CN115951408A

CN115951408A - 地下地层的声波探测的慢度提取方法、装置、介质及设备

Info

Publication number: CN115951408A
Application number: CN202310003611.0A
Authority: CN
Inventors: 吴彩虹; 陈波; 王浩; 王东; 龚曙晖; 张�雄; 曹旭
Original assignee: Shanghai Investigation Design and Research Institute Co Ltd SIDRI
Current assignee: Shanghai Investigation Design and Research Institute Co Ltd SIDRI
Priority date: 2023-01-03
Filing date: 2023-01-03
Publication date: 2023-04-11

Abstract

本申请提供一种地下地层的声波探测的慢度提取方法，包括选取第一位置和多个第二位置，在所述第一位置处发射声波，在每个所述第二位置处接收声波，并记录每个所述第二位置处接收的声波波形数据；建立对应的多个慢度模型；计算出每个慢度模型至每个第二位置的传播时间；将计算出的所有慢度模型的传播时间以数集形式存储并定义为备选时间集；在所述声波波形数据中提取至少两种波形分量，从备选时间集中匹配出与每种波形分量最大相关系数的匹配慢度模型，根据确定出的匹配慢度模型估算出每个波形分量的慢度值，再根据至少两个波形分量的慢度值估算地下地层的声波慢度值。本慢度提取方法具备慢度估算精度高和可靠的特点。

Description

地下地层的声波探测的慢度提取方法、装置、介质及设备

技术领域

本申请涉及声波探测技术领域，具体而言，涉及一种地下地层的声波探测的慢度提取方法、装置、介质及设备。

背景技术

声波测井技术是一种使用声波测井仪器在地下浅表地层中(井孔)进行测量的技术。该技术中包括有电缆声波测井仪和随钻声波测井仪等声波测井仪器。声波测井仪器通常被放置在海底浅表地层(例如钻孔)中，其包含用于发射声波信号的发射换能器和用于接收声波信号的声波接收换能器；声波发射后在海底浅表地层中传播，然后被接收换能器记录；记录的声波数据经过处理可用于估算海底浅表表地层介质不同深度位置的声波慢度(即声速的倒数)，单位是微秒/米，这个声波慢度数据可用于表征海底浅表地层的物理性质，如地层土工性质和结构特征等。

目前处理记录的声波数据并获取慢度的方法主要为运动检测法和慢度-时间相干(STC)法。其中运动检测法主要是在单一波形的基础上实现的。具体处理的过程为：首先定义一个时间窗口来提取目标声波波形，然后计算目标波形的纵波(P波)分量到达时间，该方法的缺点之一，由于这种计算是基于波形能量变化的，其对不需要的，提前到达的其他声波信号高度敏感，因此，这种处理方法可能导致到达时间的错误检测；缺点之二，运动检测算法都要依赖一个P波分量的到达时间(即只能针对单一波分量)，存在局限性。STC法虽然可以同时用于多个波分量，例如P波和横波(S波)。但其实现过程需要针对声波测井仪上，以固定间距放置的接收换能器接收到的多个声波分量进行比较分析，通过多个接收波形之间的相似性分析，并结合接收换能器的固定间距，获取慢度结果。该慢度结果受接收的波形数据质量的影响很大，当记录的到达模式波质量较差时，慢度的估算结果就不够准确。尤其是海底浅表层介质，由于其较为疏松，井孔条件也差，很多情况下，数据质量并不是很好，导致单纯依赖STC法进行慢度的估算精度较差。

发明内容

本申请实施例的目的在于提供一种地下地层的声波探测的慢度提取方法、装置、介质及设备，其将信息标准算法(如STA/LTA、AIC或BIC)与基于光线跟踪的正演建模方法相结合，实现了共炮集基础上的模型数据与实测数据之间的最佳匹配，具备慢度估算精度高和可靠的特点。

第一方面，提供了一种地下地层的声波探测的慢度提取方法，包括：

选取第一位置和多个第二位置，在所述第一位置处发射声波，在每个所述第二位置处接收声波，并记录每个所述第二位置处接收的声波波形数据；

依据第一位置和多个第二位置之间预演的地质特点以及声波的传输方式，建立对应的多个慢度模型；

计算出每个慢度模型从第一位置至每个第二位置的传播时间；将计算出的所有慢度模型的传播时间以数集形式存储并定义为备选时间集；

在所述声波波形数据中提取至少两种波形分量，计算所述至少两种波形分量到达每个第二位置处的实际传播时间；从备选时间集中匹配出与每种波形分量最大相关系数的匹配慢度模型，根据确定出的匹配慢度模型估算出每个波形分量的慢度值，再根据至少两个波形分量的慢度值估算地下地层的声波慢度值。

在一种实施方案中，还包括利用每个波形分量的慢度值更新修正备选时间集。

在一种实施方案中，所述计算所述至少两种波形分量到达第二位置处的实际传播时间包括：

依据每种波形分量的波形特点配置目标函数；

通过目标函数非线性Radon变换计算出每种波形分量到达第二位置处的实际传播时间。

在一种实施方案中，所述计算出每个慢度模型从第一位置至第二位置的传播时间包括利用如下公式正演模拟计算出：

其中，m为慢度模型S_m的编号；T(d)为第一位置信息；R(d_n)为第二位置信息；E_j为能量模式。

在一种实施方案中，所述波形分量包括P波分量、S波分量、斯通利波分量、流体波分量和瑞利波分量。

在一种实施方案中，所述目标函数包括STA/LTA算法、AIC算法、BIC算法和高阶统计算法中至少一个。

在一种实施方案中，所述在所述声波波形数据中提取至少两种波形分量包括：

对所述声波波形数据预处理后提取至少两种波形分量，所述预处理包括低频滤波处理提取斯通利波分量，高通滤波处理提取瑞利波分量和振幅滤波处理提取P波分量。

在一种实施方案中，所述根据确定出的匹配慢度模型估算出每个波形分量的慢度值还包括：

使用时延技术对匹配慢度模型进行时间拾取，根据拾取数据估算出每个波形分量的慢度值。

在一种实施方案中，所述依据第一位置和第二位置之间预演的地质特点包括：

依据第一位置和第二位置之间预演的介质的层数及地质单元的种类。

第二方面，本申请还提供一种地下地层的声波探测的慢度提取装置，包括：

选取模块，用于选取第一位置和第二位置，在所述第一位置处发射声波，在所述第二位置处接收声波；

记录模块，用于记录所述第二位置处接收的声波波形数据；

建立慢度模型模块，用于依据第一位置和第二位置之间预演的地质特点以及声波的传输方式，建立对应的慢度模型；

建立备选时间集模块，用于计算出每个慢度模型从第一位置至第二位置的传播时间；将计算出的所有慢度模型的传播时间以数集形式存储并定义为备选时间集；

提取计算模块，用于在所述声波波形数据中提取至少两种波形分量，计算所述至少两种波形分量到达第二位置处的实际传播时间；

处理模块，用于从备选时间集中匹配出与每种波形分量最大相关系数的匹配慢度模型，根据确定出的匹配慢度模型估算出每个波形分量的慢度值，再根据至少两个波形分量的慢度值估算地下地层的声波慢度值。

第三方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如第一方面中任意一种实施方案所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法。

第四方面，还提供一种电子设备，包括：

存储器，被配置为用于存储所述处理器可执行指令；

处理器，与所述储存器联接，所述处理器被配置为执行如第一方面中任意一种实施方案所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法。

本申请中的地下地层的声波探测的慢度提取方法具有的有益效果：

1、该方法可用于处理具有多种接收换能器配置的声波测井仪的数据，声波接收换能器不需要有固定间隔的限制。

2、本申请采取的声波慢度的方法，不仅可用于单极子数据处理，也可以用于基于电缆声波测井以及随钻声波测井(LWD)仪器的偶极子数据处理；本专利描述的慢度计算方法，也适用于声波测井数据的现场数据处理和后处理。

3、本慢度计算方法将信息标准算法(如STA/LTA、AIC或BIC)与基于光线跟踪的正演建模方法相结合，实现了共炮集基础上的模型数据与实测数据之间的最佳匹配；此外，该方法还可以同时进行多个能量模式的数据处理。

4、本慢度计算方法从海底浅表层介质中的多个慢度模型中获得行程时间，从而确保了计算得到的行程时间与慢度模型得到的形成时间的一致性，这为计算声波慢度提供了一种更稳健的方法，并减少了因到达时间的错误检测带来的影响，而且大大减少了用户对计算的行程时间或慢度计算的干预。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

图1为根据本申请实施例示出的一种电缆声波测井仪的结构示意图；

图2为根据本申请实施例示出的一种声波测井过程的地层模型示意图；

图3为根据本申请实施例示出的一种地下地层声波探测的慢度提取方法的流程图。

110、声波测井仪；112、电缆；120、滑轮；121、井架；122、钻孔；130、发射换能器；131、地下地层；140、接收换能器；141、第一接收换能器；142、第二接收换能器；143、第三接收换能器；150、地面设备；200、地质单元；210、第一地质单元；220、第二地质单元；230、第三地质单元；240、第四地质单元。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

声波测井技术常被用于评价海底浅表地层的特性，例如海底沉积物土工特性等。本发明涉及一种地下地层声波探测的慢度提取方法，具体通过对测井数据处理分析获取慢度值。可以用于海底浅表层地下介质声波测井数据的处理分析，用于海底浅表层介质钻孔周围地层的声波慢度计算。慢度参数可用于识别钻孔中存在的流体和气体赋存情况；此外，慢度参数还可用于计算岩石或钻孔周围其他介质的孔隙度，表征岩石的各向异性特征和地质力学特性等。如，可用来来表征海底浅表层介质的各种物理特性(岩石物理、地球物理、土工特性、结构特征等)。另外，慢度参数还可用于建立基于钻孔的时间/深度关系，将钻孔采集的地震数据转换为深度数据，形成钻孔属性地质剖面图。本发明中的海底浅表地下地层介质可以是天然地层或人工地层，主要是指存在于海洋下方地理区域内的地质地层。在本发明的实施例中，海底浅表层地质区域不仅仅包括钻孔区域和紧邻钻孔周围区域，还包括了影响或可能影响钻孔的其他任何区域。

图1为根据本申请实施例示出的一种电缆声波测井仪的结构示意图。参见图1，声波测井仪110悬挂在铠装电缆112上，并需配备扶正器保证仪器的居中布置在钻孔122内。电缆112沿着钻孔122向上延伸，越过井架121上的滑轮120，连接到地面设备150的绞车上。其中钻孔122穿过地下地层131，钻孔122中可填充钻井液和泥浆。绞车上可装配深度测量装置，完成滑轮120上方电缆位移和钻孔122中声波测井仪110深度的测量。声波测井仪110中包括发射换能器，用来产生声波测井仪110的主体声波发射信号。声波测井仪110内包括多个接收换能器，接收换能器的处理电路完成声波波形数据采集和数字化处理，然后通过电缆112将数据信号向地面进行传输，将数据信号传输给地面设备150。地面设备150控制声波测井仪110供电和整个采集过程，并通过电缆112下发采集控制指令至声波测井仪110的内置电路。

具体地，声波测井仪的发射换能器作为声波发射激励源，频率范围为0.8kHz～20kHz。发射声源是一种正弦振荡波。发射换能器可包括单极子发射换能器和偶极子发射换能器。对于单极发射换能器，声波的能量在远离中心位置的每个方向上均匀发射。而偶极发射换能器是在特定的方向上发射(X方向和Y方向)。发射的声波信号穿过地下地层后，由不同深度位置的接收换能器接收和记录。

图2为根据本申请实施例示出的一种声波测井过程的地层模型示意图。参见图2，地层模型是一种三层介质的海底浅表层钻孔环境下。其是包含四个地质单元200的慢度模型，其中，第一地质单元210对应于钻孔本身，包括流体。剩余地质单元220-240对应海底浅表层钻孔周围地下介质。利用慢度模型，根据射线追踪技术，发射换能器130发射的声波通过第一地质单元210传播，然后在第二地质单元220的水平方向上被钻孔壁反射，或在第一地质单元210和第三地质单元230之间的界面沿钻孔壁传播，最后，在到达其中一个接收换能器140(第一接收换能器141、第二接收换能器142和第三接收换能器143)之前，将再次通过第一地质单元210传播到第一接收换能器141至第三接收换能器143。即声波信号传播过程主要为先是在钻孔传播(钻孔中存在的流体或钻孔的空白区域)和在钻孔壁上反射后或沿钻孔壁传播。然后通过钻孔壁折射后传播，以及在海底浅表层的固体介质中传播。基于上述多种传播过程，接收换能器接收和记录的声波将包括多种不同类型的模式波，即波形分量，这种模式波和声波的具体传播路径相关。一般地，接收到的模式波包括P波分量、S波分量、斯通利波分量、流体波分量、瑞利波分量等。对于特定的海底浅表层地层介质(如岩石、井孔流体)，这些模式波分量都具有特定的传播速度。其中，P波分量的振动方向与传播方向一致。S波分量的振动方向与波的传播方向垂直。斯通利波沿着固体/流体界面进行传播，即沿着充满流体的钻孔壁进行传播。瑞利波沿着固体介质表面附近进行传播(表面波)，流体波在钻孔的流体中进行传播(一种纵波)。

对于给定的地质单元，声波在地质单元传播过程中，基于特定的声波分量(模式波)和恒定慢度的慢度模型，可根据给定地质单元相关的慢度值和给定地质单元内传播路径的长度，计算给定地质单元中声波分量的旅行时间。根据传播路径的不同，将不同地质单元中的不同传播时间相加，即可计算给定位置的发射换能器和给定位置的接收换能器之间，给定声波分量的传播时间。

其中，慢度模型是指声波通过地下地层进行传播的模型，慢度模型用于计算海底浅表层介质的慢度，其可用于预测声波通过地下各层地层中多个模式波分量的传播时间。一般地，慢度模型可定义为某一个地质单元中特定能量模式/波分量声波传播的恒定慢度值。在接下来的描述中，可以为单个能量模式定义慢度模型，也可以为多个能量模式/波分量定义多个慢度模型。地质单元可能对应于海底浅表层介质的体积面积，例如，每个地质单元可对应为特定的地质地层或区域。对于每个地质单元的慢度模型和每个能量模式，慢度值都可以被关联并存储。对于每个慢度模型可以使用射线追踪法来模拟地下地层多个地质单元中声波的传播路径。声波激励触发的时间可用作时间参考，并可设置为零。

第一方面，基于海底浅表层介质和声波测井技术，本申请提供一种地下地层声波探测的慢度提取方法。参照图3，本申请中的慢度提取方法包括如下步骤：

选取第一位置和多个第二位置，在所述第一位置处发射声波，在每个所述第二位置处接收声波，例如，第一位置处设发射换能器发射声波，第二位置处设接收换能器接收声波，并记录每个所述第二位置处接收的声波波形数据；

在一种实施情况下，第一位置和多个第二位置可在一维(1D)空间中定义，即测井仪器的发射换能器和接收换能器布置在一个直线上，两者可以垂直放置在钻孔中。此时，发射换能器或接收换能器的位置可定义为深度值d。假设测井仪器包括一个发射换能器和4个接收换能器，可以将发射换能器的位置标记为T(d)，其中d是发射换能器的深度，类似地，接收换能器的位置标记为R(dn)，其中n是从1到4，因此，位置R(dn)处的接收换能器与位置T(d)处的发射换能器之间的距离TR＝|dn-d|。每个接收换能器记录至少一个记录为wfn的波形。例如，波形数据可包括表示单极子P波和S波、偶极子弯曲波或单极斯通利波的数据。波形数据可通过电缆测井仪器获得，可包括单极子波形数据、偶极子波形数据、四极子波形数据、伪瑞利波形数据和斯通利波形数据。

依据第一位置和多个第二位置之间预演的地质特点以及声波的传输方式，建立对应的多个慢度模型；地下地层对应几个慢度模型，每个慢度模型可定义一组具有恒定慢度值的地质单元。

即每个慢度模型均对应的一组传播时间，利用声波的能量模式和多个接收换能器位置，即可计算一组传播时间。每个慢度模型均对应各自的能量模式Ej，与每个可能的能量模式的地质单元相关联的慢度值可存储在数据库中。能量模式指数j＝1至3，其与每个能量模式相关。选择三个能量模式E1至E3，分别对应于三个声波分量：P波分量、S波分量和斯通利波分量。模型指数m＝1到m，其与每个慢度模型Sm相关联，例如，选择m＝10个慢度模型。给定的慢度模型，按照第一位置处发射换能器位置，可计算在每个第二位置处接收换能器位置的行程时间。即对于选定的慢度模型，对应于一个能量模式和测井仪上一个第二位置，可计算一组行程时间。将计算出的所有慢度模型至每个第二位置处的传播时间以数集形式存储并定义为备选时间集，从而获取一系列慢度模型的传播时间。对于每个慢度模型，可获得一组N×P传播时间，其中N是第二位置接收换能器的数目，P是选择的能量模式Ej的数目。具体计算处理数据过程为：可从数据库中读取或获取多个声波波形。选择多个能量模式，所选能量模式的数量记为P，例如，当P＝3，表示选择三个能量模式E1、E2、E3，分别对应P波、S波和斯通利波。用于慢度估计的所选能量模式和相应的声波分量，与正演建模中选择的能量模式/声波分量或其子集对应。可通过手动操作执行，也可以从正演建模中选择，实现自动执行。当能量模式的数量P＝1时，表示P波单极子数据的慢度估计或S波偶极子数据的慢度估计。

在上述实施过程中，多个接收换能器接收发射声波，并形成多个声波组合模式的波形数据。一个慢度模型表示在一种声波模式下的一个慢度单元，通过计算每个慢度模型的一组传播时间，选择一种模式声波的波形计算方法，对波形数据进行处理，并参考多个接收换能器位置，利用最佳搜索算法，将传播时间集与记录的声波波形进行拟合匹配，最终，获得海底浅表地层的声波慢度。具备较高的精度和可靠性。通过处理具有多种接收换能器配置的声波测井仪的数据，其中，声波接收换能器不需要有固定间隔的限制。本申请的声波慢度提取方法，不仅可用于单极子数据处理，也可以用于基于电缆声波测井以及随钻声波测井(LWD)仪器的偶极子数据处理。也适用于声波测井数据的现场数据处理和后处理。本方法中由于处理中采用了非线性Radon变换，本专利所述的慢度计算方法将信息标准算法(如STA/LTA、AIC或BIC)与基于光线跟踪的正演建模方法相结合，实现了共炮集基础上的模型数据与实测数据之间的最佳匹配。此外，该方法还可以同时进行多个能量模式的数据处理。该方法从海底浅表层介质中的多个慢度模型中获得行程时间，从而确保了计算得到的行程时间与慢度模型得到的形成时间的一致性，这为计算声波慢度提供了一种更稳健的方法。并且可以减少因到达时间的错误检测带来的影响，而且大大减少了用户对计算的行程时间或慢度计算的干预。

在一种实施方案中，还包括利用每个波形分量的慢度值更新修正备选时间集。即当利用基于接收换能器记录的波形数据获得的慢度结果以及利用基于接收换能器新记录的第二波形数据，计算地下地层慢度值时，可更新备选行程时间，来不断更新正演建模过程

在一种实施方案中，计算所述至少两种波形分量到达第二位置处的实际传播时间包括：

依据每种波形分量的波形特点配置目标函数；

目标函数是给定慢度模型的一组备选传播时间，其是一个或多个接收换能器记录的一组波形的函数，这个目标函数可用来生成给定慢度模型的相关系数。目标函数的目的是通过设计提供一种数值计算的工具，用于自动识别哪个慢度模型与哪组记录波形最为匹配。利用给定的慢度模型，计算备选传播时间，并与记录的波形数据进行比较，即可生成模型相关性系数。该相关性系数是一个全局系数，代表了该慢度模型的相关性水平。目标函数的配置，需要考虑到由声波测井仪上的各个接收换能器记录的波形和各种能量模式；与单一波形和单一能量模式的波形算法相比，该种基于目标函数的对到达时间的检测提取方法则更加稳健。

在一种实施例中，目标函数可采用非线性Radon变换，利用一个或多个波形的算法计算，进行波形属性的分析。目标函数是一种基于一个或多个波形基础运行的操作算法，其可应用于通过单个记录的波形数据，得到计算结果值，这个计算结果表示，在给定接收换能器和给定能量模式下，给定备选传播时间的相关性系数(时间相关性系数)。在选择波形处理运算算法时，行程时间相关性表示该备选传播时间是最佳的。通过目标函数，也可将行程时间相关性系数进行数学运算组合，即可采用和、加权和、乘法、加权乘法或其他数学函数，生成慢度模型的相关性系数。目标函数和波形算法的示例如下所述：

在一种实施方案中，所述目标函数包括STA/LTA算法、AIC算法、BIC算法和高阶统计算法中至少一个。即波形算法通常采用基于“短期平均/长期平均”(以下简称STA/LTA)运算、“Akaike信息准则”(以下简称AIC)、“Bayes信息准则”(以下简称BIC)或高阶统计等算法。其中，STA/LTA运算可以进行希尔伯特包络或平方波形幅度运算，STA/LTA算法被广泛用于地震学数据处理中，常用于计算P波和S波的到达时间，公式如下：

其中，t是传播时间，sw和lw是传播时间t的时间窗口，ε是用于稳定分割过程的小实数，u是表示时间的变量。

利用STA/LTA算法获得的最大时间值t，是期望能量模式波的到达时间，STA/LTA函数在该时间值周围内将出现峰值，根据上述公式，利用给定传播时间t定义的时间窗口[t-lw，t+sw]相对应的记录声波波形，即可获得计算结果。

利用AIC算法可用于检测记录波形的变化，当检测到变化时，AIC算法的输出结果将显著增加，而这种显著的变化显著变化通常与第一能量模式的到达时间有关，其代表了P波分量的到达时间，公式如下：

其中，K_n是系数n的接收换能器的比例因子，通常情况下，此比例因子可以设置为1。Op是一种适用于输入波形(例如AIC、BIC、STA/LTA)的波形运算算法。传播时间的波形运算符Op与接收换能器R(dn)位置d对应。类似地，

是基于波形运算符Op的能量模式E1至Ep的慢度模型S_m的模型相关性系数。

在一种实施方案中，当选择STA/LTA作为波形运算时，可利用如下公式：

当选择AIC作为CSM的波形运算时，可得到CSMAIC的如下表达式：

在一个或多个实施例中，目标函数被称为GSTC函数(GSTC，用于一般慢度-时间相关性)，可由以下等式公式定义：

式中：T_w是用于提取部分波形的窗口长度。

在给定的附加条件下，GSTC函数等效于STC运算符：在p＝1，所有接收换能器在声波仪器中有固定的间隔(间距)，折射模型用于正演模拟的射线追踪。

对于所选接收换能器所在的钻孔部分，假设慢度模型值是恒定的，具体公式如下：

根据目标函数的定义，声波测井仪器接收换能器之间的间距不再是一个约束条件。由于可同时考虑不同的传播模式，因此，其对于声波波传播模式也没有限制。此外，目标函数也适用于多种类型的慢度模型，即当接收换能器所在的钻孔地层没有恒定的慢度时，也可以使用这种方法。而且，这种方法还可同时兼顾不同能量模式的不同到达时间，减少因错误行程时间的计算导致的风险，例如可综合考虑P波、S波和斯通利波的到达时间，来降低P波到达时间检测带来的错误。最后，基于目标函数的方法，还可以对接收换能器记录的波形进行全局分析(多组接收阵列)，而不仅仅只能对单个波形进行分析。

在一种实施方案中，计算出每个慢度模型从第一位置至第二位置的传播时间包括利用如下公式正演模拟计算出：

在一种实施方案中，波形分量，即接收到的模式波，包括P波分量、S波分量、斯通利波分量、流体波分量和瑞利波分量。这些波形分量的模式波都具有特定的传播速度。

在一种实施方案中，在所述声波波形数据中提取至少两种波形分量包括：

对所述声波波形数据预处理后提取至少两种波形分量，为了提高慢度估计方法的性能，需要对声波波形数据进行预处理，所述预处理包括低频滤波处理提取斯通利波分量，高通滤波处理提取瑞利波分量和振幅滤波处理提取P波分量。这种预处理操作是可选的。每个波形分量均具有特定的特征(特定振幅、特定频谱或其他特定波形属性)，因此，可根据一个或多个特性标准(振幅、振幅标准偏差、频带或可从波形中提取的其他标准)对记录的波形数据进行预处理，提取出给定的波形成分。并因此减轻(减少或消除)非给定能量模式的特定波形成分。预处理后的波形wfn表示，表示在接收换能器n处接收，并对应于能量模式Ej的波形分量。预处理时，由于斯通利波分量具有比其他波形分量更高的振幅和更低的频率，因此，通过低频滤波处理，可提取到斯通利波分量，而振幅较低或频率较高的其他波形分量被滤除。瑞利波分量具有高频特征，因此，通过高通滤波器，可提取到瑞利波成分，同时削弱其他低频波形成分。P波分量振幅较小，因此，通过振幅滤波器，可提取到P波分量，对振幅更高的其他波形分量进行选通处理。

记录模块，用于记录所述第二位置处接收的声波波形数据；

第三方面，还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如第一方面中任意一种实施方案所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法。

第四方面，还提供一种电子设备，包括：

存储器，被配置为用于存储所述处理器可执行指令，存储器可以是随机存取存储器(RAM)、高速缓存、非易失性存储器、备份存储器(例如，可编程或闪存)、只读存储器等。

处理器，与所述储存器联接，所述处理器被配置为执行如第一方面中任意一种实施方案所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法。处理器可以是一种合适的微处理器、集成电路或中央处理单元(CPU)。处理器可访问多个计算机存储介质，以存储、读取和加载计算机程序指令或软件代码，当处理器执行这些指令或代码时，使处理器执行所述方法。

电子设备通常包括包含一个或多个用户输入/输出设备的用户接口，例如触摸屏、键盘、鼠标、麦克风、触摸板、电子笔或任何其他类型的输入设备等，可以连接到网络。

以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims

1.一种地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，包括：

2.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，还包括利用每个波形分量的慢度值更新修正备选时间集。

3.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述计算所述至少两种波形分量到达第二位置处的实际传播时间包括：

依据每种波形分量的波形特点配置目标函数；

4.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述计算出每个慢度模型从第一位置至第二位置的传播时间包括利用如下公式正演模拟计算出：

其中，m为慢度模型S_m的编号；T(d)为第一位置信息；R(d_n)为第二位置信息；E_j能量模式。

5.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述波形分量包括P波分量、S波分量、斯通利波分量、流体波分量和瑞利波分量。

6.根据权利要求3所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述目标函数包括STA/LTA算法、AIC算法、BIC算法和高阶统计算法中至少一个。

7.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述在所述声波波形数据中提取至少两种波形分量包括：

8.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述根据确定出的匹配慢度模型估算出每个波形分量的慢度值还包括：

9.根据权利要求1所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法，其特征在于，所述依据第一位置和第二位置之间预演的地质特点包括：

10.一种地下地层的声波探测的慢度提取装置，其特征在于，包括：

记录模块，用于记录所述第二位置处接收的声波波形数据；

11.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1至9中任意一项所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法。

12.一种电子设备，其特征在于，包括：

存储器，被配置为用于存储所述处理器可执行指令；

处理器，与所述存储器联接，所述处理器被配置为执行如权利要求1至9中任意一项所述的地下地层的声波探测的慢度提取方法。