CN102454399B

CN102454399B - 测井声波时差信号校正方法

Info

Publication number: CN102454399B
Application number: CN201010519717.9A
Authority: CN
Inventors: 蒋进勇; 李家蓉; 刘群; 安精文; 李爱红
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2010-10-26
Filing date: 2010-10-26
Publication date: 2015-01-14
Anticipated expiration: 2030-10-26
Also published as: CN102454399A

Abstract

本发明涉及一种测井声波时差信号校正方法，获取测井声波时差信号并按实际情况设置当前环境；分岩性进行测井声波时差信号校正。这种校正方法通过大量统计、分析建立声波时差曲线畸变的识别标准或标志，充分利用声波时差资料与自然电位、中子、密度、电阻率、井径、钻时、埋深资料的递归关系和统计规律，编写自动批量处理程序，实现对声波时差畸变段的修复校正，提高测井声波时差资料的质量。

Description

测井声波时差信号校正方法

技术领域

本发明涉及地质和石油开发，具体涉及一种测井声波时差信号校正方法。

背景技术

对地震资料解释者而言，声波时差曲线是最重要的测井曲线，它可以用来建立时间--深度关系，进而联通时间域地震资料和深度域测井、地质资料；它是构成波阻抗的重要因子，可以用于测井资料约束的测井、地震、地质联合反演工作。声波时差曲线的质量直接影响地震资料标定、解释质量和测井、地震联合反演精度。

塔河油田的钻井在钻探石炭系、三叠系砂泥岩地层序列时，普遍遇到泥岩段井径扩大引起的声波时差测井曲线严重失真的问题；在钻探奥陶系碳酸盐岩地层时，也遇到放空、漏失段声波时差严重失真问题，主要表现在声波时差曲线受周波跳跃、时差展宽影响，数值增大畸变。

受环境影响声波时差测井曲线失真是一个较普遍问题，不同地区声波时差曲线受环境影响程度是不同的，因而，工业化测井解释软件包内没有适用的环境校正方法或程序对此进行校正。地震资料解释者只能应用手工编辑的方法对声波时差进行主观拉伸--压缩、方波化或削截修改。针对声波时差野值段进行削截编辑可以消除不合理的大反射系数，拉伸-压缩手段可以改变合成地震道与井旁地震道的相似度。但表面问题的解决引发了更深层次的问题：编辑后声波时差曲线对应的速度成果(特别是层速度)存在突变、不能用于下步变速成图工序；方波化降低了测井资料的垂向分辨率，方波化改变了反射系数的相对变化、降低了测井资料与地震资料的匹配关系，将引起测井、地震约束反演多解性的增加。

同时，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集空间类型多样化、储集体连通性差、流体流动状态及油水关系复杂的特点，在国外很少见，这类油藏采用衰竭式开发采收率很低，采收率只有10%，且产量递减快；由于对缝洞体发育规律和油藏流体流动特征的认识程度低，国内外在缝洞型油藏开发方面还没有形成相应的开发理论和开发方法。做好声波时差环境校正将产生准确的速度模型、将为测井地震联合反演、储层描述提供最基础资料，将为碳酸盐岩孔隙度计算模型、油藏模型的建立提供最准确的素材。本发明要解决的问题是提升对缝洞型油藏的认识、提高油藏采收率、实现油田快速开发迫切要解决的关键问题。

发明内容

本发明需要解决的技术问题是，如何提供一种测井声波时差信号校正方法，实现对声波时差畸变段的自动修复校正，提高测井声波时差资料的质量。

本发明的技术问题这样解决：构建一种测井声波时差信号校正方法，其特征在于，包括以下步骤：

1.1)获取测井声波时差信号并按实际情况设置当前环境；

1.2)根据当前环境的岩性为SP<90的砂岩，自动根据递归公式：

ACRD＝ACRDk1*log(RD)+ACRDk0 R2＝29.57，24410点[1]

ACRS＝ACRSk1*log(RS)+ACRSk0 R2＝28.18，23867点 [2]

ACDEN＝ACDENk1*DEN+ACDENk0 R2＝29.57，16301点 [3]

ACCNL＝ACCNLk1*CNL+ACCNLk0 R2＝20.01，18583点 [4]

AC平均＝Prd*ACRD+Prs*ACRS+Pden*ACDEN+Pcnl*ACCNL [5]

识别畸变点，实测声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，畸变点按公式[5]对其校正。式中：SP为自然电位，RD为深电阻率，RS为浅电阻率，DEN为密度，CNL为中子，ACRD、ACRS、ACDEN、ACCNL分别为据RD、RS、DEN、CNL递归的声波时差,Prd、Prs、Pden、Pcnl分别为RD、RS、DEN、CNL的权重，R2为递归方程的相关性指标,AC平均为递归平均值，ACRDk1、ACRDk0等后两个字节为k1、k0的参数分别代表递归方程的一次系数和常数，其含义见参数文件，下同。

按照本发明提供的校正方法，该校正方法还包括步骤1.3)根据当前环境的岩性为SP≥90的泥岩段，按以下四个层次进行校正：

1.3.1)当井径资料大于钻头尺寸0.5英寸时按以下公式：

ACCAL＝AC－1.63*(CAL－CAL钻) R2＝11.93，36440点 [6]

计算井径校正后的声波时差值，当井径资料大于钻头尺寸不足0.5英寸时不进行井径校正。ACCAL为井径校正后的声波时差，AC为原始声波时差，CAL为井径，CAL钻为钻头直径，下同。

1.3.2)当DEN、CNL曲线存在且正常时，根据同类曲线(AC、DEN、CNL均属孔隙度类)递归公式：

ACDEN＝ACDENk1*DEN+ACDENk0 R2＝31.60，45580点 [7]

ACCNL＝ACCNLk1*CNL+ACCNLk0 R2＝22.51，38540点 [8]

AC平均＝0.8*ACDEN+0.2*ACCNL [9]

识别畸变点，当AC平均落在正常值范围内，声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，参照公式[7-9]对声波时差进行校正。

1.3.3)当DEN、CNL曲线没测或不正常时，根据SP≥90，CAL<13.5的井径稳定泥岩段声波时差与电阻率递归公式：

ACRD＝ACRDk1*log(RD)+ACRDk0R2＝39.71，53366点 [10]

ACRS＝ACRSk1*log(RS)+ACRSk0R2＝52.47，52832点 [11]

AC平均＝0.8*ACRD+0.2*ACRS [12]

识别畸变点，当AC平均落在正常值范围内，声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，参照公式[10-12]对声波时差进行校正。

1.3.4)当AC、DEN、CNL、RD、RS均不正常时，参照井径稳定段声波时差与深度的关系：

ACTVD＝ACTVDk2*TVD2

+ACTVDk1*TVD

+ACTVDk0R2＝57.94，661841点 [13]

对声波时差曲线进行重建或校正，式中：TVD为垂深、TVD2是二次递归时的垂深、ACTVD为据TVD递归的声波时差、k2是递归方程的二次系数。

按照本发明提供的校正方法，所述校正方法综合利用了自然电位、中子、密度、深电阻率、浅电阻率、井径资料，分岩性进行多层次、综合校正。

按照本发明提供的校正方法，以塔河油田测井曲线为样本，将公式递归公式[1-13]糅合成一体识别畸变点、建立目标函数、对声波时差曲线进行校正。

按照本发明提供的校正方法，以塔河油田测井曲线为样本，产生密度、中子、深电阻率、浅电阻率资料的统计分析数据，包括最小值、下限值、平均值、中值、标准偏差等，根据公式[1-4]、[6-8]、[10-11]进行递归值计算时，可以根据自变量的质量产生相应的浮动权重，自变量质量越高对应的权重越大。

按照本发明提供的校正方法，该校正方法采用基于数据库的参数文件，上述所有递归公式系数、权重、最小值、下限值、平均值、中值、最大值、标准偏差等参数均放置在数据库参数区内，不同的目的层段调用不同的参数，主处理流程、模块不变，因此可以很方便将该技术推广至其它盆地或油田。

本发明提供的测井声波时差信号校正方法，通过大量统计、分析建立声波时差曲线畸变的识别标准或标志，充分利用声波时差资料与自然电位、中子、密度、电阻率、井径、钻时、埋深资料的递归关系和统计规律，编写自动批量处理程序，实现对声波时差畸变段的修复校正，提高测井声波时差资料的质量。

附图说明

图1是本发明与传统技术效果对比示意图。

具体实施方式

下面通过附图和实施例，对本发明实施例的技术方案做进一步的详细描述。

首先，说明本发明关键：

建立了一套声波时差曲线环境校正技术，包括畸变点、段识别和畸变点、段校正两个主要环节，畸变点、段的识别和畸变量的提取建立在大量统计、分析工作基础上：其中：为使统计分析工作准确、真实，首先要考虑参与统计工作的资料归一化问题：井身结构的差异导致不能简单地根据井径值大小判断井径扩大程度，需要根据井身结构和钻头尺寸对其进行归一化处理；泥浆类型和地层水矿化度的变化导致自然电位曲线的基准线不一致，为使得全区能用统一的自然电位资料指示岩性、计算泥质含量和有效孔隙度，需要对自然电位曲线进行了基准线校准处理；为消除测井仪器类型不同引起的基准线(刻度器)差异，我们选择标志层为样本进行了仪器因素的归一化处理。

第二步，说明本发明的核心：

基于归一化处理后的大量统计分析资料表明：自然电位资料能够很好的识别岩性，砂岩段井径正常，声波、密度曲线畸变较轻；泥岩段井径扩大，声波时差曲线畸变严重。因此，校正思路按岩性分别进行。

砂岩段声波时差与中子、密度、电阻率存在很好的递归关系[1-4]，偏离递归平均值上限的个别离散点(段)认为其发生了畸变，根据公式[1-5]加以校正。

泥岩段声波时差畸变严重，校正工作分四个层次：首先，分析表明声波时差与井径有较明显的递归关系：声波时差随井径的扩大而往大畸变。递归关系的一次系数被用来提取井径扩大引起的系统畸变量，根据公式[6]将畸变量从原始声波时差曲线中减除完成井径校正；其次，当DEN、CNL曲线存在且正常时，根据声波时差与中子、密度同类曲线间的递归关系[7-8]识别畸变点，当AC平均落在正常值范围内，声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，根据公式[9]对畸变点进行校正。第三，考虑到感应电阻率曲线横向探测半径相对较大，受井眼环境影响相对较小，在中子、密度资料缺失或不正常的情况下，根据井径稳定泥岩段声波时差与电阻率间的递归关系[10-11]识别畸变点，当AC平均落在正常值范围内，声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，依据公式[12]对畸变点进行校正。第四，当AC、DEN、CNL、RD、RS均不正常时，根据井径稳定段声波时差与深度的关系[13]对声波时差曲线进行重建或校正。

第三步，说明本发明的具体实现：

为使校正工作规范化，为使本技术推广工作简单，我们将上述校正工作的核心思想编写为基于Oracle数据库的实用程序或主程序，而将所有统计分析得到的递归公式、平均值、标准偏差和流程指示参数放在一个单独的参数文件内。

主程序分为两部分，前半部分对砂岩进行校正，后半部分对泥岩进行校正，校正结果在数据库内新产生DT曲线，源声波时差保留不变，主程序结构如下(--为注释标志)：

--定义变量

VARIABLE ACRD；ACRS；ACDEN；ACCNL；ACCAL；ACVSH；

VARIABLE krd；krs；kden；kcnl；kcal；acmix；acmid；acmin；index；i；

--注释部分

--if index＝1 for RD RS DEN CNL CAL；

--if index＝2 for RD RS DEN CNL；

--if index＝3 for RD RS DEN；

--if index＝4 for RD RS；；

校正选项

index＝1；

IF(″SP″＜90.0)THEN --For Sand Lithology(选择砂岩段)；

i＝1；krd＝0；krs＝0；kden＝0；kcnl＝0；kcal＝0；--初始权系数；

while((i＜6)and((krd+krs+kden+kcnl+kcal)＜0.05))loop--砂岩递归分析

循环；

if((SACRDk！＝0)and(″RD_M″＞＝(srdmin/i))and(″RD_M″＜＝(srdmax+(i-1)

*srddev)))then......；else......；end if；--声波时差～深电阻率递归计算；

if((SACRSk1！＝0)and(″RS_M″＞＝(srsmin/i))and(″RS_M″＜＝(srsmax+(i-1)

*srsdev)))then......；else......；end if；--声波时差～浅电阻率递归计算；

if(″DEN″！＝null)then--判断密度曲线存在情况；

if((SACDENk1！＝0)and(″DEN″＞＝(sdenmin+(i-3)/4*sdendev))and(″DEN″

＜＝(sdenmax+(i-1)*sdendev)))then......；else......；end if；--密度存在时声波时

差～密度递归处理；

else......；end if；--密度不存在情况；

if(″CNL″！＝null)then --判断中子曲线存在情况；

if((SACCNLk1！＝0)and(″CNL″＞＝(scnlmin+(i-3)/4*scnldev))and(″CNL″＜

＝(scnlmax+(i-1)*scnldev)))then......；else......；end if；--中子存在声波时

差～中子递归处理；

else......；end if； --中子不存在情况；

i＝i+1；end loop； --砂岩递归分析循环结束；

if((krd+krs+kden+kcnl)＞0)then --计算权系数；

if((index＞0.5)and(index＜2.5))then......；--校正选项为1或2时递归

平均值；

else if((index＞2.5)and(index＜3.5))then......；--校正选项为3时

递归平均值；

else if((krd+krs)＞0)then......； --校正选项为4时递归

平均值；

else......end if； --声波时差～深度递

归平均值；

end if；end if；else acmix＝″AC″；end if；--递归平均值计

算结束；

if((″AC″＞＝(acmix+sacdev))and(″AC″＜＝(acmix+2*sacdev)))then

...... --声波时差上偏递归值一倍标

准偏差时时；

else if(″AC″＞(acmix+2*sacdev))then......--声波时差上偏递归值

两倍标准偏差时；

else if(″AC″＞＝(acmix-sacdev))then......--声波时差下偏递归值

一倍标准偏差时；

else if(″AC″＜sacminavg)then...... --声波时差低于声波

时差下限；

else......end if；end if；end if；--声波时差正常时；

end if； --砂岩段校正结束；

ELSE --开始泥

岩段校正；

i＝1；krd＝0；krs＝0；kden＝0；kcnl＝0；kcal＝0；--定义初

始权系数；

while((i＜6)and((krd+krs+kden+kcnl+kcal)＜0.05))loop--泥岩

递归分析循环；

if((ACRDk1！＝0)and(″RD_M″＞＝(rdmin/i))and(″RD_M″＜＝(rdmax+(i-1)*rddev

)))then

......else......end if；--声波时差～深电阻率递归计算；

if((ACRSk1！＝0)and(″RS_M″＞＝(rsmin/i))and(″RS_M″＜＝(rsmax+(i-1)*rsdev))

)then

......else......end if； --声波时差～浅电阻率递归计算；

if(″DEN″！＝null)then --判断密度曲线是否存在；

if((ACDENk1！＝0)and(″DEN″＞＝(denmin+(i-3)/4*dendev))and(″DEN″＜＝

(denmax+(i-1)*dendev)))then......Else......end if；--密度存在时声波时差～密

度递归处理；

Else......end if； --密度不存在情况；

if(″CNL″！＝null)then --判断中子曲线是否存在；

if((ACCNLk1！＝0)and(″CNL″＞＝(cnlmin+(i-3)/4*cnldev))and(″CNL″＜＝(c

nlmax+(i-1)*cnldev)))then......Else......end if；--中子存在时声波时差～中子

递归处理；

Else......end if； --中子不存在情况；

if(″CAL_BIT″！＝null)then --判断井径曲线是否存在；

if((ACCALk1！＝0)and(″CAL_BIT″＞＝(calmin/i))and(″CAL_BIT″＜＝(calm

ax+(i-1)*caldev)))then......else......end if；--井径存在声波时差～井径

递归处理；

else......end if； --井径不存在或不正常情况；

i＝i+1；end loop； --泥岩递归分析循环结束；

if((krd+krs+kden+kcnl)＞0)then --计算砂岩递归平均

值；

if((index＞0.5)and(index＜1.5))then......--校正选项为1时递

归平均值；

else if((index＞1.5)and(index＜2.5))then --校正选项为2

时递归平均值；

else if((index＞2.5)and(index＜3.5))then--校正选项为3时递

归平均值；

else if((krd+krs)＞0)then --校正选项为4时递

归平均值；

else...end if； --声波时差～深度递归

平均值；

end if；end if；end if；else... --递归分析无效

情况；

end if； --递归平均值计算结束；

if((″AC″＞＝(acmix-acdev))and(″AC″＜＝(acmix+acdev)))then--

声波时差正常时；

else if((″AC″＞(acmix+acdev))and(″AC″＜＝(acmix+2*acdev)))

then--声波时差上偏递归值1-2倍标准偏差时；

else if(″AC″＞＝(acmix+2*acdev))then--声波时差上偏递归值两

倍标准偏差以上时；

else if(″AC″＜acminavg)then --声波时差低于声波时差下

限时；

else --声波时差下偏递归值一倍标

准偏差～下限；

end if；end if；end if；end if； --泥岩段校正结束；

end if；″DT″＝acmid；--校正后声波时差曲线命名为“DT”；

参数文件具有缺省值→某井适用值→某井某地层单元适用值参数遗传功能。可以采用一个复杂参数文件的方式(将所有地层单元参数按地层框架表父子、兄弟关系放置就位)，也可以采用多个简单参数文件的方式(一个参数文件放置一个地层单元参数)；下面以塔里木盆地石炭系卡拉沙依组地层单元为例，介绍参数文件内的变量和含义(--为注释标志)：

Prd＝1.0； --深电阻率权重；

Prs＝0.5； --浅电阻率权重；

Pden＝0.8； --密度权重；

Pcnl＝0.5； --中子权重；

Pcal＝0.8； --井径权重

ACTVDk0＝128.37； --声波时差～垂深递归系数0；

ACTVDk1＝-0.0157； --声波时差～垂深递归系数1；

ACTVDk2＝7*10-7； --声波时差～垂深递归系数2；

--For C1k12 shale --以下为泥岩段参数；

ACRDk1＝-8.30； --声波时差～深电阻率递归系数1；

ACRDk0＝70.27； --声波时差～深电阻率递归系数0；

ACRSk1＝-8.82； --声波时差～浅电阻率递归系数1；

ACRSk0＝71.16； --声波时差～浅电阻率递归系数0；

--ACCALk1＝1.63； --声波时差～井径递归系数1；

--ACCALk0＝47.78； --声波时差～井径递归系数0；

ACDENk1＝-5.17； --声波时差～密度递归系数1；

ACDENk0＝76.33； --声波时差～密度递归系数0；

ACCNLk1＝0.31； --声波时差～中子递归系数1；

ACCNLk0＝58.24； --声波时差～中子递归系数0；

rdmin＝1.64； --深电阻率最小值；

rdmid＝4.22； --深电阻率中值；

rdmax＝9.25； --深电阻率最大值；

rddev＝0.28； --深电阻率标准偏差；

rsmin＝0.80； --浅电阻率最小值；

rsmid＝3.69； --浅电阻率中值；

rsmax＝9.20； --浅电阻率最大值；

rsdev＝0.51； --浅电阻率标准偏差；

denmin＝2.01； --密度最小值；

denmid＝2.43； --密度中值；

denmax＝2.72； --密度最大值；

dendev＝0.05； --密度标准偏差

cnlmin＝7.50； --中子最小值；

cnlmid＝25.06； --中子中值；

cnlmax＝48.80； --中子最大值；

cnldev＝25.31； --中子标准偏差；

calmin＝11.97； --井径最小值；

calmid＝14.89； --井径中值；

calmax＝16.94； --井径最大值；

acavg＝71.63； --声波时差平均值；

acdev＝4.74； --声波时差标准偏差；

acminavg＝61.95； --声波时差下限；

acmindev＝1.15； --声波时差下限标准偏差；

--For C1k12 Sand --以下为砂岩段参数；

SACRDk1＝-8.09； --声波时差～深电阻率递归系数1；

SACRDk0＝72.01； --声波时差～深电阻率递归系数0；

SACRSk1＝-9.48； --声波时差～浅电阻率递归系数1；

SACRSk0＝75.73； --声波时差～浅电阻率递归系数0；

SACDENk1＝-31.84； --声波时差～密度递归系数1；

SACDENk0＝147.81； --声波时差～密度递归系数0；

SACCNLk1＝0.71； --声波时差～中子递归系数1；

SACCNLk0＝59.43； --声波时差～中子递归系数0；

srdmin＝0.27； --深电阻率最小值；

srdmid＝2.80； --深电阻率中值；

srdmax＝9.11； --深电阻率最大值；

srddev＝0.71； --深电阻率标准偏差；

srsmin＝0.85； --浅电阻率最小值；

srsmid＝4.85； --浅电阻率中值；

srsmax＝9.53； --浅电阻率最大值；

srsdev＝1.49； --浅电阻率标准偏差；

sdenmin＝2.05； --密度最小值；

sdenmid＝2.46； --密度中值；

sdenmax＝2.68； --密度最大值；

sdendev＝0.05； --密度标准偏差；

scnlmin＝4.67； --中子最小值；

scnlmid＝14.01； --中子中值；

scnlmax＝31.53； --中子最大值；

scnldev＝4.33； --中子标准偏差；

sacavg＝69.75； --声波时差平均值；

sacdev＝5.18； --声波时差标准偏差；

sacminavg＝62.19； --声波时差下限平均值；

sacmindev＝1.12； --声波时差下限标准偏差；

最后，说明本发明效果：

校正工作按采样间隔逐井、逐点进行，保留了测井资料的垂向高分辨率，校正效果如图1所示，校正前声波时差(虚线)高频干扰成分多，校正后(实线)声波时差高频干扰被修正、曲线稳定可靠。

直观校正效果：图1可以看出砂岩段校正量小、泥岩段校正量大，声波时差栏右侧小值部分基本没变，声波时差栏左侧由周波跳跃、时差展宽引起的大值畸变部分被往右校正归位，校正后声波时差的动态范围减小，说明校正尊重了声波时差的畸变机理。

量化校正效果：衡量声波时差曲线校正效果的最好手段是合成地震记录，最可信、可靠的参数是合成道与井旁道的互相关系数和测井约束的从井旁地震道中提取实际地震子波的视信噪比。根据校正后声波时差曲线从井旁地震道中提取的实际地震子波的信噪比、地震道与合成地震道之间的互相关系数明显较依据校正前曲线的高，以塔河油田艾协克三维工区内的96口井为例：校正前提取的子波信噪比＝0.81，合成道与井旁道的相关系数＝0.58；校正后提取的子波信噪比＝1.82，合成道与井旁道的相关系数＝0.78。96口井的统计资料表明：砂岩地层校正前后声波时差平均值没有变化，标准偏差由2.1us/ft→1.6us/ft；泥岩地层声波时差平均值由70.9us/ft→69.1us/ft，校正量约为2.64％，标准偏差由2.2us/ft→1.3us/ft。砂、泥岩校正量不同，说明校正尊重了声波时差的畸变机理；校正后声波时差的标准偏差变小，从测量学的角度看意味着校正后的测量精度提高。

最后所应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明实施例的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明实施例进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明实施例的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明实施例技术方案和权利要求的精神和范围。

Claims

1.一种测井声波时差信号校正方法，其特征在于，包括以下步骤：

1.1)获取测井声波时差信号并按实际情况设置当前环境；

1.2)根据当前环境的岩性为SP<90的砂岩，自动根据递归公式：

ACRD＝ACRD*k1*log(RD)+ACRD*k0 R2＝29.57，24410点

ACRS＝ACRS*k1*log(RS)+ACRS*k0 R2＝28.18，23867点

ACDEN＝ACDEN*k1*DEN+ACDEN*k0 R2＝29.57，16301点

ACCNL＝ACCNL*k1*CNL+ACCNL*k0 R2＝20.01，18583点

AC平均＝Prd*ACRD+Prs*ACRS+Pden*ACDEN+Pcnl*ACCNL

计算AC平均，与实测声波时差比较差值大于标准偏差的为畸变点，再对畸变点按AC平均对其校正；式中：SP为自然电位，RD为深电阻率，RS为浅电阻率，DEN为密度，CNL为中子，ACRD、ACRS、ACDEN、ACCNL分别为据RD、RS、DEN、CNL递归的声波时差，Prd、Prs、Pden、Pcnl分别为RD、RS、DEN、CNL的权重，R2为递归方程的相关性指标，AC平均为递归平均值，k1、k0是递归方程的一次系数和常数。

2.根据权利要求1所述校正方法，其特征在于，该校正方法还包括步骤1.3)根据当前环境的岩性为SP≥90的泥岩段，自动按以下步骤进行校正：

当井径资料大于钻头尺寸0.5英寸时按公式：

ACCAL＝AC－1.63*(CAL－CAL钻) R2＝11.93，36440点

计算井径校正后的声波时差值，当井径资料大于钻头尺寸不足0.5英寸时不进行井径校正，式中：ACCAL为井径校正后的声波时差，AC为原始声波时差，CAL为井径，CAL钻为钻头直径；

当DEN、CNL曲线存在且正常时，根据同类曲线递归公式：

ACDEN＝ACDEN*k1*DEN+ACDEN*k0 R2＝31.60，45580点

ACCNL＝ACCNL*k1*CNL+ACCNL*k0 R2＝22.51，38540点

AC平均＝0.8*ACDEN+0.2*ACCNL

识别畸变点，当AC平均落在正常值范围内，声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，并按该同类曲线递归公式对声波时差进行校正；

当DEN、CNL曲线没测或不正常时，根据SP≥90，CAL<13.5的井径稳定泥岩段声波时差与电阻率递归公式：

ACRD＝ACRD*k1*log(RD)+ACRD*k0 R2＝39.71，53366点

ACRS＝ACRS*k1*log(RS)+ACRS*k0 R2＝52.47，52832点

AC平均＝0.8*ACRD+0.2*ACRS

识别畸变点，当AC平均落在正常值范围内，声波时差与AC平均差值大于标准偏差为畸变点，并按该声波时差与电阻率公式对声波时差进行校正；

当AC、DEN、CNL、RD、RS均不正常时，按井径稳定段声波时差与深度的关系：

ACTVD＝ACTVD*k2*TVD2+ACTVD*k1*TVD+ACTVD*k0

R2＝57.94，661841点

3.根据权利要求1或2所述校正方法，其特征在于，所述校正方法综合利用自然电位、中子、密度、深电阻率、浅电阻率和井径资料分岩性进行多层次、综合校正。

4.根据权利要求1或2所述校正方法，其特征在于，将所有所述递归公式糅合成一体识别畸变点、建立目标函数、对声波时差曲线进行校正。

5.根据权利要求4所述校正方法，其特征在于，该校正方法应用于塔河油田：以塔河油田测井曲线为样本，将递归公式糅合成一体识别畸变点、建立目标函数、对声波时差曲线进行校正。

6.根据权利要求1或2所述校正方法，其特征在于，根据所述递归公式进行递归值计算时，能够根据自变量RD、RS、DEN、CNL的质量产生相应的浮动权重，自变量质量越高对应的权重越大。

7.根据权利要求6所述校正方法，其特征在于，该校正方法应用于塔河油田：以塔河油田测井曲线为样本，产生RD、RS、DEN、CNL资料的统计分析数据，包括最小值、下限值、平均值、中值、标准偏差。

8.根据权利要求1或2所述校正方法，其特征在于，该校正方法是采用基于数据库的参数文件的处理流程。

9.根据权利要求8所述校正方法，其特征在于，所述数据库参数文件包括所有所述递归公式的系数参数、权重参数、最小值参数、下限值参数、平均值参数、中值参数、最大值参数、标准偏差参数。

10.根据权利要求9所述校正方法，其特征在于，该校正方法应用于塔河油田：不同的目的层段的测井声波对应的所述参数不同，所述处理流程及其包含的模块相同。