CN107193041B - 基于双相介质的有效储层正演模拟的方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种基于双相介质的有效储层正演模拟的方法及其系统。该方法包括如下步骤：确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；将岩石骨架的反射系数和流体的反射系数分别与地震的实际子波褶积，然后将褶积的各正演结果进行叠加，得到有效储层的地震正演模型。本发明的双相介质的有效储层正演的方法及系统，扩大技术适用性，提高了储层描述中正演精度和吻合度，提高了储层内流体识别的能力，不仅适用于浅层的高孔高渗油气藏，而且还适用于深层和特殊岩性的低孔低渗型油气藏。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于双相介质的有效储层正演的方法及系统。
背景技术
目前市场上地震储层正演技术主要以单相介质褶积模型为主，单相介质褶积模型是一个相对简化的地质模型，有助于将复杂地质问题简单化分析处理。由于单相介质褶积模型忽略了孔隙流体的各向异性特征，因此基于该模型的实际储层正演技术只考虑储层的岩石骨架反射特征，得到的正演成果只能反映储层的岩性骨架特征。
单相介质褶积模型假设储层为均质的单一速度模型，因此孔隙中流体的速度被忽略，实际工作中储层的实际速度基本都用测井的声波时差折算成速度来替代。在埋藏深度较浅，孔隙度较高（孔隙度为20%-40%）的情况下，单相介质褶积模型储层正演技术是可靠的。以胜利油田沾化洼陷馆陶组上段为例：埋深800-1200m时，气藏速度为1400-1600m/s左右、油层速度为1800-2000m/s左右；水层速度为2000-2200m/s；干层速度为2200-2500m/s；泥岩速度中值为2200m/s；不同的流体中储层的速度差异较大，其中气藏的速度与上伏泥岩速度差异最大，因此气藏的阻抗差异和反射系数最强，单相介质褶积模型的结果表现为振幅值最高，与实际地震剖面相一致，吻合度较好。实际储层描述工作中利用“亮点”技术识别气藏，就是利用这个原理。
传统的单相介质褶积模型正演存在如下缺点：（1）只适合于高孔高渗油气藏类型，不适合于低孔低渗类型的油气藏类型；（2）随着埋藏深度的加大，压实程度加强，孔隙度变小时，流体对储层速度的影响也会变小，造成了油层和水层的反射系数相同，现有单相介质褶积模型正演只能反映储层岩石骨架的整体形态特征，难以将储层进一步细化区分，不具备识别有效储层和无效储层的能力。而且不具备识别有效储层中油、气、水等流体性质的能力；（3）由于忽略了流体阻抗信息，油、气、水在有效储层中的信息全部消除，单相介质褶积模型不能反映流体信息的差异，因此不具备油气检测等流体识别能力。
例如致密砂岩油气藏的孔隙度一般在5-15%左右，部分特殊岩性油气藏如：灰岩、火山岩孔隙度也很低，一般在5-12%左右。当孔隙度较小时，油气藏和水层、干层之间的速度差异较小，以新疆地区侏罗系头屯河组油藏为例（埋深3900m左右）：孔隙度6-14%，油层速度中值为3900m/s；水层速度中值为3900m/s，泥质干砂速度为3900-4800m/s，泥岩速度为3300-4800m/s，其中油层和水层的速度一致，造成了油层和水层的反射系数相同，因此在单相介质褶积模型中就无法区分和识别该类型的有效储层，说明单相介质褶积模型是有适用条件的。它不适用于低孔低渗类型的油气藏。
发明内容
针对上述现有技术中存在的不足之处，本发明提供一种基于双相介质褶积模型的有效储层正演的方法及系统。该方法提高了储层内流体识别的能力，提高了储层描述中正演精度和吻合度，扩大了技术适用性，不仅适用于浅层的高孔高渗油气藏，而且还适用于深层和特殊岩性的低孔低渗型油气藏。
本发明提供了一种基于双相介质的有效储层正演模拟的方法，其包括如下步骤：
确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；
计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；
根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；
将岩石骨架的反射系数和流体的反射系数分别与地震的实际子波褶积，然后将褶积的各正演结果进行叠加，得到有效储层的地震正演模型。
确定储层的成藏物性下限的具体方法为：所述储层成藏物性分别与声波时差折算的纵波速度、含水饱和度进行交汇，从而判断储层成藏物性的下限。
通过公式（Ⅰ）1/v储层实测=Φ/vf+(1-Φ)/vr求得实际岩石骨架纵波速度和实际流体的纵波速度；其中，v储层实测为测井的声波时差曲线得到的实际储层速度；vf为孔隙内实际流体的纵波速度；vr为实际岩石骨架的纵波速度；Φ为孔隙度。
通过公式（Ⅱ）R=（ρ1v1-ρ2v2）/(ρ1v1+ρ2v2) 计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数，其中，R为反射系数，ρ1v1为第一介质相的波抗阻，ρ2v2为第二介质相的波抗阻。
通过公式（Ⅲ）St= Wt*Σ（R岩石+ R流体）进行褶积和叠加，其中，St为双相介质褶积模型结果，Wt为地震子波，R岩石为岩石骨架的反射系数，R流体为储层中气体的反射系数。
本发明还提供了一种基于双相介质褶积的有效储层正演模拟的系统，所述系统包括：储层划分模块、速度获取模块、反射系数模块和正演模块；
所述储层划分模块，用于确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；
所述速度获取模块，用于计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；
所述反射系数模块，用于根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；
所述正演模块，用于将岩石骨架的反射系数和流体的反射系数分别与地震的实际子波褶积，然后将褶积的各正演结果进行叠加，得到有效储层的地震正演模型。
所述储层划分模块，用于确定储层的成藏物性下限的具体方法为：所述储层成藏物性分别与声波时差折算的纵波速度、含水饱和度进行交汇，从而判断储层成藏物性的下限。
所述速度获取模块，用于通过公式（Ⅰ）1/v储层实测=Φ/vf+(1-Φ)/vr求得实际岩石骨架纵波速度和实际流体的纵波速度；其中，v储层实测为测井的声波时差曲线得到的实际储层速度；vf为孔隙内实际流体的纵波速度；vr为实际岩石骨架的纵波速度；Φ为孔隙度。
所述反射系数模块，用于通过公式（Ⅱ）R=（ρ1v1-ρ2v2）/(ρ1v1+ρ2v2) 计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数，其中，R为反射系数，ρ1v1为第一介质相的波抗阻，ρ2v2为第二介质相的波抗阻。
所述正演模块，用于通过公式（Ⅲ）St= Wt*Σ（R岩石+ R流体）进行褶积和叠加，其中，St为双相介质褶积模型结果，Wt为地震子波，R岩石为岩石骨架的反射系数，R流体为储层中气体的反射系数。
与现有技术相比，本发明的基于双相介质的有效储层正演的方法及系统具有如下优点：
（1）现有技术只能解决高孔高渗类型油气藏的问题，适用条件一般为孔隙度大于20%，渗透率大于1000毫达西，泥质含量低于20%。
本发明的双相介质的有效储层正演的方法及系统，扩大技术适用性。本发明能够解决孔隙度大于10%，渗透率大于200毫达西，泥质含量低于40%的油气藏问题。埋藏深度从浅层的1200m增加到了深层3000m左右，部分特殊岩性如灰岩、火山岩也适用。因此，不仅适用于浅层的高孔高渗油气藏，而且还能够解决深层和特殊岩性的低孔低渗型油气藏，适用性较好。
（2）现有技术只能正演储层内岩石骨架的第一纵波特征，反映的是储层骨架整体形态，无法对储层做进一步的物性分类，因此储层正演精度不够，无法反馈储层内流体的信息，造成合成记录标定和储层描述上的误差。
本发明的双相介质的有效储层正演的方法及系统，提高了储层描述中正演精度和吻合度。本发明通过对岩石骨架和流体双相介质的正演，可以利用有效储层内第二纵波的有无，将储层分为有效储层和无效储层，进而将储层中干砂的特征从储层描述中剔除，提高了储层描述中的正演精度，更好的还原了真实储层的信息，提高了储层正演的吻合度。
（3）流体识别是目前地震解释中的难点，现有单相介质的正演技术未考虑流体信息，因此不具备流体识别的技术能力。
本发明的双相介质的有效储层正演的方法及系统，提高了储层内流体识别的能力。本发明可以很好的观察到流体之间的第二纵波特征差异，为消除流体识别的多解性提供了理论基础和技术支持，根据胜利油田的吻合度评价，该技术储层描述的吻合度由过去的40%以下提高到70%以上，验证了该技术的先进性。
附图说明
图1为本发明的基于双相介质的有效储层正演的方法流程示意图；
图2为曲流河平面特征的示意图；
图3为油藏示意图；
图4为单井曲线特征孔隙度和速度交汇的示意图；
图5为孔隙度与纵波速度交汇的示意图；
图6为泥质含量与纵波速度交汇的示意图；
图7为正演结果与实际地震道的对比示意图；
图8为实际不同储层的振幅的对比示意图。
具体实施方式
下面通过附图来进一步说明本发明的有效储层正演的方法及系统，但不应认为本发明仅局限于以下的实施方式中。
实际油气藏储层是具备孔隙度，有一定储集空间的岩石与流体的混合介质。混合介质包括了高速的岩石骨架（固相）和孔隙内可动流体（液相，受压实作用的影响，地下都是高温高压环境，气体在高温高压下溶解在地层水中也可以作为气-液混合流体相来对待）两部分，其中孔隙的不可动流体被认为是岩石骨架的一部分。
目前，常规油气藏均符合本发明的双相介质褶积模型的定义，包括非常规油气藏，例如煤层气、页岩气、烃源岩也可以看作为特殊的双相介质褶积模型。它的地震反射特征也符合双相介质褶积模型的反射规律。单相介质褶积模型可看作为双相介质褶积模型的一种特殊类型，即不存在孔隙或者孔隙较小的储层，例如泥岩盖层、膏岩以及孔隙度较低的没有达到成藏物性下限的致密砂岩、火山岩、灰岩等。
本发明有效储层正演技术详细阐述如下：
基于双相介质的有效储层正演技术的理论基础是Biot理论，该理论1956年由的Biot提出，Biot理论认为存在来自于流体的慢纵波，Biot理论提出后，Plona在1978年在实验室中验证了该理论的正确性。
Biot理论认为，当地震波穿过双相介质时，固相和流相之间产生相对位移并发生相互作用，产生第二纵波。第二纵波速度很低，且极性与第一纵波相反。实际地震记录是第一纵波与第二纵波的叠加，其动力学特征与单相介质模型不同。
本发明的双相介质褶积模型将有效储层分为固相和液相两部分，当地震波穿过有效储层后，岩石骨架的固相和孔隙可动流体的液相均存在相对独立的波场特征（忽略摩擦、黏滞力等），其中岩石高速骨架产生第一纵波，流体产生第二纵波特征。双相介质褶积模型分别求取岩石骨架的固相和流体的液相反射系数，从而得到量化的褶积模型。本发明将复杂的实际地震反射特征简单化处理为第一纵波和第二纵波的叠加过程。
如图1所示，建立双相介质褶积模型的具体过程包括：
1、确立有效储层的划分标准
根据成藏动力学和地质沉积理论，油气在输导运移的过程中总是选择孔隙大、毛孔阻力小的优势通道成藏，因此根据储层的成藏物性下限标准可以将储层划分为有效储层和无效储层。
确定有效储层的物性下限：可以利用孔隙度、渗透率和泥质含量分别与速度、含水饱和度做三项交汇，如：孔隙度做交汇图y轴，速度为交汇图x轴，含水饱和度做交汇图z轴约束，含水饱和度低的油层速度与纯水层的纵波速度存在一个明显的速度下滑，该纵波速度下滑的孔隙度、渗透率和泥岩含量就是物性下限。不同地区的有效储层物性下限是不一致的，例如胜利油田浅层馆上段成藏物性下限为孔隙度24%，渗透率800毫达西，泥质含量20%；深层沙三中段成藏物性下限为14%，渗透率200毫达西，泥质含量30%。由于后续步骤公式中，只涉及成藏物性下限中的孔隙度，因此可以选用孔隙度（por）与速度（vel）的交汇图。
高于成藏物性下限为有效储层，流体饱和度较丰富，以可动流体为主，测井解释为油层或水层，砂地比较高，一般为主河道亚相或者微裂缝发育区。常见的河道沉积的高孔高渗砂岩储层、灰岩的微裂缝和溶洞发育区以及生物礁体孔隙发育区都属于有效储层。
无效储层中，由于孔隙度低于成藏物性下限，流体饱和度较低，流体性质以束缚水为主，岩性一般解释为干层和水层，测井曲线表现为速度偏高，密度较大，该类无效储层流体所占比重较低，地质沉积上表现为砂地比较低，如河流相沉积多划为堤岸亚相和河漫滩亚相。常见的灰质泥岩、灰质砂岩以及不成藏的火山岩、灰岩都归为无效储层。
本发明对无效储层作为单相介质模型做褶积处理得到正演结果。具体为先求得实际岩石骨架速度，然后再求得岩石骨架反射系数，根据反射系数进行做褶积，从而得到无效储层的正演结果。
2、求取有效储层内岩石骨架速度、不同流体的实际速度
通过公式（Ⅰ）1/v储层实测=Φ/vf+(1-Φ)/vr求得实际岩石骨架纵波速度和实际流体的纵波速度；其中，v储层实测为测井的声波时差曲线得到的实际储层速度；vf为孔隙内流体的纵波速度；vr为实际岩石骨架的纵波速度；Φ为孔隙度。具体方法可以为：
（1）已知v储层实测（可以通过测井的声波时差曲线的倒数折算出来），Φ为已知曲线读取，vf一般选取实验实测数据，（水传播速度为1500m/s，油的传播速度为1200 m/s，气的速度为430 m/s）。
（2）选取一段稳定的含水率100%的储层直接读取实测速度v实测，代入已知的孔隙度Φ和水的速度1500 m/s，利用上述公式，可以求得骨架速度vr=v实测* vf（1-Φ）/（vf- Φv实测）。
（3）得到骨架速度vr后，再代入纯油气层段的岩石骨架速度，即可求出纯油气层段流体的实际速度。
3、根据换算的岩石骨架速度和不同流体速度分别计算双相介质的反射系数。
根据双相介质中存在两种不同速度的特点，实际储层的反射系数分别存在岩石骨架反射系数和流体的反射系数。根据换算的岩石骨架和流体速度和密度分别求取岩石骨架的反射系数和储层内不同流体的反射系数，通过公式（Ⅱ）R=（ρ1v1-ρ2v2）/(ρ1v1+ρ2v2) 计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数，其中，R为反射系数，ρ1v1为第一介质相的波抗阻，ρ2v2为第二介质相的波抗阻。例如，具体对应岩石骨架、流体公式可以为如下：
通过公式R岩石=（ρ盖岩v盖岩-ρ岩石v岩石）/(ρ盖岩v盖岩+ρ岩石v岩石) 计算岩石骨架的反射系数，其中，R岩石为岩石骨架的反射系数，ρ盖岩-为储层上方盖层岩石的密度，v盖岩为储层上方盖层岩石纵波速度；
通过公式R流体=（ρ盖岩v盖岩-ρ流体v流体）/(ρ盖岩v盖岩+ρ流体v流体) 计算水的反射系数，其中，R流体为储层中水的反射系数，ρ流体为储层中水的密度，v流体为储层中实际水纵波速度。
4、制作有效储层的正演模型
通过有效储层的双相介质褶积模型公式（Ⅲ）St= Wt*Σ（R岩石+ R流体），将高于成藏物性下限储层的岩石骨架反射系数Rr和流体反射系数Rf与实际地震子波Wt褶积得到岩石骨架实际正演反射特征Sr和流体正演反射特征Sf，将得到的Sr和Sf叠加得到真实的有效储层的正演模型（正演结果）St。
5、单井的完整正演模型为一系列单相介质褶积模型和上述双相介质褶积模型的组合。
实施例1
采用本发明的方法进行正演模拟，以胜利油田河流相浅层气藏为例，实际应用例及其效果如下：
胜利油田某油田浅层气藏属于典型的曲流河沉积，平面上呈现河流相特征（见图2），纵剖面分为堤岸亚相、主河道亚相等特征（见图3），其中主河道两侧的堤岸亚相砂岩泥质含量较高属于无效储层，主河道亚相才是油气富集的有效储层。岩性油气藏的识别首先要对储层的物性做细分。曲线特征上（见图4）泥质含量SH和孔隙度POR特征相近，但是通过不同砂体的纵波速度曲线差异较大。
（1）确定成藏物性下限，区分有效储层和无效储层。
由交汇图5、6可知：典型气藏埋深850m，根据孔隙度（por）与速度（vel）的交汇，确定该区成藏物性下限为孔隙度POR35%，泥质含量40%，低于物性下限的干砂岩（岩石骨架）纵波速度为2400-2800 m/s，水砂纵波速度为2200-2400 m/s，气砂纵波速度为1400-2100 m/s，泥岩纵波速度为2100-2600 m/s。
高于该物性下限的砂体为有效储层，适用于双相介质褶积模型，低于物性下限的砂体为无效储层，适用于单相介质褶积模型。根据交汇图5、6投影，830-880m的五套砂体中三套属于无效储层，860-870m的气层属于有效储层。
（2）计算有效储层的不同介质的速度。
通过公式（Ⅰ）1/v储层实测=Φ/vo+(1-Φ)/vr，在孔隙度42%情况下，已知纯水储层2200m/s，水的速度为1500 m/s，求得干砂（岩石骨架）纵波速度3323m/s。
通过公式（Ⅰ）1/v储层实测=Φ/vo+(1-Φ)/vr，重新替代气层的骨架速度后，已知含气饱和度25-30%的气砂纵波速度中值为1500m/s，折算含气饱和度25-30%气的实际流体的纵波速度853m/s。
（3）分别计算双相介质的岩石骨架反射系数和流体反射系数
通过公式R岩石=（ρ盖岩v盖岩-ρ岩石v岩石）/(ρ盖岩v盖岩+ρ岩石v岩石) 计算岩石骨架的反射系数，由于缺乏密度曲线ρ泥岩、ρ岩石，故忽略密度的影响，取值为1，反射系数公式简化为：R岩石=（v泥岩-v岩石）/( v泥岩+ v岩石) ，代入已知的v泥岩=2300 m/s、v岩石=3323 m/s，R岩石=-0.182。
通过公式（Ⅳ）R流体=（ρ盖岩v盖岩-ρ流体v流体）/(ρ盖岩v盖岩+ρ流体v流体) 计算流体的反射系数。代入已知的v水=1500 m/s、v气=853 m/s，R水为0.378，R气为0.459，气藏不需要计算R油。
（4）双相介质的褶积模型正演
根据双相介质褶积模型St= Wt*Σ（Rr+ Rf），代入地震实际提取子波，分别得到有效储层的岩石骨架正演特征Sr和流体正演特征Sf，最终有效储层的正演模型来自于不同介质的正演模型的波形叠加。有效储层的双相介质正演模型是不同波形的复合波。
与实际地震道对比（见图7），岩性正演结果对应性最差，表现为反极性较吻合，相似度只有0.483；常规正演吻合度处于中间，相似度为0.712；流体正演结果吻合度最好，相似度0.837。常规正演和流体正演与实际地震道吻合，流体正演结果与实际吻合，常规正演不吻合。
（5）实际验证结果
根据单井实际地震道频谱分析对比（见图8），9-14m厚度水层的振幅为260，是8m干层振幅100的2.6倍；6m厚度的气层振幅为400，是干层振幅值100的4倍。对比步骤（3、4）的常规单相介质褶积模型和双相介质褶积模型的结果，气层与干层的正演结果吻合度差异不大，比例两者相近；但是对比水层与干层的比例结果，双相介质褶积模型更符合真实结果，反映了双相介质褶积模型比常规正演方法的适用性更好。
需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，可以通过任何合适的方式进行任意组合，其同样落入本发明所公开的范围之内。另外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种基于双相介质的有效储层正演模拟的方法，其特征在于，其包括如下步骤：
确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；
计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；
根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；
将岩石骨架的反射系数和流体的反射系数分别与地震的实际子波褶积，得到的正演结果包括岩石骨架实际正演反射特征和流体正演反射特征；然后将褶积的各正演结果进行叠加，得到有效储层的地震正演模型。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：确定储层的成藏物性下限的具体方法为：所述储层成藏物性分别与声波时差折算的纵波速度、含水饱和度进行交汇，从而判断储层成藏物性的下限。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：通过公式(Ⅰ)1/v储层实测＝Φ/vf+(1-Φ)/vr求得实际岩石骨架的纵波速度和实际流体的纵波速度；其中，v储层实测为测井的声波时差曲线得到的实际储层纵波速度；vf为孔隙内实际流体的纵波速度；vr为实际岩石骨架的纵波速度；Φ为孔隙度。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于：通过公式(Ⅱ)R＝(ρ1v1-ρ2v2)/(ρ1v1+ρ2v2)计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数，其中，R为反射系数，ρ1v1为第一介质相的波抗阻，ρ2v2为第二介质相的波抗阻。
5.根据权利要求3或4所述的方法，其特征在于：通过公式(Ⅲ)St＝Wt*Σ(R岩石+R流体)进行褶积和叠加，其中，St为双相介质褶积模型结果，Wt为地震子波，R岩石为岩石骨架的反射系数，R流体为储层中气体的反射系数。
6.一种基于双相介质褶积的有效储层正演模拟的系统，其特征在于，所述系统包括：储层划分模块、速度获取模块、反射系数模块和正演模块；
所述储层划分模块，用于确定储层的成藏物性下限，高于成藏物性下限的储层划分为有效储层；
所述速度获取模块，用于计算有效储层内岩石骨架的纵波速度、流体的纵波速度；
所述反射系数模块，用于根据岩石骨架的纵波速度和流体的纵波速度，分别计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数；
所述正演模块，用于将岩石骨架的反射系数和流体的反射系数分别与地震的实际子波褶积，然后将褶积的各正演结果进行叠加，得到所述有效储层的地震正演模型。
7.根据权利要求6所述的系统，其特征在于：所述储层划分模块，用于确定储层的成藏物性下限的具体方法为：所述储层成藏物性分别与声波时差折算的纵波速度、含水饱和度进行交汇，从而判断储层成藏物性的下限。
8.根据权利要求6所述的系统，其特征在于：所述速度获取模块，用于通过公式(Ⅰ)1/v储层实测＝Φ/vf+(1-Φ)/vr求得实际岩石骨架纵波速度和实际流体的纵波速度；其中，v储层实测为测井的声波时差曲线得到的实际储层速度；vf为孔隙内实际流体的纵波速度；vr为实际岩石骨架的纵波速度；Φ为孔隙度。
9.根据权利要求6所述的系统，其特征在于：所述反射系数模块，用于通过公式(Ⅱ)R＝(ρ1v1-ρ2v2)/(ρ1v1+ρ2v2)计算岩石骨架的反射系数和流体的反射系数，其中，R为反射系数，ρ1v1为第一介质相的波抗阻，ρ2v2为第二介质相的波抗阻。
10.根据权利要求6所述的系统，其特征在于：所述正演模块，用于通过公式(Ⅲ)St＝Wt*Σ(R岩石+R流体)进行褶积和叠加，其中，St为双相介质褶积模型结果，Wt为地震子波，R岩石为岩石骨架的反射系数，R流体为储层中气体的反射系数。
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