本申请涉及油藏开发技术领域，特别涉及一种确定岩心中油的采出程度的方法及装置。
背景技术：
中国致密油资源丰富，初步评价主要盆地致密油资源量80-100亿吨，致密油将成为重要接替资源。为了实现致密油藏高效商业化开发，需采取大规模水平井分段压裂改造技术，将“万方水”注入后“打碎储层”，缩短裂缝与基质渗流距离，达到增产改造效果。
目前矿场实验结果显示，致密油藏压后不返排，停泵焖井一段时间，可以增加储层存水率，然后，依靠压裂液滤失过程中产生的驱替压差以及毛管力共同作用，渗吸置换出更多基质原油，提高原油采收率。然而，水湿性致密岩心微观孔隙结构复杂，如何准确得到在一定驱替压差下水湿性致密岩心中油的采出程度，以优选出合适的驱替压差，使得致密岩心在驱替压差和毛管力共同作用下采出程度最高，对于提高致密油藏采收率至关重要。
目前常规确定水湿性致密岩心中油的采出程度方法主要是通过基于活塞式水驱油模型建立的水驱油理论模型，模拟岩心的自发渗吸水驱油的过程，从而确定岩心中油的采出程度。但是，这类模型对致密岩心独特的微-纳米微观孔隙结构特征考虑不够全面，可能导致所确定的水湿性致密岩心中油的采出程度的准确度较低，从而较难准确地优选出合理驱替压差。
技术实现要素：
本申请实施例的目的是提供一种确定岩心中油的采出程度的方法及装置，以提高所确定的岩心中油的采出程度的准确度。
为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种确定岩心中油的采出程度的方法及装置是这样实现的：
一种确定岩心中油的采出程度的方法，提供有用于表征目的工区中岩心的孔隙结构的毛细管束，以及所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据；所述方法包括：
基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径；
基于所述目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度；
根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，并将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
优选方案中，基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径，包括：
确定在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度；
从所述初始毛细管半径分布数据中获取所述单毛细管的初始毛细管半径，并将所述初始毛细管半径减去所述边界层厚度，得到所述单毛细管的目标毛细管半径。
优选方案中，采用下述公式确定在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度：
δi＝δ0+r0i·exp(-b·(δp)-c)
其中，δi表示流体在所述毛细管束中的第i种单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度，δ0表示流体边界固化层厚度，r0i表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的初始毛细管半径，δp表示所述指定驱替压差，b表示与所述单毛细管的管壁的材质相关联的参数，c表示与所述流体的粘性相关联的参数。
优选方案中，采用下述公式确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度：
其中，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，μnw表示所述流体中非润湿相的粘度，μw表示所述流体中润湿相的粘度，δp表示所述指定驱替压差，σ表示所述流体中润湿相与非润湿相之间的界面张力，θ表示接触角，ri表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的目标毛细管半径，ltude表示所述毛细管束中单毛细管的长度，t表示渗吸时间。
优选方案中，采用下述公式确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度：
其中，rbundles表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，f(r0i)表示所述毛细管束中第i种单毛细管的概率密度，r0i表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的初始毛细管半径，n表示所述毛细管束中毛细管的数量，n表示所述毛细管束中毛细管的种数，σ0表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的标准差，ν表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的平均值。
一种确定岩心中油的采出程度的装置，所述装置提供用于表征目的工区中岩心的孔隙结构的毛细管束，以及所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据；所述装置包括：目标半径确定模块、单毛管采出程度确定模块和岩心采出程度确定模块；其中，
所述目标半径确定模块，用于基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径；
所述单毛管采出程度确定模块，用于基于所述目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度；
所述岩心采出程度确定模块，用于根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，并将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
优选方案中，所述目标半径确定模块用于确定在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度，并从所述初始毛细管半径分布数据中获取所述单毛细管的初始毛细管半径，并将所述初始毛细管半径减去所述边界层厚度，得到所述单毛细管的目标毛细管半径。
优选方案中，所述单毛管采出程度确定模块用于采用下述公式确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度：
其中，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，μnw表示所述流体中非润湿相的粘度，μw表示所述流体中润湿相的粘度，δp表示所述指定驱替压差，σ表示所述流体中润湿相与非润湿相之间的界面张力，θ表示接触角，ri表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的目标毛细管半径，ltude表示所述毛细管束中单毛细管的长度，t表示渗吸时间。
优选方案中，所述岩心采出程度确定模块用于采用下述公式确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度：
其中，rbundles表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，f(r0i)表示所述毛细管束中第i种单毛细管的概率密度，r0i表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的初始毛细管半径，n表示所述毛细管束中毛细管的数量，n表示所述毛细管束中毛细管的种数，σ0表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的标准差，ν表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的平均值。
一种确定岩心中油的采出程度的装置，包括存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述存储器中存储有用于表征目的工区中岩心的孔隙结构的毛细管束，以及所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据，所述计算机程序被所述处理器运行时执行如下步骤：
基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径；
基于所述目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度；
根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，并将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例提供了一种确定岩心中油的采出程度的方法及装置，通过毛细管束来表征目的工区中岩心的孔隙结构，其中，所述毛细管束具有初始毛细管半径分布数据表征的毛细管半径的分布特征，如此，可以更加全面地考虑到致密岩心中独特的微-纳米微观孔隙结构特征，这样，在将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度，可以提高所确定的岩心中油的采出程度的准确度；不仅如此，根据所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度，其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径，更加符合流体在岩心中进行渗吸时的实际通道，如此，可以较为准确地确定所述单毛细管中油的采出程度，进一步提高在指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，从而进一步提高所确定的所述岩心中油的采出程度。
附图说明
为了更清楚地说明本申请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申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，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是本申请一种确定岩心中油的采出程度的方法实施例的流程图；
图2是本申请实施例中在指定驱替压差下流体在单毛细管中的渗吸过程的示意图；
图3是本申请实施例中采用本申请的模拟计算方法和实验方法分别得到的最大采出程度随指定驱替压差的变化关系的示意图；
图4是本申请中确定岩心中油的采出程度的装置的一种实施例的组成结构示意图；
图5是本申请中确定岩心中油的采出程度的装置的另一种实施例的组成结构示意图。
具体实施方式
本申请实施例提供一种确定岩心中油的采出程度的方法及装置。
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
本申请实施例提供了一种确定岩心中油的采出程度的方法。所述确定岩心中油的采出程度的方法提供有用于表征目的工区中岩心的孔隙结构的毛细管束，以及所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据。
在本实施方式中，所述目的工区中的岩心可以是致密砂岩岩心，例如石英质长石砂岩岩心等。
在本实施方式中，由于致密岩心中的孔隙结构多为微-纳米级孔隙系统，其自发渗吸置换过程比较缓慢，通常可以采用毛细管模型来有效表征其渗吸置换过程。如此，可以采用具有一定毛细管半径分布特征的毛细管束来表征所述目的工区中岩心的孔隙结构。其中，所述毛细管束可以是由相互独立的平行毛细管组成，所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据可以为满足正态分布规律的毛细管半径分布数据。
图1是本申请一种确定岩心中油的采出程度的方法实施例的流程图。如图1所示，所述确定岩心中油的采出程度的方法，包括以下步骤。
步骤s101：基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径。
在本实施方式中，基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径，具体可以包括，可以确定在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度。其中，所述指定驱替压差的取值范围可以包括1兆帕～10兆帕。可以从所述初始毛细管半径分布数据中获取所述单毛细管的初始毛细管半径，并可以将所述初始毛细管半径减去所述边界层厚度，得到所述单毛细管的目标毛细管半径。其中，所述目标毛细管半径可以用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径。所述流体可以是水和油的混合物。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度：
δi＝δ0+r0i·exp(-b·(δp)-c)
其中，δi表示流体在所述毛细管束中的第i种单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度，δ0表示流体边界固化层厚度，r0i表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的初始毛细管半径，δp表示所述指定驱替压差，b表示与所述单毛细管的管壁的材质相关联的参数，c表示与所述流体的粘性相关联的参数。
步骤s102：基于所述目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度。
在本实施方式中，基于所述目标毛细管半径，可以采用下述公式确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度：
其中，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，μnw表示所述流体中非润湿相的粘度，μw表示所述流体中润湿相的粘度，δp表示所述指定驱替压差，σ表示所述流体中润湿相与非润湿相之间的界面张力，θ表示接触角，ri表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的目标毛细管半径，ltude表示所述毛细管束中单毛细管的长度，t表示渗吸时间。具体地，如图2所示的在指定驱替压差下流体在单毛细管中的渗吸过程，可以采用下述公式表征单毛细管驱替渗吸模型：
其中，pci表示所述毛细管束中的第i种单毛细管内的毛管压力，li表示所述流体在所述毛细管束中的第i种单毛细管中润湿相的运动距离，μnw表示所述流体中非润湿相的粘度，μw表示所述流体中润湿相的粘度，δp表示所述指定驱替压差，σ表示所述流体中润湿相与非润湿相之间的界面张力，θ表示接触角，ri表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的目标毛细管半径，ltude表示所述毛细管束中单毛细管的长度，t表示渗吸时间。图2中的l表示所述流体在单毛细管中润湿相的运动距离，qw表示注水量，qo表示采油量。
可以将公式(2)和(3)代入公式(1)中，得到：
可以对公式(4)的两边分别积分，得到：
对公式(5)进行求解，可以得到：
根据公式(6)中的
其中，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，μnw表示所述流体中非润湿相的粘度，μw表示所述流体中润湿相的粘度，δp表示所述指定驱替压差，σ表示所述流体中润湿相与非润湿相之间的界面张力，θ表示接触角，ri表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的目标毛细管半径，ltude表示所述毛细管束中单毛细管的长度，t表示渗吸时间。
步骤s103：根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，并将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
在本实施方式中，根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，可以采用下述公式确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度：
其中，rbundles表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，f(r0i)表示所述毛细管束中第i种单毛细管的概率密度，r0i表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的初始毛细管半径，n表示所述毛细管束中毛细管的数量，n表示所述毛细管束中毛细管的种数，σ0表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的标准差，ν表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的平均值。
在本实施方式中，可以将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
在本申请一个实施方式中，所述确定岩心中油的采出程度的方法还可以包括：可以根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，分别确定在多个指定驱替压差下所述岩心中油的最大采出程度；根据在多个指定驱替压差下所述岩心中油的最大采出程度，可以确定最优驱替压差。具体地，例如，所述多个指定驱替压差具体可以为1兆帕、3兆帕、5兆帕和7兆帕，分别确定在多个指定驱替压差下所述岩心中油的采出程度随渗吸时间的变化曲线，并将油的采出程度接近于稳定时的采出程度作为最大采出程度，如此，可以得到分别在指定驱替压差为1兆帕、3兆帕、5兆帕和7兆帕下所述岩心中油的最大采出程度，如图3中的计算结果所示，由于当所述指定驱替压差大于或等于3兆帕时，所述岩心中油的最大采出程度变化比较缓慢，可以将驱替压差为3兆帕的指定驱替压差作为最优驱替压差。其中，图3中的横坐标和纵坐标分别为驱替压差和最大采出程度，单位分别为兆帕和百分比(％)。
为了验证本申请确定岩心中油的采出程度的方法的准确性，可以选取物性相近的4块致密砂岩岩心样品进行恒压水驱油物理模拟实验。例如，这4块致密砂岩岩心样品均属于石英质长石砂岩，其中粘土矿物主要由伊利石、绿泥石以及伊/蒙混层三类组成。在实验前，可以先将形状为柱形的岩心样品进行洗油处理和烘干处理，然后在岩心样品的端面截取一小段(例如高为1～2厘米)来测定接触角，剩余部分(例如高为4～5厘米)进行抽真空和加压饱和油处理。其中，油可以为煤油。在对这4块致密砂岩岩心样品进行实验前的处理后，利用驱替-低磁场共振一体化设备(例如设备型号为mesomr23-060h-hthp-i的驱替-低磁场共振一体化设备)分别对这4块致密砂岩岩心样品进行恒压水驱油物理模拟实验。在实验过程中，在设备入口端持续注入浓度为2％的氯化钾的氘水溶液，驱替压差依次为1兆帕、3兆帕、5兆帕和7兆帕，每间隔30～60分钟监测一次低场核磁t2谱信号，并将监测到的t2谱信号转化为煤油质量，采用下述公式计算煤油的采出程度：
其中，roil表示煤油的采出程度，m0表示在进行恒压水驱油物理模拟实验之前岩心样品中饱和煤油的质量，mj表示在进行恒压水驱油物理模拟实验过程中，第j时刻测定的岩心样品中剩余煤油的质量。根据实验结果，可以分别得到在驱替压差为1兆帕、3兆帕、5兆帕和7兆帕下所述岩心中油的最大采出程度，其中，如图3中的实验结果所示，当驱替压差大于或等于3兆帕时，所述岩心中油的最大采出程度基本不变，可以将驱替压差为3兆帕的指定驱替压差作为最优驱替压差。如此，采用本申请的方法得到的结果与实验结果基本一致，可以表明本申请确定岩心中油的采出程度的方法的准确性较高。
所述确定岩心中油的采出程度的方法实施例，通过毛细管束来表征目的工区中岩心的孔隙结构，其中，所述毛细管束具有初始毛细管半径分布数据表征的毛细管半径的分布特征，如此，可以更加全面地考虑到致密岩心中独特的微-纳米微观孔隙结构特征，这样，在将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度，可以提高所确定的岩心中油的采出程度的准确度；不仅如此，根据所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度，其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径，更加符合流体在岩心中进行渗吸时的实际通道，如此，可以较为准确地确定所述单毛细管中油的采出程度，进一步提高在指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，从而进一步提高所确定的所述岩心中油的采出程度。
图4是本申请中确定岩心中油的采出程度的装置的一种实施例的组成结构示意图。所述确定岩心中油的采出程度的装置提供用于表征目的工区中岩心的孔隙结构的毛细管束，以及所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据。如图4所示，所述确定岩心中油的采出程度的装置可以包括：目标半径确定模块100、单毛管采出程度确定模块200和岩心采出程度确定模块300。
所述目标半径确定模块100，可以用于基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径。
所述单毛管采出程度确定模块200，可以用于基于所述目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度。
所述岩心采出程度确定模块300，可以用于根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，并将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
在本实施方式中，所述目标半径确定模块100可以用于确定在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的边界层厚度，并从所述初始毛细管半径分布数据中获取所述单毛细管的初始毛细管半径，并将所述初始毛细管半径减去所述边界层厚度，得到所述单毛细管的目标毛细管半径。
在本实施方式中，所述单毛管采出程度确定模块200可以用于采用下述公式确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度：
其中，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，μnw表示所述流体中非润湿相的粘度，μw表示所述流体中润湿相的粘度，δp表示所述指定驱替压差，σ表示所述流体中润湿相与非润湿相之间的界面张力，θ表示接触角，ri表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的目标毛细管半径，ltude表示所述毛细管束中单毛细管的长度，t表示渗吸时间。
在本实施方式中，所述岩心采出程度确定模块300可以用于采用下述公式确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度：
其中，rbundles表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，ri表示在所述指定驱替压差下所述毛细管束中的第i种单毛细管中油的采出程度，f(r0i)表示所述毛细管束中第i种单毛细管的概率密度，r0i表示所述毛细管束中的第i种单毛细管的初始毛细管半径，n表示所述毛细管束中毛细管的数量，n表示所述毛细管束中毛细管的种数，σ0表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的标准差，ν表示所述毛细管束中的n种毛细管的初始毛细管的平均值。
图5是本申请中确定岩心中油的采出程度的装置的另一种实施例的组成结构示意图。如图5所示，所述确定岩心中油的采出程度的装置可以包括存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述存储器中存储有用于表征目的工区中岩心的孔隙结构的毛细管束，以及所述毛细管束的初始毛细管半径分布数据，所述计算机程序被所述处理器运行时执行如下步骤：
步骤s101：基于所述初始毛细管半径分布数据，确定所述毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，所述目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在所述单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径；
步骤s102：基于所述目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下所述单毛细管中油的采出程度；
步骤s103：根据在所述指定驱替压差下所述毛细管束中各个所述单毛细管中油的采出程度，确定在所述指定驱替压差下所述毛细管束中油的采出程度，并将所述毛细管束中油的采出程度作为所述岩心中油的采出程度。
所述确定岩心中油的采出程度的装置实施例与所述确定岩心中油的采出程度的方法实施例相对应，可以实现确定岩心中油的采出程度的方法实施例的技术方案，并取得方法实施例的技术效果。
在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(programmablelogicdevice,pld)(例如现场可编程门阵列(fieldprogrammablegatearray，fpga))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片pld上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logiccompiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(hardwaredescriptionlanguage，hdl)，而hdl也并非仅有一种，而是有许多种，如abel(advancedbooleanexpressionlanguage)、ahdl(alterahardwaredescriptionlanguage)、confluence、cupl(cornelluniversityprogramminglanguage)、hdcal、jhdl(javahardwaredescriptionlanguage)、lava、lola、myhdl、palasm、rhdl(rubyhardwaredescriptionlanguage)等，目前最普遍使用的是vhdl(very-high-speedintegratedcircuithardwaredescriptionlanguage)与verilog2。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。
控制器可以按任何适当的方式实现，例如，控制器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(applicationspecificintegratedcircuit，asic)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式，控制器的例子包括但不限于以下微控制器：arc625d、atmelat91sam、microchippic18f26k20以及siliconelabsc8051f320，存储器控制器还可以被实现为存储器的控制逻辑的一部分。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
上述实施例阐明的装置、模块，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(cpu)、输入/输出接口、网络接口和内存。该计算机软件产品可以包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。该计算机软件产品可以存储在内存中，内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(ram)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(rom)或闪存(flashram)。内存是计算机可读介质的示例。计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(pram)、静态随机存取存储器(sram)、动态随机存取存储器(dram)、其他类型的随机存取存储器(ram)、只读存储器(rom)、电可擦除可编程只读存储器(eeprom)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(cd-rom)、数字多功能光盘(dvd)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括短暂电脑可读媒体(transitorymedia)，如调制的数据信号和载波。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于装置实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的消费电子设备、网络pc、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。