CN109324344A - 基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统 - Google Patents

基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统 Download PDF

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Abstract

公开了一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统。该方法可以包括：对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集；基于共反射点道集，获得纯纵波数据；基于声波测井曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度。本发明通过结合声波阻抗曲线与密度测井曲线的信息，构建拟声波阻抗数据体，提高页岩分布范围的预测精度。

Description

基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统
技术领域
本发明涉及油气地球物理技术领域，更具体地，涉及一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统。
背景技术
页岩气资源的富集和高产首先需要充沛的物质基础，如位于深水陆棚的沉积相带中、富含有机质、脆性矿物含量高、干酪根处于成熟和过成熟阶段等，特别是页岩发育要有较大规模。以焦石坝地区龙马溪-五峰组海相页岩为例，包含在上覆浊积砂和下部灰岩之间的页岩平均厚度约为100米，自下而上共有9个小的层段，但仅有最下1-5小层约40米左右厚度的是优质页岩，有机质含量高，实际生产获得气量也最大，是该区页岩气勘探开发的主要目标。对页岩层，特别是优质页岩层厚度与分布范围的精细预测是页岩资源量评价和后续工程施工的基础。
因为与临接层相比，高品质页岩的可压缩性能往往更低，即纵波速度和密度更小，所以目前页岩厚度预测的主流办法是依据岩石物理分析建立的识别标准，对叠后反演的纵波阻抗进行门槛限定筛选一定范围从而对页岩进行追踪。然而，当某些区域页岩临接层泥质含量较高，或者页岩品质不好时，不同岩性之间常常出现纵波阻抗的分布交叠现象，难于直接被纵波阻抗区分。焦石坝地区特别是二期区域，就常有页岩和夹层、页岩气赋存层和非赋存层之间纵波阻抗的叠置现象，制约了单独利用叠后反演的纵波阻抗进行页岩厚度和分布预测的精度。
另外，虽然叠后反演可以较为快速地获得纵波阻抗信息从而实现页岩分布的预测，但是实际用于反演的全叠加叠后地震资料常常受到AVO(Amplitude versus Offset)效应的影响，即便前期地震资料处理完全保幅，也会降低资料和后续分析的识别能力，造成识别的误差(Zhang et al.,2013)。因此，有必要开发一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统。
公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。
发明内容
本发明提出了一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法及系统，其能够通过结合声波阻抗曲线与密度测井曲线的信息，构建拟声波阻抗数据体，提高页岩分布范围的预测精度。
根据本发明的一方面，提出了一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法。所述方法可以包括：对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集；基于所述共反射点道集，获得纯纵波数据；基于声波阻抗曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度。
优选地，基于所述共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得所述纯纵波数据。
优选地，所述叠前纵波反演的系数为：
其中，Rp表示纵波反射系数，RS表示横波反射系数，RD表示密度梯度，α表示纵波速度，β表示横波速度，θ表示入射角与透射角的平均值。
优选地，获取所述拟声波阻抗数据包括：基于声波阻抗曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对所述拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据。
优选地，基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得所述拟纵波阻抗数据体。
根据本发明的另一方面，提出了一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，可以包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集；基于所述共反射点道集，获得纯纵波数据；基于声波阻抗曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度。
优选地，基于所述共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得所述纯纵波数据。
优选地，所述叠前纵波反演的系数为：
其中，Rp表示纵波反射系数，RS表示横波反射系数，RD表示密度梯度，α表示纵波速度，β表示横波速度，θ表示入射角与透射角的平均值。
优选地，获取所述拟声波阻抗数据包括：基于声波阻抗曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对所述拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据。
优选地，基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得所述拟纵波阻抗数据体。
本发明的有益效果在于：通过融合声波阻抗曲线与密度测井曲线的信息，获得拟声波阻抗数据体，利用密度测井曲线构建声波阻抗曲线对地震资料进行约束，可以突出储层特征，准确预测储层的发育情况，提高反演结果的可解释性。
本发明的方法和装置具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法的步骤的流程图。
图2a示出了根据本发明的一个实施例的第一类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图；图2b示出了根据本发明的一个实施例的第二类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图；图2c示出了根据本发明的一个实施例的第三类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图；图2d示出了根据本发明的一个实施例的第四类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图。
图3示出了根据本发明的一个实施例的焦页5-8井不同岩性的纵波阻抗与密度交汇图的示意图。
图4a和图4b示出了根据本发明的一个实施例的过焦页5井的全叠加剖面和纯纵波剖面的对比示意图。
图5a和图5b示出了根据本发明的一个实施例的过焦页8井的全叠加剖面和纯纵波剖面的对比示意图。
图6示出了根据本发明的一个实施例的焦页5-8井砂岩与页岩纵波阻抗的直方图。
图7a、图7b和图7c分别示出了根据本发明的一个实施例的焦页8井纵波阻抗、拟纵波阻抗与密度曲线的对比示意图。
图8示出了根据本发明的一个实施例的焦页5-8井砂岩与页岩拟纵波阻抗的直方图。
图9示出了根据本发明的一个实施例的纵波阻抗反演的1-5小层页岩厚度的示意图。
图10示出了根据本发明的一个实施例的拟纵波阻抗反演的1-5小层页岩厚度的示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
图1示出了根据本发明的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法的步骤的流程图。
在该实施例中，根据本发明的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法可以包括：
步骤101，对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集。
步骤102，基于共反射点道集，获得纯纵波数据；在一个示例中，基于共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得纯纵波数据。
在一个示例中，叠前纵波反演的系数为：
其中，Rp表示纵波反射系数，RS表示横波反射系数，RD表示密度梯度，α表示纵波速度，β表示横波速度，θ表示入射角与透射角的平均值。
具体地，作为提高资料信噪比的一种重要手段，水平叠加被广泛用于地震资料处理过程，现在的地震工业也主要基于全叠加数据进行解释分析。水平叠加的初衷是为了提高资料的信噪比，然而当动较速度不准、构造复杂、偏移距太大等情况下，动校正常常存在剩余时差，因而叠加会降低地震信号的分辨率。此外，这样的平均效应会降低真实垂直入射和反射的纵波资料的分辨率与准确度。实际上，即便道集完全平直，岩性或者流体差异产生的AVO效应也会使得叠加降低资料分辨能力和准确程度。所以，将叠加的资料当作纵波垂直入射反射资料进行解释分析必然会产生误差。
基于高品质的地震道集和正确的泥石关系，AVO反演可以依据振幅随着偏移距的变化去除AVO效应的影响，获得真正的垂直入射的纵波信息，同时也可以获得反映地下介质物性和含油气性的横波、vp/vs、泊松比等其它弹性参数用做储层或流体预测，而其前一优点常常为人遗忘。经典的叠前纵波反射系数公式可以写为公式(1)，其中，α1、α2分别为界面上下介质的纵波速度，β1、β2分别为界面上下介质的横波速度，ρ1、ρ2分别为界面上下介质的密度，θ1，θ2分别是反射角和透射角。Δα＝α2-α1，Δβ＝β2-β1，Δρ＝ρ2-ρ1，α＝(α1+α2)/2，β＝(β1+β2)/2，θ＝(θ1+θ2)/2，ρ＝(ρ1+ρ2)/2。其中，
对于上述非线性方程组式的实际求解，常常通过假设β/α为一常数将其转换为线性方程，但据此种近似的传统反演结果存在不可忽略的误差。或者，采用完全非线性的求解算法同时求解Rp，RS，RD与β/α四项未知数，但是这类方法计算效率较低，容易陷入局部寻优，且同样严重依赖于初始模型。实际上，由于纵波结果Rp前端没有与β/α相关的系数且其前端系数数值较大，β/α近似误差不影响纵波结果Rp。
假设叠前资料品质足够好，将叠前道集S(θ)直接视为Rpp(θ)，已知泥石关系(β/α)且道集个数大于三的情况下即可求得准确的Sp。此时由于没有去除零角度的地震子波，所得的Sp即为真正的纯纵波数据，但其去掉了不同入射角度子波差异，即AVO效应对分辨率影响。
与之相对，全叠加获得的数据为或即地震道集的平均或者加权平均。其中，n为角道集个数，i为角道集序号，k为道集权重因子，即获得全叠加数据。
步骤103，基于声波阻抗曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；在一个示例中，获取拟声波阻抗数据包括：基于声波阻抗曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对拟声波曲线进行波阻抗反演，获取三维拟声波阻抗数据。
步骤104，基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度；在一个示例中，基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，在约束稀疏脉冲波阻抗反演框架下通过叠后反演，获得拟纵波阻抗数据体。依据优质页岩段的拟声波阻抗分布特征(比如优质页岩段拟纵波阻抗<1.3*107kg/m3*m/s)，利用反演的三维拟纵波阻抗数据体进行优质页岩空间分布规律和厚度的计算。
具体地，基于声波测井曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据，基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得拟纵波阻抗数据体，进而预测页岩厚度。拟纵波阻抗数据体通过融合原始声波阻抗曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息获得，利用密度测井曲线构建声波阻抗曲线对地震资料进行约束，进而反演地层的波阻抗，可以突出储层特征，较准确地预测储层的发育情况，提高反演结果的可解释性。
本方法通过融合声波阻抗曲线与密度测井曲线的信息，获得拟声波阻抗数据体，利用密度测井曲线构建声波阻抗曲线对地震资料进行约束，可以突出储层特征，准确预测储层的发育情况，提高反演结果的可解释性。
应用示例
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集，基于共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得纯纵波数据。
基于声波测井曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据，基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得拟纵波阻抗数据体，进而预测页岩厚度。
图2a示出了根据本发明的一个实施例的第一类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图；图2b示出了根据本发明的一个实施例的第二类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图；图2c示出了根据本发明的一个实施例的第三类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图；图2d示出了根据本发明的一个实施例的第四类含气砂岩道集、垂直入射数据、叠加数据、反演获得的纯纵波数据和误差对比的示意图。
选用50Hz的雷克子波，依据Aki&Richards公式分别正演0到42度范围四类含气砂岩道集，然后分别采用平均叠加的方式获得其相应的叠加数据，采用叠前反演的方式获得其纯纵波反射(Rp)。令四类含气砂岩零入射角度处的反射数据与叠加结果和反演的Rp之差分别为Error_1和Error_2，各类结果对比如图2a-图2d。可以看出：叠前反演获得的纯纵波数据几乎没有误差，而叠加的结果随着AVO特征的不同误差也不同。一般地，在0-42度的常规资料入射角范围内，叠加结果会比第一类AVO的零角度入射角度略有降低，比第二类AVO的结果严重增加，比第三类的结果严重增大，比第四类的结果略有降低。显然，采用叠前反演的去除了AVO效应的纯纵波资料进行叠后反演，其精度必然更高。
图3示出了根据本发明的一个实施例的焦页5-8井不同岩性的纵波阻抗与密度交汇图的示意图，为焦石坝南地区焦页5至焦页8井1-5小层优质页岩、6-7和8-9低品质页岩、以及上覆浊积砂岩和下部灰岩的纵波阻抗与密度交会图。整体看来，对于龙马溪组上段浊积砂岩、龙马溪-五峰组页岩和涧草沟-宝塔组灰岩等不同性质岩性来说，反映岩石可压缩程度的声学属性——纵波阻抗可以予以区分：灰岩的纵波阻抗数值最大(>1.5*107kg/m3*m/s)；页岩的纵波阻抗数值最小，其数值范围为<1.35*107kg/m3*m/s，在焦石坝南地区与浊积砂岩有一定重叠。对于三段不同品质的页岩，声学性质属性已经难于予以区分，必须结合体现放射性性质的密度参数予以区分，因为页岩层孔隙度非常小，有机质和有机孔发育会导致补偿密度测量的放射性能量发生明显变化，对于焦石坝南地区来说，优质页岩的区分标准为：纵波阻抗<1.35*107kg/m3*m/s，密度<2.53g/cm3。
显然，对于页岩、浊积砂岩和灰岩的区分，采用反映地下介质声学性质的纵波阻抗和杨氏模量等即可；而对于高品质的1-5小层页岩与其他两段页岩的区分，则需要采用体现对反射性射线吸收强度的补偿密度信息予以表征。然而，从反演的角度来说，叠后反演相对高效且容易实现，对于资料品质不够好的地区其结果也更加可信；叠前反演相对更加复杂，特别是密度信息难于被准确反演。这也是目前主流页岩厚度预测手段选用叠后反演的重要原因。
图4a和图4b示出了根据本发明的一个实施例的过焦页5井的全叠加剖面和纯纵波剖面的对比示意图。图5a和图5b示出了根据本发明的一个实施例的过焦页8井的全叠加剖面和纯纵波剖面的对比示意图。
根据图4a和图4b可以看出后者分辨能力更高，如图上箭头标注的黑色同相轴，在原始全叠加剖面上不清楚不连续，而在反演的纯纵波剖面上则可以清楚地追踪。相类似的情况在过焦页8井剖面上也可以观察到，如图5a和图5b所示，图上箭头标注的黑轴在原始全叠加剖面上不够清楚，但去除AVO效应影响后，可以看得十分清楚，可能对应页岩与上覆砂岩的界面。显然，采用去除了AVO效应的纯纵波数据进行储层预测可以得出更加准确的结果。
图6示出了根据本发明的一个实施例的焦页5-8井砂岩与页岩纵波阻抗的直方图。可以看出不同岩性段纵波阻抗数值存在较明显的重叠，单独依靠纵波阻抗反演难于对其进行区分。
图7a、图7b和图7c分别示出了根据本发明的一个实施例的焦页8井纵波阻抗、拟纵波阻抗与密度曲线的对比示意图。可以看出，纵波阻抗数值在1-9小层之间变化不大，而拟纵波阻抗曲线融合了密度对优质页岩的指示能力，在1-5小层优质页岩层段有明显的数值降低。
图8示出了根据本发明的一个实施例的焦页5-8井砂岩与页岩拟纵波阻抗的直方图。
结合密度参数对优质页岩层具有强的刻画能力，依照本发明提出的拟声波阻抗方法重构了拟纵波阻抗曲线，其直方图分布如图8所示，可以看出，焦页8井重构后的曲线对1-5小层优质页岩段更强的指示能力，与浊积砂岩、6-7和8-9小层页岩相比，1-5小层优质页岩的主体数值分布范围变小，可以和其他几套岩性区分开。
图9示出了根据本发明的一个实施例的纵波阻抗反演的1-5小层页岩厚度的示意图。
图10示出了根据本发明的一个实施例的拟纵波阻抗反演的1-5小层页岩厚度的示意图。
基于叠前反演计算的纯纵波资料，对焦石坝南工区分别基于纵波阻抗和拟纵波阻抗曲线进行叠后波阻抗反演，从反演的两套数据中依据一定阻抗门槛值分别提取1-5小层页岩时间厚度，结合速度场信息换算为真厚度属性，二者对比如图9和图10所示。可以看出，由于阻抗范围重叠，传统叠后波阻抗反演的结果预测厚度普遍略小，在平桥断背斜焦页8井西北，白马向斜焦页7井和焦页6井之间的优质页岩范围均有所减小，而据拟纵波阻抗反演的结果则避免了这一问题，特别是在工区北部也有优质页岩被刻画出来。表1为两种方法预测的优质页岩厚度与井旁实测信息对比，可以看出，拟纵波阻抗反演的结果误差更小，平均减小6.7％左右，与实际情况更加吻合。
表1
综上所述，本发明通过融合声波阻抗曲线与密度测井曲线的信息，获得拟声波阻抗数据体，利用密度测井曲线构建声波阻抗曲线对地震资料进行约束，可以突出储层特征，准确预测储层的发育情况，提高反演结果的可解释性。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
根据本发明的实施例，提供了一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，可以包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，处理器运行存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集；基于共反射点道集，获得纯纵波数据；基于声波测井曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度。
在一个示例中，基于共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得纯纵波数据。
在一个示例中，叠前纵波反演的系数为：
其中，Rp表示纵波反射系数，RS表示横波反射系数，RD表示密度梯度，α表示纵波速度，β表示横波速度，θ表示入射角与透射角的平均值。
在一个示例中，获取拟声波阻抗数据包括：基于声波测井曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据。
在一个示例中，基于纯纵波数据和拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得拟纵波阻抗数据体。
本发明通过融合声波阻抗曲线与密度测井曲线的信息，获得拟声波阻抗数据体，利用密度测井曲线构建声波阻抗曲线对地震资料进行约束，可以突出储层特征，准确预测储层的发育情况，提高反演结果的可解释性。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (10)

1.一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法，包括：
对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集；
基于所述共反射点道集，获得纯纵波数据；
基于声波阻抗曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；
基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度。
2.根据权利要求1所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法，其中，基于所述共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得所述纯纵波数据。
3.根据权利要求2所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法，其中，所述叠前纵波反演的系数为：
其中，Rp表示纵波反射系数，RS表示横波反射系数，RD表示密度梯度，α表示纵波速度，β表示横波速度，θ表示入射角与透射角的平均值。
4.根据权利要求1所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法，其中，获取所述拟声波阻抗数据包括：
基于声波阻抗曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对所述拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据。
5.根据权利要求1所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测方法，其中，基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得所述拟纵波阻抗数据体。
6.一种基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，其特征在于，该系统包括：
存储器，存储有计算机可执行指令；
处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：
对地震资料进行保幅处理，获取共反射点道集；
基于所述共反射点道集，获得纯纵波数据；
基于声波阻抗曲线与密度测井曲线，获取拟声波阻抗数据；
基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，获得拟纵波阻抗数据体，预测页岩厚度。
7.根据权利要求6所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，其中，基于所述共反射点道集，通过叠前纵波反演，获得所述纯纵波数据。
8.根据权利要求7所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，其中，所述叠前纵波反演的系数为：
其中，Rp表示纵波反射系数，RS表示横波反射系数，RD表示密度梯度，α表示纵波速度，β表示横波速度，θ表示入射角与透射角的平均值。
9.根据权利要求6所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，其中，获取所述拟声波阻抗数据包括：
基于声波阻抗曲线的低频信息和密度测井曲线的高频信息，构建拟声波曲线，对所述拟声波曲线进行波阻抗反演，获取拟声波阻抗数据。
10.根据权利要求6所述的基于纯纵波和拟声波反演的页岩厚度预测系统，其中，基于所述纯纵波数据和所述拟声波阻抗数据，通过叠后反演，获得所述拟纵波阻抗数据体。
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