CN102692645A - 利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法，所述方法采用道集地震反射信息获取的γ变化率与旅行时信息获取的γ变化率无限逼近这一思想，构建反演目标函数，目标函数的关键参数包括纵波截距、纵波梯度、转换波梯度及旅行时信息计算得到的纵横波速度比，这些参数均可由实际输入的纵波、转换波道集的AVO信息和旅行时信息获取，因此目标函数的构建更加合理，最终反演的纵横波速度比弹性参数也更加精确。

Description

利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法

技术领域

本发明涉及地球物理勘探技术，更具体地讲，涉及一种利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比参数并进行储层含气性或含水性识别的方法。

背景技术

在油气检测和油藏描述中，介质的弹性参数十分重要，这些参数与岩性和流体成分有关。描述弹性介质的最主要的3个参数是纵波速度、横波速度和密度。目前地球物理勘探的常规技术是利用纵波AVO（Amplitude VersusOffset，振幅随炮检距变化）叠前道集反演上述3个参数，反演时考虑了纵波反射振幅随入射角变化的因素。但是大量理论研究和实例应用表明，在有限偏移距的纵波资料中，这3个参数的准确求解存在一定的多解性。

随着多波多分量地震勘探技术的不断发展，高质量转换波资料的获取，使得纵波、转换波联合反演技术成为随之发展起来的新技术。纵波、转换波联合反演方法的基本原理是基于Smith和Gidlow（1987）提出的加权叠加方法，通过PP数据的加权叠加来计算纵波和横波波阻抗以及其它的相关参数。Fatti等（1994）做了进一步的研究，取消了对于Gardner公式的依赖并且包含了密度项。Stewart等（2001）、Landro等（2006）将加权叠加的思想用于联合反演，给出了实用的纵横波联合反演方法。但利用上述反演方法，反演结果得到的是纵波速度、横波速度和密度的变化率ΔV_p/V_p、ΔV_s/V_s、Δρ/ρ，不能直接获取储层的纵横波速度比值，对储层含不同流体成分的弹性参数特征描述不够直观精确，解释复杂程度较大。

发明内容

本发明的示例性实施例的目的在于克服现有技术中的问题，例如，在于克服现有纵波、转换波储层岩石物理弹性参数联合反演方法存在的上述不足。因此，本发明的示例性实施例提出了一种利用纵波、转换波数据直接反演储层纵横波速度比的方法，从而能够对储层不同含气性或含水性条件下地球物理响应特征进行精细刻画，并对纵波、转换波数据联合反演的计算方法提出了改进方案。此外，本发明的示例性实施例采用了基于阻尼最小二乘解的广义线性反演方法，提高了反演算法的稳定性，提高了计算效率和反演精度。

本发明的示例性实施例提供一种利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法，所述利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法可以包括下述步骤。

（1）输入地震数据，从而基于相同成像点位置的纵波成像道集和转换波成像道集，根据目的储层所在时间范围来选取纵波反演时窗[T_a,T_b]和转换波反演时窗[T_c,T_d]。

（2）根据选取的时窗的每一个纵波成像道集和转换波成像道集，建立纵波反射系数表达式和转换波反射系数表达式：

$R_{\mathrm{pp}}\left(\mathrm{\θ}\right)=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}+\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})+(\frac{1}{2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}-\frac{4}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}}){\sin }^2\mathrm{\θ}$

$R_{\mathrm{ps}}\left(\mathrm{\θ}\right)=(-\frac{2}{\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2+\mathrm{\γ}}{2\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})\sin \mathrm{\θ}$

其中，R_pp为纵波的反射系数，R_ps为转换波的反射系数，θ为纵波入射角，V_p为纵波速度，V_s为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比；

根据建立的纵波反射系数表达式和转换波反射系数表达式，得到与成像道集地震反射信息相关的γ变化率表达式：

$\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_a=2\frac{{\mathrm{\γ}}_a^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_a^n}{{\mathrm{\γ}}_a^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_a^n}=(2+\frac{\mathrm{\γ}}{2})A-\frac{\mathrm{\γ}}{2}B+(1+\frac{\mathrm{\γ}}{2})C$

其中，为与成像道集地震反射信息相关的γ变化率，

A为纵波成像道集在选定时窗内给定样点的截距，其计算式为：

$A=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}+\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

B为纵波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度，其计算式为：

$B=(\frac{1}{2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}-\frac{4}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

C为转换波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度，其计算式为；

$C=(-\frac{2}{\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2+\mathrm{\γ}}{2\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}}).$

（3）在选定时窗内纵波成像道集和转换波成像道集的给定样点处，根据旅行时信息得到纵横波速度比：

${\mathrm{\γ}}_t=\frac{2\mathrm{\Δ}{T}_{\mathrm{ps}}}{\mathrm{\Δ}{T}_{\mathrm{pp}}}-1$

其中，γ_t为纵横波速度比，ΔT_pp和ΔT_ps分别为给定样点的上下层旅行时差；

根据得到的纵横波速度比，建立与旅行时信息相关的γ变化率表达式：

$\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_t=2\frac{{\mathrm{\γ}}_t^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_t^n}{{\mathrm{\γ}}_t^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_t^n}$

其中，

为与旅行时信息相关的γ变化率。

（4）对于与成像道集地震反射信息相关的γ变化率和与旅行时信息相关的γ变化率，在选定时窗内所有样点建立目标函数：

$E=\underset{i=1}{\overset{i=N}{\mathrm{\Σ}}}{[\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_a^i-\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_t^i]}^2$

其中，i＝1,2,…,N。

（5）采用基于阻尼最小二乘解的广义线性反演方法，求解如下方程组：

$\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_1}=0,\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_2}=0,......,\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_N}=0$

从而反演得到所述成像点位置每个样点的纵横波速度比γ_i。

输入的地震数据可以包括与二维纵波和转换波相关的数据以及与三维纵波和转换波相关的数据中的至少一种。

所述成像点位置可以是输入的地震数据中的与纵波和转换波相关的数据体中的任意一个相同的共深度点（CDP）或共转换点（CCP）位置，或者所述成像点位置可以是输入的地震数据中的与纵波和转换波相关的数据体中的一段共深度点或共转换点成像范围，或者所述成像点位置可以是输入的地震数据中的全部数据体的所有成像点范围。

可以根据地震工区目标储层的地质层位来进行选取时窗的步骤。

可以根据输入的地震数据中的与纵波成像道集和转换波成像道集相关的振幅随炮检距变化信息来计算纵波成像道集在选定时窗内给定样点的截距、纵波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度以及转换波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度。

根据本发明的示例性实施例，所述利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法还可以包括下述步骤：采集包括二维多分量和三维多分量中的至少一种的地震数据资料；通过二维或三维纵波、转换波地震资料处理，以得到包括能够进行储层纵横波速度比反演的纵波、转换波叠前时间偏移道集数据的将被输入的地震数据。

根据本发明的示例性实施例，所述利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法还可以包括下述步骤：（6）分别对于其他的成像点位置重复上述步骤（1）至步骤（5），从而进行反演以得到相应的纵横波速度比，以得到整个地震数据的纵横波速度比反演结果。然后，即可根据得到的整个地震数据的纵横波速度比反演结果进行储层预测和气水识别。

因此，根据本发明的示例性实施例，可以克服现有技术只能反演得到纵波速度、横波速度和密度的变化率ΔV_p/V_p、ΔV_s/V_s、Δρ/ρ的不足，从而可以实现得到一种利用纵波、转换波数据直接反演储层纵横波速度比的方法，其反演的纵横波速度比这一弹性参数可以直接用来储层油气检测，从而提高了储层岩性及含流体性质描述的准确性。

本发明的示例性实施例的利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法采用了道集地震反射信息获取的γ变化率与旅行时信息获取的γ变化率无限逼近这一思想，构建反演目标函数，目标函数的关键参数包括纵波截距、纵波梯度、转换波梯度及旅行时信息计算得到的纵横波速度比，这些参数均可由实际输入的纵波、转换波道集的AVO信息和旅行时信息获取，因此目标函数的构建更加合理，最终反演的纵横波速度比弹性参数也更加精确。

此外，通过采用基于阻尼最小二乘解的广义线性反演方法进行求解，从而保证了数值计算的稳定收敛，并加快了收敛速度，易于推广应用。

具体实施方式

现在将在下文中详细描述本发明的示例性实施例；然而，本发明的示例性实施例可以以许多不同的形式来实施，且不应该限于这里阐述的示例。相反，提供这些示例使得本公开将是彻底并完整的，并将向本领域技术人员充分地传达本发明的范围。

根据本发明的示例性实施例，可以预先对采集到的地震资料进行处理，然后将处理后的地震数据输入到例如计算机中。例如，可以以本领域公知的方法进行二维多分量或三维多分量野外勘探采集，以得到原始采集的多分量数据。然后，经过二维或三维纵波、转换波地震资料处理，以得到包括能够进行储层纵横波速度比反演的纵波、转换波叠前时间偏移道集数据的地震数据。然后，可以将得到的地震数据输入到计算机中，从而在后面的步骤中对这样的地震数据进行处理。可选择地，也可以直接将采集到的地震资料输入到计算机中并在计算机中进行相应地处理。

如此，输入的地震数据可以包括与二维纵波和转换波相关的数据和与三维纵波和转换波相关的数据中的至少一种。

接下来，根据输入的地震数据，可以基于相同成像点位置的纵波成像道集和转换波成像道集，根据目的储层所在时间范围来选取纵波反演时窗[T_a,T_b]和转换波反演时窗[T_c,T_d]。

所述成像点位置可以是输入的地震数据中的与纵波和转换波相关的数据体中的任意一个相同的共深度点（CDP）或共转换点（CCP）位置，或者可以是输入的地震数据中的与纵波和转换波相关的数据体中的一段共深度点或共转换点成像范围，或者可以是输入的地震数据中的全部数据体的所有成像点范围。因此，根据本发明的示例性实施例的利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法既可以实用于二维纵波、转换波数据联合反演，也可以实用于三维纵波、转换波数据联合反演。此外，反演时窗的选取可以是根据具体地震工区目标储层的地质层位而决定的。

对于选取的时窗的每一个纵波、转换波成像点道集，可以计算提取纵波道集在选定时窗内给定样点的截距A，纵波道集在选定时窗内给定样点的梯度B，转换波道集在选定时窗内给定样点的梯度C：

$A=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}+\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

$B=(\frac{1}{2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}-\frac{4}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

$C=(-\frac{2}{\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2+\mathrm{\γ}}{2\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

并可以构建如下表达式：

$\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_a=2\frac{{\mathrm{\γ}}_a^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_a^n}{{\mathrm{\γ}}_a^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_a^n}=(2+\frac{\mathrm{\γ}}{2})A-\frac{\mathrm{\γ}}{2}B+(1+\frac{\mathrm{\γ}}{2})C$

其中，A为纵波道集在选定时窗内给定样点的截距，B为纵波道集在选定时窗内给定样点的梯度，C为转换波道集在选定时窗内给定样点的梯度。

如此，可以得到与旅行时信息相关的γ变化率的表达式。

例如，可以根据输入的地震数据中的与纵波成像道集和转换波成像道集相关的AVO信息来计算纵波成像道集在选定时窗内给定样点的截距A、纵波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度B以及转换波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度C。它们的计算方法可以采用现有地震勘探技术中的通用技术中的方法。

在本发明的一个示例性实施例中，可以根据选取的时窗的每一个纵波成像道集和转换波成像道集，来建立纵波反射系数表达式和转换波反射系数表达式：

$R_{\mathrm{pp}}\left(\mathrm{\θ}\right)=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}+\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})+(\frac{1}{2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}-\frac{4}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}}){\sin }^2\mathrm{\θ}$

$R_{\mathrm{ps}}\left(\mathrm{\θ}\right)=(-\frac{2}{\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2+\mathrm{\γ}}{2\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})\sin \mathrm{\θ}$

其中，R_pp为纵波的反射系数，R_ps为转换波的反射系数，θ为纵波入射角，V_p为纵波速度，V_s为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比。

上述的R_pp和R_ps的表达式可以是在假设地层采样点两侧弹性参数相对变化较小的前提下、基于Zoeppritz方程建立的纵波和转换波反射系数的近似表达式。

此后，对于在选定时窗内纵波、纵波道集给定样点，其上下层旅行时差分别为ΔT_pp、ΔT_ps，则在该样点处，可得到由旅行时信息计算得到的纵横波速度比：

${\mathrm{\γ}}_t=\frac{2\mathrm{\Δ}{T}_{\mathrm{ps}}}{\mathrm{\Δ}{T}_{\mathrm{pp}}}-1$

如此，可建立如下与旅行时信息相关的γ变化率表达式：

$\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_t=2\frac{{\mathrm{\γ}}_t^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_t^n}{{\mathrm{\γ}}_t^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_t^n}$

其中，

为与旅行时信息相关的γ变化率。

上述的得到纵横波速度比并建立与旅行时信息相关的γ变化率表达式的步骤是将转换波时窗范围内的转换波数据根据该步骤所列公式匹配至纵波时窗范围。因此在完成该步骤之后，转换波道集数据和纵波道集数据已经属于同一时间刻度的时窗范围。

基于由上述步骤获取的

和

可以在选定时窗内所有样点建立如下目标函数：

$E=\underset{i=1}{\overset{i=N}{\mathrm{\Σ}}}{[\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_a^i-\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_t^i]}^2$

其中，i＝1,2,…,N。

为使E达到最小,可以采用基于阻尼最小二乘解的广义线性反演方法，求解如下方程组：

$\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_1}=0,\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_2}=0,......,\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_N}=0$

这样，即可反演得到该成像点位置每个采样点的纵横波速度比值γ_i，其中，i=1,2,…,N。

根据本发明的示例性实施例，还可以分别对于其他的成像点位置进行反演以得到相应的纵横波速度比，从而得到整个地震数据的纵横波速度比反演结果。此后，可以根据得到的整个地震数据的纵横波速度比反演结果，来进行储层预测和气水识别。

因此，根据本发明的示例性实施例，可以克服现有技术只能反演得到纵波速度、横波速度和密度的变化率ΔV_p/V_p、ΔV_s/V_s、Δρ/ρ的不足，从而实现得到一种利用纵波、转换波数据直接反演储层纵横波速度比的方法，其反演的纵横波速度比这一弹性参数可直接用来储层油气检测，从而提高了储层岩性及含流体性质描述的准确性。

本发明的示例性实施例的利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法采用道集地震反射信息获取的γ变化率与旅行时信息获取的γ变化率无限逼近这一思想，构建反演目标函数，目标函数的关键参数包括纵波截距、纵波梯度、转换波梯度及旅行时信息计算得到的纵横波速度比，这些参数均可由实际输入的纵波、转换波道集的AVO信息和旅行时信息获取，因此目标函数的构建更加合理，最终反演的纵横波速度比弹性参数也更加精确。

此外，通过采用基于阻尼最小二乘解的广义线性反演方法进行求解，从而保证了数值计算的稳定收敛，并加快了收敛速度，易于推广应用。

虽然已经示出并描述了本发明的示例性实施例的示例，但是本领域技术人员应该理解的是，本发明的示例性实施例不限于此，在不脱离根据权利要求所限定的本发明的精神和范围的情况下，可以对这些示例性实施例进行各种修改。

Claims (7)

1.一种利用纵波、转换波数据联合反演储层纵横波速度比的方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

输入地震数据，从而基于相同成像点位置的纵波成像道集和转换波成像道集，根据目的储层所在时间范围来选取纵波反演时窗[T_a,T_b]和转换波反演时窗[T_c,T_d]；

根据选取的时窗的每一个纵波成像道集和转换波成像道集，建立纵波反射系数表达式和转换波反射系数表达式：

$R_{\mathrm{pp}}\left(\mathrm{\θ}\right)=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}+\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})+(\frac{1}{2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}-\frac{4}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}}){\sin }^2\mathrm{\θ}$

$R_{\mathrm{ps}}\left(\mathrm{\θ}\right)=(-\frac{2}{\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2+\mathrm{\γ}}{2\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})\sin \mathrm{\θ}$

其中，R_pp为纵波的反射系数，R_ps为转换波的反射系数，θ为纵波入射角，V_p为纵波速度，V_s为横波速度，ρ为介质的密度，γ为纵横波速度比；

根据建立的纵波反射系数表达式和转换波反射系数表达式，得到与成像道集地震反射信息相关的γ变化率表达式：

$\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_a=2\frac{{\mathrm{\γ}}_a^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_a^n}{{\mathrm{\γ}}_a^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_a^n}=(2+\frac{\mathrm{\γ}}{2})A-\frac{\mathrm{\γ}}{2}B+(1+\frac{\mathrm{\γ}}{2})C$

其中，

为与成像道集地震反射信息相关的γ变化率，

A为纵波成像道集在选定时窗内给定样点的截距，其计算式为：

$A=\frac{1}{2}(\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}+\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

B为纵波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度，其计算式为：

$B=(\frac{1}{2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_p}{V_p}-\frac{4}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2}{{\mathrm{\γ}}^2}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}})$

C为转换波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度，其计算式为；

$C=(-\frac{2}{\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ}{V}_s}{V_s}-\frac{2+\mathrm{\γ}}{2\mathrm{\γ}}\frac{\mathrm{\Δ\ρ}}{\mathrm{\ρ}});$

在选定时窗内纵波成像道集和转换波成像道集的给定样点处，根据旅行时信息得到纵横波速度比：

${\mathrm{\γ}}_t=\frac{2\mathrm{\Δ}{T}_{\mathrm{ps}}}{\mathrm{\Δ}{T}_{\mathrm{pp}}}-1$

其中，γ_t为纵横波速度比，ΔT_pp和ΔT_ps分别为给定样点的上下层旅行时差；

根据得到的纵横波速度比，建立与旅行时信息相关的γ变化率表达式：

$\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_t=2\frac{{\mathrm{\γ}}_t^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_t^n}{{\mathrm{\γ}}_t^{n+1}-{\mathrm{\γ}}_t^n}$

其中，

为与旅行时信息相关的γ变化率；

对于与成像道集地震反射信息相关的γ变化率和与旅行时信息相关的γ变化率，在选定时窗内所有样点建立目标函数：

$E=\underset{i=1}{\overset{i=N}{\mathrm{\Σ}}}{[\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_a^i-\frac{\mathrm{\Δ\γ}}{\mathrm{\γ}}{|}_t^i]}^2$

其中，i＝1,2,…,N；

采用基于阻尼最小二乘解的广义线性反演方法，求解如下方程组：

$\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_1}=0,\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_2}=0,......,\frac{\∂E}{\∂{(\mathrm{\Δ\γ}/\mathrm{\γ})}_N}=0$

从而反演得到所述成像点位置每个样点的纵横波速度比γ_i。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，输入的地震数据包括与二维纵波和转换波相关的数据以及与三维纵波和转换波相关的数据中的至少一种。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述成像点位置是输入的地震数据中的与纵波和转换波相关的数据体中的任意一个相同的共深度点或共转换点位置，或者

所述成像点位置是输入的地震数据中的与纵波和转换波相关的数据体中的一段共深度点或共转换点成像范围，或者

所述成像点位置是输入的地震数据中的全部数据体的所有成像点范围。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

根据地震工区目标储层的地质层位来进行选取时窗的步骤。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据输入的地震数据中的与纵波成像道集和转换波成像道集相关的振幅随炮检距变化信息来计算纵波成像道集在选定时窗内给定样点的截距、纵波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度以及转换波成像道集在选定时窗内给定样点的梯度。

6.根据权利要求1至权利要求5中的任意一项权利要求所述的方法，其特征在于，所述方法还包括下述步骤：

采集包括二维多分量和三维多分量中的至少一种的地震数据资料；

通过二维或三维纵波、转换波地震资料处理，以得到包括能够进行储层纵横波速度比反演的纵波、转换波叠前时间偏移道集数据的将被输入的地震数据。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括下述步骤：

分别对于其他的成像点位置进行反演以得到相应的纵横波速度比，从而得到整个地震数据的纵横波速度比反演结果；

根据得到的整个地震数据的纵横波速度比反演结果，进行储层预测和气水识别。