专利名称：：使用菲涅耳体积层析成像来确定岩层和钻孔参数的方法
技术领域：
：本发明一般涉及一种使用在钻孔(borehole)中进行的声音测量(sonicmeasurement)来勘测地下(subsurface)岩层的方法。更特别地，此发明针对一种用于沿着和围绕钻孔来确定岩层慢度(formationslowness)的方法。
背景技术：
：钻孔声波的生成和记录是在油田钢缆测井(wirelinelogging)中采用的关键测量。目前，很多钻孔工具和方法可用于进行声学测量。一些工具包括单个音波源以及两个或更多接收器；然而，现在，多数工具包括排成阵列的很多接收器。尽管当前可用的声学工具在提供有关相邻岩层和钻孔参数的大范围的信息中是有用的，但声学钻孔测量的主要用途是估计压缩波岩层慢度。典型地，使用通过第一运动检测过程而获取的行程时间(traveltime)而估计压缩波岩层慢度。在现有技术所提出的单个源、两个接收器工具的情况中，通过将两个接收器之间的到达时间相减并除以接收器间的间隔，而估计岩层慢度。然而，由于工具倾斜、钻孔冲蚀(washout)、地层边界效应(bedboundaryeffect)等，会使此估计不精确。除此之外，已使用额外的声源和接收器以及更健壮的方法如STC(Slowness-Time-Coherencyanalysis，慢度时间相干性分析)，来减小由这种环境效应引入的不精确。用于确定岩层慢度的上述行程时间测量技术也受到其它不足的影响。现有方法仅提供沿钻孔轴的岩层慢度的一维值，并丢弃与沿其它方向(如与钻孔轴垂直的径向和/或角向)的岩层属性有关的信号中所固有的有价值的信息。为了克服在沿轴向和径向估定(assessing)慢度分布中的困难，可采用行程时间层析成像反演(tomographicinversion)(即“层析成像”)。行程时间层析成像反演的目标在于找到使所测量的行程时间和所计算的所有源-接收器对的行程时间之间的差异最小化的解或模型(即，沿着和围绕钻孔的岩层慢度分布)。行程时间层析成像的控制方程(governingequation)通常为非线性的，但是可以通过以初始模型开始的迭代解算法而求解。在此求解过程的每个迭代中，执行下面的两个步骤正演建模(forwardmodeling)以及反演。通过“正演建模”，根据给定模型(来自初始猜测或先前迭代的结果)而为每个源和接收器对计算行程时间。然而，由于所使用的模型未必就是真实的地下模型，所以，典型地，所计算的行程时间与实际测量的行程时间不一致。由此，跟随在此“正演建模”步骤之后，计算实际测量的和所计算的行程时间之间的差异，并且，随后通过优化/最小化方法(例如，反投影或共轭梯度)而使该差异最小化，以更新/调整先前所得到的模型。重复进行这两个步骤，直到实现最佳适配(fit)为止(即，行程时间误差收敛)。由此，得到最终求解模型。成功的层析成像显著取决于这些正演建模和反演步骤。对于这两个步骤中的每个，用于正演建模的数值方法更为关键和必要。可容易地理解，不精确和不够健壮的建模将生成不正确的行程时间，由此导致错误的最终解。美国专利第5081611号(B.Homby(霍恩比)，1992)提出了基于用声音工具(sonictool)测量的行程时间的反演的这种层析成像方法。霍恩比断言他的方法能够远离钻孔而确定慢度分布。然而，霍恩比公开的方法并不被频繁使用，这大概是因为基于折射波的射线跟踪技术的建模内核是不可靠的。另外，霍恩比方法需要沿钻孔轴而隐含地施加虚拟层，这缺乏有关现有信息和地质支持的鲁棒性。此外，霍恩比所教导的方法仅限于二维，即，沿着钻孔轴和一个径向。如前所述，建模是在此层析成像反演中的所需步骤，并且，其鲁棒性和效率对于反演的成功是至关重要的。尽管射线跟踪是公知的数值仿真技术、并被广泛地用于声畴以便进行行程时间计算，但是，此方法存在大量限制，而妨碍了其对于声音层析成像的健壮使用。例如，射线跟踪技术假定音波的频率为无限高。然而，实际波常常是有限频带的。实际波的传播不仅受如射线近似法所暗示的沿射线路径的结构的影响，还受到射线路径附近的介质的影响。对于其中波长不显著小于源和接收器之间的距离的音波，这种射线近似法是不够精确的。此外，射线跟踪计算是昂贵、不稳定的，并且难以在实践中应用于三维(3-D)层析成像。本发明旨在克服或至少减少上面概述的一个或多个问题的影响。
发明内容本发明满足上述和其它需要。特别地，本发明提供了一种确定钻孔穿过的区段的岩层慢度的方法，该方法包括通过具有源和至少一个接收器的声音工具而生成声波；以及计算该声波的菲涅耳体积波径。本发明还提供了一种根据具有声源和多个接收器的声音工具的数据而确定钻孔周围的3-D岩层慢度的方法，包括为岩层和钻孔分配初始慢度模型；计算表示一个或多个波传播路径的一个或多个菲涅耳体积；对于每个接收器，基于菲涅耳体积波传播路径而计算理论上的一个或多个首先到达时间；对于每个接收器，计算所测量的首先到达时间和理论上的首先到达时间的函数，其中根据声音工具的数据而确定用于每个接收器的所测量的首先到达时间；沿首先到达的菲涅耳体积波径而对该函数进行反投影，由此提供对多个岩层区段的初始慢度模型的修改；以及修改初始慢度模型作为所提供的修改的函数。另一方面提供了一种确定钻孔穿过的区段的岩层慢度的方法，其包括将菲涅耳区层析成像应用于声音数据。本发明还提供了一种岩层慢度确定装置，其包括声源、声接收器、以及处理器，该处理器被耦接到声源和声接收器，并被编程为对于由声源生成并由声接收器接收的声波而计算和更新菲涅耳区。本发明的其他优点和新颖的特征将在下面的描述中阐述，或可由本领域的技术人员通过阅读这些材料或实践本发明而知晓。可通过在所附权利要求中阐述的部件而实现本发明的优点。本专利或申请文件包含至少一个有色绘制的绘图。一经请求和支付必要费用后，将由有关部门提供具有有色绘图的此专利或专利申请公开的副本。附解了本发明的优选实施例，并且是说明书的一部分。附图与下面的描述一起演示和说明了本发明的原理。图1为根据本发明的一个实施例的耦接到计算机处理器的声音工具的代表图。图2为与源和接收器相对应的菲涅耳体积的示意性表示。图3a为根据本发明的一个实施例的四层介质中的菲涅耳体积头波的例子。图3b为图3a的四层介质的第一到达射线路径的图。图4为根据本发明的一个实施例的重构算法的概略说明。图5示出了根据本发明的一个方面的用于确定岩层慢度的流程图。图6a为用于计算机仿真的假设岩层的慢度剖面图(profile)。图6b为从为假设岩层计算的合成行程时间而反演的所估计的慢度剖面图。图6c示出了在假设的慢度域上观测的行程时间和在重构的慢度域上计算的行程时间之间的百分比差的变化。在所有图中，用相同的附图标记来指定相同的元素。具体实施例方式现在转向附图，并且特别是在图1中，声音工具(100)被示出为与均匀岩层(102)相邻。声音工具(100)包括源(S)、以及至少一个接收器(R)。在本实施例中有两个接收器(R)，然而，还可使用更多的接收器(R)和源(S)。所示出的一个源(S)、两个接收器(R)的配置本质上是示例性的，并且可以有接收器和/或源的完整阵列。接收器(R)和源(S)被耦接到用于收集和处理来自声音工具(100)的数据的计算机处理器(104)。并且示出了波向线路径(waveraypath)(106)，其代表通过激活源(S)而产生的压缩波的路径。接收器和(R)可具有不同类型的性质，所述不同类型包括但不限于压电和限磁(magneto-restrictive)接收器。接收器(R)能够检测音波的到达。将可包括由接收器(R)随着时间的过去而生成的波形的从声音工具(100)收集的信息或数据经由悬挂声音工具(100)的线缆(108)或通过任意其它便利的通信技术，而发送到计算机处理器(104)。该计算机处理器(104)在商业上可从非常多的来源获得。根据本发明的方法，可使用菲涅耳体积方案(下面描述)，而处理由声音工具(100)得到并由计算机处理器(104)接收的声音数据，以确定岩层慢度。可由计算机处理器(104)在井场(well-site)执行岩层慢度的计算，或者，可使用由声音工具(100)收集的声音数据，而在场外(off-site)处理位置完成所述计算。另外，根据本发明的某些方法，可由计算机处理器(104)实时完成采用菲涅耳体积方案的岩层慢度的计算。接下来转到图2，示出了菲涅耳体积(200)的示意表示。可根据本发明的一个实施例而实现用于处理声音数据的菲涅耳体积(200)方案，以确定岩层慢度。由满足以下方程的点(P)来表示与声源(S)和接收器(R)相对应的菲涅耳体积(200)Δτ=τSP+τRP-τSR≤12f----(1)]]>其中，τSP为从源(S)到所考虑的点(P)的行程时间，τRP为从接收器(R)到所考虑的点(P)的行程时间，τSR为从源(S)到接收器(R)的最短行程时间，以及f为声波的频率(1/f为周期)。因此，可将菲涅耳体积或区(200)描述为在时间上延迟一半周期或更少的很多可能的射线(射线为与波前垂直的线)。菲涅耳体积(200)的实现有利地消除了对难以实现且在实践上限于2-D层析成像的现有技术的射线跟踪技术的需要。不需要跟踪精确的射线，这是因为其被隐含地包括在菲涅耳体积(200)中。可根据本发明通过Vidale的方法(Vidale，1988)而实现菲涅耳体积(200)的估计，该方法包括用有限差分近似来求解短时距方程(Eikonalequation)。更具体地，根据本发明的一个方法而确定菲涅耳区(200)包括波动论、互易定理、以及费马原理的整合。波传播理论适用于互易，即，向和从接收器(R)和所考虑的点(P)的行程时间为相等的(τRP＝τPR)。费马原理阐述了两点之间的光线的路径是使行程时间最小化的路径。费马原理也适用于声波。因此，可根据本发明的一个实施例，通过对整个空间(例如，单元(202))计算波行程时间、将接收器(R)和所考虑的点(P)之间以及源(S)和所考虑的点(P)之间的行程时间相加(τRP+τSP)、从该和中减去源(S)和接收器(R)之间的行程时间(τRP+τSP-τSR)、并找到满足方程(1)的区，而得到菲涅耳区。此区是根据定义的菲涅耳区(200)，并且是健壮的“射线跟踪”技术，这是因为该算法未找到精确的射线路径。然而，可在各个网格(grid)点上通过加权值来矫正由菲涅耳区(200)定义的路径。为通过加权值来矫正路径，选择适当的加权函数。例如，可选择指数加权值，根据下面的方程，该值随着所测量的时间行程延迟的增加，而以指数方式从1减小到0w=exp(-(2fΔt)2),(Δt≤12f)0,(Δt)>12f)----(2)]]>其中，Δt＝τSP+τRP-τSR图3a示出了使用方程(2)的加权函数而被表示为加权值的头波的菲涅耳体积的例子。该图示出了指明岩层中的多个层(212、214、216、218)的多个菲涅耳区(206、208、以及210)。类似地，图3b示出了首先到达四层岩层的一个源位置的多个接收器的到达射线路径。在图3b中，可清楚地看到来自第二(214)、第三(216)、以及第四(218)层的折射波。菲涅耳体积层析成像不同于基于考虑单个射线路径的准确射线跟踪的标准层析成像技术。通过菲涅耳体积层析成像，将射线路径视为束，而不是单条线。通过网格上的加权值来实现这些射线路径。因而，加权值被包括在层析成像反演内核中。可通过积分方程来表示具有高频近似的从源到接收器的行程时间tk=∫Tk(r)s(r)dr----(3)]]>其中，Tk(r)表示第k路径，s(r)表示网格的慢度，而dr表示弧线长度。包括这里所实现的加权值w(r)，将该方程重写为tk＝∫射线路径w(r)s(r)dr(4)通过选择适当的加权函数，菲涅耳体积可表示从波动论导出的具有有限频率的波传播。菲涅耳体积方案的优点在于，与基于波动论的其它方案相比，其不需要很高的计算时间。菲涅耳体积方案是射线近似法和波动论的中间形式。根据基于声波方程的全波反演，将要被最小化的误差函数定义为剩余波形的总功率。通过将正向传播的波场与剩余的反向传播的波场相关，而计算误差函数相对于速度的梯度。通过选择适当的加权函数，菲涅耳体积可表示从波动论导出的具有有限频率的波传播。菲涅耳体积方案的优点在于，与基于波动论的其它方案相比，其不需要很高的计算时间。菲涅耳体积方案是射线近似法和波动论的中间形式。如所讨论的，菲涅耳区波径通过简单的二级行程时间计算而计算，并通过网格上的加权值来表示。接下来，可对菲涅耳区进行反演，以在与用于计算行程时间和菲涅耳体积的网格相同的网格上重构慢度域网格。例如，在均匀慢度域S中，通过作为彼此隔开距离L的源和接收器对的行程时间的T，可将慢度和行程时间之间的关系用数学方式描述为TS=L,]]>TδTS-TδSS2=0,]]>ΔSS=ΔTT----(3)]]>将更新的慢度即第k迭代的第p网格点的ΔSpk、以及第i射线的行程时间误差ΔTl表示为ΔTi=Tiobs-Tical]]>以及ΔSpk=Spk+1-Spk----(4)]]>其中，Tobs和Tcal与当前模型有关的所观测的行程时间和所计算的行程时间。如果对Spk+1分配真慢度值Sptrue并根据方程(4)，则可得到与每个网格点的加权值相关的慢度和行程时间的关系如下ΔSpkSpk+1=wpiΔTiTiobs----(5)]]>其中，wpi为通过方程(2)计算的每个网格点上的加权值。考虑所有射线，可将每个网格点的更新的慢度表示为ΔSpkSpk+1=ΣiwpiΔTiTiobs/Σiwpi----(6)]]>最后，根据方程(4)和(6)，将更新参数导出为；Spk+1=Spk1-αpik----(7)]]>其中，αpik=ΣiwpiΔTiTiobs/Σiwpi]]>方程(7)为应用于菲涅耳区的普通同时迭代重构技术(SIRT)的扩展，其中在该普通同时迭代重构技术中，在考虑所有射线路径之后更新慢度。图4显示了重构算法的说明，如上面详述的一种算法。SIRT是一种适合的反投影器方法；应当理解可使用其它反投影器。最初，在地震应用(例如，Watanabe等人，1999)中开发菲涅耳区层析成像方法，然而，根据本发明，菲涅耳区方法适用于针对声音数据的应用。通常，由互相间隔覆盖上百英尺的钻孔长度的几个偏移的短源-接收器获取声音数据。然而，重构区域距钻孔仅几英尺。因而，将菲涅耳区层析成像应用于声音数据可包括根据本发明的特定适用。根据本发明的一种方法，将菲涅耳区层析成像应用于声音数据可包括对岩层分配初始分层的慢度模型。使用菲涅耳区层析成像来计算慢度是上面所讨论的迭代过程，于是，可基于声音数据的表象分析(semblanceanalysis)并使用井径测量(caliperlog)数据(如果可用的话)，而分配“最佳猜测”模型。然而，用于使用菲涅耳区而确定慢度的迭代过程是稳定的，并且因此，更加容忍不准确的初始模型。图5图解了根据本发明的使用菲涅耳区层析成像的慢度计算的一种方法。可通过delta-t处理并使用井径测量信息，而构建初始慢度模型(500)。可在坐标网格上表示该模型，并且，该慢度计算方法还可包括如在块(504和505)中所详述的，将对应的坐标从模型坐标网格分配到由声音工具(100，图1)收集的声音行程时间数据。为创建模型坐标网格，从声音波形中选出首先到达的信号(504)，并且随后，可针对于模型坐标而对选出的声音行程时间数据进行排序(505)。可基于初始模型(500)，而将坐标网格划分为离散的判读块(interpretationblock)(502)，优选地，使得该块包含岩层的均匀区段。相对小的判读块允许对反演过程的更便利的应用。另外，可分配启动频率滤波带(506)。随后，可通过上面讨论的跟随有根据反投影方法的对岩层慢度的反演重构(上面也讨论了)的对行程时间的正向/反向计算(508)，而估算菲涅耳体积。为了克服声音数据的极限的长度对宽度比，根据本发明的一种方法，可采用矩形元素(rectangularelement)来进行正向行程时间计算。例如，可通过快速临界(fast-marching)方法或线性行程时间插值方法，来完成用于矩形网格的行程时间的计算。最近，已由Sethian(1996)开发了快速临界方法，用于分析和计算大量设置中的界面移动(interfacemotion)。此算法很快，并可被应用于一般的几何形状，同时保留实际的精确性。快速临界方法的关键点可包括以下内容从最小行程时间值起向外构建短时距方程的解；沿顺风(downwind)方向远离边界条件而步进；以及在顺风相邻点处重新计算行程时间值，这不能产生小于已知点中的任一个的值。通过使用此方法，不需要返回并重新访问具有已知值的点，这是因为已知值在所有后面的计算中保持不变。另外，菲涅耳体积的估算包括上面所讨论的分配加权值(510)、基于反投影而更新岩层慢度(512)、并随后检查所测量的和模型行程时间之间的误差(514)。基于所测出的误差，调整并重分配频率滤波带(516)，判读块(518)也是这样；并且，通过重复由框(508-514)所表示的步骤直到误差收敛为止，而迭代地估算慢度。当误差收敛时，该方法终止(520)。还可通过三维层析图(tomogram)配置，而应用使用反投影方案的重构的慢度层析图。为了利于三维重构，可使用短时距求解程序。圆柱短时距求解程序在绕钻孔而测量声音数据时是有用的。现有技术在笛卡尔和球面坐标中实现该快速临界方法。此发明已在3-D圆柱坐标中扩展了快速临界方法的公式表示。下面描述该公式表示。3-D圆柱短时距求解程序下面描述基于快速临界算法的圆柱坐标中的短时距方程的公式。短时距求解程序是如何求解根据本发明某些方面所使用的数学表示式的例子，然而，还可使用求解所涉及的数学式的其它方法。圆柱坐标中的短时距方程的表示为然而，如下所述，计算逻辑根据不同情况而改变。一般情况1要计算的点具有六个相邻点，每个方向两个首先，将正向和反向导数算子定义为Dijk-r=Tijk-Ti-1,j,kΔr,Dijk+r=Ti+1,j,k-TijkΔr]]>Dijk-θ=Tijk-Ti,j-1,krΔθ,Dijk+θ=Ti,j+1,k-TijkrΔθ]]>Dijk-z=Tijk-Ti,j,k-1Δz,Dijk+z=Ti,j,k+1-TijkΔz]]>由此，可由下面的公式来近似该短时距方程沿一个给定方向，如果已经计算了两个相邻点，则将在短时距方程近似中出现具有最小值的点。如果仅一个相邻点是已知的、而其它点是不定的，那么，由此，将仅在短时距方程近似中出现已知值。如果未计算相邻点中的任一个，则它们均具有不定值，并由此，对应项将在短时距方程近似中消失。情况1a——已经计算了至少每个方向中的一个点为求解此方程，选择下面的符号表示Tmin，I＝min(Ti-1，j，k；Ti+1，j，k)Tmin，J＝min(Ti，j-1，k；Ti，j+1，k)Tmin，K＝min(Ti，j，k-1；Ti，j，k+1)由此，可将短时距方程写为(Tijk-Tmin,IΔr)2+(Tijk-Tmin,JrΔθ)2+(Tijk-Tmin,JΔz)2=sijk2---(10)]]>这导出二次方程(11)Tijk2(1Δr2+1r2Δθ2+1Δz2)-2Tijk(Tmin,IΔr2+Tmin,Jr2Δθ2+Tmin,KΔz2)+Tmin,I2Δr2+Tmin,J2r2Δθ2+Tmin,K2Δz2-sijk2=0]]>并且，我们有Δ=4r2Δr2Δθ2Δz2[sijk2(r2Δθ2Δz2+Δr2Δz2+r2Δr2Δθ2)]-4r2Δr2Δθ2Δz2(r2Δθ2[Tmin,I-Tmin,J]2+Δr2[Tmin,J-Tmin,K]2+Δz2[Tmin,I-Tmin,J]2)]]>得到产生大于已经计算的行程时间的行程时间的解Tijk=1r2Δθ2Δz2+Δr2Δz2+r2Δr2Δθ2[(r2Δθ2Δz2Tmin,I+Δr2Δz2Tmin,J+r2Δr2Δθ2Tmin,K)+rΔrΔθΔz[sijk2(r2Δθ2Δz2+Δr2Δz2+r2Δr2θ2)-(r2Δθ2(Tmin,K-Tmin,I)2+Δr2(Tmin,J-Tmin,K)2+Δz2(Tmin,I-Tmin,J)2)]12]----(11)]]>并且，使用下面的符号表示T=Tmin,ITmin,JTmin,K,Δ=ΔrrΔθΔz=ΔriΔrΔθΔz,Δ2=Δr2i2Δr2Δθ2Δz2,Δ3=Δ2[2].Δ2[3]Δ2[1].Δ2[3]Δ2[2].Δ2[1]]]>产生下面的方程(12)情况1b——在一个方向上，两个相邻点是未知的在具有两个未知相邻点的一个方向上，我们仅有将出现在短时距方程的近似中的两个最小值。通过识别两个最小值T1和T2，Δ1和Δ2是对应的网格间距(沿该方向的网格间距是已经计算出的至少一个相邻点)。由此，短时距方程的近似如下(Tijk-T1Δ1)2+(Tijk-T2Δ2)2=sijk2]]>这导出二次方程Tijk2[1Δ12+1Δ22]-2Tijk[T1Δ12+T2Δ22]+T12Δ12+T22Δ22-sijk2=0]]>Δ=4Δ12Δ22[sijk2(Δ12+Δ22)-(T1-T2)2]]]>并由此情况1c——在两个方向上，两个相邻点是未知的在具有未知的两个相邻点的两个方向上，在短时距方程中将仅出现一个最小行程时间。将此最小值称为T，而将对应的网格间距称为Δ，解的价值不大，并产生下面的结果<tablesid="table1"num="001"><tablewidth="136">Tijk＝T+sijk.Δ</table></tables>(14)情况2——特殊情况要计算的点在圆柱网格上的垂直轴上情况2a——垂直轴上的相邻点在垂直轴上，位置不产生任何差异。于是，和一般情况中一样，将考虑具有最小到达时间的相邻点。情况2b——(r，θ)平面内的相邻点在(r，θ)平面内，要计算的点具有多于两个相邻点。如果该点的位置为(0，j，k)(j可取任意值)，则相邻点为具有坐标(l，j，k)的m个点，其中j∈{1..m}。因而，确定哪个点具有最小到达时间值，并使用该最小到达时间值来求解短时距方程近似。因此，在当前情况中，仅出现短时距方程近似的两项。如果T1为沿垂直方向的最小行程时间，而T2为具有最小行程时间的(r，θ)平面中的相邻点，那么，Δ1将是Δz，而Δ2将是Δr。由此，将短时距方程近似写为(Tijk-T1Δ1)2+(Tijk-T2Δ2)2=sijk2]]>这导出二次方程Tijk2[1Δ12+1Δ22]-2Tijk[T1Δ12+T2Δ22]+T12Δ12+T22Δ22-sijk2=0]]>Δ=4Δ12Δ22[sijk2(Δ12+Δ22)-(T1-T2)2]]]>并由此根据本发明的一种方法，面向工具的算法可识别源(S)和接收器(R)位置，并将位置信息与层析成像反演相组合，以便创建三维慢度层析图。通过使用上述方法，可对3-D层析成像进行计算机仿真。例如，已如下所述而运行了实验尝试。提供了具有钻孔、岩层中的损坏区、以及空白岩层的假设岩层。图6a为该假设岩层的慢度图。通过具有8个接收器的仿真工具，而进行对假设岩层的研究，其中，所述8个接收器通过在轴向上分开6英寸而定位的13个级别而在每45度处角向定位，同时位于与源相距12到18英尺的距离。通过这种工具，用3-D圆柱短时距求解程序来计算仿真的行程时间。将在接收器位置处得到的行程时间输入到层析成像处理，以反演该慢度剖面图。在图6b中示出了假设岩层的慢度的重构结果。图6c示出了在假设的慢度域上所观测的行程时间和在重构的慢度域上计算的行程时间之间的百分比差的变化。在40次迭代之后，所观测的和所计算的行程时间之间的差约为3个百分点。图6a和图6b的比较演示了成功恢复用于假设岩层的慢度剖面图的方法。已呈现了以上描述仅用于图示和描述本发明。不意欲穷举或将本发明限制为所公开的任何确定形式。按照上述教义的许多修改和变形都是可能的。为了最好地说明本发明的原理及其实践应用，而选择和描述了优选实施例。前面的描述试图使本领域的技术人员能够在适于预期的特定用途的各种实施例以及各种修改中最好地利用本发明。意图由以下权利要求限定本发明的范围。权利要求1.一种用于确定钻孔穿过的区段的岩层慢度的方法，包括通过具有源和至少一个接收器的声音工具而生成声波；以及对于该声波而计算菲涅耳体积波径。2.如权利要求1所述的方法，还包括对菲涅耳体积波径分配初始分层模型。3.如权利要求2所述的方法，其中，通过慢度分析并使用井径测量数据而生成所述初始分层模型。4.如权利要求2所述的方法，还包括为声音行程时间数据分配该初始分层模型的对应坐标。5.如权利要求4所述的方法，还包括将所述坐标划分为判读块。6.如权利要求1所述的方法，还包括执行行程时间的正向计算，以估算菲涅耳体积。7.如权利要求6所述的方法，还包括通过有限差分近似而求解短时距方程。8.如权利要求7所述的方法，还包括为行程时间的正向计算而采用矩形元素。9.如权利要求7所述的方法，还包括为对于2-D层析成像计算行程时间而采用短时距求解程序。10.如权利要求9所述的方法，其中，通过快速临界方法或线性行程时间插值方法，来执行短时距求解程序。11.如权利要求7所述的方法，还包括通过用于3-D层析成像的圆柱坐标中的快速临界方法，来求解短时距方程。12.如权利要求7所述的方法，还包括对于整个空间而计算行程时间；将从源和接收器位置到所考虑的点的行程时间相加；减去从源到接收器的最小行程时间；以及找到将从源和接收器位置到所考虑的点的行程时间相加再减去从源到接收器的最小行程时间的结果小于或等于波周期的一半的区。13.如权利要求1所述的方法，还包括通过优化方法而重构岩层慢度。14.如权利要求13所述的方法，其中，所述优化方法包括反投影。15.如权利要求13所述的方法，其中，通过坐标上的加权值来表示菲涅耳区波径。16.如权利要求13所述的方法，其中，该重构包括同时迭代重构技术算法。17.如权利要求13所述的方法，还包括更新岩层慢度的重构层析图。18.如权利要求17所述的方法，还包括将重构层析图划分为多个块。19.如权利要求18所述的方法，还包括对于在3-D中重构层析图而采用圆柱短时距求解程序。20.如权利要求19所述的方法，还包括通过面向工具算法而识别源和接收器位置，以及将所述位置与重构的层析图相组合。21.一种用于根据具有声源和多个接收器的声音工具的数据而确定钻孔穿过的区段的岩层慢度的方法，包括a)对岩层和钻孔分配初始慢度模型；b)计算表示一个或多个波传播路径的一个或多个菲涅耳体积；c)对于每个接收器，基于菲涅耳体积波传播路径而计算理论上的一个或多个首先到达时间；d)对于每个接收器，计算所测量的首先到达时间和理论上的首先到达时间的函数，其中每个接收器的所测量的首先到达时间根据声音工具的数据而确定；e)沿首先到达的菲涅耳体积波径而对该函数进行反投影，由此提供对多个岩层区段的初始慢度模型的修改；以及f)修改该初始慢度模型作为所提供的修改的函数。22.如权利要求21所述的方法，还包括重复步骤b)至f)一次或多次，其中，用于在步骤b)中计算一个或多个菲涅耳体积、以及在步骤c)中计算一个或多个理论上的首先到达时间的慢度模型是基于来自步骤f)的结果的修改的慢度模型，而不是初始慢度值；并且其中，相应地修改步骤c)的一个或多个理论上的首先到达时间和步骤d)的函数。23.如权利要求21所述的方法，其中，在钻孔中的多个工具位置处收集声音工具的数据。24.如权利要求21所述的方法，其中，初始慢度模型基于表象分析和井径测量数据。25.如权利要求21所述的方法，其中，一个或多个菲涅耳体积的计算还包括行程时间的正向计算。26.如权利要求25所述的方法，还包括为行程时间的正向计算而采用矩形元素。27.如权利要求26所述的方法，其中，还包括为计算行程时间而采用短时距求解程序。28.如权利要求27所述的方法，其中，通过快速临界方法或线性行程时间插值方法，来执行短时距求解程序。29.如权利要求25所述的方法，还包括对于整个空间而计算行程时间；将从源和接收器位置到所考虑的点的行程时间相加；减去从源到接收器的最小行程时间；以及找到将从源和接收器位置到所考虑的点的行程时间相加再减去从源到接收器的最小行程时间的结果小于或等于波周期的一半的区。30.一种确定钻孔周围的岩层慢度的方法，其包括将菲涅耳区层析成像应用于声音数据。31.如权利要求30所述的方法，还包括通过声源而生成声波，以产生声音数据；以及对于所述声波计算菲涅耳体积波径。32.如权利要求31所述的方法，还包括为菲涅耳体积波径分配初始分层模型。33.如权利要求32所述的方法，还包括为声音数据分配初始分层模型的对应坐标。34.如权利要求33所述的方法，还包括将所述坐标划分为判读块。35.如权利要求34所述的方法，还包括执行声波行程时间的正向计算，以估算菲涅耳体积波径。36.如权利要求35所述的方法，还包括为行程时间的正向计算而采用矩形元素。37.如权利要求36所述的方法，还包括为计算行程时间而采用线性行程时间插值方法。38.如权利要求34所述的方法，还包括对于整个空间而计算行程时间；将从源和接收器位置到所考虑的点的行程时间相加；减去从源到接收器的最小行程时间；以及找到将从源和接收器位置到所考虑的点的行程时间相加再减去从源到接收器的最小行程时间的结果小于或等于波周期的一半的区。39.如权利要求35所述的方法，还包括通过反投影而重构岩层慢度。40.如权利要求39所述的方法，其中，通过坐标上的加权值来表示菲涅耳区波径。41.如权利要求39所述的方法，还包括汇编岩层慢度的重构层析图。42.一种岩层慢度确定装置，其包括声源；声接收器；处理器，其耦接到所述声源和声接收器，并被编程为对于由声源生成并由声接收器接收的声波而计算和更新菲涅耳区。全文摘要提供了用于确定钻孔周围的岩层慢度的方法和装置。将菲涅耳体积概念应用于行程时间层析成像。菲涅耳体积表示钻孔周围的声波传播路径。将菲涅耳体积应用于声音数据提供了稳定的反演，并产生可行的3－D层析成像。通过迭代反投影方法而完成反演。文档编号G01V1/40GK1748157SQ200380109684公开日2006年3月15日申请日期2003年12月18日优先权日2002年12月23日发明者松冈俊文,远藤猛,曹棣,尼古拉斯·班切特,李钟河申请人:施蓝姆伯格海外股份有限公司