一种纳米复合压裂液及其制备方法和应用与流程

本发明涉及一种纳米复合压裂液及其制备方法和应用，属于油田开采中的储层改造压裂工程
技术领域：
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背景技术：
：压裂工程是油气开采的一种工程作业过程，是油气井增产，注水井增注的重要工艺措施和有效技术，尤其在低渗透油气田开采中，压裂工程具有十分重要的作用。在压裂工程中把具有一定粘弹性的液体通过高压压入地层，这种粘弹性的液体称为压裂液。将压裂液在高压作用下压入地下，压裂液中的破胶剂会使压裂液破胶，形成具有一定几何尺寸与导流能力的流体，可大幅度增加油气流动性与产量。目前，国内外储层改造压裂液主要有水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液，其中水基压裂液应用最广泛，在水基压裂液的多种添加剂中稠化剂是决定其悬砂、布砂的最主要因素。现有的稠化剂主要包括：(1)天然植物胶及其衍生物，如胍胶、田箐胶、羟丙基胍胶、改性魔芋胶等。其主要优点是增稠能力强，携沙性好，缺点是破胶后残渣含量高，产生树枝状纤维粘附于裂缝面表面，不利于或阻碍油气流通。(2)纤维素衍生物，如羟甲基纤维素、羟乙基纤维素、羧甲基羟乙基纤维素等。其优点是溶解性好，粘度随其浓度增加而迅速增加，有良好的粘结性，其缺点是对盐敏感，热稳定性差及配伍性很差等。(3)合成水溶性聚合物，如聚丙烯酰胺、甲叉基聚丙烯酰胺、羧甲基聚丙烯酰胺等。其优点是增稠能力强，破胶性能好，残渣含量低，其缺点是耐温性抗盐性差，剪切稳定性差，高压泵送时发生严重降解。为了克服上述稠化剂的缺点，专利申请201310132122.1中提供了一种聚丙烯酰胺纳米复合压裂液，采用聚丙烯酰胺与纳米无机相经原位聚合复合方法制备聚丙烯酰胺纳米复合材料，形成压裂液稠化剂，成功解决了单纯聚丙烯酰胺共聚物压裂液或单纯添加纳米无机颗粒压裂液所产生的高温不稳定、持久稳定性差、易高温降解及纳米分散性与抗环境性差的缺点。然而，研究表明，该压裂液的耐温性和携沙性能尚需进一步提高，并且其破胶后得到的破胶液为微米尺寸，比较适合常规的油气储层。目前，低渗透、超低渗透与致密油气及非常规油气储层约占我国油气总储量的70％。这类储层特点是孔隙、喉道及裂隙等结构极其复杂，微细孔喉孔道在储层占比更高，该微细孔喉尺寸主要为几十纳米至几微米尺度分布，因此通常被称为“纳-微米孔喉孔道”，其中赋存的油气主要呈连续状或块状分布。由于现有压裂液的助剂及其分散相尺寸主要为微米尺度，即使在储层裂缝破胶后，也仍以微米尺度为主，因此，难以进入上述“纳-微米孔喉孔道”，更难以在致密油气层建立油气开采所必需的“注采工艺体系”。为了解决上述问题，也有部分研发人员尝试将纳米材料加入到压裂液中，形成纳米复合压裂液。但是，由于现有纳米材料并不能很好地分散于压裂液中，所以，如果该纳米复合压裂液在破胶后，仍为微米尺度体系，依然难以驱动微细孔喉孔道内的残余油，并不能实现油气增产或持续增产。技术实现要素：本发明提供了一种纳米复合压裂液及其制备方法和应用，通过结构调整剂和纳米复合稠化剂之间的相互作用，并配合以其它助排剂、有机交联剂等组分，使该纳米复合压裂液在地层条件下原位破胶，通过纳米成核相分离过程形成多尺度纳米复合胶束，从而可顺利进入多尺度的“纳-微米孔喉孔道”，产生超低的多相界面张力、驱油及封堵多功能效应，提高油气注采效率。本发明首先提供一种纳米复合压裂液，包括如下重量份的组分：纳米复合稠化剂0.1～3.0份、结构调整剂0.1～0.5份、粘土稳定剂0.1～1.0份、助排剂0.1～1.0份、起泡剂0.1～1.0份、有机交联剂0.1～2.0份、破胶剂0.01～0.5份和水90.0～99.39份，其中，纳米复合稠化剂由以下重量份的组分制成：水溶性单体100～500份、纳米无机相0.5～2份、氧化剂0.02～2.0份、还原剂0.02～2.0份、引发剂0.01～2.0份和水100～1000份。本发明中，结构调整剂用于与纳米复合稠化剂进行配合，以改善纳米复合压裂液的耐温性和携沙性能，并使纳米复合压裂液破胶后的胶束尺寸控制在纳米级范围内。在本发明优选的技术方案中，结构调整剂包括羟甲基纤维素、羧甲基纤维素、羟乙基纤维素、羟丙基纤维素和羟丙基甲基纤维素中的至少一种，还可以包括其它纤维素衍生物，比如纤维素衍生物的改性产物，例如以过硫酸铵-亚硫酸氢钠为引发剂，采用丙烯酰胺(am)对羟甲基纤维素(cmc)进行接枝改性得到的cmc-am接枝共聚物。发明人研究发现，通过合理控制纳米复合稠化剂与结构调整剂之间的比例，使纳米复合压裂液能够在油气开采过程中破胶形成成核相分离的多尺度纳米复合胶束，且破胶液中纳米微胶束粒径小于100nm的比例可达到85％以上，从而使破胶液能够顺利进入“纳-微米孔喉孔道”，有利于在致密油气层建立油气开采所必需的“注采工艺体系”。在本发明具体实施过程中，所使用的纳米复合压裂液，包括如下重量份的组分：纳米复合稠化剂0.1～1.0份、结构调整剂0.1～0.5份、粘土稳定剂0.1～1.0份、助排剂0.1～1.0份、起泡剂0.1～1.0份、有机交联剂0.1～2.0份、破胶剂0.01～0.5份和水90.0～99.39份。纳米复合压裂液基液的粘度能在很大程度上决定纳米复合压裂液的粘度。发明人研究还发现，通过控制纳米复合稠化剂与结构调整剂之间的比例，能够调节基液的粘度，进而能够使纳米复合压裂液的粘度满足油气开采的现场施工要求。本发明对于纳米复合压裂液中所使用的有机交联剂不做特别限定，比如可以是本领域常用的有机锆交联剂或有机铝交联剂，也可以是有机锆铝复合交联剂。在本发明具体实施过程中，采用有机锆铝复合交联剂，其是由以下质量份的组分组成：氧氯化锆10～30份、硫酸铝10～30份、丙三醇100～300份、乳酸50～150份、葡萄糖酸钾10～30份和水40～120份。粘土稳定剂能有效地吸附在粘土表面，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。本发明对所使用的粘土稳定剂不做特别限定，比如可以是氯化钾或氯化铵，也可以是氯化钾与氯化铵的混合物。助排剂是一种能帮助压裂作业过程中的工作残液从地层返排的化学品。通常要求助排剂本身具有很低的界面张力、对地层的吸附力较低、对地层不产生伤害，并且与压裂液的其它成分不发生作用。本发明对所选用的助排剂不做特别限定，可采用压裂液中常规的助排剂，比如可以是十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基三甲基溴化铵和氟碳表面活性剂中的至少一种。起泡剂能降低水的表面张力形成泡沫，使充气浮选矿浆中的空气泡能附着于选择性上浮的矿物颗粒上，常用的起泡剂一般为表面活性剂。本发明对所使用的起泡剂不做特别限定，比如可以是十二烷基硫酸钠、苯磺酸钠和聚氧乙烯辛基苯酚醚-10(op-10)中的一种或两种以上。本发明对所使用的破胶剂不做特别限定，通常情况下，破胶剂为氧化剂，比如可以是过硫酸铵或过硫酸钾，也可以是过硫酸铵与过硫酸钾的混合物。上述破胶剂能够在在地层条件下分解成为高反应活性的硫酸基，使纳米复合压裂液中的聚合物主链分裂，破坏其网络结构，得到破胶液。本发明对于上述纳米复合稠化剂中的水溶性单体不做特别限定，在本发明具体实施过程中，选择较为常见的丙烯酰胺单体。本发明其次提供一种纳米复合压裂液的制备方法，包括如下步骤：将0.1～3.0重量份的纳米复合稠化剂和0.1～0.5重量份的结构调整剂在90.0～99.39重量份的水中溶解，得到基液；将上述基液与0.1～1.0重量份的粘土稳定剂、0.1～1.0重量份的助排剂、0.1～1.0重量份的起泡剂混合均匀，形成第一混合液；将上述第一混合液与0.1～2.0重量份的有机交联剂混合均匀，得到第二混合液；将上述第二混合液与0.01～0.5重量份的破胶剂混合，得到纳米复合压裂液，其中，该纳米复合稠化剂的制备方法，包括如下步骤：将0.02～2.0重量份的氧化剂，0.02～2.0重量份的还原剂和0.01～2.0重量份的引发剂混合，形成催化体系；将该催化体系与0.5～2重量份的纳米无机相、100～1000质量份的水和100～500重量份的水溶性单体进行原位聚合反应3～8小时，制得纳米复合稠化剂。其中，上述水溶性单体可选择较为常见的丙烯酰胺单体。上述纳米无机相，通常是将层状硅酸盐与水滑石按照质量比为1：3～3：1混合，形成水悬浮体系，从而得到无机纳米分散相。该水滑石可以是工业水滑石或合成水滑石。或者，也可以采用专利申请cn201310132122.1或cn201510136659.4中记载的方法制备，首先分别制备得到有机化的层状硅酸盐浆液和含镁铝的水滑石无机相浆液，然后将水滑石无机相浆液按照一定的比例加入到有机化的层状硅酸盐浆液中混合并反应，得到纳米无机相。在本发明具体实施方式中，是通过如下方法制备纳米无机相：采用共沉淀法，将水溶性镁盐和铝盐以及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的混合物在碱性条件下反应，得到含镁铝的水滑石浆液；将层状硅酸盐与水按质量比1：(10～20)混合，维持搅拌20～30min，形成溶胀体系；基于层状硅酸盐的质量，将上述溶胀体系在70～80℃下加入1～10％的插层剂，30～35hz下搅拌反应10～12h，之后基于层状硅酸盐的质量加入1～2％的非离子型表面活性剂，继续反应4～6h，得到插层反应体系；基于上述插层反应体系的体积，加入20～30％的含镁铝的水滑石浆液，于60～75℃反应3～10h，得到粒径分布范围为500.0～1100.0nm、层间距为1.0～4.0nm的纳米无机相。本发明最后提供上述纳米复合压裂液在油气开采中的应用。本发明对于采用上述纳米复合压裂液进行油气开采的具体工艺不做特别限定，可采用常规的油气开采工艺，具体的，在具体现场作业时，可将预先配置好的第二混合液注入油气储层中，与此同时，按预设比例加入破胶剂。可以理解，在油气开采过程中，还可以同时加入砂粒支撑剂等，具体可根据实际的油气储层情况合理选择，本发明对此不做过多限定。本发明提供的纳米复合压裂液，通过纳米复合稠化剂和结构调节剂的相互作用，并配合以粘土稳定剂、助排剂、起泡剂等，使该纳米复合压裂液具有如下优势：1、该纳米复合压裂液，具有优良的耐高温、抗剪切性能，能够满足多种地层条件要求；2、该纳米复合压裂液在破胶前具有均匀的网络多孔结构，因而具有优异的携沙性能，以确保压裂液携带的砂粒支撑剂等进入指定的地层，确保压裂成功；3、该纳米复合压裂液能够在地层条件下通过交联节点的物理化学过程破胶，破胶时间短且能够形成成核相分离的多尺度纳米复合胶束，破胶液中含85％以上粒径范围为100nm以下的纳米微胶束，含15％以下粒径范围为100nm～500nm的纳米微胶束，因此可顺利进入低渗透、超低渗透与致密油气及非常规油气层的微孔道，驱动微孔道内及其周边孔道的油气流动，从而能够应用于非常规油气储层，并提高油气注采效率，实现油气增产。4、该纳米复合压裂液的破胶液具有很低含量的水不溶物，粘度低且表面张力低，残渣含量低，对地层的伤害较小。本发明还提供了纳米复合压裂液的制备方法，在配置基液过程中，纳米复合稠化剂和结构调整剂能够在水中快速溶解，完全能够满足现场配制要求，适合实际应用和大规模推广。本发明还提供了上述纳米复合压裂液在油气开采中的应用。本发明提供的纳米复合压裂液，能够在油气开采过程中破胶形成成核相分离的多尺度纳米复合胶束，并且由于破胶时间短，因而能够快速且顺利进入“纳-微米孔喉孔道”，提高油气注采效率。附图说明图1为本发明实施例2制得的纳米复合压裂液样品破胶后纳米微胶束的粒径分布曲线；图2为本发明对照例1制得的纳米复合压裂液样品破胶后纳米微胶束的粒径分布曲线；图3为本发明实施例1～3制得的第二混合液样品的黏温曲线；图4为本发明实施例1～3制得的第二混合液样品的sem照片；图5为本发明实验例3制得的第二混合液样品的黏温曲线。具体实施方式为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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。实施例1～3本实施例1～3提供一种纳米复合压裂液，其制备方法包括如下步骤：1、制备纳米无机相采用共沉淀法，在室温(25℃左右)下，将硝酸铝和硝酸镁加入到去离子水中，溶解完全后，继续加入氢氧化钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)，并控制硝酸铝、硝酸镁、氢氧化钠和amps之间的摩尔比约为1：2：1：1。在持续搅拌过程中，不断加入30％质量浓度的氢氧化钠水溶液调节ph值至10左右，制得水滑石浆液；将工业层状硅酸盐粉末与去离子水按照质量比1：15加入三口烧瓶中，在25℃左右温度下自然溶胀半小时后，水浴升温至80℃，缓慢滴加插层剂并在30～35hz下搅拌反应12h后，基于工业层状硅酸盐的质量，向上述所得反应体系中加入2％的span-80(失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚)，继续反应4h，形成插层反应体系，其中，插层剂是由十六烷基三甲基溴化铵(ctab)和乙醇胺按质量比1：2配制而成，插层剂与工业层状硅酸盐的质量比约为1：12；将上述制得的水滑石浆液加入到插层反应体系，在温度约为70℃的条件下反应约8h，制得纳米无机相，其性质如表1所示。表1纳米无机相的性质粒径分布/nm平均粒径/nm层间距/nm平均层间距/nm500.0～1100.0956.001.0～4.02.252、制备纳米复合稠化剂将丙烯酰胺单体与去离子水按照质量比1：2.5加入反应器中，基于丙烯酰胺单体的质量加入0.6％的尿素，0.2％的乙二胺四乙酸二钠和0.2％的氨水，搅拌25min后，基于丙烯酰胺单体的质量加入约1％的纳米无机相，搅拌15min左右；基于丙烯酰胺单体的质量加入0.08％的过硫酸铵和0.08％的亚硫酸钠，加入引发剂约60min后，体系开始升温至80±5℃时，温度不再继续升高，维持此温度约4小时后，制得胶块，将其破碎，在80℃烘干24h后，再粉碎，过60目筛，得到粉末状的纳米复合稠化剂。3、制备纳米复合压裂液将500ml自来水倒入烧杯中，高速搅拌下，加入1.5g结构调整剂羧甲基纤维素，溶解完全后，再加入3.5g纳米复合稠化剂，待其全部溶解后，观察不到鱼眼出现，制得基液；向基液中依次加入2.5g粘土稳定剂氯化钾、2.5g助排剂氟碳表面活性剂、2.5g起泡剂op-10，待其溶解均匀后，制得第一混合液；在上述第一混合液中加入7.5g有机锆铝复合交联剂，搅拌2分钟左右，制得第二混合液；取三份上述第二混合液样品，每份第二混合液样品的质量均为104g，然后分别向上述第二混合液样品中加入不同质量的过硫酸铵作为破胶剂，混合均匀后得到三份纳米复合压裂液，分别作为实施例1～3。其中，实施例1～3中，过硫酸铵的加入量分别为0.15g、0.18g和0.21g。对实施例1～3中制备得到的纳米复合压裂液进行测试，包括：1、破胶测试取实施例1～3中的纳米复合压裂液，将其在90℃下破胶1小时，得到破胶液，对破胶液的粘度、表面张力和残渣含量进行测试，测试结果如表2所示。表2实施例1～3的破胶测试结果由表2可知，实施例1～3中的纳米复合压裂液，在较短的时间内，破胶进行的十分彻底，破胶液粘度均小于5mpa·s，表面张力均小于28mn/m，残渣含量非常低，对地层伤害小。2、岩心驱替实验取实施例1～3中的纳米复合压裂液，在温度为90℃，破胶1小时后所得的破胶液进行岩心躯替实验。所用测试仪器为dyq-2型多功能岩心实验仪，所用岩心为人工制作砂岩岩心。实施例1～3的压裂液的岩心驱替实验结果基本相同。实施例1～3中的纳米复合压裂液，所得岩心伤害率小于压裂液评价标准《sy/t6376-2008压裂液通用技术条件》，即岩心伤害率较小。以实施例2的实验测试结果为例(参见表3)。表3岩心驱替实验测试结果3、纳米微胶束粒径分布取实施例1～3中的纳米复合压裂液，在温度为90℃，破胶1小时后，用马尔文激光粒径分析仪测试所得破胶液中纳米微胶束的粒径分布情况。图1是实施例2的破胶液中纳米微胶束的粒径分布。由图1可知，破胶液中含85％(体积含量，下同)左右粒径范围为20nm～80nm的纳米微胶束，含15％左右粒径范围为110nm～450nm的纳米微胶束。实施例1和实施例3的粒径分布曲线与图1几乎一致，破胶液中含85％以上粒径小于100nm的纳米微胶束，含不到15％粒径范围为100nm～500nm的纳米微胶束。因此，实施例1～3中的纳米复合压裂液在地层条件下破胶，可形成成核相分离的多尺度纳米复合胶束，从而能够顺利进入低渗透、超低渗透与致密油气及非常规油气层的微孔道，从而有利于驱动“纳-微米孔喉孔道”内及其周边孔道的油气流动，并形成高效的注采体系。对照例1对照例1提供一种纳米复合压裂液，其制备方法与实施例2的制备方法基本一致，区别在于：在基液的制备过程中，结构调整剂的加入量为3g。取对照例1中的纳米复合压裂液，在温度为90℃，破胶1小时后，用马尔文激光粒径分析仪测试所得破胶液中纳米微胶束的粒径分布情况，如图2所示，破胶液中含约35％左右粒径范围是100～1000nm的纳米微胶束，含65％左右粒径大于1000nm的微胶束。因此，在纳米复合压裂中加入过量的结构调整剂后，将该纳米复合压裂液在地层条件下破胶，仅能得到极少部分纳米级分布的微胶束，绝大部分的微胶束粒径大于1μm，说明该纳米复合压裂液在破胶后，其破胶液仍旧为微米尺度体系，仍旧难以进入“纳-微米孔喉孔道”，也就不能驱动微细孔道内的残余油，并不能实现油气增产或持续增产。实验例1首先采用与实施例1～3完全一致的方法制备得到纳米复合稠化剂，然后制备纳米复合压裂液的基液，具体步骤是：在三个烧杯中分别加入自来水350ml，高速搅拌下，分别加入0.35g、0.70g、1.05g羧甲基纤维素作为结构调整剂，溶解完全后，再分别加入纳米复合稠化剂2.45g，溶解完全后，分别得到三组纳米复合压裂液基液样品，分别记为样品a1、a2和a3，用六速粘度计测定样品a1～a3的粘度，结果如表4所示。实验例2首先采用与实施例1～3完全一致的方法制备得到纳米复合稠化剂，然后制备纳米复合压裂液的基液，具体步骤是：在三个烧杯中分别加入自来水350ml，高速搅拌下，分别加入1.75g、2.10g、2.45g纳米复合稠化剂，待溶解完全后，分别得到三组纳米复合压裂液基液样品，分别记为样品b1、b2和b3，用六速粘度计测定样品b1～b3的粘度，结果如表4所示。表4实验例1～2制得的纳米复合压裂液基液的粘度样品编号θ600θ300θ200θ100θ6θ3a147.55561.581300400a257.57387123500700a361.582102147650900b1212425.533100120b226.5303342125150b327.5343951200300注：θ600、θ300、θ200、θ100、θ6、θ3分别为六速粘度计在600转、300转、200转、100转、6转、3转下的读数，单位为mpa·s。由表4可知，在相同的浓度下，同时加入了结构调整剂和纳米复合稠化剂，配制得到的基液粘度更高。并且，结构调整剂的加入量越高，基液的粘度也越大，由此可知，结构调整剂提高了纳米复合稠化剂的增稠性。并且，在配置基液时，加入了结构调整剂的纳米复合稠化剂在冷水中能快速溶解增粘，完全满足现场配液要求。实验例3取实施例1～3中制备得到的第二混合液，对其性能进行测试，包括：1、耐高温、抗剪切性能将第二混合液装入哈克rs6000流变仪，在170s-1的剪切速率下，升温至110℃保持不变，连续剪切120min，得到黏温曲线，如图3所示，该第二混合液的粘度随温度的升高逐渐降低。当温度达到110℃时，连续剪切120min，最终粘度保持在63.2mpa·s左右，说明该第二混合液有很高的耐温抗剪切性能，并且，当第二混合液的粘度约为50mpa·s时，其抗温性可达到120℃以上，说明该第二混合液具有优良的耐高温、抗剪切性能。2、微观形貌观察第二混合液的微观形貌，如图4所示。根据图4可知，采用本发明的方法制备得到的第二混合液，具有三维立体网络结构，且网孔大小较为致密和均匀，有利于提高携沙性能。3、携沙性能在上述第二混合液中加入砂粒(目数：20-40目，密度：1.67g/cm3)，得到压裂液的交联携砂体系，然后将该交联携砂体系倒入两个量筒中静置，分别控制两个量筒内交联携砂体系的温度维持在25℃和90℃，观察砂粒沉降现象。10天后，未观察到砂粒沉降现象，即沉降速率趋于零，该携沙性能测试结果也与第二混合液的微观形貌对应。因此可以推断，该纳米复合压裂液在破胶之前具有优异的携沙性能，从而能够确保将该压裂液所携带的砂粒支撑剂等进入指定的地层。第二混合液的性能与最终制得的纳米复合压裂液密切相关，尤其能够体现纳米复合压裂液在破胶前的性能。根据上述耐高温、抗剪切性能以及携沙性能测试结果，可以预测，本发明提供的纳米复合压裂液，也具有优良的耐高温和抗剪切性能，因此可适用于多种地层环境下的油气开采；并且该纳米复合压裂液在破胶之前具有均匀的网络结构，因而具有极优的携沙性能。实验例4首先采用与实施例1～3完全一致的方法制备得到纳米复合稠化剂，然后制备第二混合液，其制备工艺与实施例1～3基本一致，区别在于，在基液的制备过程中，未加入结构调整剂，具体步骤如下：在烧杯中加入自来水500ml，高速搅拌下，加入3.5g纳米复合稠化剂，待其全部溶解后，观察不到鱼眼出现，制得基液；向基液中依次加入2.5g粘土稳定剂氯化钾，2.5g助排剂氟碳表面活性剂和2.5g起泡剂op-10，待其溶解均匀后，制得第一混合液；在上述第一混合液中加入7.5g有机锆铝复合交联剂，搅拌10分钟左右，制得第二混合液。取上述第二混合液装入哈克rs6000流变仪，在170s-1的剪切速率下，升温至90℃保持不变，连续剪切120min，得出黏温曲线，如图5所示，本实验例中第二混合液的粘度随温度的升高逐渐降低。当温度达到90℃时，连续剪切120min，最终粘度保持在33.7mpa·s。对比实验例3和实验例4可知，加入了结构调整剂所得到的第二混合液，其耐温抗剪切性能得到显著提高，说明在纳米复合压裂液中加入适量的结构调整剂，能够提高压裂液的耐温抗剪切性。最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。当前第1页12