[发明专利]声波时差校正方法及装置有效
| 申请号: | 202010380368.0 | 申请日: | 2020-05-08 |
| 公开(公告)号: | CN111456726B | 公开(公告)日: | 2023-06-30 |
| 发明(设计)人: | 陈萍;崔京彬;杨平;刘迪;熊伟;徐晨 | 申请(专利权)人: | 中国石油天然气集团有限公司;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 |
| 主分类号: | E21B49/00 | 分类号: | E21B49/00;E21B47/14;G01V1/50 |
| 代理公司: | 北京三友知识产权代理有限公司 11127 | 代理人: | 王天尧;汤在彦 |
| 地址: | 100007 *** | 国省代码: | 北京;11 |
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| 摘要: | |||
| 搜索关键词: | 声波 时差 校正 方法 装置 | ||
1.一种声波时差校正方法,其特征在于,包括:
获取解释层段中每个深度点处的声波时差测量值、泥质含量、测井直径、测井所用钻头直径以及仪器测量数据;
根据每个深度点处的测井直径和测井所用钻头直径,确定每个深度点是否为扩径点;
根据每个扩径点处的泥质含量确定每个扩径点处的声波时差上限值,根据每个扩径点处的声波时差上限值和声波时差测量值,得到每个扩径点处的声波时差的校正测量值;
根据每个扩径点处的仪器测量数据,确定每个扩径点处的井壁不规则影响因子和泥浆路径影响因子;
根据每个扩径点处的声波时差的校正测量值、井壁不规则影响因子和泥浆路径影响因子,确定解释层段的声波时差校正值;
其中,根据每个扩径点处的声波时差的校正测量值、井壁不规则影响因子和泥浆路径影响因子,确定解释层段地层的声波时差校正值,包括:
根据每个扩径点处的声波时差的校正测量值、井壁不规则影响因子和泥浆路径影响因子,确定每个扩径点处的声波时差校正值;
整合每个扩径点处的声波时差校正值和每个标准井径点处的声波时差测量值,得到解释层段地层的声波时差校正值;
按照如下公式,根据每个扩径点处的声波时差的校正测量值、井壁不规则影响因子和泥浆路径影响因子,确定每个扩径点处的声波时差校正值:
Δt_cor=(Δt-Delta_DTmud)/ratio_enlarge
其中,Δt_cor表示扩径点处的声波时差校正值;Delta_DTmud表示扩径点处的泥浆路径影响因子;ratio_enlarge表示扩径点处的井壁不规则影响因子;Δt表示扩径点处的声波时差的校正测量值。
2.如权利要求1所述的方法,其特征在于,根据每个深度点处的测井直径和测井所用钻头直径,确定每个深度点是否为扩径点,包括:
若一深度点的测井直径和测井所用钻头直径之间的差值的绝对值,大于或等于预设误差,则确定所述深度点为扩径点;
若一深度点的测井直径和测井所用钻头直径之间的差值的绝对值,小于预设误差,则确定所述深度点为标准井径点。
3.如权利要求2所述的方法,其特征在于,根据每个扩径点处的泥质含量确定每个扩径点处的声波时差上限值,包括:
根据泥质含量最大的标准井径点处的声波时差测量值、孔隙度最大的标准井径点处的声波时差测量值以及每个扩径点处的泥质含量,确定每个扩径点处的声波时差上限值。
4.如权利要求3所述的方法,其特征在于,按照如下公式,根据泥质含量最大的标准井径点处的声波时差测量值、孔隙度最大的标准井径点处的声波时差测量值以及每个扩径点处的泥质含量,确定每个扩径点处的声波时差上限值:
Δtmax=Vsh×Δtsh+(1-Vsh)×Δtp
其中,Δtmax表示扩径点处的声波时差上限值;Vsh表示扩径点处的泥质含量;
Δtsh表示泥质含量最大的标准井径点处的声波时差测量值;
Δtp表示孔隙度最大的标准井径点处的声波时差测量值。
5.如权利要求1所述的方法,其特征在于,根据每个扩径点处的声波时差上限值和声波时差测量值,得到每个扩径点处的声波时差的校正测量值,包括:
若一扩径点处的声波时差测量值大于声波时差上限值,则所述扩径点处的声波时差的校正测量值为所述扩径点处的声波时差上限值;
若一扩径点处的声波时差测量值小于或等于声波时差上限值,则所述扩径点处的声波时差的校正测量值为所述扩径点处的声波时差测量值。
6.如权利要求1所述的方法,其特征在于,所述仪器测量数据包括:
发射器间距、接收器间距和仪器的垂直分辨率。
该专利技术资料仅供研究查看技术是否侵权等信息,商用须获得专利权人授权。该专利全部权利属于中国石油天然气集团有限公司;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司,未经中国石油天然气集团有限公司;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司许可,擅自商用是侵权行为。如果您想购买此专利、获得商业授权和技术合作,请联系【客服】
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