CN112253100B - 一种固井质量的确定方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本文公开了一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，包括，获取随钻声波测井仪在设定的测量深度测量到的原始随钻声波单极波形；根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度；根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差；根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量；根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数。
Description
技术领域
本公开涉及但不限于固井质量评价领域，特别是涉及到固井质量的确定方法和装置。
背景技术
基于电缆声波测井仪器的声幅固井质量/声幅变密度固井质量(CBL/VDL)评价技术至今广泛应用评价水泥封隔评价。然而该技术很难在水平井或大斜度井进行固井质量评价。为了解决该技术难题，近几年人们提出了采用随钻声波进行固井质量评价的方法。但是随钻声波测井仪器与电缆声波测井仪器有一个很大的区别，就是随钻声波测井仪器工作时声源激发出一种沿着钻铤传播的导波。虽然人们采用了各种隔声技术减小这种导波在钻铤传播，但是接收探头仍然可以接收到钻铤波的残余信号，该信号与套管波信号到时几乎一致，互相叠加很难分离出套管波信号。因此利用随钻声波测井仪器进行固井质量评价也有很大的困难。
斯伦贝谢公司首次提出了利用声波幅度和阵列接收器之间的衰减相结合的混合法进行固井质量评价。该方法在低水泥胶结指数的地层采用基于声波幅度的方法，而在高水泥胶结指数的地层采用基于衰减的方法。
哈里伯顿公司提出了一种随钻声波固井质量评价方法，该方法首先采用一种滤波方法，压制钻铤波，然后根据理论模型进行模拟钻铤波幅度，并剔除该信号，最后进行固井质量评价。
发明内容
以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制权利要求的保护范围。
本公开实施例提供了一种固井质量的确定方法，能够利用随钻声波测井仪测量到的数据，确定钻铤波和套管波的到时差异，进而确定相关固井质量参数，提升了固井质量参数计算结果的准确性。
本公开实施例提供一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，包括，
获取随钻声波测井仪在设定的测量深度测量到的原始随钻声波单极波形；
根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度；
根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差；
根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量；
根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数，所述固井质量参数至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数、随钻声波水泥胶结指数。
一些示例性实施例中，所述根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度，包括：
设置钻铤波带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，根据所述原始随钻声波单极波形确定钻铤波的速度；
设置套管波的带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，根据所述原始随钻声波单极波形确定套管波的速度。
一些示例性实施例中，所述根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度，包括：
对所述原始随钻声波单极波形进行快速傅里叶变换FFT变换，确定频谱曲线；根据钻铤波的隔声阻带，分别确定套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间；
根据所述套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间分别对所述原始随钻声波单极波形进行滤波；
对滤波后的波形分别进行时间-慢度相关处理，确定所述钻铤波的速度和所述套管波的速度。
一些示例性实施例中，所述根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差，包括：
确定待测固井所处的地层的参数，所述参数包括：所述随钻声波测井仪的单极发射器距离第一接收器的距离、所述随钻声波测井仪的外径距离套管内壁的距离、泥浆声速；
将所述随钻声波测井仪的单极发射器距离第一接收器的距离设置为所述第一距离；
根据钻铤波传播路径和所述钻铤波速度，计算钻铤波在所述第一距离中的传播时间得到钻铤波传播时间；根据套管波传播路径、所述套管波速度和所述外径距离套管内壁的距离，计算套管波在所述第一距离中的传播时间得到套管波传播时间；
根据所述钻铤波传播时间和所述套管波传播时间，确定所述钻铤波和套管波的传播时间差。
一些示例性实施例中，所述根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量，包括：
确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述首波的波至点对应的时刻确定时间窗，所述时间窗作为套管波的能量积分区间；
根据所述能量积分区间确定该时间窗内的套管波能量。
一些示例性实施例中，所述根据所述能量积分区间确定该时间窗内的套管波能量，包括：
根据所述原始随钻声波单极波形任意时刻的信号幅度，计算该时间窗内的所述信号幅度的积分值得到该时间窗内的套管波能量。
一些示例性实施例中，所述确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点，包括：
采用能量比法确定所述的原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
或者，采用阈值法确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
或者，搜索所述原始随钻声波单极波形的首波的第一个负峰对应的到达时刻，根据首波的振动周期，确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点为第一个负峰到达时刻减去首波振动周期的一半对应的时刻。
一些示例性实施例中，所述根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数，包括：
在待测固井的当前测量深度，确定自由套管段的套管波能量和水泥胶良好的套管波能量；
根据所述套管波能量和所述自由套管段的套管波能量确定所述随钻声波测井套管波相对幅度；
根据所述套管波能量、所述自由套管段的套管波能量和所述水泥胶良好的套管波能量确定所述随钻声波水泥胶结指数。
本公开还提供一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，包括，
在待测固井的深度范围内，选定预设数量的测量深度，在每一个测量深度分别执行上述固井质量的确定方法，确定对应测量深度的固井质量参数；
根据待测固井的深度范围内的全部测量深度对应的固井质量参数，确定对应的固井质量参数曲线；所述固井质量参数曲线至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数曲线、随钻声波水泥胶结指数曲线。
本公开还提供一种电子装置，包括存储器和处理器，所述存储器中存储有用于进行固井质量确定的计算机程序，所述处理器被设置为读取并运行所述用于进行固井质量确定的计算机程序以执行上述固井质量的确定方法。
在阅读并理解了附图和详细描述后，可以明白其他方面。
附图说明
图1为本公开实施例中随钻声波测井仪进行测量的示意图；
图2为本公开实施例中一种固井质量的确定方法的流程图；
图3为本公开实施例中原始波形的时间慢度相关图示例；
图4为本公开实施例中滤波后波形的时间慢度相关图示例；
图5为本公开实施例中套管井随钻声波原始波形示例；
图6为本公开实施例中第一个接收器接收到的原始波形示例；
图7为本公开实施例中第一个接收器波形积分起止点示例；
图8为本公开实施例中随钻声波数据固井质量评价成果示例；
图9为本公开实施例中另一种固井质量确定方法的流程图；
图10为本公开实施例中另一种固井质量确定方法的流程图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步的详细描述。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
下述步骤编号不限定特定的执行顺序，根据具体实施例部分步骤能够调整其执行顺序。
实施例一
本公开实施例提供一种固井质量的确定方法，利用随钻声波测井仪进行固井测量。本公开实施例中采用的随钻声波测井仪进行固井质量测量的场景如图1所示。随钻声波测井仪的探测部分深入固井(放入套管)中，探测部分至少包括：声波发射器、n个接收器(R1-Rn)。
一种固井质量的确定方法，其流程如图2所示，包括，
步骤1，获取一个深度测量到的随钻声波单极数据；所述随钻声波单极数据包括随钻声波测井仪在所述深度测量得到的原始随钻声波单极波形；
步骤2，获取钻铤波的速度；即设置钻铤波带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，获取钻铤波的速度；
步骤3，获取套管波的速度；设置套管波的带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，获取套管波的速度；
步骤4，根据步骤2和步骤3计算结果，计算钻铤波和套管波在第一距离(传播距离TR)中传播所需的时间差，即传播时间差；其中，传播距离TR为单极发射器距离第一个接收器的距离，如图1中发射点到第一个接收器R1的距离TR。
步骤5，计算原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
步骤6，根据步骤4计算得到的传播时间差和步骤5所确定的首波的波至点，确定套管波的时间窗，即为套管波的能量积分区间；
步骤7，根据所述套管波的能量积分区间确定该时间窗内的套管波能量；
步骤8，确定该深度的固井质量参数，包括：随钻声波测井套管波相对幅度指数或随钻声波水泥胶结指数；
步骤9，判断是否还有下一个深度的随钻声波单极数据，如果有，则返回步骤1，获取下一个深度的随钻声波单极数据，再次执行步骤2-8；如果没有，则执行步骤10；
步骤10，获取待测量固井(测量井)的全部深度的固井质量参数，根据各深度和对应的固井质量参数，确定对应的固井质量参数曲线。
一些示例性实施例中，步骤2、3中确定钻铤波的速度和套管波的速度包括：
对原始随钻声波单极波形进行快速傅里叶变换FFT变换，获取频谱曲线；根据钻铤波的隔声阻带，获取套管波及钻铤波的频率区间；以外径为6.75in的钻铤为例，套管波的频率区间为8kHz～15kHz，而钻铤波的频率区间为3kHz～8kHz。所述套管波及钻铤波的频率区间即为下一步进行滤波的各自的带通滤波频率区间。
根据所述套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间分别对所述原始随钻声波单极波形进行滤波，得到套管波滤波波形和钻铤波滤波波形；
对套管波滤波波形和钻铤波滤波波形分别进行时间-慢度相关处理，得到钻铤波的速度V_Collar和套管波的速度V_Casing。
一些示例性实施例中，如图3，4所示，图3为原始波形的时间-慢度相关图，图4为滤波后波形的时间-慢度相关图。从图3原始的时间-慢度相关图中可以看到有两个相关峰(箭头A、B所示)，分别对应套管波和钻铤波，箭头A对应的为套管波，其速度为5300m/s，箭头B对应的为钻铤波，其速度为4600m/s。图4为采用滤波频率8kHz～15kHz后处理得到的时间慢度相关图，由图可见，仅有一个相关峰，对应套管波，其速度为5300m/s。
一些示例性实施例中，步骤4中计算钻铤波和套管波在第一距离(传播距离TR)中传播所需的传播时间差，包括：
确定待测固井所处地层的相关参数，包括：固定参数，如下：随钻声波测井仪的单极发射器距离第一个接收器的距离TR，随钻声波测井仪的外径距离套管内壁的距离D，泥浆声速V。
根据钻铤波传播路径，计算钻铤波传播TR距离的时间T_Collar＝TR/V_Collar；根据套管波传播路径，计算套管波传播TR+2*D距离的时间T_Casing＝(TR+2*D)/V_Casing。计算钻铤波和套管波的到达时刻差异T_Collar-T_Casing，即为在第一距离(TR)中钻铤波和套管波的传播时间差ΔT。
一些示例性实施例中，步骤5中计算原始随钻声波单极波形的首波的波至点包括：
计算原始随钻单极声波波形的波至点T，采用能量比法；或者采用阈值法等。或者，搜索原始随钻单极声波波形的首波的第一个负峰对应的到达时刻，根据首波的振动周期，确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点为第一个负峰到达时刻减去首波振动周期的一半所对应的时刻。
一些示例性实施例中，步骤6中所述套管波的时间窗为：波至点对应的时刻T到时刻T+ΔT(传播时间差)，该套管波的时间窗即为套管波的能量积分区间。一些示例性实施例中，积分区间如图7所示。
一些示例性实施例中，步骤7中确定该时间窗内的套管波能量包括：
原始随钻声波单极波形的信号幅度为AMP(t)，采用积分公式计算T到T+ΔT时间窗内的信号能量，即得到套管波能量
一些示例性实施例中，步骤8中确定该深度的固井质量参数，包括：
在整个井测深度范围内，根据上述公式(1)计算自由套管处(自由套管深度点)的套管波能量E_FP，另外计算水泥胶结良好的深度点的套管波能量E_BW；其中，所述自由套管处深度点位置根据待测量固井的实际情况可以知晓，所述水泥胶结良好的深度点位置根据待测量固井的实际情况可以知晓。其中，在整个测井中水泥胶结良好的深度点位置测量得到的套管波幅度较小(小于预设的阈值)，因此，当确定某深度点位置的套管波幅度较小(小于预设的阈值)时，则判断该深度点为水泥胶结良好的深度点。
根据套管波能量E和所述E_FP计算该测量深度的随钻声波测井套管波相对幅度指数(LCBL)＝E/E_FP*100％；
根据套管波能量E和所述E_FP、E_BW计算该测量深度的随钻声波水泥胶结指数
一些示例性实施例中，步骤10包括：
针对待测固井的全部深度位置，依次执行步骤1-8，得到全部深度位置各自对应的固井质量参数；即，对于待测固井的全部深度范围内预设数量个不同深度的测量点，分别执行上述步骤1-8，得到对应的各深度的固井质量参数。
一些示例性实施例中，步骤8中，计算所述自由套管处(自由套管深度点)的套管波能量E_FP和水泥胶结良好的深度点的套管波能量E_BW，可以一次计算后多次使用。
根据全部深度位置和对应的固井质量参数绘制相应的固井质量参数曲线；
其中，根据全部深度位置和对应的随钻声波测井套管波相对幅度指数LCBL，绘制随钻声波测井套管波相对幅度指数LCBL曲线；根据全部深度位置和对应的随钻声波水泥胶结指数，绘制随钻声波水泥胶结指数曲线。一些示例性实施例中，固井质量参数曲线如图8第五列所示的曲线。
实施例效果
图8为采用本公开实施例方案的一些示例性实施例中计算的随钻声波固井质量评价成果曲线，为了验证处理结果，同时与SBT扇区水泥胶结测井仪测量结果进行了对比。图中第一道为原始随钻单极波形、采用本公开实施例方案的一些示例性实施例中计算的质量控制曲线QCWAVE及首波的波至点曲线ZERO，这两条曲线表明实际对波形计算时，搜索到正确的波形波至点。图中第二道为原始随钻声波波形变密度图，同时给出了首波第一个负峰的到时。图中第三道为采用时间慢度相关法计算的套管波的相关图及套管波时差曲线，由图可见，套管波的时差非常稳定，在57μs/ft左右。图中第四道为采用本专利方法计算的套管波能量幅值。图中第五道为采用本专利计算的随钻声波固井质量曲线LCBL及胶结指数曲线BONDINDEX，由图可见，410m～450m为自由套管段，450m～495m水泥胶结质量比较差，510m～520m水泥胶结质量一般，其他井段胶结质量良好。为了验证本公开实施例方案的数据处理方法的正确性，图中第六道给了SBT扇区水泥胶结测井仪测量的平均衰减曲线，由图可见，平均衰减曲线指示的水泥胶结质量与本公开实施例方案的计算的随钻声波固井质量评价曲线有很好的对应性。
可以看到，本公开所提供的固井质量确定方法，能够利用随钻声波测井仪测量到的数据，确定钻铤波和套管波微小的到时差异，并确定对应的套管波能量，进而确定相关固井质量参数，提升了固井质量参数计算结果的准确性。
实施例二
本公开实施例还提供一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，如图9所示，包括，
步骤901，获取随钻声波测井仪在设定的测量深度测量到的原始随钻声波单极波形；
步骤902，根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度；
步骤903，根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差；
步骤904，根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量；
步骤905，根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数，所述固井质量参数至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数、随钻声波水泥胶结指数。
一些示例性实施例中，所述根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度，包括：
设置钻铤波带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，根据所述原始随钻声波单极波形确定钻铤波的速度；
设置套管波的带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，根据所述原始随钻声波单极波形确定套管波的速度。
一些示例性实施例中，所述根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度，包括：
对所述原始随钻声波单极波形进行快速傅里叶变换FFT变换，确定频谱曲线；根据钻铤波的隔声阻带，分别确定套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间；
根据所述套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间分别对所述原始随钻声波单极波形进行滤波；
对滤波后的波形分别进行时间-慢度相关处理，确定所述钻铤波的速度和所述套管波的速度。
一些示例性实施例中，所述根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差，包括：
确定待测固井所处的地层的参数，所述参数包括：所述随钻声波测井仪的单极发射器距离第一接收器的距离、所述随钻声波测井仪的外径距离套管内壁的距离、泥浆声速；
将所述随钻声波测井仪的单极发射器距离第一接收器的距离设置为所述第一距离；
根据钻铤波传播路径和所述钻铤波速度，计算钻铤波在所述第一距离中的传播时间得到钻铤波传播时间；根据套管波传播路径、所述套管波速度和所述外径距离套管内壁的距离，计算套管波在所述第一距离中的传播时间得到套管波传播时间；
根据所述钻铤波传播时间和所述套管波传播时间，确定所述钻铤波和套管波的传播时间差。
一些示例性实施例中，所述根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量，包括：
确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述首波的波至点对应的时刻确定时间窗，所述时间窗作为套管波的能量积分区间；
根据所述能量积分区间确定该时间窗内的套管波能量。
一些示例性实施例中，所述根据所述能量积分区间确定该时间窗内的套管波能量，包括：
根据所述原始随钻声波单极波形任意时刻的信号幅度，计算该时间窗内的所述信号幅度的积分值得到该时间窗内的套管波能量。
一些示例性实施例中，所述确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点，包括：
采用能量比法确定所述的原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
或者，采用阈值法确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
或者，搜索所述原始随钻声波单极波形的首波的第一个负峰对应的到达时刻，根据首波的振动周期，确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点为第一个负峰到达时刻减去首波振动周期的一半对应的时刻。
一些示例性实施例中，所述根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数，包括：
在待测固井的当前测量深度，确定自由套管段的套管波能量和水泥胶良好的套管波能量；
根据所述套管波能量和所述自由套管段的套管波能量确定所述随钻声波测井套管波相对幅度指数；
根据所述套管波能量、所述自由套管段的套管波能量和所述水泥胶良好的套管波能量确定所述随钻声波水泥胶结指数。
实施例三
本公开实施例还提供一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，如图10所示，包括，
步骤101，在待测固井的深度范围内，选定预设数量的测量深度，在每一个测量深度分别执行上述固井质量的确定方法，确定对应测量深度的固井质量参数；
步骤102，根据待测固井的深度范围内的全部测量深度对应的固井质量参数，确定待测固井的固井质量参数曲线；
其中，所述固井质量参数曲线至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数曲线、随钻声波水泥胶结指数曲线。
一些示例性实施例中，预设数量的测量深度(深度位置、深度点)在所述待测固井的深度范围内均匀分布；或者，按照预设固定或可变深度间隔分布。
一些示例性实施例中，所述确定待测固井的固井质量参数曲线，包括：
根据待测固井的深度范围内全部预设数量的测量深度和对应的随钻声波测井套管波相对幅度指数，绘制待测固井的随钻声波测井套管波相对幅度指数LCBL曲线；根据待测固井的深度范围内全部预设数量的测量深度和对应的随钻声波水泥胶结指数，绘制随钻声波水泥胶结指数曲线。
实施例四
本公开实施例还提供一种固井质量的确定装置，应用于随钻声波测井仪，包括，
获取模块111，设置为获取随钻声波测井仪在设定的测量深度测量到的原始随钻声波单极波形；
速度确定模块112，设置为根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度；
时间差计算模块113，设置为根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差；
固井质量确定模块114，设置为根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量；根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数；
其中，所述固井质量参数至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数、随钻声波水泥胶结指数。
一些示例性实施例中，所述确定装置还包括，曲线绘制模块115；
所述曲线绘制模块115设置为，根据待测固井的深度范围内全部预设数量的测量深度的固井质量参数，确定待测固井的固井质量参数曲线。
一些示例性实施例中，所述曲线绘制模块115设置为，根据待测固井的深度范围内全部预设数量的测量深度和对应的随钻声波测井套管波相对幅度指数，绘制待测固井的随钻声波测井套管波相对幅度指数LCBL曲线；根据待测固井的深度范围内全部预设数量的测量深度和对应的随钻声波水泥胶结指数，绘制随钻声波水泥胶结指数曲线。
本公开实施例还提供一种电子装置，包括存储器和处理器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器被设置为运行所述计算机程序以执行上述任一一种固井质量的确定方法。
本公开实施例还提供一种存储介质，所述存储介质中存储有计算机程序，其中，所述计算机程序被设置为运行时执行上述任一固井质量的确定方法。
本领域普通技术人员可以理解，上文中所公开方法中的全部或某些步骤、系统、装置中的功能模块/单元可以被实施为软件、固件、硬件及其适当的组合。在硬件实施方式中，在以上描述中提及的功能模块/单元之间的划分不一定对应于物理组件的划分；例如，一个物理组件可以具有多个功能，或者一个功能或步骤可以由若干物理组件合作执行。某些组件或所有组件可以被实施为由处理器，如数字信号处理器或微处理器执行的软件，或者被实施为硬件，或者被实施为集成电路，如专用集成电路。这样的软件可以分布在计算机可读介质上，计算机可读介质可以包括计算机存储介质(或非暂时性介质)和通信介质(或暂时性介质)。如本领域普通技术人员公知的，术语计算机存储介质包括在用于存储信息(诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其他数据)的任何方法或技术中实施的易失性和非易失性、可移除和不可移除介质。计算机存储介质包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、闪存或其他存储器技术、CD-ROM、数字多功能盘(DVD)或其他光盘存储、磁盒、磁带、磁盘存储或其他磁存储装置、或者可以用于存储期望的信息并且可以被计算机访问的任何其他的介质。此外，本领域普通技术人员公知的是，通信介质通常包含计算机可读指令、数据结构、程序模块或者诸如载波或其他传输机制之类的调制数据信号中的其他数据，并且可包括任何信息递送介质。
Claims (7)
1.一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，其特征在于，包括，
获取随钻声波测井仪在设定的测量深度测量到的原始随钻声波单极波形；
根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度；
根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差；
根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量；
根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数，所述固井质量参数至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数、随钻声波水泥胶结指数；
其中，所述第一距离为所述随钻声波测井仪的单极发射器距离第一接收器的距离；
所述根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述原始随钻声波单极波形，确定对应时间窗内的套管波能量，包括：
确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
根据所述钻铤波和套管波的传播时间差和所述首波的波至点对应的时刻确定时间窗，所述时间窗作为套管波的能量积分区间；
根据所述原始随钻声波单极波形任意时刻的信号幅度，计算该时间窗内的所述信号幅度的积分值得到该时间窗内的套管波能量；
所述根据所述套管波能量确定当前测量深度的固井质量参数，包括：
在待测固井的当前测量深度，确定自由套管段的套管波能量和水泥胶良好的套管波能量；
根据所述套管波能量和所述自由套管段的套管波能量确定所述随钻声波测井套管波相对幅度；
根据所述套管波能量、所述自由套管段的套管波能量和所述水泥胶良好的套管波能量确定所述随钻声波水泥胶结指数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度，包括：
设置钻铤波带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，根据所述原始随钻声波单极波形确定钻铤波的速度；
设置套管波的带通滤波区间，采用时间-慢度相关分析法，根据所述原始随钻声波单极波形确定套管波的速度。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述根据所述原始随钻声波单极波形，确定钻铤波速度和套管波的速度，包括：
对所述原始随钻声波单极波形进行快速傅里叶变换FFT变换，确定频谱曲线；根据钻铤波的隔声阻带，分别确定套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间；
根据所述套管波和钻铤波各自的带通滤波频率区间分别对所述原始随钻声波单极波形进行滤波；
对滤波后的波形分别进行时间-慢度相关处理，确定所述钻铤波的速度和所述套管波的速度。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，
所述根据所述钻铤波速度、所述套管波的速度计算在第一距离中钻铤波和套管波的传播时间差，包括：
确定待测固井所处的地层的参数，所述参数包括：所述随钻声波测井仪的单极发射器距离第一接收器的距离、所述随钻声波测井仪的外径距离套管内壁的距离、泥浆声速；
根据钻铤波传播路径和所述钻铤波速度，计算钻铤波在所述第一距离中的传播时间得到钻铤波传播时间；根据套管波传播路径、所述套管波速度和所述外径距离套管内壁的距离，计算套管波在所述第一距离中的传播时间得到套管波传播时间；
根据所述钻铤波传播时间和所述套管波传播时间，确定所述钻铤波和套管波的传播时间差。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点，包括：
采用能量比法确定所述的原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
或者，采用阈值法确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点；
或者，搜索所述原始随钻声波单极波形的首波的第一个负峰对应的到达时刻，根据首波的振动周期，确定所述原始随钻声波单极波形的首波的波至点为第一个负峰到达时刻减去首波振动周期的一半对应的时刻。
6.一种固井质量的确定方法，应用于随钻声波测井仪，其特征在于，包括，
在待测固井的深度范围内，选定预设数量的测量深度，在每一个测量深度分别执行权利要求1至5任一项中所述的方法，确定对应测量深度的固井质量参数；
根据待测固井的深度范围内的全部测量深度对应的固井质量参数，确定对应的固井质量参数曲线；所述固井质量参数曲线至少包括以下之一：随钻声波测井套管波相对幅度指数曲线、随钻声波水泥胶结指数曲线。
7.一种电子装置，包括存储器和处理器，其特征在于，所述存储器中存储有用于进行固井质量确定的计算机程序，所述处理器被设置为读取并运行所述用于进行固井质量确定的计算机程序以执行权利要求1至5任一项中所述的方法。
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