if desired, weighing can be varied during work down the borehole, either automatically or under operator control when communication capacity is present.

Det sees at i utførelsesformen på figur 5 kan 14 forskjellige undersøkelsesdybder (en dempningsbasert og en fasedreinings-basert for hver av 7 ekvivalente TR-avstander) oppnås, med borehullskompensasjon, ved å bruke de antydede foretrukne veiekoeffisienter. It is seen that in the Figure 5 embodiment, 14 different survey depths (one attenuation based and one phase shift based for each of 7 equivalent TR distances) can be achieved, with borehole compensation, using the suggested preferred weighting coefficients.

Det vises til figur 8 hvor det er vist et flytskjema over en rutine for styring av en prosessor (for eksempel 270 på figur 2) i utførelsesformen på figur 5, med fem sendere, i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. (Den samme type rutine kan brukes for ethvert antall sendere.) Blokkene 410, 412, 415 og 417, og sløyfen 419 virker som beskrevet på figur Reference is made to Figure 8, where a flowchart of a routine for controlling a processor (for example 270 in Figure 2) in the embodiment of Figure 5, with five transmitters, is shown, in accordance with an embodiment of the invention. (The same type of routine can be used for any number of transmitters.) Blocks 410, 412, 415 and 417, and loop 419 operate as described in FIG.

4 for sekvensielt å forårsake energisering av hver sender ( T^ til T5 i dette tilfellet), og for å måle og lagre den relative fasedreining og dempning for de mottatte signaler, tilordnet hver senderantenne. Man kommer så til blokk 851 hvor denne blokken representerer igangsetting av en ekvivalent avstandsindeks for den første ekvivalente avstand i tabell 2, nemlig den ekvivalente avstand på 10 tommer. Den blandede fase-dreiningverdi blir så beregnet (blokk 855) ved å bruke veieverdiene i tabell II. Også den blandede dempningsverdi blir igjen beregnet ved å bruke veieverdiene i tabell 2 (blokk 857) . (Blokkene 855A og 857A representerer lasting av modifiserte kombinasjoner og/eller veieverdier, for situasjo-ner hvor det er ønskelig å endre og/eller tilføye kombinasjoner og/eller veieverdier). Blokken 860 nås så, idet denne blokken igjen representerer bruk av oppslagstabellen for å bestemme og lagre resistiviteten fra dempningen (RAT) og 4 to sequentially cause the energization of each transmitter (T^ to T5 in this case), and to measure and store the relative phase shift and attenuation of the received signals, assigned to each transmitter antenna. One then comes to block 851 where this block represents initialization of an equivalent distance index for the first equivalent distance in Table 2, namely the equivalent distance of 10 inches. The mixed phase rotation value is then calculated (block 855) using the weight values in Table II. Also, the mixed attenuation value is again calculated using the weight values in table 2 (block 857). (Blocks 855A and 857A represent the loading of modified combinations and/or weight values, for situations where it is desirable to change and/or add combinations and/or weight values). Block 860 is then reached, this block again representing use of the lookup table to determine and store the resistivity from the attenuation (RAT) and

resistiviteten fra fasedreining (R ) for den aktuelle avstand. En bestemmelse blir så gjort (beslutningsblokk 865) med hensyn til om den siste ekvivalente avstandsindeks er blitt nådd. (I dette tilfellet ville det være den ekvivalente avstand på 34 the resistivity from phase rotation (R ) for the distance in question. A determination is then made (decision block 865) as to whether the last equivalent distance index has been reached. (In this case it would be the equivalent distance of 34

tommer). Hvis ikke blir den ekvivalente avstandsindeks inkrementert (blokk 870), og man går på nytt inn i blokk 855. Sløyfen 872 fortsetter så inntil den dempningsbaserte resistivitet (RAT) og den fasedreinings-baserte resistivitet (R^) er blitt beregnet for hver ekvivalent avstand. Blokken 410 kan så startes på nytt for behandling av påfølgende dybdeniåver. I alt, for eksempel i denne utførelsesformen, kan borehullskompensert resistivitet tilveiebringes ved 14 undersøkelsesdybder; nemlig to undersøkelsesdybder (RAT og R^) , for hver av syv ekvivalenter avstander. inches). If not, the equivalent distance index is incremented (block 870), and one re-enters block 855. Loop 872 then continues until the attenuation-based resistivity (RAT) and the phase-rotation-based resistivity (R^) have been calculated for each equivalent distance. . Block 410 can then be restarted to process subsequent depth changes. In total, for example in this embodiment, borehole compensated resistivity can be provided at 14 survey depths; namely two survey depths (RAT and R^) , for each of seven equivalent distances.

Oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med spesielt foretrukne utførelsesformer, men variasjoner innenfor rammen av oppfinnelsen vil kunne foretas på fagfolk på området. For eksempel vil man forstå at egenskaper ved grunnformasjoner, slik som vertikal og horisontal resistivitet og dielektrisitetskonstant, kan bestemmes. Det kan også benyttes ytterligere mottakerantenner. Selv om oppfinnelsen er velegnet for anvendelse ved måling under boring, kan den også anvendes ved kabellogging når borestrengen er fjernet fra borehullet. The invention has been described in connection with particularly preferred embodiments, but variations within the scope of the invention will be possible for professionals in the field. For example, it will be understood that properties of foundation formations, such as vertical and horizontal resistivity and dielectric constant, can be determined. Additional receiver antennas can also be used. Although the invention is suitable for use when measuring during drilling, it can also be used for cable logging when the drill string has been removed from the borehole.

Claims

1. Apparatus for determining a property of bedrock formations surrounding a borehole, characterized by: an elongated logging device which can be moved through the borehole; first, third and second transmitter antennas spaced longitudinally on the device; a pair of longitudinally spaced receiver antennas on the device, the pair of receiver antennas being arranged between the second transmitter antenna and one of the first and third transmitter antennas; where the first, third and second transmitter antennas are separated from the midpoint between the receiver pair by a first, third and second distance, respectively, the first and second distance being substantially equal; means for energizing the first, third and second transmitting antennas with electromagnetic energy; a device for receiving, at the receiving antenna pair, electromagnetic energy from the transmitting antennas; a device for determining, from electromagnetic energy received at the receiving antenna pair, first, third and second phase rotation and/or attenuation measurements for electromagnetic energy sent from the first, third and second transmitting antenna, respectively; and a device for determining a property of the basic formations from the first, third and second phase rotation and/or attenuation measurement.

2. Apparatus according to claim 1, characterized in that the third distance is smaller than the second distance.

3. Apparatus according to claim 1, characterized in that the third distance is greater than the second distance.

4. Apparatus according to claim 1, characterized in that the property is resistivity.

5. Apparatus according to claim 1, characterized in that the property is resistivity at four borehole-compensated survey depths, and in that the phase rotation and/or attenuation measurements include phase rotation and attenuation measurements.

6. Apparatus according to claim 5, characterized in that resistivity at two of the borehole compensated survey depths is respectively determined from a mean value of phase rotation measurements for electromagnetic energy from the first and second transmitting antenna, and a mean value' for attenuation measurements for electromagnetic energy from the first and second transmitting antenna, and in that resistivity at the other two borehole compensated survey depths respectively are determined from the phase shift measurement for electromagnetic energy from the third transmitter antenna compensated by means of phase shift measurements for electromagnetic energy from the first and second transmitter antenna, and from the attenuation measurement for electromagnetic energy from the third transmitter antenna compensated by using attenuation measurements for electromagnetic energy from the first and second transmitter antennas.

7. Apparatus according to claim 6, characterized in that resistivity at the two other borehole compensated survey depths is respectively determined from the phase shift measurement for electromagnetic energy from the third transmitter antenna, compensated with an error value that depends on the difference between the phase shift measurements for electromagnetic energy from the first and second transmitter antenna, and from the attenuation measurement for electromagnetic energy from the third transmitting antenna compensated with an error value that depends on the difference between the attenuation measurements for electromagnetic energy from the first and second transmitting antenna.

8. Apparatus according to claim 7, characterized in that the logging device is mounted in a drill string for logging during drilling.

9. Apparatus according to claim 8, characterized by the transmitter antennas being energized in sequence.

10. Apparatus according to claim 8, characterized in that the transmitter and receiver antennas are coils wound on a mainly cylindrical tube.

11. Apparatus for determining a property of bedrock formations surrounding a borehole, characterized by: an elongated logging device which is movable through the borehole; first, third and second transmitter antennas spaced longitudinally on the device; a pair of receiver antennas which are separated in the longitudinal direction of the device, which receiver antenna pair is placed between the second transmitter antenna and one of the first and third transmitter antennas; where the first, third and second transmitter antennas are separated from the midpoint between the receiver pair by a first, third and second distance respectively, the first, second and third distance being different; means for energizing the first, third and second transmitting antennas with electromagnetic energy; a device for receiving, at the receiving antenna pair, electromagnetic energy from the transmitting antennas; a device for determining, from electromagnetic energy received at the transmitting antenna pair, first, third and second phase shift and/or attenuation measurements for electromagnetic energy transmitted from the first, third and second transmitter antennas, respectively; and a device for determining a property of the base form ions from the first, third and second phase rotation and/or attenuation measurement.

12. Apparatus according to claim 11, characterized in that the first, third and second distances each have a difference of at least one inch.

13. Apparatus according to claim 12, characterized in that the property is resistivity.

14. Apparatus according to claim 13, characterized in that the device for determining resistivity includes a device for combining at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from the first or third transmitter antenna, and a weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from the second transmitter antenna.

15. Apparatus according to claim 14, characterized in that at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from the first or third transmitter antenna comprises weighted measurements of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from each of the first and third transmitter antennas.

16. Apparatus according to claim 14, characterized in that the device for determining resistivity comprises a device for determining borehole compensated resistivity at several investigation depths.

17. Apparatus according to claim 14, characterized in that the logging device is mounted in a drill string for logging during drilling.

18. Apparatus according to claim 16, characterized by the transmitter antennas being energized in sequence.

19. Apparatus according to claim 17, characterized in that the transmitter and receiver antennas are coils wound on a mainly cylindrical tube.

20. Apparatus for determining a property of bedrock formations surrounding a borehole, characterized by: an elongated logging device which can be moved through the borehole; where the device has a longitudinal Z coordinate axis with a reference coordinate point designated Z=0, a pair of receiver antennas at ZR1 and _ZR2' where the distances ZR2 and ZR1 are equal, and transmitter antennas Z. = (-1)1-1.[ 'Z . +(i-i) • z.„^] i ' L min v ' inc for each of i=l, 2, ... n, where n is at least 3, and Z . >Z„, ; my Ri a device for energizing each of the transmitting antennas with electromagnetic energy; a device for receiving, at the receiving antenna pair, electromagnetic energy from each of the transmitting antennas; a device for determining, from electromagnetic energy received at the receiving antenna pair, phase shift and/or attenuation measurements of electromagnetic energy transmitted from each of the respective transmitting antennas; and a device for determining a property of the basic formations based on the phase rotation and/or attenuation measurements.

21. Apparatus according to claim 20, characterized by atZ. is at least one Inc empty.

22. Apparatus according to claim 20, characterized in that the property is resistivity.

23. Apparatus according to claim 22, characterized in that the device for determining resistivity comprises a device for combining at least one weighted measurement of phase shift and/or attenuation of electromagnetic energy from a transmitter antenna at a positive coordinate position on the Z axis of the device, and at least one weighted measurement of phase shift and/or or attenuation of electromagnetic energy from a transmitter antenna at a negative coordinate position on the device's Z-axis.

24. Apparatus according to claim 23, characterized in that at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from a transmitter antenna at a positive coordinate position on the device's Z-axis comprises two weighted measurements.

25. Apparatus according to claim 24, characterized in that one of the weighings has a negative weighing coefficient.

26. Apparatus according to claim 23, characterized in that the device for determining resistivity includes devices for producing the weighing sums: 0.75-X(1) + 0.5-X(2) - 0.25-X(3); 0.5-X(1) + 0.5-X(2); and 0.25-X(l) + 0.5-X(2) + 0.25-X(3) where X(l), X(2) and X(3) are respectively the phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from the transmitter antennas T^, <T>2 °g V

27. Apparatus for determining resistivity of bedrock formations surrounding a borehole, characterized by: an elongated logging device which can be moved through the borehole; fifth, third, first, second and fourth longitudinally spaced transmitter antennas on the device in the order indicated; a pair of longitudinally spaced receiver antennas on the device, the receiver antenna pair being located between the first and second transmitter antennas; wherein the fifth, third, first, second, and fourth transmitter antennas are separated from the midpoint between the receiver pair by fifth, third, first, second, and fourth distances, respectively, each of the fifth, third, first, second, and fourth distances being different; means for energizing the fifth, third, first, second, and fourth transmitter antennas with electromagnetic energy; a device for receiving, at the receiving antenna pair, electromagnetic energy from the transmitting antennas; means for determining, from electromagnetic energy received at the receiving antenna pair, fifth, third, first, second and fourth phase rotation and attenuation measurements of electromagnetic energy transmitted from the fifth, third, first, second and fourth transmitting antennas, respectively; and a device for determining borehole compensated resistivity for the bedrock formations at multiple survey depths from the fifth, third, first, second and fourth phase rotation and attenuation measurements.

28. Apparatus according to claim 27, characterized in that the distances all have a difference of at least one inch.

29. Apparatus according to claim 27, characterized in that the logging device is mounted in a drill string during drilling.

30. Apparatus according to claim 29, characterized by the transmitter antennas being energized in sequence.

31. Apparatus according to claim 29, characterized in that the transmitter and receiver antennas are coils wound on a mainly cylindrical tube.

32. Apparatus for determining a property of bedrock formations surrounding a borehole, characterized by: an elongated logging device which can be moved through the borehole; a sequence of separate transmitter antennas with odd numbered designations 1, 3, ... (2m-l), on the device, and a sequence of separate transmitter antennas with even numbered designations 2, 4, ... (2m) on the device, where m is a positive integer; a pair of longitudinally spaced apart receiver antennas on the device, the pair of receiver antennas being located between the sequence of transmitter antennas with odd numbered designations and the sequence of transmitter antennas with even numbered designations; the distance of each of the transmitting antennas from the midpoint between the pair of receiving antennas being different from the distance of any other transmitting antenna from the midpoint between the pair of receiving antennas; a device for energizing each of the transmitting antennas with electromagnetic energy; a device for receiving, at the receiving antenna pair, electromagnetic energy from the transmitting antennas; a device for determining, from electromagnetic energy received at the receiving antenna pair, phase shift and/or attenuation measurements of electromagnetic energy transmitted from each of the respective transmitting antennas; and a device for determining a property of the base formants from the phase shift and/or attenuation measurements.

33. Apparatus according to claim 32, characterized in that the distances each have a difference of at least one inch.

34. Apparatus according to claim 32, characterized in that the property is resistivity.

35. Apparatus according to claim 34, characterized in that the device for determining resistivity includes a device for combining at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from at least one of the transmitter antennas with odd numbered designations, and at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from at least one of the transmitter antennas with the same numbered designations.

36. Apparatus according to claim 34, characterized in that at least one weighted measurement of phase shift and/or attenuation of electromagnetic measurement from at least one of the transmitter antennas with odd numbered designations includes weighted measurements of phase shift and/or attenuation of electromagnetic energy from two of the transmitter antennas with odd numbered designations.

37. Apparatus according to claim 35, characterized in that the device for determining resistivity comprises a device for determining borehole compensated resistivity at several investigation depths.

38. Apparatus according to claim 38, characterized in that the device for determining resistivity comprises a device for determining borehole compensated resistivity at several investigation depths.

39. Apparatus according to claim 32, characterized in that the logging device is mounted in a drill string for logging during drilling.

40. Apparatus according to claim 38, characterized in that the logging device is mounted in a drill string for logging during drilling.

41. Apparatus according to claim 37, characterized by the transmitter antennas being energized in sequence.

42. Apparatus according to claim 39, characterized in that the transmitter and receiver antennas are coils wound on a mainly cylindrical neck tube,

43. Apparatus according to claim 40, characterized in that the transmitter and receiver antennas are coils wound on a mainly cylindrical tube.

44. Method for determining a property of basic formations surrounding a borehole, characterized by: providing an elongated logging device which can be moved through the borehole, the device being mounted on a sequence of separate transmitter antennas with odd numbered designations 1, 3, . .. (2m-l), and a sequence of separated transmitter antennas with the same numbered designations 2, 4, ... (2m) , where m is a positive integer, and a pair of longitudinally spaced receiver antennas, which receiver antenna- pairs are arranged between the sequence of transmitting antennas with odd-numbered designations and the sequence of transmitting antennas with even-numbered designations, the distance of each of the transmitting antennas from the midpoint between the pair of transmitting antennas being different from the distance of any other transmitting antenna from the midpoint between the pair of receiving antennas; energizing each of the transmitter antennas with electromagnetic energy; receiving, at the receiving antenna pair, electromagnetic energy from the transmitting antennas; determining, from electromagnetic energy received at the receiving antenna pair, phase shift and/or attenuation measurements of electromagnetic energy transmitted from each of the respective transmitting antennas; and to determine a property of the base formation from the phase rotation and/or attenuation measurements.

45. Method according to claim 44, characterized in that the property is resistivity, and where the step of determining resistivity includes combining at least one weighted measurement of phase shift and/or attenuation for electromagnetic energy from at least one of the transmitter antennas with odd numbered designations, and at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from at least one of the transmitter antennas with the same numbered designations.

46. Method according to claim 44, characterized in that the property is resistivity, and in that the at least one weighted measurement of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from at least one of the transmitter antennas with odd numbered designations comprises weighted measurements of phase rotation and/or attenuation of electromagnetic energy from two of the transmitter antennas with odd numbered designations.

47. Method according to claim 46, characterized in that the step of determining resistivity comprises determining borehole compensated resistivity at several survey depths.

48. Method according to claim 44, characterized in that the method is carried out as a logging during drilling.

49. Method according to claim 46, characterized in that the method is carried out as a logging during drilling.

50. Method according to claim 49, characterized by modifying the weighting of the measurements as one part of the operation with logging during drilling.