侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法、装置、设备及介质与流程

1.本发明实施例涉及井下探测技术领域，尤其涉及一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法、装置、设备及介质。


背景技术：

2.随着油田二次开发力度的不断加大，应用套管开窗侧钻井技术的油气井也随之增多，不仅是海上油田，陆地油田侧钻井数量也在不断地增加。井下瞬变电磁技术(transient electromagnetic methods，tem)是近些年比较常用的井下探测技术之一，也叫脉冲涡流检测技术，因其快速测量过程中的宽频特性已被广泛应用于井下套管的损伤检测以及套后介质的在线监测。套管开窗侧钻井是通过在原始老套管的某一特定深度开窗侧钻新井眼，这样可以再次利用原始老套管、地面设施等资源，避免钻新井的重复投资，大幅度地提高了油井的产量和原油采收率。而研究一种高效、准确的开窗侧钻井井身轨迹和窗口形态的识别方法是侧钻井井下探测领域的一个重要方向。
3.当前，相关技术中一方面只能采用数学模型理论上对井身轨迹和窗口形态大小进行分析，然而实际钻井过程中，受钻压、转速、井斜、造斜工具及钻具组合等诸多因素的影响，实际的井身轨迹和窗口形态大小不可能与理论上完全一致；另一方面，如若采用传统的陀螺测斜仪和磁测斜仪识别井身轨迹和窗口形态，由于磁测斜仪在使用过程中需处于无磁环境，而套管开窗侧钻井中套管磁场远大于地磁场，无法获取真实的方位信息；而陀螺仪在测量过程中需要磁通门确定磁北，如果在井口确定磁北，则探测设备在下井过程中又会产生严重的累计误差，无法获取井下真实情况。


技术实现要素：

4.有鉴于此，本发明实施例期望提供一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法、装置、设备及介质；能够采用偏心探头阵列对侧钻井井身轨迹和窗口形态大小进行探测，识别井下探测设备在井下偏离井轴的距离，有效提高井下探测设备的探测精度。
5.本发明实施例的技术方案是这样实现的：
6.第一方面，本发明实施例提供了一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法，所述方法包括：
7.利用偏心探头阵列中的各个偏心探头接收相对应的实际响应信号；
8.根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，并联立所有所述响应信号方程形成待求解方程组；
9.将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹；
10.基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井
轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井窗口大小。
11.第二方面，本发明实施例提供了一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别装置，所述装置包括：接收部分、构建部分、第一获取部分和第二获取部分；其中，
12.所述接收部分，经配置为利用偏心探头阵列中的各个偏心探头接收相对应的实际响应信号；
13.所述构建部分，经配置为根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，并联立所有所述响应信号方程形成待求解方程组；
14.所述第一获取部分，经配置为将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹；
15.所述第二获取部分，经配置为基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井窗口大小。
16.第三方面，本发明实施例提供了一种设备，所述设备包括：偏心探头阵列、存储器和处理器；其中，
17.所述偏心探头阵列，用于利用偏心探头阵列中的各个偏心探头接收相对应的实际响应信号；
18.所述存储器，用于存储能够在所述处理器上运行的计算机程序；
19.所述处理器，用于在运行所述计算机程序时，执行以下步骤：
20.根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，并联立所有所述响应信号方程形成待求解方程组；
21.将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹；
22.基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井窗口大小。
23.第四方面，本发明实施例提供了一种介质，其特征在于，所述介质存储有侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别程序，所述侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别程序被至少一个处理器执行时实现第一方面所述侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法步骤。
24.本发明实施例提供了一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法、装置、设备及介质；采用多个位于不同深度、偏离井轴不同方向的收发一体的探头对侧钻井井身轨迹和窗口形态进行识别探测，使不同的偏心探头中所接收到的电磁响应包含更多探头所偏方向的介质信息，通过对各个偏心探头之间不同采样时刻的接收响应进行联立求解，可识别井下探测设备在井下偏离井轴的距离和方向。在此基础上，通过对比偏心探头阵列中不同偏心探头之间的阵列响应，并结合不同偏心探头的位置关系，实现对侧钻井井身轨迹和窗口形态大小的识别。此外，通过增加偏心探头的数量或者选择多个采样时刻的瞬变电磁接收信号，在提高探测系统精度的同时，也可解决侧钻井多层管柱的损伤检测问题，进而在一定
程度上克服由于相关技术的限制和缺陷而导致的问题。
附图说明
25.图1为本发明实施例提供的井下探测设备在侧钻井中的结构示意图；
26.图2为本发明实施例提供的偏心探头阵列在井下分布的主视图和俯视图；
27.图3为本发明实施例提供的一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法流程示意图；
28.图4为本发明实施例提供的偏心探头发射电流环的几何关系图；
29.图5为本发明实施例提供的4个偏心探头在井下均匀分布截面示意图；
30.图6为本发明实施例提供的开窗侧钻井井身轨迹示意图；
31.图7为本发明实施例提供的开窗侧钻井窗口形态大小示意图；
32.图8为本发明实施例提供的接收线圈接收到的去除基线的感应电动势曲线示意图；
33.图9为本发明实施例提供的侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法具体流程示意图；
34.图10为本发明实施例提供的侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别装置组成示意图；
35.图11为本发明实施例提供的一种计算设备的硬件结构示意图。
具体实施方式
36.下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。
37.通常在井下探测过程中，如图1所示，由于套管开窗侧钻井的影响，导致原始老套管井身轨迹发生了变化，同时由于窗口位置的存在，导致原始老套管与新套管之间的井眼轴线不重合，同时也使得井下探测设备不仅偏离原始老套管的井眼轴线(也可以被称之为井轴)，也在一定程度上偏离了新套管的井眼轴线。需要说明的是，井下探测设备偏离井眼轴线的现象也可以称之为偏心现象。
38.对于井下探测设备来说，通常利用电缆将其下放到井筒中以对套管内部的情况进行探测，在一些示例中，该电缆不仅可以为井下探测设备提供电能，还可以向地面上位机系统传输井下探测设备所测量获得的探测数据或信息，以供地面上位机系统进行分析。在一些示例中，参见图1中所示，井下探测设备可以包括上下扶正器、测量电路和偏心探头阵列。其中，偏心探头阵列包含多个位于不同深度不同方向的偏心探头。如图2中左边图示出的偏心探头阵列在井下分布的主视图示意图。每个偏心探头的发射线圈和接收线圈均绕制在一起。由于各个偏心探头与井眼轴线之间存在一定的距离，因此，各个偏心探头所接收到的探测数据或信息所包含的沿井周各个方向的管柱信息是不均匀的。具体来说，各个偏心探头接收到的数据或信息中包含该偏心探头所偏方向的介质信息较多，而该偏心探头所偏方向反方向的介质信息较少。在理想状态下，各个偏心探头与井轴之间的距离是相等的，也就是各个偏心探头在径向上均匀地围绕于井轴，从而使得井下探测模型为轴对称模型，对称轴为井轴。如图2中右边图示出的偏心探头阵列在井下分布的俯视图示意图，偏心探头阵列中的所有偏心探头的中心会在特定深度的截面形成一个如图2示出的俯视图中虚线所示的虚
拟圆，该虚拟圆的圆心为井轴，从而能够使得偏心探头阵列的阵列接收响应包含井周多个方向更丰富的介质信息。
39.但是，在套管开窗侧钻井的具体实施过程中，由于井下探测设备出现偏心现象，也就是说，图2中所示的所有偏心探头的中心会出现偏离原始老套管与新套管井眼轴线的现象，从而导致井下探测模型不再是轴对称模型，所以在具体实施过程中会造成井下探测的消极影响。基于此，为了降低该消极影响，本发明实施例期望提供一种识别井身轨迹与窗口形态的方案，为套管开窗侧钻井的深入研究和推广应用提供一定的数据支撑。
40.参见图3，其示出了本发明实施例提供的一种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别方法，该方法可以包括：
41.s301、利用偏心探头阵列中的各个偏心探头接收相对应的实际响应信号；
42.s302、根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，并联立所有所述响应信号方程形成待求解方程组；
43.s303、将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹；
44.s304、基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井窗口大小。
45.图3所示的技术方案，采用多个位于不同深度、偏离井轴不同方向的收发一体的探头对侧钻井井身轨迹和窗口形态进行识别，使不同的偏心探头中所接收到的电磁响应包含更多探头所偏方向的介质信息，通过对各个偏心探头之间不同采样时刻的接收响应进行联立求解，可识别井下探测设备在井下偏离井轴的距离和方向。在此基础上，通过对比偏心探头阵列中不同偏心探头之间的阵列响应，并结合不同偏心探头的位置关系，实现对侧钻井井身轨迹和窗口形态的识别。此外，通过增加偏心探头的数量或者选择多个采样时刻的瞬变电磁接收信号，在提高探测系统精度的同时，也可解决侧钻井多层管柱的损伤检测问题，进而在一定程度上克服由于相关技术的限制和缺陷而导致的问题。
46.对于图3所示的技术方案，在一些可能的实现方式中，所述根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，包括：
47.基于固定采样时刻t，标记为1的偏心探头所接收到的实际响应信号如下式所示：
[0048][0049]
其中，ρ1表示所述偏心探头1与原始老套管中心之间的距离；表示所述偏心探头1与所述原始老套管中心之间的夹角；d用于表示原始老套管壁厚；s表示gaver
‑
stehfest逆拉普拉斯变换的阶数；s表示gaver
‑
stehfest逆拉普拉斯变换的阶数变化，且1≤s≤s；k
s
表示gaver
‑
stehfest逆拉普拉斯变换的积分系数；t
of
表示激励信号的关断时间；表示标记为1的偏心探头所接收到的频域的感应电动势，z1表示所述偏心探头1在空间中竖直方向上的坐标。
[0050]
对于上述实现方式，在一些示例中，所述用于表征所述各个偏心探头在井下排列
位置的空间几何关系式，包括：
[0051]
对于标记为1的偏心探头，根据所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
c
、所述偏心探头1与所述井下探测设备中心之间的距离l以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管井轴的连线所形成的夹角θ0，按照下式确定所述偏心探头1在井下位置的空间几何关系式：
[0052][0053]
对于上述实现方式，在一些示例中，所述将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹，包括：
[0054]
针对标记为1的偏心探头，求解下式所示的在采样时刻为t的感应电动势以获取所述偏心探头1所在的井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
c
，以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管井轴的连线所形成的夹角θ0：
[0055][0056]
获取不同井下深度位置时所述井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
cm
；其中，m表示所述不同井下深度位置；
[0057]
基于所述不同井下深度位置处所述井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
cm
，以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管井轴的连线所形成的夹角θ0，描绘所述侧钻井井身轨迹。
[0058]
对于图3所示的技术方案，在一些可能的实现方式中，所述基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井口大小，包括：
[0059]
当所述井下探测设备经过所述窗口时，根据靠近所述窗口上沿位置的偏心探头经过所述窗口上沿时的深度a，以及靠近所述窗口下沿位置的偏心探头经过所述窗口下沿时的深度b，确定所述井下探测设备经过所述窗口的深度差为l
ab
；
[0060]
基于所述井下探测设备在a、b深度处测取的所述新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离ρ
ca
和ρ
cb
，结合所述新套管外径r
s
以及所述深度差l
ab
，按照下式可获得所述侧钻井窗口大小d
w
：
[0061][0062]
其中，
[0063]
对于上述图3所示的技术方案及其实现方式和示例，详细分析如下：
[0064]
当偏心探头阵列所在的井下探测设备偏离套管的井眼轴线，此时井下探测模型不再是轴对称模型，将井下探测设备中的发射线圈看作若干个小电流环，其中，小电流环的环
面积为s，通电流为i
t
，因此各个偏心探头在井下的示意图如图4所示。其中，每一个小电流环可用磁矩为m＝n
t
i
t
s的磁偶极子点源表示，n
t
为电流环线圈匝数，设定偏心探头与居中探头的参数一致，因此偏心探头在空间中任一点的位置坐标为其中，ρ表示偏心探头中心与井轴之间的距离，表示偏心探头中心与井轴之间夹角，z表示以竖直方向为z轴方向的高度。
[0065]
接着，引入矢量电位f，则空间中的任意点均满足非齐次赫姆霍兹方程(也称之为矢量电位方程)：
[0066][0067]
其中，k
j
是由通常关系k
j2
＝μ0ε
j
ω
j2
‑
iμ0σ
j
ω
j
定义的径向波数，ω为角频率，μ0表示发射线圈的磁导率，ε
j
和σ
j
分别为第j层介质的介电常数和电导率，i
t
表示提供给发射线圈的电流阶跃幅度，i
t
d
l
是源的“矩”，d
l
是源偶极子的长度。
[0068]
通过求解上述矢量电位方程，可以得到偏心探头接收线圈内部的二次纵向磁场强度为：
[0069][0070]
其中，λ和x为引入变量，且满足j
n
(
·
)为n阶第一类贝塞尔函数；a
1n
为待定系数，可根据下式中的边界条件求解：
[0071]
h
zj
＝h
zj 1
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0072]
综上所述，根据感应电动势与磁场强度的关系，可得偏心接收线圈中的频域感应电动势为：
[0073][0074]
其中，和分别为偏心接收线圈与侧钻井井眼中心夹角的最小值和最大值，和分别为从侧钻井井眼中心出发的任意一条射线与接收线圈的两个交点。
[0075]
接着，为发射线圈提供关断时间为t
of
的瞬变电磁激励信号，并采用e阶g
‑
s逆拉普拉斯变换，将偏心接收线圈接收的频域感应电动势转换至时域感应电动势，可得：
[0076][0077]
通过对上式进行分析可以看出，偏心探头接收线圈的感应电动势不仅与采样时刻和套管壁厚有关，还与偏心探头偏离侧钻井井轴的距离和方向有关。所以，当偏心距离和偏心方向确定时，偏心探头接收响应包含更多偏心探头所偏方向的介质信息，而在偏心方向的反方向，由于偏心探头离套管壁较远，其探测性能有一定的衰减。借助这一特性，采用多个偏心探头，并且通过对比阵列接收响应，可以实现侧钻开窗井井身轨迹检测和窗口形态识别。
[0078]
基于上述分析内容以及技术方案，本发明实施例以4个偏心接收探头组成的井下探测设备为例进行说明，如图5所示，这4个偏心接收探头分别标识为1、2、3和4，设定原始老套管井轴为原点o并建立坐标系，那么这4个偏心接收探头与原点之间的初始距离分别为
ρ1，ρ2，ρ3和ρ4，偏离x轴正方向的初始夹角分别为和设定4个偏心探头在图5所示截面上为均匀分布，则各偏心接收探头分别位于0度、90度、180度和270度的位置处，相当于将井分轴为4个相等的探测区域。由于井眼尺寸的限制，所以将4个偏心探头按照一定的深度距离进行排列，之后通过对4个偏心探头所接收到的阵列信号进行深度补偿，等效于在同一深度上形成了均匀圆阵，与4个偏心接收探头所在的井下探测设备(以下简称设备)中心o'的距离均为l，原始老套管的壁厚为d。设备中心o'偏离原点o的初始距离为ρ
c
，设备与坐标系中的x轴正半轴的初始夹角为
[0079]
由于偏心探头阵列与原点o之间的初始距离(ρ1，ρ2，ρ3和ρ4)和初始角度(和)是已知的，且各个偏心接收探头的被测环境是相同的，因此，固定采样时刻t，将4个偏心探头的接收响应信号进行联立可得如下的联立方程组：
[0080][0081]
偏心探头1与井下探测设备中心之间的距离l以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管中心的连线所形成的夹角为θ0，则偏心探头2、3、4和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管中心的连线所形成的夹角分别可表示为θ2＝3π/2
‑
θ0，θ3＝π
‑
θ0，θ4＝θ0‑
π/2。
[0082]
由此可得4个不同偏心探头与设备在井下的空间几何关系式：
[0083][0084][0085][0086][0087]
在侧钻井井下探测的过程中，由于设备是在侧钻井新套管内进行探测，所以当井身结构发生改变的时候，设备中心与原始老套管中心之间的距离是不断变化的，所以设备偏离原始老套管中心的轨迹则可以表示为侧钻井新套管的井身轨迹。因此，可根据求解设备中心偏离原始老套管中心之间的距离ρ
c
的值，结合偏心探头1与设备中心和原点之间的夹角θ0，得到侧钻井井身轨迹。综上所述将公式(7)、(8)、(9)、(10)带入到由4个探头接收线圈中的感应电动势联立而成的方程组(6)中进行求解，即可求得设备中心偏离侧钻井原始老套管中心的距离ρ
c
，偏心探头1与设备中心和原点之间的夹角θ0，进而可求得偏心探头阵
列偏离侧钻井原始老套管中心的距离和方向，也就是侧钻井的井身轨迹。
[0088]
综上所述，得到的井身轨迹示意图如图6中的点画线所示。其中，ρ
c1
、ρ
c2
、ρ
c3
和ρ
c4
分别为任意四个深度处侧钻井新套管中心与原始老套管中心的距离。
[0089]
结合4个偏心探头之间的位置关系，如图7所示，可以看出当设备经过侧钻井窗口位置时，偏心探头1首先会靠近开窗段的窗口上沿位置，偏心探头3会靠近窗口下沿的位置。当设备中心经过窗口位置时，其接收线圈接收到的去除基线的感应电动势曲线示意图如图8所示，可以看出偏心探头1与偏心探头3的感应电动势会增强。此时，将偏心探头1经过窗口上沿时的深度记为a，偏心探头3经过窗口下沿时的深度记为b，设备经过窗口的深度差为l
ab
。根据设备在a、b两点测取的侧钻井新套管中心与原始老套管中心的距离ρ
ca
和ρ
cb
，结合侧钻井新套管外径r
s
，可将窗口大小d
w
表示为
[0090][0091]
其中，
[0092]
可以理解地，前述说明示例中采样时刻t是固定的，在实际信号处理过程中，可以通过优选偏心探头阵列感应电动势的采样时间来提高基于仪器偏心距检测的井下探测系统的探测精度，或者选取多个采样时刻的阵列接收响应来解决井下多层管柱的损伤检测问题。
[0093]
结合上述说明示例，具体来说，侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别可以包括如图9所示的流程步骤：
[0094]
s91：获取各个偏心探头接收线圈中的接收响应u
i
，其中i代表不同的偏心探头标号；
[0095]
s92：选取固定的采样时间t，并对不同偏心探头的接收响应进行联立求解形成方程组；
[0096]
s93：根据偏心探头阵列的空间几何关系，得出不同偏心探头之间的空间几何关系式；
[0097]
s94：将不同偏心探头之间的空间几何关系式代入方程组，求解获得实际设备中心与原始老套管中心之间的距离ρ
c
；
[0098]
s95：随着设备的下放，求解出不同深度时井下探测设备中心与原始老套管中心之间的距离ρ
cm
；其中m代表不同深度位置；
[0099]
s96：根据不同ρ
cm
的值，以及偏心探头1与设备中心和原点之间的夹角θ0，进而求出偏心探头阵列偏离原始老套管中心的距离和方向，以描绘侧钻井井身轨迹；
[0100]
s97：结合不同偏心探头之间的排列位置和所接收到的响应曲线，联合侧钻井新套管外径r
s
，求解出侧钻井窗口形态大小。
[0101]
需要说明的是，上述说明示例中采用4个偏心探头可以实现侧钻井井身轨迹和窗口形态大小的识别，但在实际应用过程中，可以选择更多的偏心探头进行探测，但需要注意的是偏心探头的数量越多，其探测精度更为准确，但探头之间的空间几何关系以及井身轨迹和窗口形态大小的计算也会更为复杂。
[0102]
基于前述技术方案相同的发明构思，参见图10，其示出了本发明实施例提供的一
种侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别装置100，所述装置100包括：接收部分1001、构建部分1002、第一获取部分1003和第二获取部分1004；其中，
[0103]
所述接收部分1001，经配置为利用偏心探头阵列中的各个偏心探头接收相对应的实际响应信号；
[0104]
所述构建部分1002，经配置为根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，并联立所有所述响应信号方程形成待求解方程组；
[0105]
所述第一获取部分1003，经配置为将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹；
[0106]
所述第二获取部分1004，经配置为基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井窗口大小。
[0107]
在上述方案中，所述构建部分1002，经配置为：
[0108]
基于固定采样时刻t，标记为1的偏心探头所接收到的实际响应信号如下式所示：
[0109][0110]
其中，ρ1表示所述偏心探头1与原始老套管中心之间的距离；表示所述偏心探头1与所述原始老套管中心之间的夹角；d用于表示原始老套管壁厚；s表示gaver
‑
stehfest逆拉普拉斯变换的阶数；s表示gaver
‑
stehfest逆拉普拉斯变换的阶数变化，且1≤s≤s；k
s
表示gaver
‑
stehfest逆拉普拉斯变换的积分系数；t
of
表示激励信号的关断时间；表示标记为1的偏心探头所接收到的频域的感应电动势，z1表示所述偏心探头1在空间中竖直方向上的坐标。
[0111]
在上述方案中，所述第一获取部分1003，经配置为,
[0112]
对于标记为1的偏心探头，根据所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
c
、所述偏心探头1与所述井下探测设备中心之间的距离l以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管井轴的连线所形成的夹角θ0，按照下式确定所述偏心探头1在井下位置的空间几何关系式：
[0113][0114]
在上述方案中，所述第一获取部分1003，还经配置为：
[0115]
针对标记为1的偏心探头，求解下式所示的在采样时刻为t的感应电动势以获取所述偏心探头1所在的井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
c
，以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管井轴的连线所形成的夹角θ0：
[0116][0117]
获取不同井下深度位置时所述井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
cm
；其中，m表示所述不同井下深度位置；
[0118]
基于所述不同井下深度位置处所述井下探测设备中心与原始老套管井轴之间的距离ρ
cm
，以及所述偏心探头1和所述井下探测设备中心的连线与所述井下探测设备中心和所述原始老套管井轴的连线所形成的夹角θ0，描绘所述侧钻井井身轨迹。
[0119]
在上述方案中，所述第二获取部分1004，经配置为：
[0120]
当所述井下探测设备经过所述窗口时，根据靠近所述窗口上沿位置的偏心探头经过所述窗口上沿时的深度a，以及靠近所述窗口下沿位置的偏心探头经过所述窗口下沿时的深度b，确定所述井下探测设备经过所述窗口的深度差为l
ab
；
[0121]
基于所述井下探测设备在a、b深度处测取的所述新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离ρ
ca
和ρ
cb
，结合所述新套管外径r
s
以及所述深度差l
ab
，按照下式可获得所述侧钻井窗口大小d
w
：
[0122][0123]
其中，
[0124]
可以理解地，在本实施例中，“部分”可以是部分电路、部分处理器、部分程序或软件等等，当然也可以是单元，还可以是模块也可以是非模块化的。
[0125]
另外，在本实施例中的各组成部分可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。
[0126]
所述集成的单元如果以软件功能模块的形式实现并非作为独立的产品进行销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中，基于这样的理解，本实施例的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)或processor(处理器)执行本实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(read only memory，rom)、随机存取存储器(random access memory，ram)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
[0127]
因此，本实施例提供了一种计算机存储介质，所述计算机存储介质存储有侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别程序，所述侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别程序被至少一个处理器执行时实现上述技术方案中所述侧钻井井身轨迹与窗口形态的大小方法步骤。
[0128]
根据上述侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别装置100以及计算机存储介质，参见图11，其示出了本发明实施例提供的一种能够实施上述侧钻井井身轨迹与窗口大小的识别装置100的计算设备110的具体硬件结构，该计算设备110可以应用于井下探测仪器或设备中。计算设备110包括：偏心探头阵列1101、存储器1102和处理器1103；各个组件通过总线系
统1104耦合在一起。可理解，总线系统1104用于实现这些组件之间的连接通信。总线系统1104除包括数据总线之外，还包括电源总线、控制总线和状态信号总线。但是为了清楚说明起见，在图11中将各种总线都标为总线系统1104。其中，
[0129]
所述偏心探头阵列1101，用于利用偏心探头阵列中的各个偏心探头接收相对应的实际响应信号；
[0130]
所述存储器1102，用于存储能够在所述处理器上运行的计算机程序；
[0131]
所述处理器1103，用于在运行所述计算机程序时，执行以下步骤：
[0132]
根据所述各个偏心探头对应的实际响应信号以及响应信号表达式构建对应的响应信号方程，并联立所有所述响应信号方程形成待求解方程组；
[0133]
将用于表征所述各个偏心探头井下排列位置的空间几何关系式代入所述待求解方程组并进行求解，以获得不同井下深度位置处所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向；其中，所述偏心探头阵列所在的井下探测设备中心偏离原始老套管井轴的距离和方向用于描绘侧钻井井身轨迹；
[0134]
基于所述各个偏心探头在井下的排列位置，根据新套管井轴与所述原始老套管井轴之间的距离，结合所述新套管外径，确定所述侧钻井窗口大小。
[0135]
可以理解，本发明实施例中的存储器1102可以是易失性存储器或非易失性存储器，或可包括易失性和非易失性存储器两者。其中，非易失性存储器可以是只读存储器(read
‑
only memory，rom)、可编程只读存储器(programmable rom，prom)、可擦除可编程只读存储器(erasable prom，eprom)、电可擦除可编程只读存储器(electrically eprom，eeprom)或闪存。易失性存储器可以是随机存取存储器(random access memory，ram)，其用作外部高速缓存。通过示例性但不是限制性说明，许多形式的ram可用，例如静态随机存取存储器(static ram，sram)、动态随机存取存储器(dynamic ram，dram)、同步动态随机存取存储器(synchronous dram，sdram)、双倍数据速率同步动态随机存取存储器(double data rate sdram，ddrsdram)、增强型同步动态随机存取存储器(enhanced sdram，esdram)、同步连接动态随机存取存储器(synchlink dram，sldram)和直接内存总线随机存取存储器(direct rambus ram，drram)。本文描述的系统和方法的存储器1102旨在包括但不限于这些和任意其它适合类型的存储器。
[0136]
而处理器1103可能是一种集成电路芯片，具有信号的处理能力。在实现过程中，上述方法的各步骤可以通过处理器1103中的硬件的集成逻辑电路或者软件形式的指令完成。上述的处理器1103可以是通用处理器、数字信号处理器(digital signal processor，dsp)、专用集成电路(application specific integrated circuit，asic)、现场可编程门阵列(field programmable gate array，fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件。可以实现或者执行本发明实施例中的公开的各方法、步骤及逻辑框图。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。结合本发明实施例所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件译码处理器执行完成，或者用译码处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。软件模块可以位于随机存储器，闪存、只读存储器，可编程只读存储器或者电可擦写可编程存储器、寄存器等本领域成熟的存储介质中。该存储介质位于存储器1102，处理器1103读取存储器1102中的信息，结合其硬件完成上述方法的步骤。
[0137]
可以理解的是，本文描述的这些实施例可以用硬件、软件、固件、中间件、微码或其组合来实现。对于硬件实现，处理单元可以实现在一个或多个专用集成电路(application specific integrated circuits，asic)、数字信号处理器(digital signal processing，dsp)、数字信号处理设备(dsp device，dspd)、可编程逻辑设备(programmable logic device，pld)、现场可编程门阵列(field
‑
programmable gate array，fpga)、通用处理器、控制器、微控制器、微处理器、用于执行本技术所述功能的其它电子单元或其组合中。
[0138]
对于软件实现，可通过执行本文所述功能的模块(例如过程、函数等)来实现本文所述的技术。软件代码可存储在存储器中并通过处理器执行。存储器可以在处理器中或在处理器外部实现。
[0139]
具体来说，处理器1103还配置为运行所述计算机程序时，执行前述技术方案中所述开窗侧钻井井身轨迹与窗口形态的识别方法步骤，这里不再进行赘述。
[0140]
需要说明的是：本发明实施例所记载的技术方案之间，在不冲突的情况下，可以任意组合。
[0141]
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。