【技术实现步骤摘要】
本申请实施例应用地球物理声学测井，具体涉及一种套后声波时差确定方法及装置。
技术介绍
1、油田中的生产井大多是套管井，从过套管测井数据中提取有效的地层纵波时差，有助于地层评估和油气识别，从而有利于对已有油田进行挖潜改造，对油气田勘探开发具有重要意义。当套管与地层胶结不好时，会产生较强的套管波，严重影响对地层声波信号的测量，导致难以获取有效的地层纵波时差，同时这也成为了套后测井资料评价中的一项重要难题。
2、目前，声波时差提取的方法主要包括时间-慢度相关法(简称为stc)、波形干涉法等。stc方法主要根据波在阵列中的相干性对数据进行时间和慢度扫描，以确定不同声波信号的时差和到时，但是在地层声波信号受套管波干扰的情况下，该方法很难将二者区分开来，导致难以获取有效的地层时差。波形干涉法主要基于套管波与地层波的干涉原理，利用套管波来改造测井声波数据，对改造后的数据进行处理得到与地层信息相关的解析信号，从该信号中提取出地层时差，但是当套管波信号太弱时，无法获取有效的地层时差。因此，如何精准地确定套后声波时差成为了一个亟需解决的问题。
技术实现思路
1、鉴于上述问题，提出了本专利技术以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的套后声波时差确定方法及装置。
2、根据本申请实施例的一个方面，提供了一种套后声波时差确定方法，包括：
3、依据采集到的套管井的第一阵列声波全波列数据，计算套管井在各个深度位置处的第一水泥胶结指数，并计算套管井在各个深度位置处的地
4、利用两种声波时差提取方式分别处理第一阵列声波全波列数据，得到两种声波时差提取方式对应的套后声波时差结果；
5、分析在不同第一水泥胶结指数和不同第一比值的情况下两种声波时差提取方式对应的套后声波时差结果的准确度，得到准确度分析结果；
6、依据第一水泥胶结指数、第一比值以及准确度分析结果，将预先建立的优选指数图版划分为两个优选指数区间；其中，不同的优选指数区间对应于不同的声波时差提取方式；
7、根据两个优选指数区间，为待测套管井的第二阵列声波全波列数据中各个深度井段确定对应的目标声波时差提取方式，利用各个深度井段对应的目标声波时差提取方式对第二阵列声波全波列数据中各个深度井段对应的数据内容进行处理，得到目标套后声波时差结果。
8、进一步地，依据采集到的套管井的第一阵列声波全波列数据，计算套管井在各个深度位置处的第一水泥胶结指数进一步包括：
9、针对各个深度位置，依据第一阵列声波全波列数据，采用均方根方法计算阵列声波全波列中套管波的阵列幅度，确定套管波的阵列幅度的最大值以及最小值；
10、利用套管波的阵列幅度的最大值以及最小值，计算套管井在该深度位置处的水泥胶结指数。
11、进一步地，计算套管井在各个深度位置处的地层纵波幅度与套管波幅度的第一比值进一步包括：
12、针对各个深度位置，对第一阵列声波全波列数据进行滤波处理，得到各个接收器对应的包含有套管波和地层纵波的波形数据；
13、对各个接收器对应的波形数据进行傅里叶变换，得到波形的平均功率谱和各个接收器对应的波形的差谱；
14、根据各个接收器对应的波形的差谱，计算各个接收器对应的波形的复数解析信号谱；
15、利用各个接收器对应的波形的复数解析信号谱和平均功率谱，计算复数解析信号谱和平均功率谱在频域和阵列中的平均值；
16、依据平均值，计算得到套管井在该深度位置处的地层纵波幅度与套管波幅度的第一比值。
17、进一步地，两种声波时差提取方式包括：时间-慢度相关法和波形干涉法。
18、进一步地，在依据第一水泥胶结指数、第一比值以及准确度分析结果，将预先建立的优选指数图版划分为两个优选指数区间之前，该方法还包括：
19、将地层纵波幅度与套管波幅度的第一比值作为横坐标，将第一水泥胶结指数作为纵坐标，建立优选指数图版。
20、进一步地，根据两个优选指数区间，为待测套管井的第二阵列声波全波列数据中各个深度井段确定对应的目标声波时差提取方式进一步包括：
21、依据第二阵列声波全波列数据，计算待测套管井在各个深度井段处的第二水泥胶结指数，并计算待测套管井在各个深度井段处的地层纵波幅度与套管波幅度的第二比值；
22、将各个深度井段处的第二水泥胶结指数和第二比值与两个优选指数区间进行匹配，确定各个深度井段的目标优选指数区间，并将各个深度井段的目标优选指数区间对应的声波时差提取方式作为各个深度井段对应的目标声波时差提取方式。
23、根据本申请实施例的另一方面，提供了一种套后声波时差确定装置，包括：
24、计算模块，适于依据采集到的套管井的第一阵列声波全波列数据，计算套管井在各个深度位置处的第一水泥胶结指数，并计算套管井在各个深度位置处的地层纵波幅度与套管波幅度的第一比值；
25、处理模块，适于利用两种声波时差提取方式分别处理第一阵列声波全波列数据，得到两种声波时差提取方式对应的套后声波时差结果；
26、分析模块，适于分析在不同第一水泥胶结指数和不同第一比值的情况下两种声波时差提取方式对应的套后声波时差结果的准确度，得到准确度分析结果；
27、划分模块，适于依据第一水泥胶结指数、第一比值以及准确度分析结果，将预先建立的优选指数图版划分为两个优选指数区间；其中，不同的优选指数区间对应于不同的声波时差提取方式；
28、应用模块，适于根据两个优选指数区间，为待测套管井的第二阵列声波全波列数据中各个深度井段确定对应的目标声波时差提取方式，利用各个深度井段对应的目标声波时差提取方式对第二阵列声波全波列数据中各个深度井段对应的数据内容进行处理，得到目标套后声波时差结果。
29、根据本申请实施例的又一方面，提供了一种计算设备，包括：处理器、存储器、通信接口和通信总线，处理器、存储器和通信接口通过通信总线完成相互间的通信；
30、存储器用于存放至少一可执行指令，可执行指令使处理器执行上述套后声波时差确定方法对应的操作。
31、根据本申请实施例的再一方面，提供了一种计算机存储介质，存储介质中存储有至少一可执行指令，可执行指令使处理器执行如上述套后声波时差确定方法对应的操作。
32、根据本申请实施例的还一方面，提供了一种计算机程序产品，包括至少一可执行指令，可执行指令使处理器执行如上述套后声波时差确定方法对应的操作。
33、根据本申请实施例提供的种套后声波时差确定方法及装置，充分分析在不同水泥胶结指数和不同地层纵波幅度与套管波幅度的比值的情况下不同声波时差提取方式对应的套后声波时差结果的准确度；利用水泥胶结指数、地层纵波幅度与套管波幅度的比值建立优选指数图版，在优选指数图版中确定不同的声波时差提取方式对应的优选指数区间，根据待测套管井的水泥胶结本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种套后声波时差确定方法，其特征在于，包括：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述依据采集到的套管井的第一阵列声波全波列数据，计算所述套管井在各个深度位置处的第一水泥胶结指数进一步包括：
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算所述套管井在各个深度位置处的地层纵波幅度与套管波幅度的第一比值进一步包括：
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述两种声波时差提取方式包括：时间-慢度相关法和波形干涉法。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述依据所述第一水泥胶结指数、所述第一比值以及所述准确度分析结果，将预先建立的优选指数图版划分为两个优选指数区间之前，所述方法还包括：
6.根据权利要求1-5任一项所述的方法，其特征在于，所述根据所述两个优选指数区间，为待测套管井的第二阵列声波全波列数据中各个深度井段确定对应的目标声波时差提取方式进一步包括：
7.一种套后声波时差确定装置，其特征在于，包括：
8.一种计算设备，包括：处理器、存储器、通信接口和通信总线，所述处理器、
9.一种计算机存储介质，所述存储介质中存储有至少一可执行指令，所述可执行指令使处理器执行如权利要求1-6中任一项所述的套后声波时差确定方法对应的操作。
10.一种计算机程序产品，包括至少一可执行指令，所述可执行指令使处理器执行如权利要求1-6中任一项所述的套后声波时差确定方法对应的操作。
...【技术特征摘要】
1.一种套后声波时差确定方法，其特征在于，包括：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述依据采集到的套管井的第一阵列声波全波列数据，计算所述套管井在各个深度位置处的第一水泥胶结指数进一步包括：
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算所述套管井在各个深度位置处的地层纵波幅度与套管波幅度的第一比值进一步包括：
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述两种声波时差提取方式包括：时间-慢度相关法和波形干涉法。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述依据所述第一水泥胶结指数、所述第一比值以及所述准确度分析结果，将预先建立的优选指数图版划分为两个优选指数区间之前，所述方法还包括：
6.根据权利...
【专利技术属性】
技术研发人员：祁晓，于洋，徐大年，王猛，张广栋，尹璐，范川，杨福林，徐天鑫，许晨旭，张聪慧，
申请(专利权)人：中海油田服务股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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