CN119200000B - 声波时差提取方法、装置、计算设备、存储介质及产品 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种声波时差提取方法、装置、计算设备、存储介质及产品，涉及石油天然气勘探领域，该方法包括：获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据；计算每个深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至；利用多源波形相似叠加法进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合；针对任一子阵列跨度，依据声波初始波至进行动态开窗；根据慢度‑时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将二维相关函数转换为一维相干函数；对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理来估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差。本发明有效地提升了声波时差提取的精度和纵向分辨率。

Description

声波时差提取方法、装置、计算设备、存储介质及产品

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探领域，具体涉及声波时差提取方法、装置、计算设备、存储介质及产品。

背景技术

随着页岩等非常规油气勘探开发日益深入，现场对测井纵向分辨率的要求越来越高。声波测井技术作为重要的地球物理测井技术之一，声波时差可以应用于岩性划分、岩石力学参数计算、合成地震记录、计算孔隙压力等方面中。现有常用的声波时差提取方法包括慢度-时间相关法（STC），此方法通常提供的是接收换能器阵列覆盖范围内的平均慢度曲线，通过设置纵波时差范围，在该时间范围内对二维网络（即时间与慢度）进行搜索，寻找相关系数的极大值来确定地层纵波慢度。除此之外，还有人提出了基于粒子群优化的声波时差实时提取方法。然而上述两种方法所得到的声波时差的纵向分辨率较低，不能够满足薄层勘探的需求。因此，提升时差的纵向分辨率具有重要的工程应用价值。如何提升声波时差的纵向分辨率成为了一个亟需解决的问题。

发明内容

鉴于上述问题，提出了本发明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声波时差提取方法、装置、计算设备、存储介质及产品。

根据本申请实施例的一个方面，提供了一种声波时差提取方法，该方法包括：

获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据；

针对每个深度，基于赤池信息准则，计算该深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，并依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至；

利用多源波形相似叠加法，进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合；

针对任一子阵列跨度，依据目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗；根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将二维相关函数转换为一维相干函数；

对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理，依据叠加结果估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差。

进一步地，获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据进一步包括：

在目标层段中的不同深度处进行多极子声波测井，采集得到不同深度对应的声波测井数据。

进一步地，每道波形的赤池信息准则值的计算公式如下：

其中，表示波形的赤池信息准则值；M表示自回归模型的阶数；N表示波形数据的长度；C为常数；表示波形第k点前段数据的方差；表示波形第k点后段数据的方差。

进一步地，依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至进一步包括：

计算每道波形的赤池信息准则值的最小值，并依据最小值进行拟合处理，得到该深度对应的声波初始波至。

进一步地，依据目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗进一步包括：

利用目标层段中的不同深度对应的声波初始波至作为约束，设置窗的长度，在声波初始波至的前后动态确定窗的起始位置和窗的终止位置；

其中，窗的起始位置为t0-t1，窗的终止位置为t0+t2,并满足t1+t2=Δt；t0表示声波初始波至，Δt表示窗的长度，t1和t2为正数。

进一步地，将二维相关函数转换为一维相干函数进一步包括：

针对每一个慢度，查找二维相关函数为极大值时的到时，将二维相关函数转换为时间为到时下的一维相干函数。

根据本申请实施例的另一方面，提供了一种声波时差提取装置，该装置包括：

获取模块，适于获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据；

声波初至计算模块，适于针对每个深度，基于赤池信息准则，计算该深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，并依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至；

组合模块，适于利用多源波形相似叠加法，进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合；

处理模块，适于针对任一子阵列跨度，依据目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗；根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将二维相关函数转换为一维相干函数；对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理，依据叠加结果估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差。

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；

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声波时差提取方法对应的操作。

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，计算机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声波时差提取方法对应的操作。

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声波时差提取方法对应的操作。

根据本发明提供的技术方案，通过赤池信息准则初步计算出声波初始波至作为初始值，根据多源波形相似叠加法实现不同子阵列跨度的波形数据组合，并利用声波初始波至作为约束进行动态开窗；采用多源波形相似叠加法可以实现不同接收器子阵列的任意组合，提供更高分辨率的时差处理结果，有效地提高了时差曲线的分辨率，为油气储层精细评价提供了可靠的技术手段；通过动态开窗，能够根据地层性质变化自适应调整开窗位置，使得提取得到的声波时差更为精确，进一步提升了时差提取的精度，适用性较强；该方案实现了不同分辨率声波时差数据的提取，能够智能实时提取高分辨率时差，在保障时差提取的精度基础上，大幅提升了声波时差的纵向分辨率。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：

图1示出了根据本申请一个实施例的声波时差提取方法的流程示意图；

图2示出了0.5ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图3示出了1.0ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图4示出了1.5ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图5示出了2.0ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图6示出了2.5ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图7示出了3.0ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图8示出了3.5ft子阵列跨度的子阵列数据组合示意图；

图9示出了动态开窗的示意图；

图10示出了不同时差分辨率的处理结果示意图；

图11示出了根据本申请一个实施例的声波时差提取装置的结构框图；

图12示出了根据本申请一个实施例的一种计算设备的结构示意图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。

图1示出了根据本申请一个实施例的声波时差提取方法的流程示意图，如图1所示，该方法包括如下步骤：

步骤S101，获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据。

通过对待测井的目标层段中的不同深度进行声波测井而获得其对应的声波测井数据。具体地，可在目标层段中的不同深度处进行多极子声波测井，采集得到不同深度对应的声波测井数据。其中，多极子声波测井（Multipole Acoustic Logging）是一种先进的测井技术，用于测量井筒中声波的传播特性，其通过发射和接收不同极化模式的声波，可以获得关于地层的详细信息，包括速度、各向异性、裂缝和流体性质等，可更为全面地获取井眼和地层的声学信息，如纵波、横波和斯通利波等。

步骤S102，针对每个深度，基于赤池信息准则，计算该深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，并依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至。

其中，赤池信息准则（Akaike Information Criterion，AIC）是衡量统计模型拟合优良性的一种标准，其建立在熵的概念基础上，可以权衡所估计模型的复杂度和此模型拟合数据的优良性，避免过度拟合。赤池信息准则值（AIC值）越低，模型越好。本申请实施例通过赤池信息准则初步计算出声波初始波至。在步骤S102中，基于赤池信息准则，计算每个深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，赤池信息准则值的最小值即为波形初至。其中，多道波形是指由多个接收器接收到的波形，每道波形的赤池信息准则值的计算公式如下：

其中，表示波形的赤池信息准则值；M表示自回归模型的阶数；N表示波形数据的长度；C为常数；表示波形第k点前段数据的方差；表示波形第k点后段数据的方差。

在计算得到了多道波形的赤池信息准则值，即可依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至。例如，计算该深度对应的每道波形的赤池信息准则值的最小值，并依据最小值进行拟合处理，得到该深度对应的声波初始波至t0。也就是说，计算得到同一深度不同接收器AIC值的最小值，利用拟合得到该深度对应的声波初始波至t0。

通过上述处理方式，能够便捷地得到目标层段中的不同深度对应的声波初始波至t0。

步骤S103，利用多源波形相似叠加法，进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合。

多源波形相似叠加法（Multi-source Waveform Similarity Stacking,MWSS）是一种在地震数据处理中使用的高级技术，主要用于提高地震记录的质量和分辨率，该方法通过识别和叠加多个地震源产生的相似波形，来增强有用的信号并抑制噪声，尤其适用于复杂地质条件下的地震数据处理。

在本申请实施例中，利用多源波形相似叠加法来实现不同子阵列跨度数据的组合。以8个接收器的仪器为例，其有7种子阵列组合方式，具体组合方式如图2至图8所示，图2至图8分别示出了子阵列跨度从0.5ft至3.5ft（0.1524m至1.067m）的子阵列数据组合示意图。如图2至图8所示，圆形表示接收器阵列位置，方形表示发射源位置，其中，通过黑色圆形来标识重复子阵列的数据，可利用重复阵列数据的重复性来提高时差纵向分辨率。图2示出的子阵列跨度为0.5ft，其需要进行14次波形叠加；图3示出的子阵列跨度为1.0ft，其需要进行18次波形叠加；图4示出的子阵列跨度为1.5ft，其需要进行20次波形叠加；图5示出的子阵列跨度为2.0ft，其需要进行20次波形叠加；图6示出的子阵列跨度为2.5ft，其需要进行16次波形叠加；图7示出的子阵列跨度为3.0ft，其需要进行14次波形叠加；图8示出的子阵列跨度为3.5ft，其需要进行8次波形叠加。

步骤S104，针对任一子阵列跨度，依据目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗；根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将二维相关函数转换为一维相干函数。

从步骤S103中的多个子阵列跨度中选择任一子阵列跨度（或者跨越相同深度间隔的重复子阵列数目），利用目标层段中的不同深度对应的声波初始波至作为约束，在声波初始波至范围的前、后进行动态开窗。具体地，可以以步骤S102所得到的声波初始波至为基准，设置窗的长度，在声波初始波至的前后动态确定窗的起始位置和窗的终止位置；其中，窗的起始位置为t0-t1，窗的终止位置为t0+t2,并满足t1+t2=Δt；t0表示声波初始波至，Δt表示窗的长度，t1和t2为正数。当t0随着深度变化时，则所开的窗的位置也会随着深度进行动态改变。通过采用动态时窗的构建，进一步提升了时差提取的精度。

在步骤S104中，根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，针对每一个慢度，查找二维相关函数为极大值时的到时T_max，将此极值保留，将二维相关函数转换为时间为到时下的一维相干函数。具体地，将二维相关函数转换为变量s的一维相干函数，一维相干函数如下所示：

其中，表示一维相干函数；s表示变量，为慢度；T_max表示二维相关函数为极大值时的到时；N表示子阵列数目。

步骤S105，对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理，依据叠加结果估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差。

可将所有子阵列的一维相干函数利用几何均值或代数均值进行叠加处理，公式如下：

其中，表示均值函数；表示一维相干函数；N表示子阵列数目。

在具体应用中，可通过上述公式的最大值来估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后输出纵波时差。

针对现有声波时差纵向分辨率不足的问题，本申请实施例采用赤池信息准则、多源波形相似叠加法、动态开窗等处理方法来提取纵波时差，能够有效地提升声波时差提取的精度和纵向分辨率。与常规的慢度-时间相关法采用固定时窗处理整个井段相比较，本申请采用动态时窗技术能够提供更加精确的纵波时差信息。传统的时窗处理方法对于薄互层较多的地层时，提取的时差会有较大的误差，动态时窗方法可以根据地层性质变化自适应调整开窗位置，提取得到的声波时差更为精确，且适用性较强。常规的慢度-时间相关法提供的是接收换能器阵列覆盖范围内的平均慢度曲线，本申请采用多源波形相似叠加法技术，多源波形相似叠加法可以实现不同接收器子阵列的任意组合，可以提供更高分辨率的时差处理结果，有效地提高了时差曲线的分辨率，为油气储层精细评价提供了一种可靠的技术手段。

图9示出了动态开窗的示意图，如图9所示，其中，第一道曲线（GR）为自然伽马，第二道为常规时窗（用实线表示）和动态时窗（用虚线表示）结果对比，WVOUTST_1<1>表示单极子阵列波形的变密度幅值。可以看出，由于常规的慢度-时间相关法采用固定时窗处理整个井段，对于突变地层提取的时差结果会出现错误，而动态时窗可以根据地层性质变化自适应改变开窗位置，可以更为准确地提取地层纵波时差信息。

图10示出了不同时差分辨率的处理结果示意图，如图10所示，其中，第一道为单极变密度波形图，其中，TT_1曲线表示纵波到时，WVOUTST_1<1>表示单极子阵列波形的变密度幅值；第二道和第三道分别为4个接收器和3个接收器的相干图，其中，DT_STC4曲线表示4个接收器提取的声波时差，DT_STC3表示3个接收器提取的声波时差，CORCMB_STC4表示4个接收器的慢度-时间相关图变密度幅值，CORCMB_STC3表示3个接收器的慢度-时间相关图变密度幅值；第四道为4个接收器提取的声波时差（对应于DT_STC4表示的曲线）与门槛值提取的声波时差（对应于DT24C表示的曲线）的对比；第五道为3个接收器提取的声波时差（对应于DT_STC3表示的曲线）与门槛值提取的声波时差（对应于DT24C表示的曲线）的对比；第六道为常规曲线，其中，M1R1曲线表示电阻率曲线，GR曲线表示自然伽马，CAL曲线表示本申请提供的高分辨率的声波时差提取方法提取得到的时差。从常规曲线中可以看出在556米至562米的层段有较多的薄层，门槛法提取得到的时差不能分辨出这些薄层，而本申请提供的高分辨率的声波时差提取方法提取得到的时差（对应于CAL表示的曲线）与常规曲线具有较好的对应性，从而通过实例处理结果进一步验证了本申请的有效性，能够大幅提升声波时差的纵向分辨率。

根据本申请实施例提供的声波时差提取方法，通过赤池信息准则初步计算出声波初始波至作为初始值，根据多源波形相似叠加法实现不同子阵列跨度的波形数据组合，并利用声波初始波至作为约束进行动态开窗；采用多源波形相似叠加法可以实现不同接收器子阵列的任意组合，提供更高分辨率的时差处理结果，有效地提高了时差曲线的分辨率，为油气储层精细评价提供了可靠的技术手段；通过动态开窗，能够根据地层性质变化自适应调整开窗位置，使得提取得到的声波时差更为精确，进一步提升了时差提取的精度，适用性较强；该方案实现了不同分辨率声波时差数据的提取，能够智能实时提取高分辨率时差，在保障时差提取的精度基础上，大幅提升了声波时差的纵向分辨率。

图11示出了根据本申请一个实施例的声波时差提取装置的结构框图，如图11所示，该装置包括：获取模块1101、声波初至计算模块1102、组合模块1103以及处理模块1104。

获取模块1101适于：获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据。

声波初至计算模块1102适于：针对每个深度，基于赤池信息准则，计算该深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，并依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至。

组合模块1103适于：利用多源波形相似叠加法，进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合。

处理模块1104适于：针对任一子阵列跨度，依据目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗；根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将二维相关函数转换为一维相干函数；对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理，依据叠加结果估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差。

可选地，获取模块1101进一步适于：在目标层段中的不同深度处进行多极子声波测井，采集得到不同深度对应的声波测井数据。

可选地，每道波形的赤池信息准则值的计算公式如下：

其中，表示波形的赤池信息准则值；M表示自回归模型的阶数；N表示波形数据的长度；C为常数；表示波形第k点前段数据的方差；表示波形第k点后段数据的方差。

可选地，声波初至计算模块1102进一步适于：计算每道波形的赤池信息准则值的最小值，并依据最小值进行拟合处理，得到该深度对应的声波初始波至。

可选地，处理模块1104进一步适于：利用目标层段中的不同深度对应的声波初始波至作为约束，设置窗的长度，在声波初始波至的前后动态确定窗的起始位置和窗的终止位置；其中，窗的起始位置为t0-t1，窗的终止位置为t0+t2,并满足t1+t2=Δt；t0表示声波初始波至，Δt表示窗的长度，t1和t2为正数。

可选地，处理模块1104进一步适于：针对每一个慢度，查找二维相关函数为极大值时的到时，将二维相关函数转换为时间为到时下的一维相干函数。

根据本申请实施例提供的声波时差提取装置，通过赤池信息准则初步计算出声波初始波至作为初始值，根据多源波形相似叠加法实现不同子阵列跨度的波形数据组合，并利用声波初始波至作为约束进行动态开窗；采用多源波形相似叠加法可以实现不同接收器子阵列的任意组合，提供更高分辨率的时差处理结果，有效地提高了时差曲线的分辨率，为油气储层精细评价提供了可靠的技术手段；通过动态开窗，能够根据地层性质变化自适应调整开窗位置，使得提取得到的声波时差更为精确，进一步提升了时差提取的精度，适用性较强；该方案实现了不同分辨率声波时差数据的提取，能够智能实时提取高分辨率时差，在保障时差提取的精度基础上，大幅提升了声波时差的纵向分辨率。

本发明还提供了一种非易失性计算机存储介质，计算机存储介质存储有至少一个可执行指令，可执行指令可执行上述任意方法实施例中的声波时差提取方法。

本发明实施例提供了一种计算机程序产品，该计算机程序产品包括至少一可执行指令或计算机程序，该可执行指令或计算机程序可使处理器执行上述任意方法实施例中的声波时差提取方法对应的操作。

图12示出了根据本申请一个实施例的一种计算设备的结构示意图，本申请具体实施例并不对计算设备的具体实现做限定。

如图12所示，该计算设备可以包括：处理器1202、通信接口1204、存储器1206、以及通信总线1208。

其中：处理器1202、通信接口1204、以及存储器1206通过通信总线1208完成相互间的通信。通信接口1204，用于与其它设备比如客户端或其它服务器等的网元通信。处理器1202，用于执行程序1210，具体可以执行上述用于计算设备的声波时差提取方法实施例中的相关步骤。

具体地，程序1210可以包括程序代码，该程序代码包括计算机操作指令。

处理器1202可能是中央处理器CPU，或者是特定集成电路ASIC（ApplicationSpecific Integrated Circuit），或者是被配置成实施本申请实施例的一个或多个集成电路。计算设备包括的一个或多个处理器，可以是同一类型的处理器，如一个或多个CPU；也可以是不同类型的处理器，如一个或多个CPU以及一个或多个ASIC。

存储器1206，用于存放程序1210。存储器1206可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储器（non-volatile memory），例如至少一个磁盘存储器。

程序1210具体可以用于使得处理器1202执行上述任意方法实施例中的声波时差提取方法。程序1210中各步骤的具体实现可以参见上述声波时差提取实施例中的相应步骤和单元中对应的描述，在此不赘述。所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的设备和模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程描述，在此不再赘述。

在此提供的算法和显示不与任何特定计算机、虚拟系统或者其它设备固有相关。各种通用系统也可以与基于在此的示教一起使用。根据上面的描述，构造这类系统所要求的结构是显而易见的。此外，本发明也不针对任何特定编程语言。应当明白，可以利用各种编程语言实现在此描述的本发明的内容，并且上面对特定语言所做的描述是为了披露本发明的最佳实施方式。

在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。

类似地，应当理解，为了精简本公开并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。

本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组件组合成一个模块或单元或组件，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组件。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书（包括伴随的权利要求、摘要和附图）中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书（包括伴随的权利要求、摘要和附图）中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。

此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此所述的一些实施例包括其它实施例中所包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本发明的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。

本发明的各个部件实施例可以以硬件实现，或者以在一个或者多个处理器上运行的软件模块实现，或者以它们的组合实现。本领域的技术人员应当理解，可以在实践中使用微处理器或者数字信号处理器（DSP）来实现根据本发明实施例中的一些或者全部部件的一些或者全部功能。本发明还可以实现为用于执行这里所描述的方法的一部分或者全部的设备或者装置程序（例如，计算机程序和计算机程序产品）。这样的实现本发明的程序可以存储在计算机可读介质上，或者可以具有一个或者多个信号的形式。这样的信号可以从因特网网站上下载得到，或者在载体信号上提供，或者以任何其他形式提供。

应该注意的是上述实施例对本发明进行说明而不是对本发明进行限制，并且本领域技术人员在不脱离所附权利要求的范围的情况下可设计出替换实施例。在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。单词“包含”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。本发明可以借助于包括有若干不同元件的硬件以及借助于适当编程的计算机来实现。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。单词第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序。可将这些单词解释为名称。

Claims (8)

1.一种声波时差提取方法，其特征在于，所述方法包括：

获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据；

针对每个深度，基于赤池信息准则，计算该深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，并依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至；

利用多源波形相似叠加法，进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合；

针对任一子阵列跨度，依据所述目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗；根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将所述二维相关函数转换为一维相干函数；

对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理，依据叠加结果估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差；

其中，每道波形的赤池信息准则值的计算公式如下：

其中，表示波形的赤池信息准则值；M表示自回归模型的阶数；N表示波形数据的长度；C为常数；表示波形第k点前段数据的方差；表示波形第k点后段数据的方差；

将二维相关函数转换为变量s的一维相干函数，所述一维相干函数如下：

其中，表示一维相干函数；s表示变量，为慢度；T_max表示二维相关函数为极大值时的到时；N表示子阵列数目。

2.根据权利要求1所述的声波时差提取方法，其特征在于，所述获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据进一步包括：

在所述目标层段中的不同深度处进行多极子声波测井，采集得到不同深度对应的声波测井数据。

3.根据权利要求1所述的声波时差提取方法，其特征在于，所述依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至进一步包括：

计算每道波形的赤池信息准则值的最小值，并依据所述最小值进行拟合处理，得到该深度对应的声波初始波至。

4.根据权利要求1所述的声波时差提取方法，其特征在于，所述依据所述目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗进一步包括：

利用所述目标层段中的不同深度对应的声波初始波至作为约束，设置窗的长度，在声波初始波至的前后动态确定所述窗的起始位置和所述窗的终止位置；

其中，所述窗的起始位置为t0-t1，所述窗的终止位置为t0+t2,并满足t1+t2=Δt；t0表示声波初始波至，Δt表示所述窗的长度，t1和t2为正数。

5.一种声波时差提取装置，其特征在于，所述装置包括：

获取模块，适于获取目标层段中的不同深度对应的声波测井数据；

声波初至计算模块，适于针对每个深度，基于赤池信息准则，计算该深度对应的声波测井数据中多道波形的赤池信息准则值，并依据多道波形的赤池信息准则值，确定该深度对应的声波初始波至；

组合模块，适于利用多源波形相似叠加法，进行不同子阵列跨度的子阵列数据的组合；

处理模块，适于针对任一子阵列跨度，依据所述目标层段中的不同深度对应的声波初始波至进行动态开窗；根据慢度-时间相关法计算每个子阵列的二维相关函数，并将所述二维相关函数转换为一维相干函数；对所有子阵列的一维相干函数进行叠加处理，依据叠加结果估算波在子阵列跨度上的慢度值，进行深度偏移后确定纵波时差；

其中，每道波形的赤池信息准则值的计算公式如下：

其中，表示波形的赤池信息准则值；M表示自回归模型的阶数；N表示波形数据的长度；C为常数；表示波形第k点前段数据的方差；表示波形第k点后段数据的方差；

将二维相关函数转换为变量s的一维相干函数，所述一维相干函数如下：

其中，表示一维相干函数；s表示变量，为慢度；T_max表示二维相关函数为极大值时的到时；N表示子阵列数目。

6.一种计算设备，其特征在于，包括：处理器、存储器、通信接口和通信总线，所述处理器、所述存储器和所述通信接口通过所述通信总线完成相互间的通信；

所述存储器用于存放至少一个可执行指令，所述可执行指令使所述处理器执行如权利要求1-4中任一项所述的声波时差提取方法对应的操作。

7.一种计算机存储介质，其特征在于，所述计算机存储介质中存储有至少一个可执行指令，可执行指令使处理器执行如权利要求1-4中任一项所述的声波时差提取方法对应的操作。

8.一种计算机程序产品，其特征在于，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1-4中任一项所述的声波时差提取方法对应的操作。