高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法、装置和设备

摘要

本申请涉及测井技术领域，提供了一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法、装置和设备，所述方法通过获取目标处理井段的原始声波测井数据；设置子阵列跨度间隔、时间取窗函数和起始时窗位置；对子阵列跨度间隔内的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形；将重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度；移动时窗，直至目标井段处理完毕，提取慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。本申请能够有效避免传统声波测井阵列处理的均化效应与精细地层信息慢度提取信息不精确的缺陷，提高声波测井资料估算慢度的信噪比和分辨率。

权利要求

1.一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法，其特征在于，包括：步骤S1：获取目标处理井段的原始声波测井数据；

步骤S2：设置声波测井记录测量仪上接收阵列的子阵列跨度间隔、用于获取时窗的时间取窗函数和起始时窗位置；

步骤S3：对声波测井记录测量仪上所述子阵列跨度间隔内的接收器子阵列的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形，包括：通过所述时间取窗函数对所述原始声波测井数据进行时间取窗；

对所述接收器子阵列位于时间取窗内的任意两道波形进行互相关，构造由虚拟源激发、真实接收器接收的虚拟源波场；

利用卷积互易方程将所述虚拟源波场复原，得到由原始源激发、原始位置记录接收的重构波形；

所述虚拟源波场的公式如下：

Wv(Lj，Lj+λ)＝p(Lj+λ，Sd)p(Lj，Sd)*其中：

其中，Wv(Lj，Lj+λ)表示虚拟源波场；p(Lj+λ，Sd)、p(Lj，Sd)分别表示声源Sd激发、接收器Lj+λ和Lj分别记录的接收事件；j表示子阵列的起始接收器编号；λ表示子阵列跨度间隔；*表示复共轭；E(Lj+λ，Sd)、E(Lj，Sd)分别表示p(Lj+λ，Sd)和p(Lj，Sd)的震源子波和几何扩散的振幅项；Tj+λ与Tj分别表示由声源Sd到接收器Lj+λ或Lj的旅行时间；i表示虚数单位，其大小为w表示角频率；

所述重构波形的公式如下：

S(Lj+λ，Sd)＝p(Lj，Sd)Wv(Lj，Lj+λ)其中，S(Lj+λ，Sd)表示重构波形；p(Lj，Sd)表示声源Sd激发、接收器Lj记录的接收事件；Wv(Lj，Lj+λ)表示虚拟源波场；Sd代表声源；Lj+λ和Lj代表接收器；j表示子阵列的起始接收器编号；λ表示子阵列跨度间隔；

步骤S4：使用多尺度多源波形相似叠加法将所述重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度；

步骤S5：按一定步长移动所述时窗，重复步骤S3‑步骤S4，直至获取所述目标处理井段的慢度‑时间相干函数，形成慢度相干图，提取所述慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。

2.根据权利要求1所述的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法，其特征在于，所述原始声波测井数据为声波测井记录测量仪采用阵列接收模式，以一定源距移动获得的某深度范围内的波形记录。

3.根据权利要求1所述的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法，其特征在于，所述子阵列跨度间隔长度不小于所述目标处理井段声波测井所利用声波波长的四分之一。

4.根据权利要求1所述的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法，其特征在于，所述时间取窗函数为只含数值0和1的列向量组成，目标数据范围值为1，非目标数据范围值为

0，利用所述列向量提取目标波动波形区间。

5.一种实现权利要求1‑4任一项所述的高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法的装置，其特征在于，包括：数据获取模块，用于获取目标处理井段的原始声波测井数据；

数据设置模块，用于设置声波测井记录测量仪上接收阵列的子阵列跨度间隔、用于获取时窗的时间取窗函数和起始时窗位置；

波形重构模块，用于对声波测井记录测量仪上所述子阵列跨度间隔内的接收器子阵列的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形；

波形叠加模块，用于使用多尺度多源波形相似叠加法将所述重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度；

慢度提取模块，用于按一定步长移动所述时窗，直至获取所述目标处理井段的慢度‑时间相干函数，形成慢度相干图，提取所述慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。

6.一种电子设备，其特征在于，包括：

处理器；

存储器；

以及计算机程序，其中所述计算机程序被存储在所述存储器中，所述计算机程序包括指令，当所述指令被所述处理器执行时，使得所述电子设备执行权利要求1至4中任意一项所述的方法。

说明书

高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法、装置和设备

技术领域

[0001] 本申请涉及测井技术领域，具体涉及一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法、装置和设备。

背景技术

[0002] 在石油测井中，套管井测井占有相当比例，为了对已有油田挖潜改造，需要在套管井中进行声波测井。套管和地层之间通常会灌注水泥进行胶结，当胶结情况差时，沿套管传播的声波信号会对地层信号的提取造成强烈的干扰，尤其是在快速地层时，由于地层的纵波和套管的速度比较接近，因此，在该种情况下很难有效提取地层声速。

[0003] 在声波测井数据处理中，声波速度应用广泛，例如储层划分、裂缝和油气层识别、孔隙度计算、合成地震记录标定等多种领域，因此，声波速度的精准提取至关重要。现代声波测井仪通过接收阵列记录测量波形数据，利用阵列处理方法计算井中非同类振相的波速及其衰减曲线。其中，阵列声波测井数据波速的获取主要包括频率域方法和时间域方法。在频率域处理方法中，相关学者最早采用基于线性微分模型的Prony方法处理声波数据，这种方法在一定程度上能得到相对稳态结果，但当有噪声存在时计算结果往往因数据采样点稀疏而不稳定、不精确。此外，Prony方法计算效率低下，计算机性能限制了该法的运用效率。为改进Prony法的不足，相关学者提出了一种基于加权频谱的相关法，引入频率域加权增加可利用的数据信息进而削弱噪声影响。时间域声波阵列速度提取主要采用时间‑慢度相干法STC（波形相干法），该方法基于波阵列的相干性，以时间窗扫描数据，找出阵列波形相干函数极值时波所对应的时间域慢度。

[0004] 声波测井数据的常规STC处理通常给出一个接收阵列跨度范围的平均慢度曲线，在地层特征小于阵列变化尺度时，会掩盖水平薄层的有效信息。作为地层评估所需的重要参数，水平薄层的声学参数是分析岩石物理性质的基础，直接影响了油储的特征及其储量估测。为提高声波测井资料估算慢度的分辨率，人们发展了多源波形相似技术（多源相干法），通过选择不同子阵列跨度的数据组合叠加，减小慢度估计的误差。但对于越短的子阵列，以相邻间隔的子阵列为例（即只有2个接受器，跨度为0.1524m或0.5ft），其一般具有最高的分辨率，但其受噪声影响大且数据重复率小，很难得到分辨率高且精度又好的慢度剖面。

发明内容

[0005] 有鉴于此，针对传统声波测井STC处理受制于噪声及其低分辨率缺陷，本申请提出了一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法、装置和设备，在利用原始波形数据的基础上，采用互相关与卷积重构参与深度段测井慢度提取的波形，增加多源波形相似叠加数据，改进慢度估测分辨率，提高地层声波慢度估测精度，有效避免传统阵列处理的均化效应与精细地层信息慢度提取信息不精确的缺陷，提高了声波测井资料估算慢度的信噪比和分辨率。

[0006] 第一方面，本申请提供了一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法，包括：

[0007] 步骤S1：获取目标处理井段的原始声波测井数据；

[0008] 步骤S2：设置声波测井记录测量仪上接收阵列的子阵列跨度间隔、用于获取时窗的时间取窗函数和起始时窗位置；

[0009] 步骤S3：对声波测井记录测量仪上所述子阵列跨度间隔内的接收器子阵列的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形；

[0010] 步骤S4：使用多尺度多源波形相似叠加法将所述重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度；

[0011] 步骤S5：按一定步长移动所述时窗，重复步骤S3‑步骤S4，直至获取所述目标处理井段的慢度‑时间相干函数，形成慢度相干图，提取所述慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。

[0012] 在一种可能的实现方式中，所述原始声波测井数据为声波测井记录测量仪采用阵列接收模式，以一定源距移动获得的某深度范围内的波形记录。

[0013] 在一种可能的实现方式中，所述子阵列跨度间隔长度不小于所述目标处理井段声波测井所利用声波波长的四分之一。

[0014] 在一种可能的实现方式中，所述时间取窗函数为只含数值0和1的列向量组成，目标数据范围值为1，非目标数据范围值为0，利用所述列向量提取目标波动波形区间。

[0015] 在一种可能的实现方式中，所述步骤S3包括：

[0016] 通过所述时间取窗函数对所述原始声波测井数据进行时间取窗；

[0017] 对所述接收器子阵列位于时间取窗内的任意两道波形进行互相关，构造由虚拟源激发、真实接收器接收的虚拟源波场；

[0018] 利用卷积互易方程将所述虚拟源波场复原，得到由原始源激发、原始位置记录接收的重构波形。

[0019] 在一种可能的实现方式中，所述虚拟源波场的公式如下：

[0020]

[0021] 其中：

[0022]

[0023]

[0024] 其中， 表示虚拟源波场； 、 分别表示声源 激发、接收器 和 分别记录的接收事件；表示子阵列的起始接收器编号； 表示子阵列跨度间隔； 表示复共轭； 、 分别表示 和 的震源
子波和几何扩散的振幅项； 与 分别表示由声源 到接收器 或 的旅行时间；i表示虚数单位，其大小为 ； 表示角频率。

[0025] 在一种可能的实现方式中，所述重构波形的公式如下：

[0026]

[0027] 其中， 表示重构波形； 表示声源 激发、接收器 记录的接收事件； 表示虚拟源波场； 代表声源； 和 代表接收器；表示子阵列
的起始接收器编号； 表示子阵列跨度间隔。

[0028] 第二方面，本申请提供了一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取装置，包括：

[0029] 数据获取模块，用于获取目标处理井段的原始声波测井数据；

[0030] 数据设置模块，用于设置声波测井记录测量仪上接收阵列的子阵列跨度间隔、用于获取时窗的时间取窗函数和起始时窗位置；

[0031] 波形重构模块，用于对声波测井记录测量仪上所述子阵列跨度间隔内的接收器子阵列的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形；

[0032] 波形叠加模块，用于使用多尺度多源波形相似叠加法将所述重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度；

[0033] 慢度提取模块，用于按一定步长移动所述时窗，直至获取所述目标处理井段的慢度‑时间相干函数，形成慢度相干图，提取所述慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。

[0034] 第三方面，本申请提供了一种电子设备，包括：

[0035] 处理器；

[0036] 存储器；

[0037] 以及计算机程序，其中所述计算机程序被存储在所述存储器中，所述计算机程序包括指令，当所述指令被所述处理器执行时，使得所述电子设备执行第一方面中任意一项所述的方法。

[0038] 针对常规STC处理的均化效应，在地层特征小于阵列变化尺度时，会掩盖水平薄层的有效信息等缺陷，本申请在原始声波测井数据的基础上，通过互相关和卷积互易方程对波形进行重构，极大增加了可参与波形相似叠加的数据，并通过短跨列间隔的STC处理，改进了慢度估测分辨率与信噪比，提高了地层声波慢度估测精度（分辨率）。

附图说明

[0039] 为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

[0040] 图1为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法的流程示意图；

[0041] 图2为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法中声波测井记录测量仪上接收器记录的波形示意图；

[0042] 图3为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法中选择子阵列跨度间隔的示意图；

[0043] 图4为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法中波形重构的示意图；

[0044] 图5为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取装置的结构框图；

[0045] 图6为本申请实施例提供的一种电子设备的结构示意图。

具体实施方式

[0046] 为了更好的理解本申请的技术方案，下面结合附图对本申请实施例进行详细描述。

[0047] 应当明确，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本申请保护的范围。

[0048] 在本申请实施例中使用的术语是仅仅出于描述特定实施例的目的，而非旨在限制本申请。在本申请实施例和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”、“所述”和“该”也旨在包括多数形式，除非上下文清楚地表示其他含义。

[0049] 应当理解，本文中使用的术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，甲和/或乙，可以表示：单独存在甲，同时存在甲和乙，单独存在乙这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

[0050] 参见图1，为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法的流程示意图。如图1所示，其主要包括以下步骤。

[0051] 步骤S1：获取目标处理井段的原始声波测井数据。

[0052] 所述原始声波测井数据为声波测井记录测量仪采用阵列接收模式，以一定源距移动获得的某深度范围内的波形记录。图2为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法中声波测井记录测量仪上接收器记录的波形示意图，参见图2，图中的8条曲线即分别为声波测井记录测量仪上8个接收器分别记录的目标处理井段的原始声波测井数据。

[0053] 步骤S2：设置声波测井记录测量仪上接收阵列的子阵列跨度间隔、用于获取时窗的时间取窗函数和起始时窗位置。

[0054] 需要特别说明的是，需要选择相同深度段原始声波测井数据进行后续数据处理，图3为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法中选择子阵列跨度间隔的示意图，参见图3，本实施例选定的子阵列跨度间隔为1，即选择相邻接收器的原始声波测井数据进行重构，随着声源的向下移动，在接收阵列的记录数据中，每次处理所选择的数据位置也会随之移动（随着声源向下移动，选择的接收器位置随之向上移动），最终利用同一深度段数据重构参与STC处理波形，实现高分辨率的慢度提取。

[0055] 值得注意的是，选择合适的子阵列跨度间隔是尤为重要的，子阵列跨度间隔的选择具有临界限度，其不能小于所利用声波波长的四分之一。

[0056] 所述时间取窗函数为只含数值0和1的列向量组成，目标数据范围值为1，非目标数据范围值为0，利用所述列向量提取目标波动波形区间。

[0057] 步骤S3：对声波测井记录测量仪上所述子阵列跨度间隔内的接收器子阵列的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形。具体包括：

[0058] 通过所述时间取窗函数对所述原始声波测井数据进行时间取窗；对所述接收器子阵列位于时间取窗内的任意两道波形进行互相关，构造由虚拟源激发、真实接收器接收的虚拟源波场；利用卷积互易方程将所述虚拟源波场复原，得到由原始源激发、原始位置记录接收的重构波形。如图4所示，图4为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法中波形重构的示意图。

[0059] 通过所述时间取窗函数进行时间取窗的计算公式为：

[0060]

[0061] 其中， 表示接收器mi的取窗后数据，t表示记录时间，mi表示第i个接收器，M表示接收器总个数， 表示时间取窗函数， 表示接收阵列记录数据。

[0062] 所述虚拟源波场的公式如下：

[0063]

[0064] 其中：

[0065]

[0066]

[0067] 其中， 表示虚拟源波场； 、 分别表示声源 激发、接收器 和 分别记录的接收事件；表示子阵列的起始接收器编号； 表示子阵列跨度间隔； 表示复共轭； 、 分别表示 和 的震源
子波和几何扩散的振幅项； 与 分别表示由声源 到接收器 或 的旅行时间；i表示虚数单位，其大小为 ； 表示角频率。

[0068] 所述重构波形的公式如下：

[0069]

[0070] 其中， 表示重构波形； 表示声源 激发、接收器 记录的接收事件； 表示虚拟源波场； 代表声源； 和 代表接收器；表示子阵列
的起始接收器编号； 表示子阵列跨度间隔。

[0071] 步骤S3通过重构波形极大增加了参与相干叠加的波形，有效提高了估测慢度的分辨率。与此同时，选择不同的处理跨列间隔，可以针对不同薄互层情况选择不同阵列数据组合。

[0072] 步骤S4：使用多尺度多源波形相似叠加法将所述重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度。

[0073] 本实施例中，利用慢度‑时间相干函数从所述排列数据体中提取地层声波慢度，数学表达式如下：

[0074]

[0075] 其中，

[0076]

[0077]

[0078]

[0079] 其中， 表示阵列数据的相干能量大小，Slow表示慢度，Ts表示时窗起始时间，Twindow代表时窗长度，M表示接收器总个数， 表示包含M个的接收阵列的第k个接收器采集的数据， 表示阵列数据的非相干能量大
小， 表示波形在时间轴上移动到第k个接收器的时间， 表示相邻接收器的最短距离。

[0080] 步骤S5：按一定步长移动所述时窗，重复步骤S3‑步骤S4，直至获取所述目标处理井段的慢度‑时间相干函数，形成慢度相干图，提取所述慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。

[0081] 针对常规STC处理的均化效应，在地层特征小于阵列变化尺度时，会掩盖水平薄层的有效信息等缺陷，本申请利用互相关和卷积重构，极大增加了参与波形相似叠加数据，并采用短跨列间隔的STC处理，改进慢度估测分辨率与信噪比，提高地层声波慢度估测精度。

[0082] 与上述实施例相对应，本申请还提供了一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取装置。

[0083] 参见图5，为本申请实施例提供的一种高信噪比高分辨阵列声波速度提取装置的结构框图。如图5所示，其主要包括以下模块。

[0084] 数据获取模块501，用于获取目标处理井段的原始声波测井数据；

[0085] 数据设置模块502，用于设置声波测井记录测量仪上接收阵列的子阵列跨度间隔、用于获取时窗的时间取窗函数和起始时窗位置；

[0086] 波形重构模块503，用于对声波测井记录测量仪上所述子阵列跨度间隔内的接收器子阵列的原始声波测井数据进行重构，得到重构波形；

[0087] 波形叠加模块504，用于使用多尺度多源波形相似叠加法将所述重构波形与其对应的原始声波测井数据进行叠加，得到排列数据体，从所述排列数据体中提取地层声波慢度；

[0088] 慢度提取模块505，用于按一定步长移动所述时窗，直至获取所述目标处理井段的慢度‑时间相干函数，形成慢度相干图，提取所述慢度相干图的慢度峰值，得到目标声波测井数据的慢度。

[0089] 需要指出的是，本申请实施例涉及的具体内容可以参见上述方法实施例的描述，为了表述简洁，在此不再赘述。

[0090] 与上述实施例相对应，本申请实施例还提供了一种电子设备。

[0091] 参见图6，为本申请实施例提供的一种电子设备的结构示意图。如图6所示，该电子设备600可以包括：处理器601、存储器602及通信单元603。这些组件通过一条或多条总线进行通信，本领域技术人员可以理解，图中示出的电子设备结构并不构成对本申请实施例的限定，它既可以是总线形结构，也可以是星型结构，还可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件布置。

[0092] 其中，通信单元603，用于建立通信信道，从而使电子设备可以与其它设备进行通信。

[0093] 处理器601，为电子设备的控制中心，利用各种接口和线路连接整个电子设备的各个部分，通过运行或执行存储在存储器602内的软件程序和/或模块，以及调用存储在存储器内的数据，以执行电子设备的各种功能和/或处理数据。所述处理器可以由集成电路(integrated circuit，IC)组成，例如可以由单颗封装的IC所组成，也可以由连接多颗相同功能或不同功能的封装IC而组成。举例来说，处理器601可以仅包括中央处理器(central processing unit，CPU)。在本申请实施方式中，CPU可以是单运算核心，也可以包括多运算核心。

[0094] 存储器602，用于存储处理器601的执行指令，存储器602可以由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器（SRAM），电可擦除可编程只读存储器（EEPROM），可擦除可编程只读存储器（EPROM），可编程只读存储器（PROM），只读存储器（ROM），磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。

[0095] 当存储器602中的执行指令由处理器601执行时，使得电子设备600能够执行上述方法实施例中的部分或全部步骤。

[0096] 本申请实施例中，“至少一个”是指一个或者多个，“多个”是指两个或两个以上。“和/或”，描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示单独存在A、同时存在A和B、单独存在B的情况。其中A，B可以是单数或者复数。字符“/”一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。“以下至少一项”及其类似表达，是指的这些项中的任意组合，包括单项或复数项的任意组合。例如，a，b和c中的至少一项可以表示：a, b, c, a‑b, a‑c, b‑c,或a‑b‑c，其中a, b, c可以是单个，也可以是多个。

[0097] 所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统、装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

[0098] 以上所述，仅为本申请的具体实施方式，任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本申请的保护范围之内。本申请的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。