一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法及裝置與流程
本發明涉及測井資料解釋技術領域，尤其涉及一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法及裝置。
背景技術：
目前，在測井資料解釋領域中，解釋注水開發油田水淹層的方法一般是從參數匹配入手的，根據理論上分析的注水開發宏觀水淹機理，建立雙地層水電阻率模型。以下為雙地層水電阻率模型：理論和實驗研究表明，泥質砂巖孔隙都呈雙峰分布，既分為宏孔隙和微孔隙。宏孔隙允許流體自由流動，在原始油層中，油主要占據宏孔隙空間；微孔隙則不允許流體流動，其中的水構成了束縛水。假設阿爾奇地層因數公式在宏孔隙和、微孔隙空間都成立，則建立以下雙地層水電阻率模型為：
上述公式中Φac為宏孔隙度，mac為宏孔隙指數；Φic為微孔隙度，mic為微孔隙指數；nf為自由水飽和度指數；a為阿爾奇系數；Rt為地層水電阻率；Rw為注入水電阻率；Rwi為束縛水電阻率；Swf為自由水飽和度(即注入水占據宏孔隙體積的百分數)。該雙地層水電阻率模型針對注入水礦化度多變(即注淡水、又污水回注)導致水淹層地層水電阻率變化復雜難以確定的難題，采用多重迭代遞歸方法解決了在地層水電阻率不能確知情況下的含水飽和度求解問題，使水淹層測井解釋獲得顯著進步。
然而，發明人發現雙地層水電阻率模型是根據測井資料的幅值信息進行儲層參數解釋的。對于長期進行注水開發的老油田，層與層之間、層內之間地層水礦化度變化較大，出現很多在曲線幅值信息完全相同的情況下其水淹狀況卻差異很大的情形，為水淹層測井解釋帶來很大困難，造成水淹層測井解釋不準確的問題。
技術實現要素：
本發明的實施例提供一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法及裝置，以解決水淹層測井解釋不準確的問題。
為達到上述目的，本發明采用如下技術方案：
一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，包括：
對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段；
對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果；
根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果；
利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數。
進一步的，該利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，還包括：
根據測井響應的穩定數據及對目的儲層水淹狀況反應的靈敏度數據，確定待處理的測井系列；所述測井系列包括：自然伽馬測井、深雙側向電阻率測井、淺側向測井、沖洗帶電阻率測井、微側向電阻率測井、微梯度電阻率測井、同位素示蹤伽馬測井；
獲取油田的密度測井資料，獲取所述密度測井資料對目的儲層水淹狀況的響應特征數據。
進一步的，該利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，還包括：
選取井區發育穩定的泥巖段作為標準化預處理的基礎井段；
對所述標準化預處理的基礎井段的測井曲線進行加權平均處理；
確定各測井曲線的標準化偏移系數。
此外，對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段，包括：
根據自然伽馬測井曲線和微電極幅度差測井曲線對油田儲層進行儲層劃分；
在測井曲線縱向上，以各目的儲層之間的預設隔層厚度為界限，小于所述預設隔層厚度便劃分為一個基本解釋單元，形成基本解釋單元層段。
此外，對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果，包括：
將基本解釋單元層段的頂層作為啟動狀態空間解釋模型的初始條件；
若基本解釋單元層段的頂層為獨立層，則通過比較所述獨立層與和所述獨立層相鄰的基本解釋單元層的隔層條件、巖性差異、曲線形態差異、曲線幅值變化關系以及目的儲層所處的空間位置，確定所述獨立層的水淹狀況；
若基本解釋單元層段的頂層為非獨立層，則根據經過標準化預處理后的測井曲線幅值信息、砂體的縱向連通條件以及與同一基本解釋單元層段內其它測井曲線形態的對比結果，確定所述非獨立層的水淹狀況。
具體的，根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，包括：
根據狀態空間解釋模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
確定x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解；
所述x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解為：
其中，y(n)表示目的儲層的高分辨率深側向電阻率；e(n)為輸入量，所述輸入量為經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；x(n)為狀態向量，所述狀態向量為不經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)與j(n)表示模型系數；n表示目的儲層；k表示基本解釋單元層段中除所述目的儲層的其他目的儲層；A(n,k+1)與B(k)表示待辨識的狀態轉移矩陣模型參數；x(0)代表同一基本解釋單元層段內作為初始條件的解釋層的多條曲線幅度值；e(k)為經過零均值化處理同一基本解釋單元層段內其它目的儲層多條曲線幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼濾波增益；
根據狀態空間模型辨識算法確定所述卡曼濾波增益；
根據所述卡曼濾波增益進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果。
具體的，根據所述卡曼濾波增益進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，包括：
若卡曼濾波增益大于等于第一系數，且小于等于第二系數，確定目的儲層水淹等級不變；
若卡曼濾波增益小于所述第一系數，確定目的儲層水淹等級降低；
若卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)增大，且目的儲層位于基本解釋單元層段，確定目的儲層水淹等級增加或不變；
若卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)減小，則目的儲層水淹程度增加。
具體的，利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，包括：
根據雙地層水電阻率模型：
確定目的儲層自由水飽和度Swf；
根據混合水電阻率的總含水飽和度方程：
確定目的儲層含水飽和度Sw；
其中，Swf為自由水飽和度，即注入水占據宏孔隙體積的百分數；nf為自由水飽和度指數；Rw為注入水電阻率；Φac為宏孔隙度；mac為宏孔隙度指數，a為阿爾奇系數；Rt為地層水電阻率；Φic為微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic為微孔隙度指數；Rwi為束縛水電阻率；Sw為含水飽和度；n'為含水飽和度指數；Rwz為水淹層內混合地層水電阻率；為總孔隙度，Swi為束縛水飽和度；x為泥質分布指數；m＝1.75+Φac；Vsh為目的儲層泥質含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld為分散黏土體積；Φe為有效孔隙度；Φsh為泥質孔隙度；Φmax為純泥巖層的孔隙度；
將目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw帶入判別轉換方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，進行循壞迭代，將目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線繪制于交會圖上；
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線出現重疊點，則確定目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi正確；
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線無重疊點，則調整雙地層水電阻率模型和混合水電阻率的總含水飽和度方程中的各參數，重新確定目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw。
具體的，所述利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，還包括：
根據公式：
確定目的儲層泥質含量Vsh；其中，Rsh為泥巖電阻率；Rxo為淺電阻率；Rmax為純泥巖電阻率值；GR為自然伽馬值；GRmin為純砂巖層的自然伽馬值；GRmax為純泥巖層的自然伽馬值。
進一步的，所述利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，還包括：
根據公式：
確定目的儲層有效孔隙度Φe；
其中，Δt為目的儲層聲波時差；Δtma為骨架聲波時差；Δtmf為流體聲波時差；Δtsh為泥巖聲波時差；Vsh為目的儲層泥質含量。
進一步的，所述利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，還包括：
根據公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
確定目的儲層滲透率Ky；其中，Φac為宏孔隙度；Swi為束縛水飽和度。
一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，包括：
基本解釋單元層段確定單元，用于對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段；
初始條件水淹狀況判別結果確定單元，用于對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果；
目的儲層水淹狀況判別結果確定單元，用于根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果；
目的儲層參數確定單元，用于利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數。
進一步的，所述的利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，還包括：
待處理的測井系列確定單元，用于根據測井響應的穩定數據及對目的儲層水淹狀況反應的靈敏度數據，確定待處理的測井系列；所述測井系列包括：自然伽馬測井、深雙側向電阻率測井、淺側向測井、沖洗帶電阻率測井、微側向電阻率測井、微梯度電阻率測井、同位素示蹤伽馬測井；
響應特征數據獲取單元，用于獲取油田的密度測井資料，獲取所述密度測井資料對目的儲層水淹狀況的響應特征數據。
進一步的，所述的利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，還包括標準化處理單元，用于：
選取井區發育穩定的泥巖段作為標準化預處理的基礎井段；
對所述標準化預處理的基礎井段的測井曲線進行加權平均處理；
確定各測井曲線的標準化偏移系數。
此外，所述基本解釋單元層段確定單元，具體用于：
根據自然伽馬測井曲線和微電極幅度差測井曲線對油田儲層進行儲層劃分；
在測井曲線縱向上，以各目的儲層之間的預設隔層厚度為界限，小于所述預設隔層厚度便劃分為一個基本解釋單元，形成基本解釋單元層段。
另外，所述初始條件水淹狀況判別結果確定單元，具體用于：
將基本解釋單元層段的頂層作為啟動狀態空間解釋模型的初始條件；
在基本解釋單元層段的頂層為獨立層時，則通過比較所述獨立層與和所述獨立層相鄰的基本解釋單元層的隔層條件、巖性差異、曲線形態差異、曲線幅值變化關系以及目的儲層所處的空間位置，確定所述獨立層的水淹狀況；
在基本解釋單元層段的頂層為非獨立層時，則根據經過標準化預處理后的測井曲線幅值信息、砂體的縱向連通條件以及與同一基本解釋單元層段內其它測井曲線形態的對比結果，確定所述非獨立層的水淹狀況。
此外，所述目的儲層水淹狀況判別結果確定單元，具體用于：
根據狀態空間解釋模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
確定x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解；
所述x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解為：
其中，y(n)表示目的儲層的高分辨率深側向電阻率；e(n)為輸入量，所述輸入量為經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；x(n)為狀態向量，所述狀態向量為不經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)與j(n)表示模型系數；n表示目的儲層；k表示基本解釋單元層段中除所述目的儲層的其他目的儲層；A(n,k+1)與B(k)表示待辨識的狀態轉移矩陣模型參數；x(0)代表同一基本解釋單元層段內作為初始條件的解釋層的多條曲線幅度值；e(k)為經過零均值化處理同一基本解釋單元層段內其它目的儲層多條曲線幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼濾波增益；
根據狀態空間模型辨識算法確定所述卡曼濾波增益；
根據所述卡曼濾波增益進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果。
此外，所述目的儲層水淹狀況判別結果確定單元，具體還用于：
在卡曼濾波增益大于等于第一系數，且小于等于第二系數時，確定目的儲層水淹等級不變；
在卡曼濾波增益小于所述第一系數時，確定目的儲層水淹等級降低；
在卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)增大，且目的儲層位于基本解釋單元層段時，確定目的儲層水淹等級增加或不變；
在卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)減小時，則目的儲層水淹程度增加。
另外，所述目的儲層參數確定單元，具體用于：
根據雙地層水電阻率模型：
確定目的儲層自由水飽和度Swf；
根據混合水電阻率的總含水飽和度方程：
確定目的儲層含水飽和度Sw；
其中，Swf為自由水飽和度，即注入水占據宏孔隙體積的百分數；nf為自由水飽和度指數；Rw為注入水電阻率；Φac為宏孔隙度；mac為宏孔隙度指數，a為阿爾奇系數；Rt為地層水電阻率；Φic為微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic為微孔隙度指數；Rwi為束縛水電阻率；Sw為含水飽和度；n'為含水飽和度指數；Rwz為水淹層內混合地層水電阻率；為總孔隙度，Swi為束縛水飽和度；x為泥質分布指數；m＝1.75+Φac；Vsh為目的儲層泥質含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld為分散黏土體積；Φe為有效孔隙度；Φsh為泥質孔隙度；Φmax為純泥巖層的孔隙度；
將目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw帶入判別轉換方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，進行循壞迭代，將目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線繪制于交會圖上；
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線出現重疊點，則確定目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi正確；
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線無重疊點，則調整雙地層水電阻率模型和混合水電阻率的總含水飽和度方程中的各參數，重新確定目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw。
此外，所述目的儲層參數確定單元，具體還用于：
根據公式：
確定目的儲層泥質含量Vsh；其中，Rsh為泥巖電阻率；Rxo為淺電阻率；Rmax為純泥巖電阻率值；GR為自然伽馬值；GRmin為純砂巖層的自然伽馬值；GRmax為純泥巖層的自然伽馬值。
此外，所述目的儲層參數確定單元，具體還用于：
根據公式：
確定目的儲層有效孔隙度Φe；
其中，Δt為目的儲層聲波時差；Δtma為骨架聲波時差；Δtmf為流體聲波時差；Δtsh為泥巖聲波時差；Vsh為目的儲層泥質含量。
此外，所述目的儲層參數確定單元，具體還用于：
根據公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
確定目的儲層滲透率Ky；其中，Φac為宏孔隙度；Swi為束縛水飽和度。
本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法及裝置，首先對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段；然后，對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果；之后，根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，從而完成對目的儲層的水淹狀況的定性判別；利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，從而根據目的儲層參數完成對目的儲層水淹狀況的定量判別。可見，本發明可以利用系統內部各狀態變量間的變化關系來描述系統的動態特性，能充分利用同一基本解釋單元層段內各儲層間多種測井資料的相對變化趨勢來描述儲層的水淹狀況，能夠克服雙地層水電阻率模型根據曲線幅值信息求取儲層參數及判定儲層水淹狀況所帶來的誤差和不足，使得儲層水淹狀況的精確描述得以實現，大大提高了水淹層測井解釋精度，其處理效果能夠滿足油田開發對水淹層解釋的要求。
附圖說明
為了更清楚地說明本發明實施例或現有技術中的技術方案，下面將對實施例或現有技術描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發明的一些實施例，對于本領域普通技術人員來講，在不付出創造性勞動性的前提下，還可以根據這些附圖獲得其他的附圖。
圖1為本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法的流程圖一；
圖2為本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法的流程圖二；
圖3為本發明實施例中參與標準化數據庫建立部分泥巖段曲線的示意圖；
圖4為本發明實施例中取芯井儲層厚度劃分圖版示意圖；
圖5為本發明實施例中某井基本解釋單元劃分結果示意圖；
圖6為本發明實施例中判別強水淹層測井曲線特征示意圖；
圖7為本發明實施例中狀態空間模型運行流程圖；
圖8為本發明實施例中利用狀態空間模型分析初始狀態水淹等級與其他儲層水淹等級變化關系的示意圖一；
圖9為本發明實施例中利用狀態空間模型分析初始狀態水淹等級與其他儲層水淹等級變化關系的示意圖二；
圖10為本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置的結構示意圖一；
圖11為本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置的結構示意圖二。
具體實施方式
下面將結合本發明實施例中的附圖，對本發明實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發明一部分實施例，而不是全部的實施例。基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發明保護的范圍。
在實現本發明時，發明人發現現有技術存在上述“對于長期進行注水開發的老油田，層與層之間、層內之間地層水礦化度變化較大，出現很多在曲線幅值信息完全相同的情況下其水淹狀況卻差異很大的情形，為水淹層測井解釋帶來很大困難，造成水淹層測井解釋不準確”的問題，其根本原因就是雙地層水電阻率模型未能充分考慮到目的儲層的空間位置及水動力條件。
對此，如圖1所示，本發明實施例提供了一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，包括：
步驟101、對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段。
步驟102、對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果。
步驟103、根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果。
步驟104、利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數。
本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，首先對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段；然后，對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果；之后，根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，從而完成對目的儲層的水淹狀況的定性判別；利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，從而根據目的儲層參數完成對目的儲層水淹狀況的定量判別。可見，本發明可以利用系統內部各狀態變量間的變化關系來描述系統的動態特性，能充分利用同一基本解釋單元層段內各儲層間多種測井資料的相對變化趨勢來描述儲層的水淹狀況，能夠克服雙地層水電阻率模型根據曲線幅值信息求取儲層參數及判定儲層水淹狀況所帶來的誤差和不足，使得儲層水淹狀況的精確描述得以實現，大大提高了水淹層測井解釋精度，其處理效果能夠滿足油田開發對水淹層解釋的要求。
為了使本領域的技術人員更好的了解本發明，下面列舉一個更為詳細的實施例，如圖2所示，本發明實施例提供了一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，包括：
步驟201、根據測井響應的穩定數據及對目的儲層水淹狀況反應的靈敏度數據，確定待處理的測井系列。
其中，所述測井系列包括：自然伽馬測井、深雙側向電阻率測井、淺側向測井、沖洗帶電阻率測井、微側向電阻率測井、微梯度電阻率測井、同位素示蹤伽馬測井。
步驟202、獲取油田的密度測井資料，獲取所述密度測井資料對目的儲層水淹狀況的響應特征數據。
在有密度測井資料的情況下，也將密度測井資料對儲層水淹狀況的響應特征提取出來，加以有效利用，以進一步提高儲層水淹狀況的解釋精度。
測井資料的標準化預處理是所有解釋方法研究工作的關鍵環節，它直接關系到該方法能否大面積推廣應用，能否在統一標準下建立解釋模型。對狀態空間解釋模型應用的常規測井資料采用獨特的標準化處理方法，分別進行處理，建立標準化數據庫。在處理過程中，選取各井區發育穩定的泥巖段，如圖3所示，作為標準化預處理的基礎井段。這是因為一方面泥巖發育穩定，多種測井資料，尤其是電阻率響應穩定；另一方面泥巖段處的電阻率不受開發進程的影響，即泥巖中不含任何可動流體，在不同的開發階段，其電性特征基本一致。因此采用如下步驟203-步驟205，完成測井曲線的標準化預處理。
步驟203、選取井區發育穩定的泥巖段作為標準化預處理的基礎井段。
步驟204、對所述標準化預處理的基礎井段的測井曲線進行加權平均處理。
步驟205、確定各測井曲線的標準化偏移系數。
步驟206、根據自然伽馬測井曲線和微電極幅度差測井曲線對油田儲層進行儲層劃分。
此處例如可以利用多口井的n個砂巖層和m個泥巖層繪出圖版。
由圖4可以看出：儲層的劃分條件是：GR<90(API)，其中API是指美國石油學會規定的自然伽馬和中子伽馬測井的計量單位，微電極幅差值>0.2(Ω·m)。可將此種方式應用到處理各類井數據，從而劃分儲集層厚度。
步驟207、在測井曲線縱向上，以各目的儲層之間的預設隔層厚度為界限，小于所述預設隔層厚度便劃分為一個基本解釋單元，形成基本解釋單元層段。
預設隔層厚度可以為1.0米。
狀態空間解釋模型是利用各儲層間測井曲線的相對變化趨勢來判定儲層的水淹狀況，這就需要有一個可對比的層段(注：進行全井對比沒有任何意義)。在注水開發油田中，對同一個厚層而言，層內各段水淹特征也有很大的差異，因此需根據各儲層的具體特征來判定其水淹狀況；其次，薄、差層在測井曲線上水淹特征不明顯，但可通過在一個層段內進行多層對比，來發現其水淹特征，為此本發明實施例提出了“基本解釋單元”概念，即把地質上的沉積單元映射或擴展到測井曲線上，并根據曲線特征劃分出一個層段進行整體解釋，這樣的層段就稱為“基本解釋單元”。具體劃分方法可以是在測井曲線縱向上，以各砂巖層之間的隔層厚度1.0米為界限，小于1.0米便劃分為一個基本解釋單元，這樣在全井段劃分出若干個“基本解釋單元”。如圖5給出某井部分井段的幾個基本解釋單元。
步驟208、將基本解釋單元層段的頂層作為啟動狀態空間解釋模型的初始條件。在步驟208之后，繼續執行步驟209或者步驟210。
步驟209、若基本解釋單元層段的頂層為獨立層，則通過比較所述獨立層與和所述獨立層相鄰的基本解釋單元層的隔層條件、巖性差異、曲線形態差異、曲線幅值變化關系以及目的儲層所處的空間位置，確定所述獨立層的水淹狀況。
步驟210、若基本解釋單元層段的頂層為非獨立層，則根據經過標準化預處理后的測井曲線幅值信息、砂體的縱向連通條件以及與同一基本解釋單元層段內其它測井曲線形態的對比結果，確定所述非獨立層的水淹狀況。
此處，根據水重力學原理及油氣水運移規律，在儲層內，每個解釋單元內頂段儲層的水淹狀況對該解釋單元內其它儲層的水淹程度影響很大，若頂部儲層高淹，對于均質發育的厚層河道砂，其底部水淹程度相對較重。對于含有巖性或物性夾層的薄差層，要根據隔層條件及曲線形態特征判定其水淹狀況；若頂部未淹，則根據曲線形態及儲層條件判定其它儲層的水淹狀況。因此，此處可以選擇頂層作為啟動狀態空間解釋模型的初始條件，初始條件水淹狀況判斷較為復雜，對于獨立層采用比較法，比較與之鄰近解釋單元隔層條件、巖性差異、曲線形態差異、曲線幅值變化關系以及儲層所處的空間位置等，以確定其水淹程度。通常當隔層條件大于0.5米且隔層條件較好時，認為該層不受其鄰層水淹狀況的影響，其水淹程度的判別就要根據該層的深側向幅值、深淺側向幅度差、微電極幅度差、密度曲線、聲波曲線以及該層所處的位置加以綜合確定。
一般情況下，當儲層有效厚度小于0.5米，深側向電阻率大于門限值10.9歐姆·米。當儲層有效厚度大于0.5米，深側向電阻率的門限值、幅度差門限值(包括深淺側向幅度差及微電極幅度差)，根據層厚的變化相應增高。當隔層條件不好時，該儲層有可能受鄰近儲層水淹狀況的影響，需仔細分析鄰層水淹狀況、儲層條件及該層的相對位置等諸多因素加以判別。對于非獨立儲層，則應用經過標準化處理的曲線幅值信息、砂體的縱向連通條件以及與同一解釋單元內其它曲線形態進行對比，才能確定其水淹狀況，通常當深側向的幅值及深、淺側向和微電極幅度差均較大，聲波時差相對底部較高，砂體連通性較好，且底部有明顯水淹特征時，頂部為高水淹(如圖6所示)；否則，當頂部深側向的幅值及深、淺側向和微電極幅度差均較小、聲波時差較高、砂體連通性較差時，頂部為低水淹。
在步驟209和步驟210之后，繼續執行步驟211。
狀態空間模型是利用系統內部各狀態變量的變化關系來描述系統動態特性的。測井資料解釋是以非平穩過程和時變狀態空間模型為對象的多輸入(輸入多種測井資料)多輸出(輸出多個儲層參數)的動態系統，該系統可用下面步驟211中的狀態空間模型來描述：
步驟211、根據狀態空間解釋模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
確定x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解。
所述x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解為：
其中，x(n)∈Rnx，e(n)∈Rne，v(n)∈Rnv。Rnx，Rne，Rnv為相應矩陣的n維歐氏空間。
其中，y(n)表示目的儲層的高分辨率深側向電阻率；e(n)為輸入量，所述輸入量為經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；x(n)為狀態向量，所述狀態向量為不經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)與j(n)表示模型系數；n表示目的儲層；k表示基本解釋單元層段中除所述目的儲層的其他目的儲層；A(n,k+1)與B(k)表示待辨識的狀態轉移矩陣模型參數；x(0)代表同一基本解釋單元層段內作為初始條件的解釋層的多條曲線幅度值；e(k)為經過零均值化處理同一基本解釋單元層段內其它目的儲層多條曲線幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼濾波增益。
利用上述的狀態空間模型，需要事先選定初始狀態，即x(0)。由于不同的沉積砂體，水淹特征差異很大，因此應根據各儲層的具體特征來判定其水淹特性；其次，薄差層等在測井曲線上找不出明顯的水淹特征，但可通過在一個層段內進行多層對比來發現其水淹特性。為此提出了基本解釋單元概念，即把地質上的沉積單元映射或擴展到測井曲線上，并根據曲線特征劃分出一個層段進行整體解釋，這樣的層段就稱作基本解釋單元。在每個解釋單元內，采用比較法，分析層與層之間地質上的關系，選出具有代表性的、水淹特征明顯的單層，作為啟動狀態空間模型的初始條件，從而實現了儲層水淹狀況的定性判別。
步驟212、根據狀態空間模型辨識算法確定所述卡曼濾波增益。
即上述的A(n,k+1)B(k)。
步驟213、根據所述卡曼濾波增益進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果。
具體的，在該步驟213中，根據所述卡曼濾波增益進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，可以采用如下方式：
若卡曼濾波增益大于等于第一系數，且小于等于第二系數，確定目的儲層水淹等級不變。
一般情況下，該第一系數為0.8，該第二系數為1.2。
若卡曼濾波增益小于所述第一系數，確定目的儲層水淹等級降低。
若卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)增大，且目的儲層位于基本解釋單元層段，確定目的儲層水淹等級增加或不變。
若卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)減小，則目的儲層水淹程度增加。
如圖7所示，給出了狀態空間模型運行流程圖。據此，我們就可以判斷同一解釋單元內，各有效儲層間水淹狀況相對變化趨勢，從而實現水淹等級的定性判別。
如圖8所示，某井中的443.2～445.5米與445.5～446.5兩儲層，兩儲層間A(即上述的A(n,k+1))、B(即上述的B(k))的乘積為1.628，前者A值為1.257，后者為0.849，A值減小，說明水淹程度加重，這與巖心分析結果一致。如圖9所示某井中的389.2～397.6米、397.6～398.8米、398.8～401.3米、401.3～404.6米四個儲層之間A、B的乘積分別是0.87、0.86、0.89，因此四個儲層的水淹等級相同，巖心分析資料為強淹，說明根據巖心資料、試油資料所設門檻值是正確的。
上述方式僅是一般情況，具體水淹等級變化情況，還要考慮儲層的位置、巖性條件、夾層情況等因素，以確保理論與實踐的結合。
步驟214、利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數。
具體的，此處步驟214的利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，可以包括如下內容：
根據雙地層水電阻率模型：
確定目的儲層自由水飽和度Swf；
根據混合水電阻率的總含水飽和度方程：
確定目的儲層含水飽和度Sw；
其中，Swf為自由水飽和度，即注入水占據宏孔隙體積的百分數；nf為自由水飽和度指數；Rw為注入水電阻率；Φac為宏孔隙度；mac為宏孔隙度指數，a為阿爾奇系數；Rt為地層水電阻率；Φic為微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic為微孔隙度指數；Rwi為束縛水電阻率；Sw為含水飽和度；n'為含水飽和度指數；Rwz為水淹層內混合地層水電阻率；為總孔隙度，Swi為束縛水飽和度；x為泥質分布指數；m＝1.75+Φac；Vsh為目的儲層泥質含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld為分散黏土體積；Φe為有效孔隙度；Φsh為泥質孔隙度；Φmax為純泥巖層的孔隙度；
將目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw帶入判別轉換方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，進行循壞迭代，將目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線繪制于交會圖上。
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線出現重疊點，則確定目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi正確。
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線無重疊點，則調整雙地層水電阻率模型和混合水電阻率的總含水飽和度方程中的各參數，重新確定目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw。
此外，該步驟214，還可以：
根據公式：
確定目的儲層泥質含量Vsh；其中，Rsh為泥巖電阻率；Rxo為淺電阻率；Rmax為純泥巖電阻率值；GR為自然伽馬值；GRmin為純砂巖層的自然伽馬值；GRmax為純泥巖層的自然伽馬值。
進一步的，該步驟214，還可以：
根據公式：
確定目的儲層有效孔隙度Φe；
其中，Δt為目的儲層聲波時差；Δtma為骨架聲波時差；Δtmf為流體聲波時差；Δtsh為泥巖聲波時差；Vsh為目的儲層泥質含量。
此外，該步驟214，還可以：
根據公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
確定目的儲層滲透率Ky；其中，Φac為宏孔隙度；Swi為束縛水飽和度。
通過上述個步驟，可以對實際油田中各區塊進行處理，例如如下實例：
通過本發明實施例提供的利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法分別處理了多個區塊取心井5口，共335個層，總符合率在80％；處理生產井10余口，其一次解釋符合率同經驗解釋十分接近；處理采油廠1999年單層試油井2口，共8個層，其中基本符合試油結果的7個層。利用雙地層水電阻率模型反求這5口取心井、335個層的儲層參數，與取心資料相比，其絕對誤差分別為：孔隙度為1.59％；含水飽和度為3.32％；束縛水飽和度為2.11％。滲透率相對誤差為41.3％。雖然滲透率與巖心分析資料比較還存在較大誤差，但其總體變化趨勢與巖心分析及實際儲層條件基本相符。證明了該套解釋方法的可行性與實用性。
以Y1井為例，表1為軟件解釋和巖性分析對比后的統計結果。
表1：
第4號層(1236.1m-1236.9m)，該層位于該井第一個基本解釋單元底部，該基本解釋單元初始條件判定正確，4號層與3號層分界點處存在深側向電阻率加速下降的拐點，且聲波時差顯示高值。由狀態空間解釋模型得出其與3號層之間的卡曼增益AB乘積為1.364，該層處于解釋單元底部，故解釋為強淹，與巖心分析結果一致。
第7號層(1294.2m-1294.9m)該層厚度小于1米，屬于獨立薄層，判斷該層水淹狀況需將該層處曲線形態變化及上下隔層條件相結合來綜合判定，該層上部有一段純泥巖隔層存在，且該層自然伽馬為低值，中子為低值；故解釋為未淹，與巖心分析結果一致。
第12號層(1318.2m-1318.9m)，該層位于基本解釋單元頂部，自然伽馬顯示低值，深側向電阻率增大且存在幅度差，聲波時差值低，說明該層儲集性好，軟件解釋為未淹，與巖心分析結果一致。
第13號層(1318.9m-1320.4m)，該層位于被選為初始條件層的下部，由狀態空間解釋模型判斷兩小層之間的AB乘積為0.852，根據模型設定的水淹等級變化條件，認為兩層水淹等級一致，故解釋為未淹，與巖心分析結果一致。
第18號層(1327.6m-1329.7m)該層位于基本解釋單元底部，自然伽馬為低值，深側向電阻率較之相鄰的17號層存在下降拐點，聲波時差為高值，利用狀態空間模型對17、18兩層進行相關性分析后得，兩層之間AB乘積為1.261，且該層位于解釋單元底部，解釋為強淹，與巖心分析結果一致。
本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法，首先對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段；然后，對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果；之后，根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，從而完成對目的儲層的水淹狀況的定性判別；利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，從而根據目的儲層參數完成對目的儲層水淹狀況的定量判別，這樣，整個利用狀態空間模型解釋油田水淹層的方法可以實現先定性，后定量的水淹狀況判別。可見，本發明可以利用系統內部各狀態變量間的變化關系來描述系統的動態特性，能充分利用同一基本解釋單元層段內各儲層間多種測井資料的相對變化趨勢來描述儲層的水淹狀況，能夠克服雙地層水電阻率模型根據曲線幅值信息求取儲層參數及判定儲層水淹狀況所帶來的誤差和不足，使得儲層水淹狀況的精確描述得以實現，大大提高了水淹層測井解釋精度，其處理效果能夠滿足油田開發對水淹層解釋的要求。
對應于上述圖1和圖2所述的方法實施例，如圖10所示，本發明實施例提供一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，包括：
基本解釋單元層段確定單元301，用于對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段。
初始條件水淹狀況判別結果確定單元302，用于對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果。
目的儲層水淹狀況判別結果確定單元303，用于根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果。
目的儲層參數確定單元304，用于利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數。
進一步的，如圖11所示，所述的利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，還包括：
待處理的測井系列確定單元305，用于根據測井響應的穩定數據及對目的儲層水淹狀況反應的靈敏度數據，確定待處理的測井系列；所述測井系列包括：自然伽馬測井、深雙側向電阻率測井、淺側向測井、沖洗帶電阻率測井、微側向電阻率測井、微梯度電阻率測井、同位素示蹤伽馬測井。
響應特征數據獲取單元306，用于獲取油田的密度測井資料，獲取所述密度測井資料對目的儲層水淹狀況的響應特征數據。
進一步的，如圖11所示，所述的利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，還包括標準化處理單元307，用于：
選取井區發育穩定的泥巖段作為標準化預處理的基礎井段。
對所述標準化預處理的基礎井段的測井曲線進行加權平均處理。
確定各測井曲線的標準化偏移系數。
此外，所述基本解釋單元層段確定單元301，具體用于：
根據自然伽馬測井曲線和微電極幅度差測井曲線對油田儲層進行儲層劃分。
在測井曲線縱向上，以各目的儲層之間的預設隔層厚度為界限，小于所述預設隔層厚度便劃分為一個基本解釋單元，形成基本解釋單元層段。
另外，所述初始條件水淹狀況判別結果確定單元302，具體用于：
將基本解釋單元層段的頂層作為啟動狀態空間解釋模型的初始條件。
在基本解釋單元層段的頂層為獨立層時，則通過比較所述獨立層與和所述獨立層相鄰的基本解釋單元層的隔層條件、巖性差異、曲線形態差異、曲線幅值變化關系以及目的儲層所處的空間位置，確定所述獨立層的水淹狀況。
在基本解釋單元層段的頂層為非獨立層時，則根據經過標準化預處理后的測井曲線幅值信息、砂體的縱向連通條件以及與同一基本解釋單元層段內其它測井曲線形態的對比結果，確定所述非獨立層的水淹狀況。
此外，所述目的儲層水淹狀況判別結果確定單元303，具體用于：
根據狀態空間解釋模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
確定x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解；
所述x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)的解為：
其中，y(n)表示目的儲層的高分辨率深側向電阻率；e(n)為輸入量，所述輸入量為經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；x(n)為狀態向量，所述狀態向量為不經過零均值化處理的微梯度、微電位、自然伽馬、聲波時差、淺側向幅度差值或深側向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)與j(n)表示模型系數；n表示目的儲層；k表示基本解釋單元層段中除所述目的儲層的其他目的儲層；A(n,k+1)與B(k)表示待辨識的狀態轉移矩陣模型參數；x(0)代表同一基本解釋單元層段內作為初始條件的解釋層的多條曲線幅度值；e(k)為經過零均值化處理同一基本解釋單元層段內其它目的儲層多條曲線幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼濾波增益。
根據狀態空間模型辨識算法確定所述卡曼濾波增益。
根據所述卡曼濾波增益進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果。
此外，所述目的儲層水淹狀況判別結果確定單元303，具體還用于：
在卡曼濾波增益大于等于第一系數，且小于等于第二系數時，確定目的儲層水淹等級不變。
在卡曼濾波增益小于所述第一系數時，確定目的儲層水淹等級降低。
在卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)增大，且目的儲層位于基本解釋單元層段時，確定目的儲層水淹等級增加或不變。
在卡曼濾波增益大于所述第二系數，且A(n,k+1)減小時，則目的儲層水淹程度增加。
另外，所述目的儲層參數確定單元304，具體用于：
根據雙地層水電阻率模型：
確定目的儲層自由水飽和度Swf。
根據混合水電阻率的總含水飽和度方程：
確定目的儲層含水飽和度Sw。
其中，Swf為自由水飽和度，即注入水占據宏孔隙體積的百分數；nf為自由水飽和度指數；Rw為注入水電阻率；Φac為宏孔隙度；mac為宏孔隙度指數，a為阿爾奇系數；Rt為地層水電阻率；Φic為微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic為微孔隙度指數；Rwi為束縛水電阻率；Sw為含水飽和度；n'為含水飽和度指數；Rwz為水淹層內混合地層水電阻率；為總孔隙度，Swi為束縛水飽和度；x為泥質分布指數；m＝1.75+Φac；Vsh為目的儲層泥質含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld為分散黏土體積；Φe為有效孔隙度；Φsh為泥質孔隙度；Φmax為純泥巖層的孔隙度。
將目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw帶入判別轉換方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，進行循壞迭代，將目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線繪制于交會圖上。
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線出現重疊點，則確定目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi正確。
若目的儲層含水飽和度Sw與束縛水飽和度Swi的曲線無重疊點，則調整雙地層水電阻率模型和混合水電阻率的總含水飽和度方程中的各參數，重新確定目的儲層自由水飽和度Swf與目的儲層含水飽和度Sw。
此外，所述目的儲層參數確定單元304，具體還用于：
根據公式：
確定目的儲層泥質含量Vsh；其中，Rsh為泥巖電阻率；Rxo為淺電阻率；Rmax為純泥巖電阻率值；GR為自然伽馬值；GRmin為純砂巖層的自然伽馬值；GRmax為純泥巖層的自然伽馬值。
此外，所述目的儲層參數確定單元304，具體還用于：
根據公式：
確定目的儲層有效孔隙度Φe。
其中，Δt為目的儲層聲波時差；Δtma為骨架聲波時差；Δtmf為流體聲波時差；Δtsh為泥巖聲波時差；Vsh為目的儲層泥質含量。
此外，所述目的儲層參數確定單元304，具體還用于：
根據公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
確定目的儲層滲透率Ky；其中，Φac為宏孔隙度；Swi為束縛水飽和度。
本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置的具體實現方式可以參見上述圖1和圖2對應的方法實施例，此處不再贅述。
本發明實施例提供的一種利用狀態空間模型解釋油田水淹層的裝置，首先對油田全井段進行基本解釋單元劃分，確定基本解釋單元層段；然后，對所述基本解釋單元層段進行初始條件水淹狀況判別，形成初始條件水淹狀況判別結果；之后，根據所述初始條件水淹狀況判別結果，對各基本解釋單元層段運用狀態空間解釋模型進行目的儲層水淹狀況判別，形成各基本解釋單元層段對應的目的儲層水淹狀況判別結果，從而完成對目的儲層的水淹狀況的定性判別；利用雙地層水電阻率模型獲取基本解釋單元層段的目的儲層參數，從而根據目的儲層參數完成對目的儲層水淹狀況的定量判別。可見，本發明可以利用系統內部各狀態變量間的變化關系來描述系統的動態特性，能充分利用同一基本解釋單元層段內各儲層間多種測井資料的相對變化趨勢來描述儲層的水淹狀況，能夠克服雙地層水電阻率模型根據曲線幅值信息求取儲層參數及判定儲層水淹狀況所帶來的誤差和不足，使得儲層水淹狀況的精確描述得以實現，大大提高了水淹層測井解釋精度，其處理效果能夠滿足油田開發對水淹層解釋的要求。
本領域內的技術人員應明白，本發明的實施例可提供為方法、系統、或計算機程序產品。因此，本發明可采用完全硬件實施例、完全軟件實施例、或結合軟件和硬件方面的實施例的形式。而且，本發明可采用在一個或多個其中包含有計算機可用程序代碼的計算機可用存儲介質(包括但不限于磁盤存儲器、CD-ROM、光學存儲器等)上實施的計算機程序產品的形式。
本發明是參照根據本發明實施例的方法、設備(系統)、和計算機程序產品的流程圖和/或方框圖來描述的。應理解可由計算機程序指令實現流程圖和/或方框圖中的每一流程和/或方框、以及流程圖和/或方框圖中的流程和/或方框的結合。可提供這些計算機程序指令到通用計算機、專用計算機、嵌入式處理機或其他可編程數據處理設備的處理器以產生一個機器，使得通過計算機或其他可編程數據處理設備的處理器執行的指令產生用于實現在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能的裝置。
這些計算機程序指令也可存儲在能引導計算機或其他可編程數據處理設備以特定方式工作的計算機可讀存儲器中，使得存儲在該計算機可讀存儲器中的指令產生包括指令裝置的制造品，該指令裝置實現在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能。
這些計算機程序指令也可裝載到計算機或其他可編程數據處理設備上，使得在計算機或其他可編程設備上執行一系列操作步驟以產生計算機實現的處理，從而在計算機或其他可編程設備上執行的指令提供用于實現在流程圖一個流程或多個流程和/或方框圖一個方框或多個方框中指定的功能的步驟。
本發明中應用了具體實施例對本發明的原理及實施方式進行了闡述，以上實施例的說明只是用于幫助理解本發明的方法及其核心思想；同時，對于本領域的一般技術人員，依據本發明的思想，在具體實施方式及應用范圍上均會有改變之處，綜上所述，本說明書內容不應理解為對本發明的限制。
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