CN103076629A - 基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备，所述的方法包括：采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；根据测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型与比值区间；在一个比值区间内对纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；对扫描谱进行解释得到纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；根据速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；根据纵横波叠后剖面进行油气勘探。为油气藏勘探开发提供信息，从而降低勘探风险与成本，提高油气资源采收效率。

Description

基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备

技术领域

本发明关于地震勘探技术领域，特别是关于油气勘探开发领域，具体的讲是一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备。

背景技术

目前，油气藏勘探开发中常用的烃类检测技术是利用地震反射(或折射)特征进行油气藏的判识，包括地震属性技术、AVO（Amplitude Versus Offset,振幅随偏移距的变化）技术、合成声波测井技术、纵横波速度比技术等。纵横波速度比是油气勘探工业中岩性预测及储层流体替换重要的定量参数。对于地震勘探而言，在转换波地震勘探技术出现之前，纵波地震叠前AVO反演是估算横波速度信息的唯一方法。转换波地震勘探技术为获得横波速度的信息提供了另一种途径。目前常用的转换波地震数据的分析方法是基于转换波旅行时间的泰勒级数展开，这个方法可以获得有效的横波传播速度，但需要先进行纵波和转换波资料层位匹配来估计纵、横波速度比，而纵波和转换波匹配是转换波资料处理和解释的主要难题。因此，如何避开传统方法中必须先进行纵横波层位匹配，得到纵横波速度比，进而进行油气勘探是本领域的技术难题。

发明内容

为了克服现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备，避开传统方法求取纵横波速度比时必须先进行纵横波层位匹配的瓶颈问题，主要应用于油气藏的岩性描述和流体性质识别，为油气藏勘探开发提供信息，从而降低勘探风险与成本，提高油气资源采收效率。

本发明的目的之一是，提供一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法，所述的方法包括：采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间；在所述的比值区间内对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

本发明的目的之一是，提供了一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备，所述的设备包括：采集装置，用于采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；速度确定装置，用于根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间；扫描装置，用于在所述的比值区间内对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；扫描谱解释装置，用于对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；叠后剖面确定装置，用于根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；油气勘探装置，用于根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

本发明的有益效果在于，避开传统方法求取纵横波速度比时必须先进行纵横波层位匹配的瓶颈问题，主要应用于油气藏的岩性描述和流体性质识别，为油气藏勘探开发提供信息，从而降低勘探风险与成本，提高油气资源采收效率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域谱通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式一的流程图；

图2为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式二的流程图；

图3为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式三的流程图；

图4为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式四的流程图；

图5为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式一的结构框图；

图6为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式二的结构框图；

图7为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式三的结构框图；

图8为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式四的结构框图；

图9为北海某油田4分量共接收点道集示意图。

图10为北海某油田ACP道集的v_p/v_s谱示意图。

具体实施方式

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，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。

图1为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式一的流程图，由图1可知，所述的方法包括：

S101：采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；

S102：根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间；

S103：在所述的比值区间内对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；

S104：对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；

S105：根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；

S106：根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

图2为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式二的流程图，由图2可知，实施方式一中的步骤S 102具体包括：

S202：根据所述的测井资料、地震资料确定当前地震工区内的介质类型，所述的介质类型包括单层介质以及多层介质；

S203：根据所述的介质类型以及所述的纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间。

图3为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式三的流程图，由图3可知，实施方式二中的步骤S203具体包括：

S303：当介质类型为单层介质时，根据纵波地震资料确定旅行时方程；

S304：根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

对于某一反射深度为z的纵横波旅行时t_ps（P波为下行波即纵波，S波为上行波即横波）可以表达为：

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{v_p}\sqrt{x_p^2+z^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{v_p}\sqrt{{\left({x-x}_p\right)}^2+z^2}---\left(1\right)$

其中v_p和v_s为单层介质中纵波和横波的速度，γ＝v_p/v_s为纵横波速度比，x_p是转换点偏移距，则x_p可以采用迭代法进行计算：

$x_p^{\left(\mathrm{new}\right)}=\frac{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}{1+\sqrt{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}}---\left(2\right)$

图4为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法的实施方式四的流程图，由图4可知，实施方式二中的步骤S203具体包括：

S403：当介质类型为多层介质时，确定所述的多层介质的等效单层模型；

S404：根据所述的等效单层模型以及所述的纵波地震资料确定旅行时方程；

S405：根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

对于多层介质，如n层介质，每层的参数为：（v_pk,v_sk,Δt_pk,Δt_sk,k=1,...,n）其中，v_pk和v_sk为第k层的纵波层速度和横波层速度。Δt_pk,Δt_sk为纵波和横波在第k层的层间旅行时。假设每层的纵、横地震波速度比是常数，则n层介质的等效介质模型参数可以采用均方根公式表达为：

${\tilde{v}}_p^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{pk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}},$ ${\tilde{v}}_s^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{sk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}},$ $\mathrm{\γ}=\frac{{\tilde{v}}_p}{{\tilde{v}}_s},$ $z=\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}$

（3）

其中，t_ps0，

为等效单层模型纵、横波垂直入射旅行时，等效单层模型的纵波速度和横波速度。根据公式（1）和（3），n层模型的纵横波旅行时可以近似为：

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{x_p^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{{(x-x_p)}^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}---\left(4\right)$

方程（4）是非双曲线方程，如果已知

比如从纵波地震数据处理中获得，那么方程（4）可以用来进行非双曲时差校正，或者用来扫描γ和t_ps0，获得γ扫描谱，并进一步估算纵、横地震波波速度比，无需进行泰勒级数展开或者进行纵横波资料层位匹配。

虽然上述方法采用等效介质来模拟常速度比的模型，但实验测试表明对于变化的纵、横地震波速度比，该方法仍然可以用于参数估计和数据处理，并具有足够的精度。表1显示了一个5层模型，其纵、横地震波速度比在2.5-1.82之间。用本发明提供的方法，该理论模型的纵、横地震波速度比可以唯一地确定，并且具有足够的精度，其误差小于2%（如表2所示）。

表1模型参数

表2估计的γ*与实际γ值对比

通过上述步骤获得纵横地震波速度比后，执行步骤S406至步骤S409，即：

S406：对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；

S407：对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；

S408：根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；

S409：根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

即对于多层水平状介质，采用双根号方程计算单层模型旅行时可以由等效介质理论扩展到多层介质模型。在已知纵波速度的情况下，可以从转换波叠前数据中获得纵横波速度比扫描谱，并进一步解释后获得唯一的纵横地震波速度比。即可根据纵横地震波速度比进行油气勘探。

下面结合具体的实施例，详细介绍本发明提供的技术方案。以北海某油田为例进行说明。

（1）采集已有的测井、地质、纵波地震资料；

（2）根据采集的测井、地址、纵波地震资料确定纵横波地震速度估计值；

（3）采用常速度比法进行转换波ACP面元分析，并抽取转换波ACP道集。图9为北海某油田4分量共接收点道集，其中，（a）为水听器，（b）为主测线，（c）为联络线，（d）为垂直分量。

（4）采用公式（4）对测线上的所有转换波ACP道集进行速度比谱扫描计算。

（5）在纵横地震波速度比谱上拾取速度比，获得速度比等值线图。图10为获得的北海某油田的CCP道集的v_p/v_s谱示意图，实线即为拾取的速度比曲线。

（6）根据获得的速度比等值曲线确定纵横波叠后剖面；

（7）根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

图5为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式一的结构框图，由图5可知，所述的设备包括：

采集装置100，用于采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；

速度确定装置200，用于根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间；

扫描装置300，用于在所述的比值区间内对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；

扫描谱解释装置400，用于对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；

叠后剖面确定装置500，用于根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；

油气勘探装置600，用于根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

图6为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式二的结构框图，由图6可知，在实施方式二中，速度确定装置200具体包括：

介质类型确定单元201，用于根据所述的测井资料、地震资料确定当前地震工区内的介质类型，所述的介质类型包括单层介质以及多层介质；

速度确定单元202，用于根据所述的介质类型以及所述的纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间。

图7为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式三的结构框图，由图7可知，在实施方式三中，速度确定单元202具体包括：

第一方程确定单元2021，用于当介质类型为单层介质时，根据纵波地震资料确定旅行时方程；

第一速度确定单元2022，用于根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

对于某一反射深度为z的纵横波旅行时t_ps（P波为下行波即纵波，S波为上行波即横波）可以表达为：

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{v_p}\sqrt{x_p^2+z^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{v_p}\sqrt{{\left({x-x}_p\right)}^2+z^2}---\left(1\right)$

其中v_p和v_s为单层介质中纵波和横波的速度，γ＝v_p/v_s为纵横波速度比，x_p是转换点偏移距，则x_p可以采用迭代法进行计算：

$x_p^{\left(\mathrm{new}\right)}=\frac{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}{1+\sqrt{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}}---\left(2\right)$

图8为本发明实施例提供的一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备的实施方式四的结构框图，由图8可知，在实施方式四中，速度确定单元202具体包括：

模型等效单元2023，用于当介质类型为多层介质时，确定所述的多层介质的等效单层模型；

第二旅行时方程单元2024，用于根据所述的等效单层模型以及所述的纵波地震资料确定旅行时方程；

第二速度确定单元2025，用于根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

对于多层介质，如n层介质，每层的参数为：（v_pk,v_sk,Δt_pk,Δt_sk,k=1,...,n）其中，v_pk和v_sk为第k层的纵波层速度和横波层速度。Δt_pk,Δt_sk为纵波和横波在第k层的层间旅行时。假设每层的纵、横地震波速度比是常数，则n层介质的等效介质模型参数可以采用均方根公式表达为：

${\tilde{v}}_p^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{pk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}},$ ${\tilde{v}}_s^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{sk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}},$ $\mathrm{\γ}=\frac{{\tilde{v}}_p}{{\tilde{v}}_s},$ $z=\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}$

（3）

其中，t_ps0，

为等效单层模型纵、横波垂直入射旅行时，等效单层模型的纵波速度和横波速度。根据公式（1）和（3），n层模型的纵横波旅行时可以近似为：

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{x_p^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{{(x-x_p)}^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}---\left(4\right)$

方程（4）是非双曲线方程，如果已知比如从纵波地震数据处理中获得，那么方程（4）可以用来进行非双曲时差校正，或者用来扫描γ和t_ps0，获得γ扫描谱，并进一步估算纵、横地震波波速度比，无需进行泰勒级数展开或者进行纵横波资料层位匹配。

虽然上述设备采用等效介质来模拟常速度比的模型，但实验测试表明对于变化的纵、横地震波速度比，该方法仍然可以用于参数估计和数据处理，并具有足够的精度。表1显示了一个5层模型，其纵、横地震波速度比在2.5-1.82之间。用本发明提供的方法，该理论模型的纵、横地震波速度比可以唯一地确定，并且具有足够的精度，其误差小于2%（如表2所示）。

通过上述装置获得纵横地震波速度比后，执行扫描装置300至油气勘探装置600，即对于多层水平状介质，采用双根号方程计算单层模型旅行时可以由等效介质理论扩展到多层介质模型。在已知纵波速度的情况下，可以从转换波叠前数据中获得纵横波速度比扫描谱，并进一步解释后获得唯一的纵横地震波速度比。即可根据纵横地震波速度比进行油气勘探。

下面结合具体的实施例，详细介绍本发明提供的技术方案。以北海某油田为例进行说明。

（1）采集已有的测井、地质、纵波地震资料；

（2）根据采集的测井、地址、纵波地震资料确定纵横波地震速度估计值；

（3）采用常速度比法进行转换波ACP面元分析，并抽取转换波ACP道集。图9为北海某油田4分量共接收点道集，其中，（a）为水听器，（b）为主测线，（c）为联络线，（d）为垂直分量。

（4）采用公式（4）对测线上的所有转换波ACP道集进行速度比谱扫描计算。

（5）在纵横地震波速度比谱上拾取速度比，获得速度比等值线图。图10为获得的北海某油田的CCP道集的v_p/v_s谱示意图，实线即为拾取的速度比曲线。

（6）根据获得的速度比等值曲线确定纵横波叠后剖面；

（7）根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

综上所述，本发明的有益成果是：提出了一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备，采用双根号方程计算单层模型P-SV波的旅行时可以由等效介质理论扩展到多层介质模型。在已知P波速度的情况下，可以从转换波叠前数据中获得纵横波速度比扫描谱，并进一步经过解释获得唯一的纵、横地震波速度比，避开传统方法求取纵横波速度比时必须先进行纵横波层位匹配的瓶颈问题，主要应用于油气藏的岩性描述和流体性质识别，为油气藏勘探开发提供信息，从而降低勘探风险与成本，提高油气资源采收效率。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (12)

1.一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法，其特征是，所述的方法包括：

采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；

根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间；

在所述的比值区间内对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；

对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；

根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；

根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征是，根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值范围具体包括：

根据所述的测井资料、地震资料确定当前地震工区内的介质类型，所述的介质类型包括单层介质以及多层介质；

根据所述的介质类型以及所述的纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值范围。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征是，当介质类型为单层介质时，根据所述的介质类型以及所述的纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比具体包括：

当介质类型为单层介质时，根据纵波地震资料确定旅行时方程；

根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征是，所述的旅行时方程为

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{v_p}\sqrt{x_p^2+z^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{v_p}\sqrt{{\left({x-x}_p\right)}^2+z^2}---\left(1\right)$

所述的转换点偏移距通过如下公式进行：

$x_p^{\left(\mathrm{new}\right)}=\frac{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}{1+\sqrt{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}}---\left(2\right)$

其中，P波为下行波即纵波，S波为上行波即横波，v_p和v_s为单层介质中纵波和横波的速度，γ＝v_p/v_s为纵横波地震速度比，x_p是转换点偏移距。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征是，当介质类型为多层介质时，根据所述的介质类型以及所述的纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度具体包括：

当介质类型为多层介质时，确定所述的多层介质的等效单层模型；

根据所述的等效单层模型以及所述的纵波地震资料确定旅行时方程；

根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征是，所述的多层介质的等效单层模型参数通过如下公式进行：

${\tilde{v}}_p^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{pk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}},$ ${\tilde{v}}_s^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{sk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}},$ $\mathrm{\γ}=\frac{{\tilde{v}}_p}{{\tilde{v}}_s},$ $z=\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}---\left(3\right)$

所述的旅行时方程为

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{x_p^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{{(x-x_p)}^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}---\left(4\right)$

其中，t_ps0，

为等效单层模型纵波、横波垂直入射旅行时，等效单层模型的纵波速度和横波速度。

7.一种基于纵横地震波速度比进行油气勘探的设备，其特征是，所述的设备包括：

采集装置，用于采集当前地震工区内的测井资料、地质资料以及纵波地震资料；

速度确定装置，用于根据所述的测井资料、地质资料以及纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值区间；

扫描装置，用于在所述的比值区间内对所述的纵横波地震速度比在叠前转换波共转换点道集上进行扫描，得到纵横波地震速度比的扫描谱；

扫描谱解释装置，用于对所述的扫描谱进行解释得到所述的纵横波地震速度比在所述的叠前转换波共转换点道集处的速度比值曲线；

叠后剖面确定装置，用于根据所述的速度比值曲线确定当前地震工区内的纵横波叠后剖面；

油气勘探装置，用于根据所述的纵横波叠后剖面进行油气勘探。

8.根据权利要求7所述的设备，其特征是，所述的速度确定装置具体包括：

介质类型确定单元，用于根据所述的测井资料、地震资料确定当前地震工区内的介质类型，所述的介质类型包括单层介质以及多层介质；

速度确定单元，用于根据所述的介质类型以及所述的纵波地震资料确定当前地震工区内的纵横波地震速度比的初始模型以及比值范围。

9.根据权利要求8所述的设备，其特征是，当介质类型为单层介质时，所述的速度确定单元具体包括：

第一方程确定单元，用于当介质类型为单层介质时，根据纵波地震资料确定旅行时方程；

第一速度确定单元，用于根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

10.根据权利要求9所述的设备，其特征是，所述的旅行时方程为

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{v_p}\sqrt{x_p^2+z^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{v_p}\sqrt{{\left({x-x}_p\right)}^2+z^2}---\left(1\right)$

所述的转换点偏移距通过如下公式进行：

$x_p^{\left(\mathrm{new}\right)}=\frac{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}{1+\sqrt{\sqrt{{\mathrm{\γ}}^2+{(x_p^{\mathrm{old}}/z)}^2({\mathrm{\γ}}^2-1)}}}---\left(2\right)$

其中，P波为下行波即纵波，S波为上行波即横波，v_p和v_s为单层介质中纵波和横波的速度，γ＝v_p/v_s为纵横波速度比，x_p是转换点偏移距。

11.根据权利要求8所述的设备，其特征是，当介质类型为多层介质时，所述的速度确定单元具体包括：

模型等效单元，用于当介质类型为多层介质时，确定所述的多层介质的等效单层模型；

第二旅行时方程单元，用于根据所述的等效单层模型以及所述的纵波地震资料确定旅行时方程；

第二速度确定单元，用于根据所述的旅行时方程以及转换点偏移距确定当前地震工区内的纵横波地震速度比。

12.根据权利要求11所述的设备，其特征是，所述的多层介质的等效单层模型参数通过如下公式进行：

${\tilde{v}}_p^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{pk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{pk}}},$ ${\tilde{v}}_s^2=\frac{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{v}_{\mathrm{sk}}^2{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}}{\underset{k=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\Δt}}_{\mathrm{sk}}},$ $\mathrm{\γ}=\frac{{\tilde{v}}_p}{{\tilde{v}}_s},$ $z=\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}---\left(3\right)$

所述的旅行时方程为

$t_{\mathrm{ps}}=\frac{1}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{x_p^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}+\frac{\mathrm{\γ}}{{\tilde{v}}_p}\sqrt{{(x-x_p)}^2+{\left(\frac{{\tilde{v}}_p}{1+\mathrm{\γ}}{t}_{\mathrm{ps}0}\right)}^2}---\left(4\right)$

其中，t_ps0，

为等效单层模型纵波、横波垂直入射旅行时，等效单层模型的纵波速度和横波速度。

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