一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法及装置与流程
本发明涉及测井资料解释技术领域，尤其涉及一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法及装置。
背景技术：
目前，在测井资料解释领域中，解释注水开发油田水淹层的方法一般是从参数匹配入手的，根据理论上分析的注水开发宏观水淹机理，建立双地层水电阻率模型。以下为双地层水电阻率模型：理论和实验研究表明，泥质砂岩孔隙都呈双峰分布，既分为宏孔隙和微孔隙。宏孔隙允许流体自由流动，在原始油层中，油主要占据宏孔隙空间；微孔隙则不允许流体流动，其中的水构成了束缚水。假设阿尔奇地层因数公式在宏孔隙和、微孔隙空间都成立，则建立以下双地层水电阻率模型为：
上述公式中Φac为宏孔隙度，mac为宏孔隙指数；Φic为微孔隙度，mic为微孔隙指数；nf为自由水饱和度指数；a为阿尔奇系数；Rt为地层水电阻率；Rw为注入水电阻率；Rwi为束缚水电阻率；Swf为自由水饱和度(即注入水占据宏孔隙体积的百分数)。该双地层水电阻率模型针对注入水矿化度多变(即注淡水、又污水回注)导致水淹层地层水电阻率变化复杂难以确定的难题，采用多重迭代递归方法解决了在地层水电阻率不能确知情况下的含水饱和度求解问题，使水淹层测井解释获得显著进步。
然而，发明人发现双地层水电阻率模型是根据测井资料的幅值信息进行储层参数解释的。对于长期进行注水开发的老油田，层与层之间、层内之间地层水矿化度变化较大，出现很多在曲线幅值信息完全相同的情况下其水淹状况却差异很大的情形，为水淹层测井解释带来很大困难，造成水淹层测井解释不准确的问题。
技术实现要素：
本发明的实施例提供一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法及装置，以解决水淹层测井解释不准确的问题。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，包括：
对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段；
对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果；
根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果；
利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数。
进一步的，该利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，还包括：
根据测井响应的稳定数据及对目的储层水淹状况反应的灵敏度数据，确定待处理的测井系列；所述测井系列包括：自然伽马测井、深双侧向电阻率测井、浅侧向测井、冲洗带电阻率测井、微侧向电阻率测井、微梯度电阻率测井、同位素示踪伽马测井；
获取油田的密度测井资料，获取所述密度测井资料对目的储层水淹状况的响应特征数据。
进一步的，该利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，还包括：
选取井区发育稳定的泥岩段作为标准化预处理的基础井段；
对所述标准化预处理的基础井段的测井曲线进行加权平均处理；
确定各测井曲线的标准化偏移系数。
此外，对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段，包括：
根据自然伽马测井曲线和微电极幅度差测井曲线对油田储层进行储层划分；
在测井曲线纵向上，以各目的储层之间的预设隔层厚度为界限，小于所述预设隔层厚度便划分为一个基本解释单元，形成基本解释单元层段。
此外，对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果，包括：
将基本解释单元层段的顶层作为启动状态空间解释模型的初始条件；
若基本解释单元层段的顶层为独立层，则通过比较所述独立层与和所述独立层相邻的基本解释单元层的隔层条件、岩性差异、曲线形态差异、曲线幅值变化关系以及目的储层所处的空间位置，确定所述独立层的水淹状况；
若基本解释单元层段的顶层为非独立层，则根据经过标准化预处理后的测井曲线幅值信息、砂体的纵向连通条件以及与同一基本解释单元层段内其它测井曲线形态的对比结果，确定所述非独立层的水淹状况。
具体的，根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，包括：
根据状态空间解释模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
确定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)的解为：
其中，y(n)表示目的储层的高分辨率深侧向电阻率；e(n)为输入量，所述输入量为经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；x(n)为状态向量，所述状态向量为不经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)与j(n)表示模型系数；n表示目的储层；k表示基本解释单元层段中除所述目的储层的其他目的储层；A(n,k+1)与B(k)表示待辨识的状态转移矩阵模型参数；x(0)代表同一基本解释单元层段内作为初始条件的解释层的多条曲线幅度值；e(k)为经过零均值化处理同一基本解释单元层段内其它目的储层多条曲线幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼滤波增益；
根据状态空间模型辨识算法确定所述卡曼滤波增益；
根据所述卡曼滤波增益进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果。
具体的，根据所述卡曼滤波增益进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，包括：
若卡曼滤波增益大于等于第一系数，且小于等于第二系数，确定目的储层水淹等级不变；
若卡曼滤波增益小于所述第一系数，确定目的储层水淹等级降低；
若卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)增大，且目的储层位于基本解释单元层段，确定目的储层水淹等级增加或不变；
若卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)减小，则目的储层水淹程度增加。
具体的，利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，包括：
根据双地层水电阻率模型：
确定目的储层自由水饱和度Swf；
根据混合水电阻率的总含水饱和度方程：
确定目的储层含水饱和度Sw；
其中，Swf为自由水饱和度，即注入水占据宏孔隙体积的百分数；nf为自由水饱和度指数；Rw为注入水电阻率；Φac为宏孔隙度；mac为宏孔隙度指数，a为阿尔奇系数；Rt为地层水电阻率；Φic为微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic为微孔隙度指数；Rwi为束缚水电阻率；Sw为含水饱和度；n'为含水饱和度指数；Rwz为水淹层内混合地层水电阻率；为总孔隙度，Swi为束缚水饱和度；x为泥质分布指数；m＝1.75+Φac；Vsh为目的储层泥质含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld为分散黏土体积；Φe为有效孔隙度；Φsh为泥质孔隙度；Φmax为纯泥岩层的孔隙度；
将目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw带入判别转换方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，进行循坏迭代，将目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线绘制于交会图上；
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线出现重叠点，则确定目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi正确；
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线无重叠点，则调整双地层水电阻率模型和混合水电阻率的总含水饱和度方程中的各参数，重新确定目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw。
具体的，所述利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，还包括：
根据公式：
确定目的储层泥质含量Vsh；其中，Rsh为泥岩电阻率；Rxo为浅电阻率；Rmax为纯泥岩电阻率值；GR为自然伽马值；GRmin为纯砂岩层的自然伽马值；GRmax为纯泥岩层的自然伽马值。
进一步的，所述利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，还包括：
根据公式：
确定目的储层有效孔隙度Φe；
其中，Δt为目的储层声波时差；Δtma为骨架声波时差；Δtmf为流体声波时差；Δtsh为泥岩声波时差；Vsh为目的储层泥质含量。
进一步的，所述利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，还包括：
根据公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
确定目的储层渗透率Ky；其中，Φac为宏孔隙度；Swi为束缚水饱和度。
一种利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，包括：
基本解释单元层段确定单元，用于对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段；
初始条件水淹状况判别结果确定单元，用于对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果；
目的储层水淹状况判别结果确定单元，用于根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果；
目的储层参数确定单元，用于利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数。
进一步的，所述的利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，还包括：
待处理的测井系列确定单元，用于根据测井响应的稳定数据及对目的储层水淹状况反应的灵敏度数据，确定待处理的测井系列；所述测井系列包括：自然伽马测井、深双侧向电阻率测井、浅侧向测井、冲洗带电阻率测井、微侧向电阻率测井、微梯度电阻率测井、同位素示踪伽马测井；
响应特征数据获取单元，用于获取油田的密度测井资料，获取所述密度测井资料对目的储层水淹状况的响应特征数据。
进一步的，所述的利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，还包括标准化处理单元，用于：
选取井区发育稳定的泥岩段作为标准化预处理的基础井段；
对所述标准化预处理的基础井段的测井曲线进行加权平均处理；
确定各测井曲线的标准化偏移系数。
此外，所述基本解释单元层段确定单元，具体用于：
根据自然伽马测井曲线和微电极幅度差测井曲线对油田储层进行储层划分；
在测井曲线纵向上，以各目的储层之间的预设隔层厚度为界限，小于所述预设隔层厚度便划分为一个基本解释单元，形成基本解释单元层段。
另外，所述初始条件水淹状况判别结果确定单元，具体用于：
将基本解释单元层段的顶层作为启动状态空间解释模型的初始条件；
在基本解释单元层段的顶层为独立层时，则通过比较所述独立层与和所述独立层相邻的基本解释单元层的隔层条件、岩性差异、曲线形态差异、曲线幅值变化关系以及目的储层所处的空间位置，确定所述独立层的水淹状况；
在基本解释单元层段的顶层为非独立层时，则根据经过标准化预处理后的测井曲线幅值信息、砂体的纵向连通条件以及与同一基本解释单元层段内其它测井曲线形态的对比结果，确定所述非独立层的水淹状况。
此外，所述目的储层水淹状况判别结果确定单元，具体用于：
根据状态空间解释模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
确定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)的解为：
其中，y(n)表示目的储层的高分辨率深侧向电阻率；e(n)为输入量，所述输入量为经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；x(n)为状态向量，所述状态向量为不经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)与j(n)表示模型系数；n表示目的储层；k表示基本解释单元层段中除所述目的储层的其他目的储层；A(n,k+1)与B(k)表示待辨识的状态转移矩阵模型参数；x(0)代表同一基本解释单元层段内作为初始条件的解释层的多条曲线幅度值；e(k)为经过零均值化处理同一基本解释单元层段内其它目的储层多条曲线幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼滤波增益；
根据状态空间模型辨识算法确定所述卡曼滤波增益；
根据所述卡曼滤波增益进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果。
此外，所述目的储层水淹状况判别结果确定单元，具体还用于：
在卡曼滤波增益大于等于第一系数，且小于等于第二系数时，确定目的储层水淹等级不变；
在卡曼滤波增益小于所述第一系数时，确定目的储层水淹等级降低；
在卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)增大，且目的储层位于基本解释单元层段时，确定目的储层水淹等级增加或不变；
在卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)减小时，则目的储层水淹程度增加。
另外，所述目的储层参数确定单元，具体用于：
根据双地层水电阻率模型：
确定目的储层自由水饱和度Swf；
根据混合水电阻率的总含水饱和度方程：
确定目的储层含水饱和度Sw；
其中，Swf为自由水饱和度，即注入水占据宏孔隙体积的百分数；nf为自由水饱和度指数；Rw为注入水电阻率；Φac为宏孔隙度；mac为宏孔隙度指数，a为阿尔奇系数；Rt为地层水电阻率；Φic为微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic为微孔隙度指数；Rwi为束缚水电阻率；Sw为含水饱和度；n'为含水饱和度指数；Rwz为水淹层内混合地层水电阻率；为总孔隙度，Swi为束缚水饱和度；x为泥质分布指数；m＝1.75+Φac；Vsh为目的储层泥质含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld为分散黏土体积；Φe为有效孔隙度；Φsh为泥质孔隙度；Φmax为纯泥岩层的孔隙度；
将目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw带入判别转换方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，进行循坏迭代，将目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线绘制于交会图上；
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线出现重叠点，则确定目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi正确；
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线无重叠点，则调整双地层水电阻率模型和混合水电阻率的总含水饱和度方程中的各参数，重新确定目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw。
此外，所述目的储层参数确定单元，具体还用于：
根据公式：
确定目的储层泥质含量Vsh；其中，Rsh为泥岩电阻率；Rxo为浅电阻率；Rmax为纯泥岩电阻率值；GR为自然伽马值；GRmin为纯砂岩层的自然伽马值；GRmax为纯泥岩层的自然伽马值。
此外，所述目的储层参数确定单元，具体还用于：
根据公式：
确定目的储层有效孔隙度Φe；
其中，Δt为目的储层声波时差；Δtma为骨架声波时差；Δtmf为流体声波时差；Δtsh为泥岩声波时差；Vsh为目的储层泥质含量。
此外，所述目的储层参数确定单元，具体还用于：
根据公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
确定目的储层渗透率Ky；其中，Φac为宏孔隙度；Swi为束缚水饱和度。
本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法及装置，首先对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段；然后，对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果；之后，根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，从而完成对目的储层的水淹状况的定性判别；利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，从而根据目的储层参数完成对目的储层水淹状况的定量判别。可见，本发明可以利用系统内部各状态变量间的变化关系来描述系统的动态特性，能充分利用同一基本解释单元层段内各储层间多种测井资料的相对变化趋势来描述储层的水淹状况，能够克服双地层水电阻率模型根据曲线幅值信息求取储层参数及判定储层水淹状况所带来的误差和不足，使得储层水淹状况的精确描述得以实现，大大提高了水淹层测井解释精度，其处理效果能够满足油田开发对水淹层解释的要求。
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为本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法的流程图一；
图2为本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法的流程图二；
图3为本发明实施例中参与标准化数据库建立部分泥岩段曲线的示意图；
图4为本发明实施例中取芯井储层厚度划分图版示意图；
图5为本发明实施例中某井基本解释单元划分结果示意图；
图6为本发明实施例中判别强水淹层测井曲线特征示意图；
图7为本发明实施例中状态空间模型运行流程图；
图8为本发明实施例中利用状态空间模型分析初始状态水淹等级与其他储层水淹等级变化关系的示意图一；
图9为本发明实施例中利用状态空间模型分析初始状态水淹等级与其他储层水淹等级变化关系的示意图二；
图10为本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的装置的结构示意图一；
图11为本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的装置的结构示意图二。
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。
在实现本发明时，发明人发现现有技术存在上述“对于长期进行注水开发的老油田，层与层之间、层内之间地层水矿化度变化较大，出现很多在曲线幅值信息完全相同的情况下其水淹状况却差异很大的情形，为水淹层测井解释带来很大困难，造成水淹层测井解释不准确”的问题，其根本原因就是双地层水电阻率模型未能充分考虑到目的储层的空间位置及水动力条件。
对此，如图1所示，本发明实施例提供了一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，包括：
步骤101、对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段。
步骤102、对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果。
步骤103、根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果。
步骤104、利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数。
本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，首先对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段；然后，对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果；之后，根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，从而完成对目的储层的水淹状况的定性判别；利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，从而根据目的储层参数完成对目的储层水淹状况的定量判别。可见，本发明可以利用系统内部各状态变量间的变化关系来描述系统的动态特性，能充分利用同一基本解释单元层段内各储层间多种测井资料的相对变化趋势来描述储层的水淹状况，能够克服双地层水电阻率模型根据曲线幅值信息求取储层参数及判定储层水淹状况所带来的误差和不足，使得储层水淹状况的精确描述得以实现，大大提高了水淹层测井解释精度，其处理效果能够满足油田开发对水淹层解释的要求。
为了使本领域的技术人员更好的了解本发明，下面列举一个更为详细的实施例，如图2所示，本发明实施例提供了一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，包括：
步骤201、根据测井响应的稳定数据及对目的储层水淹状况反应的灵敏度数据，确定待处理的测井系列。
其中，所述测井系列包括：自然伽马测井、深双侧向电阻率测井、浅侧向测井、冲洗带电阻率测井、微侧向电阻率测井、微梯度电阻率测井、同位素示踪伽马测井。
步骤202、获取油田的密度测井资料，获取所述密度测井资料对目的储层水淹状况的响应特征数据。
在有密度测井资料的情况下，也将密度测井资料对储层水淹状况的响应特征提取出来，加以有效利用，以进一步提高储层水淹状况的解释精度。
测井资料的标准化预处理是所有解释方法研究工作的关键环节，它直接关系到该方法能否大面积推广应用，能否在统一标准下建立解释模型。对状态空间解释模型应用的常规测井资料采用独特的标准化处理方法，分别进行处理，建立标准化数据库。在处理过程中，选取各井区发育稳定的泥岩段，如图3所示，作为标准化预处理的基础井段。这是因为一方面泥岩发育稳定，多种测井资料，尤其是电阻率响应稳定；另一方面泥岩段处的电阻率不受开发进程的影响，即泥岩中不含任何可动流体，在不同的开发阶段，其电性特征基本一致。因此采用如下步骤203-步骤205，完成测井曲线的标准化预处理。
步骤203、选取井区发育稳定的泥岩段作为标准化预处理的基础井段。
步骤204、对所述标准化预处理的基础井段的测井曲线进行加权平均处理。
步骤205、确定各测井曲线的标准化偏移系数。
步骤206、根据自然伽马测井曲线和微电极幅度差测井曲线对油田储层进行储层划分。
此处例如可以利用多口井的n个砂岩层和m个泥岩层绘出图版。
由图4可以看出：储层的划分条件是：GR<90(API)，其中API是指美国石油学会规定的自然伽马和中子伽马测井的计量单位，微电极幅差值>0.2(Ω·m)。可将此种方式应用到处理各类井数据，从而划分储集层厚度。
步骤207、在测井曲线纵向上，以各目的储层之间的预设隔层厚度为界限，小于所述预设隔层厚度便划分为一个基本解释单元，形成基本解释单元层段。
预设隔层厚度可以为1.0米。
状态空间解释模型是利用各储层间测井曲线的相对变化趋势来判定储层的水淹状况，这就需要有一个可对比的层段(注：进行全井对比没有任何意义)。在注水开发油田中，对同一个厚层而言，层内各段水淹特征也有很大的差异，因此需根据各储层的具体特征来判定其水淹状况；其次，薄、差层在测井曲线上水淹特征不明显，但可通过在一个层段内进行多层对比，来发现其水淹特征，为此本发明实施例提出了“基本解释单元”概念，即把地质上的沉积单元映射或扩展到测井曲线上，并根据曲线特征划分出一个层段进行整体解释，这样的层段就称为“基本解释单元”。具体划分方法可以是在测井曲线纵向上，以各砂岩层之间的隔层厚度1.0米为界限，小于1.0米便划分为一个基本解释单元，这样在全井段划分出若干个“基本解释单元”。如图5给出某井部分井段的几个基本解释单元。
步骤208、将基本解释单元层段的顶层作为启动状态空间解释模型的初始条件。在步骤208之后，继续执行步骤209或者步骤210。
步骤209、若基本解释单元层段的顶层为独立层，则通过比较所述独立层与和所述独立层相邻的基本解释单元层的隔层条件、岩性差异、曲线形态差异、曲线幅值变化关系以及目的储层所处的空间位置，确定所述独立层的水淹状况。
步骤210、若基本解释单元层段的顶层为非独立层，则根据经过标准化预处理后的测井曲线幅值信息、砂体的纵向连通条件以及与同一基本解释单元层段内其它测井曲线形态的对比结果，确定所述非独立层的水淹状况。
此处，根据水重力学原理及油气水运移规律，在储层内，每个解释单元内顶段储层的水淹状况对该解释单元内其它储层的水淹程度影响很大，若顶部储层高淹，对于均质发育的厚层河道砂，其底部水淹程度相对较重。对于含有岩性或物性夹层的薄差层，要根据隔层条件及曲线形态特征判定其水淹状况；若顶部未淹，则根据曲线形态及储层条件判定其它储层的水淹状况。因此，此处可以选择顶层作为启动状态空间解释模型的初始条件，初始条件水淹状况判断较为复杂，对于独立层采用比较法，比较与之邻近解释单元隔层条件、岩性差异、曲线形态差异、曲线幅值变化关系以及储层所处的空间位置等，以确定其水淹程度。通常当隔层条件大于0.5米且隔层条件较好时，认为该层不受其邻层水淹状况的影响，其水淹程度的判别就要根据该层的深侧向幅值、深浅侧向幅度差、微电极幅度差、密度曲线、声波曲线以及该层所处的位置加以综合确定。
一般情况下，当储层有效厚度小于0.5米，深侧向电阻率大于门限值10.9欧姆·米。当储层有效厚度大于0.5米，深侧向电阻率的门限值、幅度差门限值(包括深浅侧向幅度差及微电极幅度差)，根据层厚的变化相应增高。当隔层条件不好时，该储层有可能受邻近储层水淹状况的影响，需仔细分析邻层水淹状况、储层条件及该层的相对位置等诸多因素加以判别。对于非独立储层，则应用经过标准化处理的曲线幅值信息、砂体的纵向连通条件以及与同一解释单元内其它曲线形态进行对比，才能确定其水淹状况，通常当深侧向的幅值及深、浅侧向和微电极幅度差均较大，声波时差相对底部较高，砂体连通性较好，且底部有明显水淹特征时，顶部为高水淹(如图6所示)；否则，当顶部深侧向的幅值及深、浅侧向和微电极幅度差均较小、声波时差较高、砂体连通性较差时，顶部为低水淹。
在步骤209和步骤210之后，继续执行步骤211。
状态空间模型是利用系统内部各状态变量的变化关系来描述系统动态特性的。测井资料解释是以非平稳过程和时变状态空间模型为对象的多输入(输入多种测井资料)多输出(输出多个储层参数)的动态系统，该系统可用下面步骤211中的状态空间模型来描述：
步骤211、根据状态空间解释模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
确定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)的解为：
其中，x(n)∈Rnx，e(n)∈Rne，v(n)∈Rnv。Rnx，Rne，Rnv为相应矩阵的n维欧氏空间。
其中，y(n)表示目的储层的高分辨率深侧向电阻率；e(n)为输入量，所述输入量为经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；x(n)为状态向量，所述状态向量为不经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)与j(n)表示模型系数；n表示目的储层；k表示基本解释单元层段中除所述目的储层的其他目的储层；A(n,k+1)与B(k)表示待辨识的状态转移矩阵模型参数；x(0)代表同一基本解释单元层段内作为初始条件的解释层的多条曲线幅度值；e(k)为经过零均值化处理同一基本解释单元层段内其它目的储层多条曲线幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼滤波增益。
利用上述的状态空间模型，需要事先选定初始状态，即x(0)。由于不同的沉积砂体，水淹特征差异很大，因此应根据各储层的具体特征来判定其水淹特性；其次，薄差层等在测井曲线上找不出明显的水淹特征，但可通过在一个层段内进行多层对比来发现其水淹特性。为此提出了基本解释单元概念，即把地质上的沉积单元映射或扩展到测井曲线上，并根据曲线特征划分出一个层段进行整体解释，这样的层段就称作基本解释单元。在每个解释单元内，采用比较法，分析层与层之间地质上的关系，选出具有代表性的、水淹特征明显的单层，作为启动状态空间模型的初始条件，从而实现了储层水淹状况的定性判别。
步骤212、根据状态空间模型辨识算法确定所述卡曼滤波增益。
即上述的A(n,k+1)B(k)。
步骤213、根据所述卡曼滤波增益进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果。
具体的，在该步骤213中，根据所述卡曼滤波增益进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，可以采用如下方式：
若卡曼滤波增益大于等于第一系数，且小于等于第二系数，确定目的储层水淹等级不变。
一般情况下，该第一系数为0.8，该第二系数为1.2。
若卡曼滤波增益小于所述第一系数，确定目的储层水淹等级降低。
若卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)增大，且目的储层位于基本解释单元层段，确定目的储层水淹等级增加或不变。
若卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)减小，则目的储层水淹程度增加。
如图7所示，给出了状态空间模型运行流程图。据此，我们就可以判断同一解释单元内，各有效储层间水淹状况相对变化趋势，从而实现水淹等级的定性判别。
如图8所示，某井中的443.2～445.5米与445.5～446.5两储层，两储层间A(即上述的A(n,k+1))、B(即上述的B(k))的乘积为1.628，前者A值为1.257，后者为0.849，A值减小，说明水淹程度加重，这与岩心分析结果一致。如图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米四个储层之间A、B的乘积分别是0.87、0.86、0.89，因此四个储层的水淹等级相同，岩心分析资料为强淹，说明根据岩心资料、试油资料所设门槛值是正确的。
上述方式仅是一般情况，具体水淹等级变化情况，还要考虑储层的位置、岩性条件、夹层情况等因素，以确保理论与实践的结合。
步骤214、利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数。
具体的，此处步骤214的利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，可以包括如下内容：
根据双地层水电阻率模型：
确定目的储层自由水饱和度Swf；
根据混合水电阻率的总含水饱和度方程：
确定目的储层含水饱和度Sw；
其中，Swf为自由水饱和度，即注入水占据宏孔隙体积的百分数；nf为自由水饱和度指数；Rw为注入水电阻率；Φac为宏孔隙度；mac为宏孔隙度指数，a为阿尔奇系数；Rt为地层水电阻率；Φic为微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic为微孔隙度指数；Rwi为束缚水电阻率；Sw为含水饱和度；n'为含水饱和度指数；Rwz为水淹层内混合地层水电阻率；为总孔隙度，Swi为束缚水饱和度；x为泥质分布指数；m＝1.75+Φac；Vsh为目的储层泥质含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld为分散黏土体积；Φe为有效孔隙度；Φsh为泥质孔隙度；Φmax为纯泥岩层的孔隙度；
将目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw带入判别转换方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，进行循坏迭代，将目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线绘制于交会图上。
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线出现重叠点，则确定目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi正确。
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线无重叠点，则调整双地层水电阻率模型和混合水电阻率的总含水饱和度方程中的各参数，重新确定目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw。
此外，该步骤214，还可以：
根据公式：
确定目的储层泥质含量Vsh；其中，Rsh为泥岩电阻率；Rxo为浅电阻率；Rmax为纯泥岩电阻率值；GR为自然伽马值；GRmin为纯砂岩层的自然伽马值；GRmax为纯泥岩层的自然伽马值。
进一步的，该步骤214，还可以：
根据公式：
确定目的储层有效孔隙度Φe；
其中，Δt为目的储层声波时差；Δtma为骨架声波时差；Δtmf为流体声波时差；Δtsh为泥岩声波时差；Vsh为目的储层泥质含量。
此外，该步骤214，还可以：
根据公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
确定目的储层渗透率Ky；其中，Φac为宏孔隙度；Swi为束缚水饱和度。
通过上述个步骤，可以对实际油田中各区块进行处理，例如如下实例：
通过本发明实施例提供的利用状态空间模型解释油田水淹层的方法分别处理了多个区块取心井5口，共335个层，总符合率在80％；处理生产井10余口，其一次解释符合率同经验解释十分接近；处理采油厂1999年单层试油井2口，共8个层，其中基本符合试油结果的7个层。利用双地层水电阻率模型反求这5口取心井、335个层的储层参数，与取心资料相比，其绝对误差分别为：孔隙度为1.59％；含水饱和度为3.32％；束缚水饱和度为2.11％。渗透率相对误差为41.3％。虽然渗透率与岩心分析资料比较还存在较大误差，但其总体变化趋势与岩心分析及实际储层条件基本相符。证明了该套解释方法的可行性与实用性。
以Y1井为例，表1为软件解释和岩性分析对比后的统计结果。
表1：
第4号层(1236.1m-1236.9m)，该层位于该井第一个基本解释单元底部，该基本解释单元初始条件判定正确，4号层与3号层分界点处存在深侧向电阻率加速下降的拐点，且声波时差显示高值。由状态空间解释模型得出其与3号层之间的卡曼增益AB乘积为1.364，该层处于解释单元底部，故解释为强淹，与岩心分析结果一致。
第7号层(1294.2m-1294.9m)该层厚度小于1米，属于独立薄层，判断该层水淹状况需将该层处曲线形态变化及上下隔层条件相结合来综合判定，该层上部有一段纯泥岩隔层存在，且该层自然伽马为低值，中子为低值；故解释为未淹，与岩心分析结果一致。
第12号层(1318.2m-1318.9m)，该层位于基本解释单元顶部，自然伽马显示低值，深侧向电阻率增大且存在幅度差，声波时差值低，说明该层储集性好，软件解释为未淹，与岩心分析结果一致。
第13号层(1318.9m-1320.4m)，该层位于被选为初始条件层的下部，由状态空间解释模型判断两小层之间的AB乘积为0.852，根据模型设定的水淹等级变化条件，认为两层水淹等级一致，故解释为未淹，与岩心分析结果一致。
第18号层(1327.6m-1329.7m)该层位于基本解释单元底部，自然伽马为低值，深侧向电阻率较之相邻的17号层存在下降拐点，声波时差为高值，利用状态空间模型对17、18两层进行相关性分析后得，两层之间AB乘积为1.261，且该层位于解释单元底部，解释为强淹，与岩心分析结果一致。
本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法，首先对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段；然后，对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果；之后，根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，从而完成对目的储层的水淹状况的定性判别；利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，从而根据目的储层参数完成对目的储层水淹状况的定量判别，这样，整个利用状态空间模型解释油田水淹层的方法可以实现先定性，后定量的水淹状况判别。可见，本发明可以利用系统内部各状态变量间的变化关系来描述系统的动态特性，能充分利用同一基本解释单元层段内各储层间多种测井资料的相对变化趋势来描述储层的水淹状况，能够克服双地层水电阻率模型根据曲线幅值信息求取储层参数及判定储层水淹状况所带来的误差和不足，使得储层水淹状况的精确描述得以实现，大大提高了水淹层测井解释精度，其处理效果能够满足油田开发对水淹层解释的要求。
对应于上述图1和图2所述的方法实施例，如图10所示，本发明实施例提供一种利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，包括：
基本解释单元层段确定单元301，用于对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段。
初始条件水淹状况判别结果确定单元302，用于对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果。
目的储层水淹状况判别结果确定单元303，用于根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果。
目的储层参数确定单元304，用于利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数。
进一步的，如图11所示，所述的利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，还包括：
待处理的测井系列确定单元305，用于根据测井响应的稳定数据及对目的储层水淹状况反应的灵敏度数据，确定待处理的测井系列；所述测井系列包括：自然伽马测井、深双侧向电阻率测井、浅侧向测井、冲洗带电阻率测井、微侧向电阻率测井、微梯度电阻率测井、同位素示踪伽马测井。
响应特征数据获取单元306，用于获取油田的密度测井资料，获取所述密度测井资料对目的储层水淹状况的响应特征数据。
进一步的，如图11所示，所述的利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，还包括标准化处理单元307，用于：
选取井区发育稳定的泥岩段作为标准化预处理的基础井段。
对所述标准化预处理的基础井段的测井曲线进行加权平均处理。
确定各测井曲线的标准化偏移系数。
此外，所述基本解释单元层段确定单元301，具体用于：
根据自然伽马测井曲线和微电极幅度差测井曲线对油田储层进行储层划分。
在测井曲线纵向上，以各目的储层之间的预设隔层厚度为界限，小于所述预设隔层厚度便划分为一个基本解释单元，形成基本解释单元层段。
另外，所述初始条件水淹状况判别结果确定单元302，具体用于：
将基本解释单元层段的顶层作为启动状态空间解释模型的初始条件。
在基本解释单元层段的顶层为独立层时，则通过比较所述独立层与和所述独立层相邻的基本解释单元层的隔层条件、岩性差异、曲线形态差异、曲线幅值变化关系以及目的储层所处的空间位置，确定所述独立层的水淹状况。
在基本解释单元层段的顶层为非独立层时，则根据经过标准化预处理后的测井曲线幅值信息、砂体的纵向连通条件以及与同一基本解释单元层段内其它测井曲线形态的对比结果，确定所述非独立层的水淹状况。
此外，所述目的储层水淹状况判别结果确定单元303，具体用于：
根据状态空间解释模型：
x(n+1)＝O(n)x(n)+b(n)e(n)
y(n)＝j(n)x(n)+v(n)
确定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)的解为：
其中，y(n)表示目的储层的高分辨率深侧向电阻率；e(n)为输入量，所述输入量为经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；x(n)为状态向量，所述状态向量为不经过零均值化处理的微梯度、微电位、自然伽马、声波时差、浅侧向幅度差值或深侧向幅度差值；O(n)、b(n)、v(n)与j(n)表示模型系数；n表示目的储层；k表示基本解释单元层段中除所述目的储层的其他目的储层；A(n,k+1)与B(k)表示待辨识的状态转移矩阵模型参数；x(0)代表同一基本解释单元层段内作为初始条件的解释层的多条曲线幅度值；e(k)为经过零均值化处理同一基本解释单元层段内其它目的储层多条曲线幅度值；A(n,k+1)B(k)表示卡曼滤波增益。
根据状态空间模型辨识算法确定所述卡曼滤波增益。
根据所述卡曼滤波增益进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果。
此外，所述目的储层水淹状况判别结果确定单元303，具体还用于：
在卡曼滤波增益大于等于第一系数，且小于等于第二系数时，确定目的储层水淹等级不变。
在卡曼滤波增益小于所述第一系数时，确定目的储层水淹等级降低。
在卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)增大，且目的储层位于基本解释单元层段时，确定目的储层水淹等级增加或不变。
在卡曼滤波增益大于所述第二系数，且A(n,k+1)减小时，则目的储层水淹程度增加。
另外，所述目的储层参数确定单元304，具体用于：
根据双地层水电阻率模型：
确定目的储层自由水饱和度Swf。
根据混合水电阻率的总含水饱和度方程：
确定目的储层含水饱和度Sw。
其中，Swf为自由水饱和度，即注入水占据宏孔隙体积的百分数；nf为自由水饱和度指数；Rw为注入水电阻率；Φac为宏孔隙度；mac为宏孔隙度指数，a为阿尔奇系数；Rt为地层水电阻率；Φic为微孔隙度，Φic＝0.899Vsh1+1.907Vcld+0.02；2mic为微孔隙度指数；Rwi为束缚水电阻率；Sw为含水饱和度；n'为含水饱和度指数；Rwz为水淹层内混合地层水电阻率；为总孔隙度，Swi为束缚水饱和度；x为泥质分布指数；m＝1.75+Φac；Vsh为目的储层泥质含量，Vsh＝Vcld+V1sh；Vcld为分散黏土体积；Φe为有效孔隙度；Φsh为泥质孔隙度；Φmax为纯泥岩层的孔隙度。
将目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw带入判别转换方程：
Sw＝Swf(1-Swi)+Swi中，进行循坏迭代，将目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线绘制于交会图上。
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线出现重叠点，则确定目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi正确。
若目的储层含水饱和度Sw与束缚水饱和度Swi的曲线无重叠点，则调整双地层水电阻率模型和混合水电阻率的总含水饱和度方程中的各参数，重新确定目的储层自由水饱和度Swf与目的储层含水饱和度Sw。
此外，所述目的储层参数确定单元304，具体还用于：
根据公式：
确定目的储层泥质含量Vsh；其中，Rsh为泥岩电阻率；Rxo为浅电阻率；Rmax为纯泥岩电阻率值；GR为自然伽马值；GRmin为纯砂岩层的自然伽马值；GRmax为纯泥岩层的自然伽马值。
此外，所述目的储层参数确定单元304，具体还用于：
根据公式：
确定目的储层有效孔隙度Φe。
其中，Δt为目的储层声波时差；Δtma为骨架声波时差；Δtmf为流体声波时差；Δtsh为泥岩声波时差；Vsh为目的储层泥质含量。
此外，所述目的储层参数确定单元304，具体还用于：
根据公式：
Ky＝101.28logK'-1.36；
确定目的储层渗透率Ky；其中，Φac为宏孔隙度；Swi为束缚水饱和度。
本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的装置的具体实现方式可以参见上述图1和图2对应的方法实施例，此处不再赘述。
本发明实施例提供的一种利用状态空间模型解释油田水淹层的装置，首先对油田全井段进行基本解释单元划分，确定基本解释单元层段；然后，对所述基本解释单元层段进行初始条件水淹状况判别，形成初始条件水淹状况判别结果；之后，根据所述初始条件水淹状况判别结果，对各基本解释单元层段运用状态空间解释模型进行目的储层水淹状况判别，形成各基本解释单元层段对应的目的储层水淹状况判别结果，从而完成对目的储层的水淹状况的定性判别；利用双地层水电阻率模型获取基本解释单元层段的目的储层参数，从而根据目的储层参数完成对目的储层水淹状况的定量判别。可见，本发明可以利用系统内部各状态变量间的变化关系来描述系统的动态特性，能充分利用同一基本解释单元层段内各储层间多种测井资料的相对变化趋势来描述储层的水淹状况，能够克服双地层水电阻率模型根据曲线幅值信息求取储层参数及判定储层水淹状况所带来的误差和不足，使得储层水淹状况的精确描述得以实现，大大提高了水淹层测井解释精度，其处理效果能够满足油田开发对水淹层解释的要求。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
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。
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