CN114265118A - 一种用于海上随钻声波测井时差提取方法、装置及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及海上随钻声波测井技术领域，具体公开了一种用于海上随钻声波测井时差提取方法、装置及系统。该方法包括如下步骤：S1：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据所述随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；S2：对所述合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；S3：根据所述重构后阵列波形数据对海上目标工区地层波慢度进行识别提取。本发明的技术方案能压制钻铤波信号，可以准确获取钻井外地层的慢度特征，大幅度提高海上钻井外地层时差提取的准确性。
Description
技术领域
本发明涉及应用地球物理声学测井技术领域，尤其涉及用于海上随钻声波测井的方法、装置及系统。
背景技术
随钻测井是海上油气勘探开发和深水钻探的必备技术之一。然而，钻铤直达波会对地层波信号的提取造成干扰。为此，如何压制钻铤直达信号变得十分重要。Bose等人(Bose S,Valero H P,Dumont A.Semblance criterion modification to incorporatesignal energy threshold[C]//2009SEG Annual Meeting.OnePetro,2009.)研究了一种能量阈值法，根据钻铤波与地层波的波形能量设置阈值，进一步压制钻铤信号。然而，当隔声效果不好时，钻铤波能量通常要比地层波能量强，该方法不再适用。
发明内容
本发明要解决的技术问题是如何压制钻铤波信号，有效提取地层波信号，大幅度提高海上钻井外地层时差提取的准确性。
为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是一种海上随钻声波测井时差提取方法，所述方法可以包括以下步骤：
S1：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；
S2：对合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；
S3：根据重构后阵列波形数据对海上目标工区地层波慢度进行识别提取。
本发明所述方法的另一个实施例，上述步骤S1中，导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据(原始的随钻单极声波测井数据包)；针对不同类型的测量仪器，将随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将阵列波形数据进行合成；
其中，测量仪器的数据采集方式为单发多收模式，测量仪器具有多个接收器，用于同时在某个深度点记录多道波形；阵列波形数据为海上目标工区在测量井段不同深度下的阵列波形数据。
本发明所述方法的另一个实施例，上述步骤S2中，选定所述测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理；对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源；将测量仪器移动测量时不同声源在处理深度点处产生的虚拟声源进行叠加；将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置；对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在该处理深度点处产生的波场进行叠加得到该处理深度点处重构后的波形。
本发明所述方法的另一个实施例中，采用波形取窗函数对合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，波形取窗函数所依赖公式如下：
公式(1)中，N表示接收器的总数，R(t,n)表示接收器接收到的波形，t表示记录时间，n表示第n个接收器，W(t,n)为时间域窗口函数，时间域窗口函数在波形开始波动的区间值为1，非波形开始波动的区间值为0,
表示取窗后的第n个接收器的波形。
本发明所述方法的另一个实施例中，采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，虚拟声源构造函数所依赖公式如下；
公式(2)中，左侧为重构的虚拟声源场虚部，Ra、Rb为接收器，S为激发声源，k为波数，Im代表虚部，G代表格林函数，*代表对信号作复共轭处理，SC为声源所在位置，k为波数。
本发明所述方法的另一个实施例中，采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，波形回归函数依赖公式如下；
公式(3)中，G(Rb|S)Super代表恢复原地震记录位置的信号，Ra、Rb为接收器，
RC表示接收器所在位置，G代表格林函数，k为波数。
本发明所述方法的另一个实施例中，对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在处理深度点处产生的波场进行叠加得到处理深度点处重构后的波形，具体包括如下步骤:
采用公式(2)计算得到该处理深度点处的接收器位置与声源之间所有接收器位置处的虚拟声源场；
采用公式(3)将上步骤中不同位置的虚拟声源场进行重构到该处理深度点处；
将重构后的波场进行叠加，得到该处理深度点处的最终叠加重构波形。
本发明所述方法的另一个实施例，上述步骤S3中，采用二维慢度-时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到处理深度点处的二维慢度-时间相干图，二维慢度-时间相干函数为：
公式(4)中，slowness代表信号的慢度，n代表第n个接收器，R代表波形，N为接收器总个数，Σ代表叠加函数,T0和Tw代表处理开始窗口时间和窗长时间，d代表接受阵列之间的间距，ρ代表二维慢度-时间相干图；
将二维慢度-时间相干图对慢度进行投影，将不同深度的投影数据进行整合，得到不同深度的慢度相干图；
对不同深度的慢度相干图进行峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
为解决上述技术问题，本发明采用的另一个技术方案是：一种用于海上随钻声波测井时差提取装置，包括：
数据获取模块，用于导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；
波形重构模块，用于对合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；
慢度提取模块，用于根据重构后波形数据对所述海上目标工区地层波慢度进行识别提取。
本发明所述装置的另一个实施例中，数据获取模块包括：
数据导入单元，用于导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据；
数据解编单元，用于针对不同类型的测量仪器，将随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；
数据合成单元，用于依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将阵列波形数据进行合成。
本发明所述装置的另一个实施例中，波形重构模块包括：
波形取窗单元，用于选定测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，采用波形取窗函数对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，波形取窗函数如上述公式(1)所示；
虚拟声源构造单元，用于采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，虚拟声源构造函数如上述公式(2)所示；
第一叠加单元，用于将测量仪器移动测量时不同声源在处理深度点处产生的虚拟声源进行叠加；
波形回归单元，用于采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，波形回归函数如上述公式(3)所示；
第二叠加单元，用于对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在处理深度点处产生的波场进行叠加得到处理深度点处重构后的波形。
本发明所述装置的另一个实施例中，慢度提取模块包括：
二维慢度-时间相干单元，用于采用二维慢度-时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到处理深度点处的二维慢度-时间相干图，二维慢度-时间相干函数如上述公式(4)所示：
投影单元，用于将二维慢度-时间相干图对慢度进行投影，将不同深度的投影数据进行整合，得到不同深度的慢度相干图；
峰值提取单元，用于对不同深度的慢度相干图进行峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
为解决上述技术问题，本发明采用的再一个技术方案是：一种用于海上随钻声波测井时差提取系统，该系统包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意一个实施例所述方法的步骤。
本发明利用波形重建叠加来压制钻铤波，并提取地层波慢度，能大幅度提高海上钻井外地层时差提取的准确性，具有很好的应用前景。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本说明书中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
在附图中：
图1为本发明提供的一种用于海上随钻声波测井时差提取方法实施例的流程示意图；
图2为本发明提供的一个实施例中的海上随钻声波测井时差提取流程示意图；
图3为本说明书提供的一种用于海上随钻声波测井时差提取方法实施例与现有技术的结果对比示意图；
图4为本说明书提供的一种海上随钻声波测井时差提取装置实施例的模块结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明，以使本领域的技术人员可以更好地理解本发明并能予以实施，但所举实施例不作为对本发明的限定。基于说明书一个或多个实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本说明书实施例方案保护的范围。
具体的一个实施例如图1所示，本发明提供的一种用于海上随钻声波测井时差提取方法的一个实施例中，所述方法可以应用于时差提取数据处理设备，所述方法可以包括以下步骤：
S1：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；
S2：对合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；
S3：根据重构后阵列波形数据对海上目标工区地层波慢度进行识别提取。
在本发明实施例中，作为一个实施方式，上述步骤S1中，导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据(原始的随钻单极声波测井数据包)；针对不同类型的测量仪器，将随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将阵列波形数据进行合成。
在本发明实施例中，作为一个实施方式，其中，测量仪器的数据采集方式为单发多收模式，测量仪器具有多个接收器，可同时在某个深度点记录多道波形，阵列波形数据为海上目标工区在测量井段不同深度下的阵列波形数据(即声波数据是具有深度属性的)。
合成好的阵列波形数据如图3中第一道所示，该数据为实际随钻单极声波测井数据进行整编合成后形成的，井段深度为50m,从图中可以看出，接收波形中具有明显的直条状信号，该信号强度较大，为明显的钻铤直达信号，由于钻铤波的声传播速度要快于地层波速度，因此，地层波有用信号通常都在直达波后面，当两者速度较近时，地层波有用信号会淹没在直达干扰信号中，不利于提取地层波的慢度信息。
在本发明实施例中，作为一个实施方式，上述步骤S2中，选定测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理；对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源；将测量仪器移动测量时不同声源在该处理深度点处产生的虚拟声源进行叠加；将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置；对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在该处理深度点处产生的波场进行叠加得到该处理深度点处重构后的波形。
在一个优选实施方式中，采用波形取窗函数对合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，波形取窗函数所依赖公式如下：
公式(1)中，N表示接收器的总数，R(t,n)表示接收器接收到的波形，t表示记录时间，n表示第n个接收器，W(t,n)为时间域窗口函数，时间域窗口函数在我们所设置的有用区间值为1，其他区间的值为0,
表示取窗后的第n个接收器的波形。有用区间指的是波形开始波动的区间。
在一个优选实施方式中，采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，虚拟声源构造函数所依赖公式如下；
公式(2)中，左侧为重构的虚拟声源场虚部，Ra、Rb为接收器，S为激发声源，k为波数，Im代表虚部，G代表格林函数，*代表对信号作复共轭处理，SC为声源所在位置。
将测量仪器移动测量时不同声源在该处理深度点处产生虚拟声源进行叠加；由于测量是仪器在井内按照接收器间距持续移动测量，因此，在移动过程中会有持续的声源激励，并被该处理深度点处的接收器接收，通过叠加可以提高有用信号的信噪比。
在一个优选实施方式中，采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，波形回归函数依赖公式如下；
公式(3)中，G(Rb|S)Super代表恢复原地震记录位置的信号，Ra、Rb为接收器，
RC表示接收器所在位置，G代表格林函数，k为波数。
对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在该处理深度点处产生的波场进行叠加得到该处理深度点处重构后的波形，具体包括如下步骤：
采用公式(2)计算得到该处理深度点处的接收器位置与声源之间所有接收器位置处的虚拟声源场；
采用公式(3)将上步骤中不同位置的虚拟声源场进行重构到该处理深度点处；
将重构后的波场进行叠加，得到该处理深度点处的最终叠加重构波形。
在本发明实施例中，作为一个实施方式，上述步骤S3中，采用二维慢度-时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到该处理深度点处的二维慢度-时间相干图，二维慢度-时间相干函数依赖公式如下：
公式(4)中，slowness代表信号的慢度，n代表第n个接收器，R代表波形，N为接收器总个数，Σ代表叠加函数,T0和Tw代表处理开始窗口时间和窗长时间，d代表接受阵列之间的间距，ρ代表二维慢度-时间相干图；
将二维慢度-时间相干图对慢度进行投影，将不同深度的投影数据进行整合，得到不同深度的慢度相干图；
对不同深度的慢度相干图进行峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
基于本说明书上述实施例提供的方案，本说明书还提供一种具体场景示例，以说明本说明书各实施例提供的方案的实用性。图2表示本说明书提供的一个场景示例中的地层波慢度提取方法流程示意图。如图2所示，所述方法可以包括如下步骤：
第一步：获得阵列波形数据；
第二步：选定井段的起始深度与终止深度；
第三步：对处理深度点处波形进行滤波处理；
第四步：选定处理的起始、终止时间、处理窗长；
第五步：使用波形相似相关法进行慢度-时间相关处理；
第六步：将二维慢度-时间相干图对慢度进行投影；
第七步：将不同深度的投影数据进行整合；
第八步：峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
依据上述公式(4)时差提取流程进行了处理，处理结果在图3中第二道所示，从结果中可以看出，该井段的地层波慢度与钻铤波慢度十分接近，尤其是在上部20m处，钻铤波的影响更加明显。为了对比本方法的可靠性，采用能量压制的方法对图3中原始数据钻铤波进行了压制，结果在第三道中展示，可以看出，钻铤波的信号明显得到了压制，然而，对压制后的波形进行公式(4)所示的时差提取，结果在第四道中所示，可以看出尽管钻铤波的波形能量得到了减小，由于其相关性很高，在时差提取中未见到明显的改善效果。采用本发明方法进行时差的提取，结果在第五道所示，可以看出，钻铤直达信号的时差得到了很好的压制，地层有用信号得到了有效的提取。
基于上述的一种用于海上随钻声波测井时差提取方法，本说明书一个或多个实施例还提供一种用于海上随钻声波测井时差提取装置。所述的装置可以包括使用了本说明书实施例所述方法的系统、软件(应用)、模块、组件、服务器等并结合必要的实施硬件的装置。基于同一创新构思，本说明书实施例提供的一个或多个实施例中的装置如下面的实施例所述。由于装置解决问题的实现方案与方法相似，因此本说明书实施例具体的装置的实施可以参见前述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
具体的，图4表示本说明书提供的一种用于海上随钻声波测井时差提取装置实施例的模块结构示意图，如图4所示，所述装置可以包括：
数据获取模块，用于导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；
波形重构模块，用于对合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；
慢度提取模块，用于根据重构后波形数据对海上目标工区地层波慢度进行识别提取。
本发明的另一些实施例中，数据获取模块包括：
数据导入单元，用于导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据；
数据解编单元，用于针对不同类型的测量仪器，将随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；
数据合成单元，用于依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将阵列波形数据进行合成。
本发明的另一些实施例中，波形重构模块包括：
波形取窗单元，用于选定测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，采用波形取窗函数对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，波形取窗函数如上述公式(1)所示；
虚拟声源构造单元，用于采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，虚拟声源构造函数如上述公式(2)所示；
第一叠加单元，用于将测量仪器移动测量时不同声源在该处理深度点处产生虚拟声源进行叠加；
波形回归单元，用于采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，波形回归函数如上述公式(3)所示；
第二叠加单元，用于对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在该处理深度点处产生的波场进行叠加得到该处理深度点处重构后的波形。
本发明的另一些实施例中，慢度提取模块包括：
二维慢度-时间相干单元，用于采用二维慢度-时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到该处理深度点处的二维慢度-时间相干图，二维慢度-时间相干函数如上述公式(4)所示；
投影单元，用于将二维慢度-时间相干图对慢度进行投影，将不同深度的投影数据进行整合，得到不同深度的慢度相干图；
峰值提取单元，用于对不同深度的慢度相干图进行峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
本说明书提供的上述实施例所述的方法或装置可以通过计算机程序实现业务逻辑并记录在存储介质上，所述的存储介质可以计算机读取并执行，实现本说明书实施例所描述方案的效果。因此，本说明书还提供一种用于海上随钻声波测井时差提取系统，包括处理器及存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括上述任意一个实施例所述方法的步骤。
所述存储介质可以包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。所述存储介质有可以包括：利用电能方式存储信息的装置如，各式存储器，如RAM、ROM等；利用磁能方式存储信息的装置如，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、U盘；利用光学方式存储信息的装置如，CD或DVD。当然，还有其他方式的可读存储介质，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。
需要说明的，上述所述的设备根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
以上所述实施例仅是为充分说明本发明而所举的较佳的实施例，本发明的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本发明基础上所作的等同替代或变换，均在本发明的保护范围之内。本发明的保护范围以权利要求书为准。
Claims (13)
1.一种用于海上随钻声波测井时差提取方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1：导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据所述随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；
S2：对所述合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；
S3：根据所述重构后阵列波形数据对所述海上目标工区地层波慢度进行识别提取。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S1包括如下步骤：
导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据；
针对不同类型的测量仪器，将所述随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；
依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将所述阵列波形数据进行合成；
其中，所述测量仪器的数据采集方式为单发多收模式，所述测量仪器具有多个接收器，用于同时在某个深度点记录多道波形；所述阵列波形数据为所述海上目标工区在测量井段不同深度下的阵列波形数据。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤S2包括如下步骤：
选定所述测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理；
对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源；
将所述测量仪器移动测量时不同声源在所述处理深度点处产生的虚拟声源进行叠加；
将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置；
对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在该处理深度点处产生的波场进行叠加得到该处理深度点处重构后的波形。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，采用波形取窗函数对所述合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，所述波形取窗函数为：
公式(1)中，N表示接收器的总数，R(t,n)表示接收器接收到的波形，t表示记录时间，n表示第n个接收器，W(t,n)为时间域窗口函数，时间域窗口函数在波形开始波动的区间值为1，非波形开始波动的区间值为0,
表示取窗后的第n个接收器的波形。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，所述虚拟声源构造函数为；
公式(2)中，左侧为重构的虚拟声源场虚部，Ra、Rb为接收器，S为激发声源，k为波数，Im代表虚部，G代表格林函数，*代表对信号作复共轭处理，SC为声源所在位置，k为波数。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，所述波形回归函数为：
公式(3)中，G(Rb|S)Super代表恢复原地震记录位置的信号，Ra、Rb为接收器，
RC表示接收器所在位置，G代表格林函数，k为波数。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在所述处理深度点处产生的波场进行叠加得到所述处理深度点处重构后的波形，包括如下步骤:
采用公式(2)计算得到该处理深度点处的接收器位置与声源之间所有接收器位置处的虚拟声源场；
采用公式(3)将上步骤中不同位置的虚拟声源场进行重构到该处理深度点处；
将重构后的波场进行叠加，得到该处理深度点处的最终叠加重构波形。
8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤S3包括如下步骤：
采用二维慢度-时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到所述处理深度点处的二维慢度-时间相干图，所述二维慢度-时间相干函数为：
公式(4)中，slowness代表信号的慢度，n代表第n个接收器，R代表波形，N为接收器总个数，Σ代表叠加函数,T0和Tw代表处理开始窗口时间和窗长时间，d代表接受阵列之间的间距，ρ代表二维慢度-时间相干图；
将所述二维慢度-时间相干图对慢度进行投影，将不同深度的投影数据进行整合，得到不同深度的慢度相干图；
对所述不同深度的慢度相干图进行峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
9.一种用于海上随钻声波测井时差提取装置，其特征在于，包括：
数据获取模块，用于导入海上目标工区的随钻单极声波测井数据，根据所述随钻单极声波测井数据获取合成的阵列波形数据；
波形重构模块，用于对所述合成的阵列波形数据进行波形重构，获取重构后阵列波形数据；
慢度提取模块，用于根据所述重构后波形数据对所述海上目标工区地层波慢度进行识别提取。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述数据获取模块包括：
数据导入单元，用于导入海上目标工区的所述随钻单极声波测井数据；
数据解编单元，用于针对不同类型的测量仪器，将所述随钻单极声波测井数据进行解编，形成阵列波形数据；
数据合成单元，用于依据解编后的增益曲线和延迟曲线，将所述阵列波形数据进行合成。
11.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述波形重构模块包括：
波形取窗单元，用于选定测量井段的起始深度和终止深度，将起始深度和终止深度中的某一点设定为处理深度点，采用波形取窗函数对处理深度点处合成的阵列波形数据进行时间取窗预处理，所述波形取窗函数为：
公式(1)中，N表示接收器的总数，R(t,n)表示接收器接收到的波形，t表示记录时间，n表示第n个接收器，W(t,n)为时间域窗口函数，时间域窗口函数在波形开始波动的区间值为1，非波形开始波动的区间值为0,
表示取窗后的第n个接收器的波形；
虚拟声源构造单元，用于采用虚拟声源构造函数对接收器中某两道接收波形互相关构造虚拟声源，所述虚拟声源构造函数为：
公式(2)中，左侧为重构的虚拟声源场虚部，Ra、Rb为接收器，S为激发声源，k为波数，Im代表虚部，G代表格林函数，*代表对信号作复共轭处理，SC为声源所在位置，k为波数；
第一叠加单元，用于将所述测量仪器移动测量时不同声源在所述处理深度点处产生的虚拟声源进行叠加；
波形回归单元，用于采用波形回归函数将虚拟声源场恢复到原始的地震记录位置，所述波形回归函数为：
公式(3)中，G(Rb|S)Super代表恢复原地震记录位置的信号，Ra、Rb为接收器，
RC表示接收器所在位置，G代表格林函数，k为波数；
第二叠加单元，用于对声源与该处理深度点处的接收器位置之间的所有剩余接收器在所述处理深度点处产生的波场进行叠加得到所述处理深度点处重构后的波形。
12.根据权利要求11所述的装置，其特征在于，所述慢度提取模块包括：
二维慢度-时间相干单元，用于采用二维慢度-时间相干函数对重构后波形数据进行时间域内的处理，得到该处理深度点处的二维慢度-时间相干图，所述二维慢度-时间相干函数为：
公式(4)中，slowness代表信号的慢度，n代表第n个接收器，R代表波形，N为接收器总个数，Σ代表叠加函数,T0和Tw代表处理开始窗口时间和窗长时间，d代表接受阵列之间的间距，ρ代表二维慢度-时间相干图；
投影单元，用于将所述二维慢度-时间相干图对慢度进行投影，将不同深度的投影数据进行整合，得到不同深度的慢度相干图；
峰值提取单元，用于对所述不同深度的慢度相干图进行峰值提取得到不同深度下的地层波慢度值。
13.一种用于海上随钻声波测井时差提取系统，其特征在于，所述系统包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现所述权利要求1-8任一项所述方法的步骤。
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| CN202111477365.XA CN114265118A (zh) | 2021-12-06 | 2021-12-06 | 一种用于海上随钻声波测井时差提取方法、装置及系统 |
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| CN116591667A (zh) * | 2023-07-19 | 2023-08-15 | 中国海洋大学 | 高信噪比高分辨阵列声波速度提取方法、装置和设备 |
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