慢度的去噪方法、装置、电子设备以及存储介质制造方法及图纸

本申请提供一种慢度的去噪方法、装置、电子设备以及存储介质，该方法包括：获取阵列声波测井装置采集到的阵列声波测井数据，根据阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，根据时间慢度相关系数集合确定各个慢度的置信系数，根据各个慢度的置信系数对各个慢度进行去噪。通过从时间慢度相关系数集合中确定出各个慢度的置信系数，能够明确各个慢度提取的可靠性，即哪些慢度是有效信号对应的慢度，哪些慢度是噪声对应的慢度，进而对有效信号对应的慢度进行提取，避免提取出噪声对应的慢度，使得慢度的提取更加准确。使得慢度的提取更加准确。使得慢度的提取更加准确。

【技术实现步骤摘要】
慢度的去噪方法、装置、电子设备以及存储介质


[0001]本申请涉及石油勘探
，尤其涉及一种慢度的去噪方法、装置、电子设备以及存储介质。

技术介绍

[0002]阵列声波测井是石油勘探领域的一种常用的测井技术，利用阵列声波测井技术对井下不同深度的模式波进行测量，获得阵列声波测井数据。通过阵列声波测井数据计算井下不同深度的慢度，根据井下不同深度的慢度寻找有效储层，以及为地质力学和地震勘探提供数据参考。
[0003]现有技术中，慢度的提取方法主要有时间慢度相关法(Slowness Time Coherence，简称：STC)和慢度距离相关法(Slowness Distance Coherence，简称：SDC)。然而，通过STC和SDC提取出的慢度仍然存在噪声的干扰，使得提取出的慢度并不准确。

技术实现思路

[0004]本申请提供一种慢度的去噪方法、装置、电子设备以及存储介质，以解决现有技术提取出的慢度存在噪声干扰的问题。
[0005]第一方面，本专利技术提供一种慢度的去噪方法，包括：
[0006]获取阵列声波测井装置采集到的阵列声波测井数据；
[0007]根据阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，其中，时间慢度相关系数集合包括多个时间慢度相关系数，每个时间慢度相关系数用于表征慢度与时间的相关性；
[0008]根据时间慢度相关系数集合确定各个慢度的置信系数；
[0009]根据各个慢度的置信系数对各个慢度进行去噪。
[0010]可选地，根据时间慢度相关系数集合确定各个慢度的置信系数，具体包括：
[0011]计算每个慢度对应的时间慢度相关系数的和；
[0012]根据每个慢度对应的时间慢度相关系数的和，获得每个慢度的置信系数。
[0013]可选地，根据各个慢度的置信系数对各个慢度进行去噪，包括：
[0014]从时间慢度相关系数集合中确定出各个慢度对应的最大时间慢度相关系数，并作为各个慢度的初值；
[0015]根据各个慢度的置信系数与各个慢度的初值，获得各个慢度的去噪参数；
[0016]根据各个慢度的去噪参数对各个慢度进行去噪。
[0017]可选地，根据各个慢度的去噪参数对各个慢度进行去噪，具体包括：
[0018]当去噪参数小于预设阈值时，去除去噪参数对应的慢度。
[0019]可选地，根据阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，具体包括：
[0020]基于阵列声波测井数据采用时间慢度相关法STC获得时间慢度相关系数集合。
[0021]可选地，基于阵列声波测井数据采用时间慢度相关法STC获得时间慢度相关系数集合，包括：
[0022]对阵列声波测井数据中的波形幅度进行增益恢复，使得增益恢复后的波形幅度与井中实际的波形幅度一致；
[0023]将增益恢复后的阵列声波测井数据进行频域带通滤波，以去除增益恢复后的阵列声波测井数据中高于第一预设频率以及低于第二预设频率的噪声；
[0024]基于频域带通滤波后的阵列声波测井数据采用STC获得时间慢度相关系数集合。
[0025]第二方面，本专利技术提供一种慢度的去噪装置，包括：
[0026]获取模块，用于获取阵列声波测井装置采集到的阵列声波测井数据；
[0027]处理模块，用于根据阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，其中，时间慢度相关系数集合包括多个时间慢度相关系数，每个时间慢度相关系数用于表征慢度与时间的相关性；
[0028]处理模块还用于根据时间慢度相关系数集合确定各个慢度的置信系数；
[0029]处理模块还用于根据各个慢度的置信系数对各个慢度进行去噪。
[0030]可选地，处理模块具体用于：
[0031]计算每个慢度对应的时间慢度相关系数的和；
[0032]根据每个慢度对应的时间慢度相关系数的和，获得每个慢度的置信系数。
[0033]第三方面，本专利技术提供一种电子设备，包括：存储器和处理器；
[0034]存储器；用于存储处理器可执行指令的存储器；
[0035]其中，处理器被配置为执行第一方面及可选方案涉及的慢度的去噪方法。
[0036]第四方面，本专利技术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，计算机执行指令被处理器执行时用于实现第一方面及可选方案涉及的慢度的去噪方法。
[0037]本申请提供一种慢度的去噪方法、装置、电子设备以及存储介质。获取阵列声波测井装置采集到的阵列声波测井数据，根据阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，根据时间慢度相关系数集合确定各个慢度的置信系数，根据各个慢度的置信系数对各个慢度进行去噪。通过从时间慢度相关系数集合中确定出各个慢度的置信系数，能够明确各个慢度提取的可靠性，即哪些慢度是有效信号对应的慢度，哪些慢度是噪声对应的慢度，进而对有效信号对应的慢度进行提取，避免提取出噪声对应的慢度，使得慢度的提取更加准确。
附图说明
[0038]图1为本申请提供的阵列声波测井装置示意图；
[0039]图2为本专利技术根据一示例性实施例示出慢度的去噪方法的流程示意图；
[0040]图3为本专利技术基于阵列声波测井数据采用STC获得时间慢度相关系数集合的示意图；
[0041]图4为本专利技术根据时间慢度相关系数集合确定各个慢度的置信系数的示意图；
[0042]图5为本专利技术根据另一示例性实施例示出慢度的去噪方法的流程示意图；
[0043]图6(a)为本专利技术根据一示例性实施例示出的未进行去噪时得到的井中各深度的慢度示意图；
[0044]图6(b)为本专利技术根据一示例性实施例示出的去噪后得到的井中各深度的慢度示意图；
[0045]图7为本专利技术根据一示例性实施例示出的慢度的去噪装置的结构示意图；
[0046]图8为本专利技术根据一示例性实施例示出的电子设备的硬件结构示意图。
具体实施方式
[0047]为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请中的附图，对本申请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。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。
[0048]随着信息技术和声波理论的发展，声波测井的发展进程也随之加快。声波测井信号中蕴含着丰富的岩石物理信息，在地质和工程应用中发挥着越来越大的作用。阵列声波测井不仅可以确定岩石力学参数、裂缝走向和出沙分析，最突出的优点是与井斜方位仪器一起测量还可以确定微裂缝和地应力方向，提供方位各向异性分析。
[0049]图1为本申请提供的阵列声波测井装置示意图。如图1所示，阵列声波测井装置中包含声波发射换能器T和声波接收探头R。阵列声波测井，是由一个声波发射换能器T在井下发射声波，并在井壁中激发起模式波，一般包括横波、纵波和斯通利波三种本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种慢度的去噪方法，其特征在于，包括：获取阵列声波测井装置采集到的阵列声波测井数据；根据所述阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，其中，所述时间慢度相关系数集合包括多个时间慢度相关系数，每个时间慢度相关系数用于表征慢度与时间的相关性；根据所述时间慢度相关系数集合确定所述各个慢度的置信系数；根据所述各个慢度的置信系数对所述各个慢度进行去噪。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述时间慢度相关系数集合确定所述各个慢度的置信系数，具体包括：计算每个慢度对应的时间慢度相关系数的和；根据每个慢度对应的时间慢度相关系数的和，获得每个慢度的置信系数。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述各个慢度的置信系数对所述各个慢度进行去噪，包括：从所述时间慢度相关系数集合中确定出所述各个慢度对应的最大时间慢度相关系数，并作为所述各个慢度的初值；根据所述各个慢度的置信系数与所述各个慢度的初值，获得所述各个慢度的去噪参数；根据所述各个慢度的去噪参数对所述各个慢度进行去噪。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据所述各个慢度的去噪参数对所述各个慢度进行去噪，具体包括：当所述去噪参数小于预设阈值时，去除所述去噪参数对应的慢度。5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述阵列声波测井数据，获得时间慢度相关系数集合，具体包括：基于所述阵列声波测井数据采用时间慢度相关法STC获得所述时间慢度相关系数集合。6.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其特征在于，所述基于所述阵列声波测井数...

【专利技术属性】
技术研发人员：田军，李国欣，段文星，信毅，肖承文，杨海军，雷刚林，秦可，张承森，吴兴能，黄若坤，袁长剑，刘妮，杨科夫，陈旭，来姝君，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：