具有井下地震波形压缩的方法和装置制造方法

具有井下地震波形压缩的方法和装置制造方法
【专利摘要】一种示意性随钻地震系统包括：钻柱，具有能够用于在钻井过程的暂停期间，例如在延长钻柱的长度时，检测地震信号的至少一个地震传感器。嵌入式处理器数字化来自所述地震传感器的信号以获得数字波形，并且处理所述数字波形以推导出用于存储或传输的经压缩的波形表示。通过根据一个或多个质量限制来适应性地降低采样率和量化分辨率而提供压缩，所述质量限制包括例如初至波时间中的误差、初至波符号中的误差、均方误差和比特数。可以以小于200比特来实现对所接收的声波波形的相当优良的表示。
【专利说明】具有井下地震波形压缩的方法和装置
[0001]相关申请的交叉引用
[0002]本申请要求2011年10月5日提交的，名称为“Methods and Apparatus HavingBorehole Seismic Waveform Compression (具有井下地震波形压缩的方法和装置)”，申请号为61/543，616的美国临时专利申请的优先权。该申请通过引用合并于此。
【技术领域】【背景技术】
[0003]随钻测井/测量的当前发展已使得能够开发新的地震工具，其在钻井过程中实时获取和传输地震数据而不破坏钻机作业。这种随钻地震(SWD)技术可显著(有利地)影响勘探和开发钻井的成本，尤其在深水环境中和具有明显的地震不确定性的其它地带中。SWD的主要应用是在地震剖面中适当定位井，使得钻井者能够将井朝向目标引导。SWD还可以帮助钻井者进行其它钻井决策，包括:设定、取芯和套管点；钻井风险规避；以及过压区识别。
[0004]在SWD中，通过将岩层对在相对于一个或多个麦克风(例如水听器和/或地震检波器)的远端点处的声源的信号响应进行数字化来捕获时域波形。地表处的处理器处理地震时域数据，并把它转换成空间域表示。为了做到这一点，这些处理器采用通常是从地震数据本身估计的速度模型。然而，与这些估计相关联的误差可能相当大，尤其在井信息稀缺或不存在的勘探地带。这样的误差可能会导致在空间中错误地放置反射器(并且因此导致错误地放置目标)。为了正确地放置正在钻设的井，需要地震相对时间剖面或地震相对深度剖面。这些都可以经由SWD来实现。
[0005]随钻地震可以大约以至少三种不同的方式来完成:1)使用井下源(活动源或钻头)和地表接收器；2)使用地表上的活动地震源和井下一个或多个接收器；3)同时使用井下源和井下接收器。早期的商业SWD服务采用第一种方法。然而，随着PDC钻头的发展，发现在许多情况下钻头信号太弱而无法作为有用的地震源。
[0006]后两种选择采用井下接收器。常规钻井系统采用众所周知的低数据传输速率的泥浆脉冲遥测系统来将井下测量值通信到地表。这种系统的带宽限制使其无法将收集到的所有波形通信到地表以供处理、可视化和解释。我们认为之前并未充分地试图解决这一问题。

【发明内容】
【专利附图】

【附图说明】
[0007]因此，在附图和下面的描述中公开采用井下地震波形压缩的具体装置和方法实施例以至少部分地解决这一问题。在附图中:
[0008]图1a示出由钻头产生声波波形的示意性SWD设置。
[0009]图1b示出由空气枪产生声波波形的示意性SWD设置。
[0010]图1c示出示意性的时钟同步技术。[0011]图2示出在不同的深度处捕获的原始的、未经滤波的SWD波形的示意性图。
[0012]图3示出示意性的8英寸随钻地震工具。
[0013]图4示出从5次空气枪校验炮(check-shot)接收到的并经过带通滤波的示意性
重叠声波波形。
[0014]图5示出用以消除OHz偏移和IOOHz以上的频率的示意性凯撒(Kaiser)带通滤波器。
[0015]图6比较初始信号和滤波后的信号的示意性频谱成分。
[0016]图7示出对应于空气枪校验炮的示意性的各个接收波形。
[0017]图8比较在2035Hz的初始采样处的示意性的“叠加”波形与各个经滤波的校验炮。
[0018]图9a和图9b比较不同压缩比的第一示意性叠加和重构波形。
[0019]图1Oa和图1Ob比较不同压缩比的第二示意性叠加和重构波形。
[0020]图1la和图1lb比较不同压缩比的第三示意性叠加和重构波形。
[0021]图12是提供井下地震波形压缩的示意性编码器的框图。
[0022]然而，应当理解的是，在附图和其详细描述中给出的具体实施例不限制本公开内容，相反，它们为普通技术人员提供基础以辨别由所附权利要求书的范围涵盖的所给实施例的替代形式、等同方案和变型。
【具体实施方式】
[0023]图1示出示意性的随钻地震(SWD)环境。钻井平台2配备有井架4，井架4支撑用于升高和降低钻柱8的升降机6。升降机6悬吊适于通过井口 12旋转钻柱8并降低钻柱的顶驱10。连接到钻柱8下端的是钻头14。在钻头14旋转时，钻头14产生穿透各种地层18的钻孔16。泵20将钻井液通过供给管22循环到顶驱10，穿过钻柱8的内部向下，通过钻头14的孔，经由围绕钻柱8的环形区回到地表，并进入存留坑24。钻井液将来自钻孔的钻屑输送到坑24中并有助于保持钻孔16的完整性。
[0024]测井工具套件26集成到钻头14附近的井底钻具组合(bottom-hole assembly)中。当钻头14延伸穿过地层时，测井工具26收集与各地层特性相关的测量值以及工具定向和各种其它钻井情况。在钻井过程暂停时(例如，当通过附加管子的附加长度来延长钻柱8时)，工具套件26收集地震测量值。由于在此延长过程中泵20通常停止，所以这些暂停期间井下环境通常很安静。井底钻具组合可以被配置为自动检测这样的暂停，并启动可编程的时间窗口以记录任何接收到的地震波形。
[0025]例如地表振动器或空气枪的地震源40以预定的时间间隔被触发，从而产生一“炮”，即作为地震S波和/或P波42传播到地下的突然爆发出的地震能量。这种波经过部分透射、反射、折射，并在诸如由地层界面、流体界面和断层导致的声阻抗改变处进行波形变换。工具套件26包括地震传感器，以检测到达井底钻具组合的改变的地震波。当在地表发射每一炮时，将数据记录在井下存储器中。工具套件26 (以及其它系统组件)具有高精度的时钟，以确保所记录的测量值的时间可以同步到炮的时间。一种可行的同步方法是在插入钻孔之前将井底钻具组合时钟同步到全球定位系统(GPS)中的时钟信息。
[0026]工具套件26可采取一个或多个钻铤的形式，即提供重量和刚度有助于钻井过程的厚壁管件。工具套件26还包括导航传感器封装，该导航传感器封装具有用于确定井底钻具组合(BHA)的倾斜角、水平角和旋转角(又名“工具面角”)的方向传感器。如本领域中所通常定义的，倾斜角是相对竖直向下的偏角，水平角是在水平面中相对正北的角度，而工具面角是相对井筒(wellbore)的高边的定向(围绕工具轴线旋转)角度。根据已知的技术，方向测量可以进行如下:三轴加速度计相对于工具轴线和被称为“工具面划线(scribe line)”的工具的周面上的点来测量地球重力场矢量。(工具面划线为通常描绘在工具表面上作为平行于工具轴线的线。)通过该测量，可确定BHA的倾斜角和工具面角。此外，三轴磁力计以类似的方式测量地球磁场矢量。由合并的磁力计和加速度计数据，可确定BHA的水平角。惯性传感器和陀螺仪传感器也适于和有助于跟踪地震传感器的位置和定向。
[0027]包括泥浆脉冲遥测子构件28以将测量数据传送到地表接收器30并从地表接收命令。遥测子构件28通过调制钻井液流以产生沿井底钻具组合与地表之间的液柱传播的压力脉冲来工作。(泥浆脉冲遥测通常要求钻井液的流动，因此，在泵停止时无法进行。)
[0028](多个)泥浆脉冲遥测接收器30耦接到数据获取系统，该数据获取系统将接收到的信号数字化并经由有线或无线链路60将其通信到地表计算机系统66。链路60还可以支持从计算机系统66传输命令和配置信息给井底钻具组合。地表计算机系统66由软件配置(如图1所示以可移动存储介质72的形式)以监测和控制井下仪器26、28。系统66包括显示设备68和用户输入设备70，以使操作人员能够与系统控制软件72进行交互。
[0029]于是，SffD系统可大致划分为两个部分:以同步方式工作的地表系统和井下系统。地表系统可以包括声源40和通常执行微指令以控制声源的致动的至少单个处理单元66。其它实施例可包括专门的硬件来控制声源40的致动。通常，声源40可以是能在预定时间间隔内发射/振动的空气枪或地震振动器(例如，可控震源)。它们工作以激发经由岩层传播到井下系统的声信号。除了岩层，对于海上作业，声信号可经由水传播。
[0030]如上所述，井下SWD组件可以是分别用于提供随钻测井(LWD)/随钻测量(MWD)月艮务的LWD或MWD子系统的一部分。本文的教导还可以应用于电缆服务，其中井下组件是电缆测井探测仪的一部分。提供SWD服务的示意性随钻测井(LWD)井下系统可以包括至少一个嵌入式处理系统，其能够以地表系统也使用的预定的时间间隔同步工作，从周围的岩层接收声信号的至少一个复制信号，数字化和存储接收到的声信号，并且将至少一些接收到的声信号压缩和转换到地表系统。在典型的实施例中，在进入钻孔之前，地表系统可以在地表经由通信链路(绑定(tether)或其它方式)下载或配置井下子系统内的预定时间间隔。
[0031]在预定时间间隔内获取的数字化的声信号被压缩。接收到的波形的数字波形压缩可以用于LWD或MWD服务，供存储和传输任一和/或两者。对于存储而言，波形压缩的效用在于能够增加给定的有限闪存或其它非易失性存储器的存储密度。因此，相对于无压缩的对比LWD井下装置，数字波形压缩使得记录的更多波形可以具有额外的准确性或更长的运行时间。对于传输而言，除了可以提高存储密度外，波形压缩的效用集中于增加在传输到地表系统时通过通信信道的数字波形的吞吐量。因此，压缩可以使得能够以有效的数据传输速率及时传输数字化的接收到的波形，这使得能够实现实时SWD服务，并不对其它MWD服务产生负面影响。对于电缆系统而言，压缩的好处类似于L/MWD，可以有额外的波形采样密度，即每纵尺更多的波形。
[0032]作为预定时间间隔的替代方法，炮(和记录间隔)可以为事件驱动。例如，它们可以通过来自地表计算机系统66的命令致动，其可经由泥浆脉冲遥测下行链路或经由循环泵在开和关状态之间的循环来通信。作为另一示例，上述时间可以设定为泵周期的一部分。泵周期是地表泥浆泵在关和开状态之间变换，例如“开到关到开”是一个完整的周期。
[0033]检测这些事件的能力可以存在于L/MWD子系统的其它地方，并且通过工具间通信系统，井下SWD组件接收指示事件发生的消息或响应于事件动作的命令。在这些实施例中，井下装置监听/监视(接收)用于跟踪来自周围岩层的声学反射，即“回声”。接收到的至少一个数字化的声信号的数字波形压缩便于存储和/或传输的目的。
[0034]源40不必在地表上，并且在一些预期的实施例中，源40被包括为钻柱的一部分。例如，井下地震子系统还可以包括压电换能器，如在哈里伯顿声学测径仪(Halliburton’ sAcoustic Caliper)和/或SONIC/BAT井下工具中找到的。井下源的触发对应于记录间隔的时间，例如以事件驱动方式或以在井下系统进入钻孔之前由地表系统配置的预定时间间隔。
[0035]下面的参考文献提供可能有助于理解本文的SWD构思的额外的细节。这些文献通过引用合并于此:
[0036][I]Fuxian Song, H.Sadi Kuleli, M.Nafi Toksoz , Erkan Ay 和 HaijiangZhang, An improved method for hydrofracture-1nduced microseismic event detectionand phase picking, Geophysics, 2010 年第 6 期，第 75 卷.[0037][2]Gary Althoff 和 Bruce Cornish;Halliburton Energy Services;GeorgiousVarsamisjBalaji Kalaipattij Abbas Arianj Laurence T.Wisniewski, Joakim 0.Blanch和 Arthur C.Cheng;SensorWise Inc., New Concepts for Seismic Survey WhileDrilling;SPE90751, 2004.[0038][3] Jakob B.U.Haldorsenj Cengiz Esmersoy 矛口 AndrewHawthorn, Schlumberger;Mary L.Krasovecj Massachusetts Institute ofTechnology;Sue Raikesj Toby Harrold 和 David N.Day, BP pic;和 JamesD.Clippard,ShelI E&P Technology C0., Optimizing the WelI ConstructionProcess:Ful1-Waveform Data From While-Drilling Seismic Measurements in theSouth Caspian Sea.，SPE/IADC79844，2003.[0039][4]Paul S.Earle 和 Peter.Μ.Shearer，1994，Characterization of globalseismograms using an automatic-picking algorithm:Bulletin of the SeismologicalSociety of America, 84，366-376.[0040][5] T.Harroldj A.Poole，L.Nelson, A.Hawthorn, W.Underhi 11, SeismicMeasurement While Drilling in Azerbaijan and Brazil, IADC/SPE钻井会议的论文集，德克萨斯州达纳斯，2002年2月。
[0041][6]Anchliyaj A Review of Seismic-While-Drilling(SWD) Techniques: AJourney Froml986to2005，在奥地利维也纳举行的SPE欧洲/EAGE年会及展览会的论文集，2006年6月12日至15日。
[0042]接收到的声波波形包含用于钻井目的的有用信息。当在地表可得到时，接收到的声波波形可以相对时间和深度绘制以构建地震图像(参见，例如图2)。因而将从接收这些波形(位于钻孔内深处)的井下工具接收到的声波波形通信到地表计算机系统成为挑战。理想情况下，将完整的波形发送到井上用于实时处理、可视化和解释(图2)，但这样是不可行的。事实上，在许多情况下，甚至只是在工具的存储器中存储所有的记录波形都是不可行的。因此，在本文中公开了数字压缩技术，以有利于将足够数量的波形通信到地表用于几乎实时的分析并进一步有利于在给定容量的存储器中存储大量波形。所公开的压缩技术不仅适用于泥浆脉冲遥测系统和数据存储，而且还用于其它遥测系统(包括，例如电磁遥测、声学遥测和电缆遥测)。
[0043]一个示意性的8英寸SWD工具以下面的格式捕获声波波形数据:对八个声波接收换能器(四个水听器和四个地震检波器)中的每一个，以2035次采样/秒的采样频率采样至少2分钟，且32比特/采样。因此，在没有额外的信号处理和压缩以减少总比特数的情况下，总的数字化的接收到的一组波形共计为8个信号X32比特/采样X2035采样/秒X 120秒=62，515，200比特，即7，814，400字节。即使给定每秒15比特信息的理想泥浆脉冲遥测速率，传输的总时间为48.23天。即使一个换能器0.5秒将包括32X2035X0.5=32，560比特，并将以15比特/秒的速率花费?36分钟来传输，钻井作业的禁止的时间间隔依赖于MWD信息而非SWD波形。
[0044]更典型的泥浆脉冲遥测速率为?3比特/秒，使传输单个0.5秒的波形的时间达到?3小时。对于依赖于泥浆脉冲遥测的更易于管理的SWD系统而言，我们认为单个经处理的数字化的接收到的波形应该被压缩到不超过约?190比特。本文公开的方法可以做到这一点，对于3比特/秒的遥测速率使传输时间达到I分钟的量级。在每个特定高度(管道的3段或?90英尺)处，为SWD波形遥测花费I分钟是完全可以接受的，不会不利影响依赖于泥浆脉冲遥测的其它钻井作业。甚至当限制为每个波形不到200比特时，我们仍可以提供足够质量的SWD波形，以在当前钻井运转期间为钻井提供有用的信息，而无需从钻孔中取出用于进行工具读取。
[0045]所公开的SWD技术的实现的一个合适的目标是实时产生“垂直地震剖面(VSPYIte探，其及时将完整的地震波形经由泥浆脉冲遥测发送到地表。在此情况下，一个“完整”的波形是比如初至波时间(first break arrival time)附近的512毫秒窗口中的时域波形。一系列这样的波形使得能够连续更新地震速度剖面，以有利于在地震时间/位置中适当定位井。带有完整地震波形的实时VSP分析还有助于识别/解释地震束(seismic tie)的反射和走廊叠加(corridor stack)以及预测应用，并节省为相同目的在其它情况下可能花费在有线VSP勘探上的额外的时间和金钱。
[0046]所公开的方法和装置可自适应地调整接收到的声波波形的滤波、采样和量化，具有使用地震分析师所依赖的多个感测参数来解释垂直地震剖面的质量尺度。所得到的数据压缩有利于多个数字化的接收到的地震波形的存储和/或传输，这一地震波形保留了对于地震测井分析师记录和/或实时应用而言重要的特征。在地表和井下的许多实施例允许用户定义/定制可以以加权线性方式和/或非线性通道方式使用的加权参数(即，如果爆炸开始时间(break time)小于某阈值，则相对另一阈值检查加权感测参数，例如符号、振幅、均方误差)。
[0047]图3示出对接收到的数字波形的示意性的压缩处理。工具的高精确度的时钟302例如，在将工具布置到井下之前借助于GPS参考时钟，被同步到地表系统的时钟。(其它同步技术是已知的并且可以采用。)井下工具至少部分基于时钟302来确定记录时间间隔和采样时间。用于数据存储和/或通信到地表的工具模块304用来自时钟302的时间读数来标记测量值。
[0048]在记录窗口期间，一个或多个A/D转换器306开始从一个或多个地震传感器308采样信号。带通滤波器310分离出感兴趣的频率范围，筛去高频率噪声，并且潜在地阻断任何DC分量。炮曲线检测器312检测并分离出单独的波形。(通常，源以记录间隔发射一系列炮。炮剖面检测器定义每炮的时间窗口，由此将数字化信号分离成各个波形。)叠加器314对给定一系列炮的各个波形总体求平均值，由此提高信噪比。
[0049]初至波检测器316处理叠加波形以识别接收到的声波波形的“开始”，其对应于地震能量从炮的第一次到达。(标准的检测技术可从文献中得到，并且可以包括，例如识别超过预定阈值的第一峰值之前的零交叉。)失真计算器318依靠此开始点和/或从叠加波形推导出的其它信息而工作，将它们与从重构波形推导出的对应测量值比较，以推导出对由压缩处理造成的失真度。合适的失真度包括开始点误差以及叠加波形与重构波形之间的均方误差，或它们的组合。基于失真测量，失真计算器调整压缩参数以在失真的限制下最大限度地压缩。示意性的压缩参数包括:采样量化、采样率以及抗混叠滤波器截止。
[0050]抗混叠(“下采样”)滤波器320对叠加信号进行低通滤波操作以抑制高于可编程的截止频率的任何频率成分，使得随后的下采样器322不产生频率混叠地工作。最大截止频率受到所需的下采样率的限制，但如果需要也可以更低。
[0051]下采样器322降低了经滤波波形的采样率，在需要时采用插值(例如，当初始采样率不是降低后的采样率的整数倍时)。然后，通过再量化器324对下采样后的波形进行再量化。再量化器324用较小的比特数表示每个波形采样，例如每个采样2比特或3比特，而不是每个采样32比特。再量化器324可以采用均匀间距的量化阈值，但均匀间距不是必需的。一些实施例可以采用非均匀的量化阈值间距。在任何情况下，有效的再量化一般采用某种形式的波形归一化，即在再量化器324处或在再量化器324上游几乎任何点处对波形应用增益项。
[0052]再量化器324的输出是经压缩的波形，但在其被接受为存储和/或传输的合适表示之前，重构器326上采样并滤波经压缩的信号以提供叠加波形的经重构的估计。初至波检测器328依靠所述经重构的估计而工作，以用与检测器316相同的方式识别接收到的声波波形的开始。失真计算器318比较来自检测器316和328的开始时间和/或经重构的估计与叠加波形之间的均方误差，以推导出失真度。如果失真度过高，则调整一个或多个压缩参数以允许在压缩表示中使用更多的比特。相反，如果失真度比限制值足够低，则可以调整压缩参数以减少用于压缩表示的比特数。当得到可接受的失真度时，可以由模块304用所附的适当时间戳来对压缩表示进行存储和/或通信。作为存储和/或传输的一部分，可以采用熵编码方案(差分编码、霍夫曼等)来进一步减少表示经压缩的波形所需要的比特数。
[0053]失真度可以是从比较经重构的估计与初始波形、经滤波的波形或叠加波形而推导出的多个误差测量值的加权平均值。失真度包括至少一个感测参数的至少一个准确性的测量值。一些实施例还可以允许用户(通过图形用户界面(⑶I))指定一组待测量并用于失真标准的感测参数。类似地，用户还可以指定与每个感测参数或其它失真度相关联的权重和/或限制线性或非线性的性质的标准。然后，这些实施例可以用用户指定的失真度/阈值通过预定的通信协议来配置井下系统实施例，允许微调基于感测的失真度和/或校准井下实施例的任何特定实现。线性阈值的实施例可以被描述为各种感测值和/或误差的线性加权总和。非线性阈值的实施例可以以门控/串口/如果-则-否则的方式分段连接多个感测标准。例如，如果经重构的初至波时间与初始接收到的波形偏离超过3毫秒，则井下处理器可以拒绝当前的一组压缩参数，并由一些其它参数组来压缩。否则，井下处理器可以继续进一步用可编程阈值检查经重构波形的最大(绝对振幅)峰值的符号并因为无法满足此标准而拒绝当前压缩参数，等等。
[0054]感测参数可以包括“初至波”(即从声源接收到的波形的开始)、在接收到的波形内的主反射的峰值振幅、主反射的符号、接收到的数字波形的总体形状、“斯通利波”的到达时间和振幅以及波形的能量消散到低于阈值的感测到的地震波形的结束。本领域技术人员可以识别更多的感测参数。额外的感测参数可以包括接收到的地震波形的P波部分的特征，如检测到的开始、P波的主频的频谱成分、P波的峰值振幅的幅度、对应于P波峰值幅度的符号。类似地，额外的感测参数可以包括接收到的地震波形的S波部分的特征，如检测到的开始、S波的峰值的幅度、S波的主频的频谱成分、S波峰值振幅的幅度以及对应于S波峰值幅度的符号。本领域技术人员可以识别出便于感测理解接收到的波形的更多参数。 [0055]在一个示意性实施例中，将50%的权重施加到初至点时间的准确性，将20%的权重施加到初至点的符号的准确性，将20%的权重施加到超过幅度阈值，并且将剩余的10%施加到相对于接收到的波形的经编码的波形的总体形状(由均方误差来测量)。这些权重、对应的阈值以及对比特数的任何目标或绝对限制可以经由用户界面来指定和改变，以在将井下工具放置在钻孔中之前或在钻井运行期间配置井下工具的操作。
[0056]现在更加详细地用替代实施例描述图3中的某些元素。在至少某些实施例中，在触发源之后，Α/D转换器306以2035采样/秒的采样频率采样至少2分钟用32比特/采样来数字化每个换能器信号。带通滤波器310可以具有频率响应，如在图4所示，有效地抑制5Hz至IOOHz频带之外的任何频率成分。图5比较滤波器的输入和输出的示意性波形，示出由该滤波器排除了信号能量的很大一部分。图6比较这些波形的功率谱密度。除了在OHz处排除尖峰，这两个波形的功率谱密度在O到150Hz之间的示意性频率范围中大致相同。
[0057]返回到图5，示意性波形展示出对应于源的连续发射的5次波至。声波检测器312识别与每次波至相关联的窗口。某些检测器实施例执行将接收到的声波波形的包含瞬时峰值能量的部分与接收到的声波波形的其它部分进行关联。这些关联峰值的位置对应于预定间隔的重复的校验炮。因而某些检测器实施例包括关联模块、峰值能量检测器、同步模块和存储器，用于包含与峰值自相关值至少部分相关的多个时间的开始位置。
[0058]其它检测器实施例在时间和/或频率上处理整个信号，以检测P波和/或S波的到达时间。作为一个示例，我们在采样数为η的长度为N的对称窗口中定义信号x[k]的平均绝对值:

4=^_1
[0059]A = Iy1'1' Ι^[η-<31

? ￡---=-Λ；/2
[0060]可以定义两个窗口长度，即一个短期窗口和一个长期窗口，其中，短期窗口的N小于长期窗口的N。将短期窗口的平均绝对值表示为STA，而将长期窗口的平均绝对值表示为LTA，STA/LTA的比值可以用作接收到的声信号[I]中的P波的到达时间的检测器。在时间序列中，STA对突然的幅度变化更敏感，而LTA对更长的窗口计算，因此对背景噪声更为敏感，这导致所述比值提供了在STA[4]的所考虑的时间窗口中的信噪比的测量值。当然，也可以采用根均方值或其它检测技术的比值。
[0061]叠加器314的操作很简单，在某些情况下可以是可选的。在图5的经滤波的波形已被分成五个波形之后，叠加器314对其一起求平均值。图7A至图7E将每个单独的波形与叠加波形相比。仅在仔细观察下可以看出细微的差别。在替代的系统实施例(例如，采用震动源的系统)中，波形可以更长，从而不能(且可能不必)执行叠加操作。
[0062]图8A将示意性的叠加波形和由压缩波形重构的估计波形进行比较。该波形的压缩参数为512毫秒的窗口，为有利于初至波标记而省略的前导零，101.75Hz的抗混叠滤波器(低通8阶切比雪夫I型)的截止频率，127.2采样/秒的下采样率，以及每采样3比特(包括每采样I符号位)。压缩波形可表示为165比特。检查结果显示重构波形相当准确。
[0063]图8B比较图8A的叠加波形和更深度压缩的波形的重构，更深度压缩的波形可能由用户放松失真限度而被允许。除了 101.8采样/秒的下采样率以外，压缩参数是相同的，实现了 132位表示。几个峰值受到衰减，但在很大程度上保留了波形的形状。
[0064]在图9A和图9B以及图1OA和图1OB中为两个其它的示意性波形重复上述比较。第二示意性波形的比特表示分别为177比特和138比特。对于第三示意性波形，比特表示分别为192比特和153比特。增加的比特数主要归因于这些波形中前导零数量的减少。和之前一样，更严重的压缩相对于叠加波形表现出一些失真，但波形的特性在很大程度上被保留。因此，成功实现了压缩而不需要任何类型的预定义模板。
[0065]由于模块304存储和/或传输压缩波形，所以其可以采用熵编码来实现进一步的压缩。示意性的例子包括霍夫曼编码和算术编码。对应的接收器或重构模块将类似地采用适当的解码器。模块304还可以包括附加或关联用于每个波形的时间标记以及表示用于产生压缩波形(即，滤波器、下采样器和量化器设置的组合)的压缩参数的至少一个数字指示符。此外，模块304还可以提供增益项，在一些实施例中，增益项可以部分地由接收到的第一波形的采样方差和/或峰值的绝对幅度来确定。增益项(或其某些函数，包括平方根)可以施加到波形以对其归一化。将增益项通信到接收器和/或重构模块，使得归一化可以逆转为波形重构的一部分。归一化可以以绝对的方式或以相对的方式来进行。也就是说，一些实施例相对于可以在第一波形之前或之后接收的第二重构波形来调整第一重构波形的比例。
[0066]时间标记可以采取至少一个数字时钟基准指示符的形式，其可对应于与接收到的波形的压缩表示一起检测到的初至波，并由于差数表示可以需要较少的比特，所以可以相对于另一数字时钟基准指示符来表达。相对于使得地表与井下系统至少部分时间同步的通用时钟基准点而言，此基准指示符可以是较不重要的数字。
[0067]在一些实施例中，为了有利于“初至波”的时间基准，可以省略前导零。然后，接收器适当地将前导零添加到重构波形。
[0068]因此，在接收器或重构模块中，压缩波形从存储器接收或读取，并用于重构在井下捕获的声波波形的估计。类似地，从存储器接收或读取压缩参数的指示，并将其用于重构过程的一部分来扩展采样的位分辨率，以用插值方式上采样波形，以放大波形，并将其与适当的时间间隔或位置相关联，并向用户显示波形的表示。
[0069]在一个示意性使用示例中，SWD系统采用空气枪，该空气枪在泥浆泵停止之后的预定延迟处发射定时的一系列五次校验炮。BHA例如通过井下压力变化或流速的显著下降来检测钻井中的暂停，并且由SWD工具启动波形获取周期。基于预先编程的参数，SWD工具确定相对于泥浆泵停止的数据获取窗口，并且在该窗口内从其每一个传感器获取高分辨率声波波形。例如，参见图5中的示例性原始波形。可以将带通滤波器(例如，图4)施加到数据以分离出感兴趣的频率范围中的信号。示意性的经滤波的信号重叠在图5中的原始信号上用于比较。图6中示出两个信号的频谱成分。原始波形的OHz分量已被排除。除此之外，感兴趣的频率范围中的频谱成分大致相同。
[0070]基于预定炮剖面(例如，一系列五次校验炮)，SffD工具可以提取各个接收波形，如图7A-7E所示。优选地，可从带通滤波信号中提取各个波形，尽管这不是必需的。为了提高信噪比，可以叠加各个波形，即，一同求平均(尽管这也不是必需的)。图7a_7e示出示意性叠加波形与各个波形中的每个的比较。叠加波形经过上述压缩并且存储或传输到地表。图8a和图8b、图9a和图％、图1Oa和图1Ob示出三个不同的波形，以及它们在不同的采样率下的压缩表示。还示出每个表示的比特数以及压缩系数。虽然可见失真，尤其在更高程度的压缩处，但是波形的实质特征被保留。
[0071]就定制和压缩而言，我们已经提出使用一种用户界面，其可以将多个权重给予对用户(通常为地震波形分析师)重要的不同感测特征。使用多个感测参数，我们建议适应性地调整量化、采样和/或滤波处理模块，以有助于经由泥浆脉冲遥测而可以得到实时VSP波形。同样，我们建议允许失真阈值可调，以便定制钻井者或分析师可接受的失真度。同样地，这允许现场工程师能够适应于对应给定的时间间隔的比特数(或为给定比特数调整时间窗口)。
[0072]就传输而言，我们提出了发送实际的波形，而不是来自码本的“质量(quality)”因素和/或小波。这种实时波形的传输对于SWD市场竞争是有利的。该技术也适用于其它地震和声学钻孔应用(例如，SONIC测径仪，其中所述井下工具既激励声波波形又从周围岩层接收反射的声波波形)。
[0073]在某些示例性方法实施例中，在预定时间间隔刚开始之前、过程中和/或之后，SWD系统多次激励声源；从周围的岩层接收钻孔内的至少一个声信号；以第一米样率/周期数字化至少一个接收到的声信号；在接收到的声信号中检测初至波时间；搜索一组优化配置参数的多个配置参数(截止频率、采样率和量化)，用于减少所需比特数来在预定比特数阈值内表示接收波形并仍保持在用于重构声信号的预定失真度量的阈值内；并且根据该组优化参数来数字压缩数字化的声信号，以被存储或通信到地表。
[0074]某些地表系统实施例包括在计算机上运行的图形用户界面，使得用户能够在一组加权失真标准内定制被强加于多个感测参数中每个感测参数的权重。这些地表系统实施例还工作以用加权失真标准配置井下组件，用于在存储和/或传输之前优化数字压缩参数(例如滤波、采样率、量化等)。一些实施例可以使用多组感测参数和/或失真标准进行存储和传输。可替代地，一些实施例可以使用多组感测参数用于不同的深度、区域、预期钻井条件和/或预期的岩层。(例如，比特数限制可以以与泥浆脉冲遥测系统在增加的深度下工作时所预期的对应速率逐步减少。)
[0075]某些井下工具实施例使用炮的预定时间间隔与至少一个地表系统同步。该井下工具包括:至少一个声波接收器(如地震检波器、水听器)，使得能够从周围环境接收声波波形；至少一个采样模块，数字化/量化声波波形；滤波器，具有可编程的截止频率；可编程的向下采样器；可调节的再量化器；处理器，检测、选择和/或处理接收到的数字化声波波形，以存储或传输压缩表示。井下工具还可以包括解码器，以重构/解压经编码的数字化波形，其中所述处理器比较经重构的波形和初始波形以确定失真度和一组合适的压缩参数。
[0076]此外，井下工具还可以包括存储器(闪存或RAM)，一旦失真度满足所期望的阈值或/和经编码的波形表示的比特数低于所期望的比特数的阈值，则存储配置输入或/和经编码的波形中任一 /或两者。此外，控制器可以选择性地传输满足该阈值的经编码的表示。控制器可以通过在非易失性存储器中存储每个经编码的波形，然后删除或覆盖选择性编码的波形来工作。
[0077]此外，井下工具可进一步确定、存储和/或传输表示在每个波形中检测到的初至波时间的数字时钟值。类似地，井下工具可进一步确定、存储和/或传输对应于每个经编码的波形的计算出的失真度。
[0078]本领域技术人员一旦完全理解上述公开，则许多其它的修改、等同和替代将变得显而易见。适当时，意图使所附权利要求被解释为包含所有这样的修改、等同和替代。
【权利要求】
1.一种随钻地震系统,包括: 钻柱，具有至少一个地震传感器； 嵌入式处理器，数字化来自所述地震传感器的信号以获得数字波形，并且处理所述数字波形以推导出用于存储或传输的经压缩的波形表示，所述经压缩的波形相对于所述数字波形具有降低的采样率和降低的量化度，所述降低的采样率和降低的量化度适应于所述数字波形与所述经压缩的波形表示之间的失真度。
2.根据权利要求1所述的系统，还包括: 泥浆脉冲遥测模块，耦接到所述嵌入式处理器以将所述经压缩的波形表示与相关联的降低的采样率和降低的量化度的指示一同通信到地表。
3.根据权利要求2所述的系统，还包括: 地表计算机系统，接收所述经压缩的波形表示，并且至少部分基于所述经压缩的波形表示来显示由所述地震传感器接收到的信号的表示。
4.根据权利要求1所述的系统，还包括: 存储器，耦接到所述嵌入式处理器，其中所述存储器存储所述经压缩的波形表示以及相关联的降低的采样率和降低的量化度的指示。
5.根据权利要求1所述的系统，其中所述失真度包括所述数字波形与重构波形之间的均方误差的测量。
6.根据权利要求1所述的系统，其中所述嵌入式处理器进一步采用熵编码以推导出所述经压缩的波形表示。
7.根据权利要求1所述的系统，其中所述嵌入式处理器进一步使所述降低的采样率和降低的量化度部分基于对所述经压缩的波形表示的比特数限制。
8.根据权利要求1所述的系统，还包括: 在钻井液泵停止时激发的地表地震源。
9.一种方法，包括: 多次激励声源； 从周围岩层接收钻孔内的至少一个声信号； 数字化所述至少一个声信号； 根据包括至少一个感测特征的失真度，为存储或传输而适应性地压缩被数字化的信号。
10.根据权利要求9所述的方法，其中所述感测特征是均方误差。
11.根据权利要求9的方法，其中所述压缩包括:用下采样滤波器对被数字化的信号进行滤波。
12.根据权利要求11所述的方法，其中所述压缩还包括:降低被数字化的信号的采样率。
13.根据权利要求12所述的方法，其中所述压缩还包括:降低被数字化的信号的量化度以获得经压缩的波形表示。
14.根据权利要求13所述的方法，其中所述压缩还包括:对所述经压缩的波形表示进行熵编码。
15.根据权利要求14所述的方法，其中所述压缩还包括:从所述经压缩的波形表示推导出重构波形； 比较所述经压缩的波形表示和被数字化的信号，以确定是否满足失真标准；以及 如果不满足所述失真标准，则调整滤波器、采样率和量化度中的至少一个。
16.根据权利要求15所述的方法，还包括: 将每个经压缩的波形与所述压缩中采用的一组压缩参数的指示相关联，所述压缩参数至少包括所述经 压缩的波形的采样率。
【文档编号】G01V1/22GK103988096SQ201280044863
【公开日】2014年8月13日 申请日期:2012年10月1日 优先权日:2011年10月5日
【发明者】V·斯托尔普曼 申请人:哈利伯顿能源服务公司