基于声波测井资料提取模式波慢度的方法
【专利摘要】本发明涉及基于声波测井资料提取模式波慢度的方法。该方法包括针对地层中的至少一个深度点中的每一个深度点执行以下步骤：在发射器发射时，接收器接收到与发射器对应的原始波形集合；对原始波形集合进行信号预处理，以提高原始波形集合的相似性和信噪比；对经预处理的原始波形集合分别进行相关性估计，以得到相应的时间-慢度-相关性三维矩阵；对相应的时间-慢度-相关性三维矩阵中的相关性维度上的峰值点进行识别；以及根据所识别的峰值点之间的大小关系和井眼补偿关系，确定与每一个深度点对应的模式波的类型和慢度。发射器在所述接收器的两端对称布置。
【专利说明】基于声波测井资料提取模式波慢度的方法
【技术领域】 [0001]本发明大体上涉及石油地质勘探与开发的领域，尤其涉及声波测井资料的时差提取处理，具体地涉及基于声波测井资料提取模式波慢度的方法。
【背景技术】
[0002]测井，也被称为地球物理测井或石油测井，是利用岩层的电化学特性、导电特性、声学特性、放射性等地球物理特性来测量地球物理参数的方法。在油田勘探与开发过程中，测井是确定和评价油层、气层的重要手段之一，也是解决一系列地质问题的重要手段。它能直接为石油地质和工程技术人员提供各项资料和数据。
[0003]声波测井是地球物理测井的主要方法之一。它利用声波在地层中传播时声速和衰减等特征获取地层信息，为工程应用提供技术支持。地层弹性波(例如纵波、横波等)波速在石油勘探中的应用广泛。它可以被用来测定油气田的位置，估计油气储量，推算油气田的形状，并给出油气开采的最佳完井方案。弹性波波速还可以用来估算地层的力学性质，从而使人们能更好的选择完井及采油程序。利用纵波、横波波速和地层密度的测井曲线，可以确定地层的体积模量、剪切模量、杨氏模量以及泊松比，这些都是确定地层力学性质的重要参数。
[0004]声波测井仪器的主要功能之一就是测量地层慢度，慢度即速度的倒数，又称时差。声波测井仪测井时，测井仪器置于井中，声波由仪器自带的发射器产生，并沿井壁传播，最后被同一仪器的接收器接收。通过处理不同源距接收器的波形之间的到时延时，估计地层慢度。通过在每一个深度点估计的地层慢度，绘制地层慢度曲线。
[0005]随着测井技术的发展，声波测井仪器的发展经历了早期的单发单收，到单发双收，再到双发双收，最后发展到阵列声波测井仪器。阵列声波测井的主要原理就是利用阵列接收的大量重复信息来弥补由于各种可能的测量误差造成的信息损失。随着偶极子声波测井仪器的发展，能够越来越多、越来越准确地获取地层的各种模式波信息。
[0006]参照图1A和图1B，分别示出了单极子声源10在某地层20中激发的声波11、12(如图1B所示)以及采集到的阵列波形(如图1A所示)。在图1A的阵列波形中用斜线表示了三个模式波，最先到达的是纵波(由图1A中的斜线I表示)，其次是横波(由图1A中的斜线II表示)，再次是斯通利波(由图1A中的斜线III表示)。
[0007]通过对声波测井仪器采集到的阵列波形进行提取，可以得到准确的地层声速信
肩、O
[0008]在现有技术中主要采用首波法来提取模式波慢度，即通过不同源距接收器接收波形同一相位点A、A’(如图2所示)的到时差来估计地层慢度。如图2所示，示出了根据现有技术的利用首波法来提取慢度的原理图。具体地，通过如下公式来估计地层慢度:
【权利要求】
1.一种通过阵列声波测井仪器对地层中的至少一个深度点进行声波测井来获得所述至少一个深度点的模式波慢度的方法，所述阵列声波测井仪器包括多于一个接收器以及在所述接收器的两端布置的第一和第二发射器，所述方法包括针对所述至少一个深度点中的每一个深度点执行以下步骤:在所述发射器发射时，所述多于一个接收器接收到与所述第一和第二发射器对应的第一和第二原始波形集合；对所述第一和第二原始波形集合进行信号预处理，以提高所述第一和第二原始波形集合的相似性和信噪比；对经预处理的第一和第二原始波形集合分别进行相关性估计，以得到相应的时间-慢度_相关性二维矩阵；对所述相应的时间-慢度-相关性三维矩阵中的相关性维度上的峰值点进行识别；以及根据所识别的峰值点之间的大小关系和井眼补偿关系，确定与所述每一个深度点对应的模式波的类型和慢度。
2.根据权利要求1的方法，进一步包括通过把所述地层中的所述至少一个深度点的模式波慢度连接成线并且对所述线进行滤波平滑处理而获得模式波慢度曲线。
3.根据权利要求2的方法，进一步包括:当所述模式波慢度曲线存在可疑跳点时，通过对所述可疑跳点的前后几个深度点的时间-慢度-相关性三维矩阵进行处理，对所述模式波慢度曲线进行修正，其中所述修正包括根`据修正好的纵波慢度来估计横波慢度。
4.根据权利要求1的方法，其中所述模式波的类型为纵波、横波、斯通利波和泥浆波中的至少一个。`
5.根据权利要求4的方法，其中纵波慢度、横波慢度、斯通利波慢度依次递增并且横波慢度和纵波慢度之比一般在1.4-2.8之间。
6.根据权利要求1的方法，其中所述预处理包括对所述原始波形集合进行归一化和滤波降噪处理。
7.根据权利要求1的方法，其中所述相关性估计包括利用以下公式中的一个来估计所述时间-慢度-相关性三维矩阵，也称为时间-慢度-相关系数三维谱:
8.根据权利要求7的方法，其中在遍历过程中先遍历S，再遍历T以增大复用值的数量且减少重复估计。
9.根据权利要求1的方法，能够获得套后地层模式波的慢度，更优选地与相控发射技术结合以得到更准确的套后地层模式波的慢度。
10.一种通过阵列声波测井仪器对地层中的至少一个深度点进行声波测井来获得所述至少一个深度点的模式波慢度的方法，所述阵列声波测井仪器包括多于一个接收器以及在所述接收器的一侧或两侧布置的一个或多个发射器，所述方法包括针对所述至少一个深度点中的每一个深度点执行以下步骤:在所述发射器发射时，所述多于一个接收器接收到与所述一个或多个发射器对应的一个或多个原始波形集合；对所述一个或多个原始波形集合进行信号预处理，以提高所述一个或多个原始波形集合的相似性和信噪比； 对经预处理的一个或多个原始波形集合分别进行相关性估计，以得到一个或多个时间_慢度_相关性二维矩阵；对所述一个或多个时间-慢度-相关性三维矩阵中的相关性维度上的峰值点进行识别；以及根据所识别的峰值点之间的大小关系和井眼补偿关系，确定与所述每一个深度点对应的模式波的类型和慢度。
【文档编号】G06F19/00GK103726836SQ201210385721
【公开日】2014年4月16日 申请日期:2012年10月12日 优先权日:2012年10月12日
【发明者】肖加奇, 陶钧, 潘良根 申请人:中国石油集团长城钻探工程有限公司