一种用于海上随钻声波测井时差提取方法、装置及系统.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN114265118A(43)申请公布日2022.04.01(21)申请号202111477365.X(22)申请日2021.12.06(71)申请人中国海洋大学地址266100山东省青岛市崂山区松岭路238号(72)发明人许松何兵寿邹志辉(74)专利代理机构北京汇泽知识产权代理有限公司11228代理人亓赢(51)Int.Cl.G01V1/50(2006.01)E21B49/00(2006.01)权利要求书4页说明书8页附图3页(54)发明名称一种用于海上随钻声波测井时差提取方法、装置及系统(57)摘要本发明涉及海上随钻声波测井技术领域，具体公开了一种用于海上随钻声波测井时差提取方法、装置及系统。该方法包括如下步骤：S1：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据所述随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；S2：对所述合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；S3：根据所述重构后阵列波形数据对海上目标工区地层波慢度进行识别提取。本发明的技术方案能压制钻铤波信号，可以准确获取钻井外地层的慢度特征，大幅度提高海上钻井外地层时差提取的准确性。CN114265118ACN114265118A权利要求书1/4页1.一种用于海上随钻声波测井时差提取方法，其特征在于，包括如下步骤：S1：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据所述随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；S2：对所述合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；S3：根据所述重构后阵列波形数据对所述海上目标工区地层波慢度进行识别提取。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S1包括如下步骤：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据；针对不同类型的测量仪器，将所述随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将所述阵列波形数据进行合成；其中，所述测量仪器的数据采集方式为单发多收模式，所述测量仪器具有多个接收器，用于同时在某个深度点记录多道波形；所述阵列波形数据为所述海上目标工区在测量井段不同深度下的阵列波形数据。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤S2包括如下步骤：选定所述测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理；对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源；将所述测量仪器移动测量时不同声源在所述处理深度点处产生的虚拟声源进行叠加；将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置；对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在该处理深度点处产生的波场进行叠加得到该处理深度点处重构后的波形。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，采用波形取窗函数对所述合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，所述波形取窗函数为：公式(1)中，N表示接收器的总数，R(t,n)表示接收器接收到的波形，t表示记录时间，n表示第n个接收器，W(t,n)为时间域窗口函数，时间域窗口函数在波形开始波动的区间值为1，非波形开始波动的区间值为0,表示取窗后的第n个接收器的波形。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，所述虚拟声源构造函数为；公式(2)中，左侧为重构的虚拟声源场虚部，Ra、Rb为接收器，S为激发声源，k为波数，Im代表虚部，G代表格林函数，*代表对信号作复共轭处理，SC为声源所在位置，k为波数。6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，所述波形回归函数为：2CN114265118A权利要求书2/4页Super公式(3)中，G(Rb|S)代表恢复原地震记录位置的信号，Ra、Rb为接收器，RC表示接收器所在位置，G代表格林函数，k为波数。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在所述处理深度点处产生的波场进行叠加得到所述处理深度点处重构后的波形，包括如下步骤:采用公式(2)计算得到该处理深度点处的接收器位置与声源之间所有接收器位置处的虚拟声源场；采用公式(3)将上步骤中不同位置的虚拟声源场进行重构到该处理深度点处；将重构后的波场进行叠加，得到该处理深度点处的最终叠加重构波形。8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤S3包括如下步骤：采用二维慢度‑时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到所述处理深度点处的二维慢度‑时间相干图，所述二维慢度‑时间相干函数为：公式(4)中，slowness代表信号的慢度，n代表第n个接收器，R代表波形，N为接收器总个数，Σ代表叠