1.本发明属于油田开采领域，具体涉及一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法及其应用。
背景技术：
2.目前，深层或超深层碳酸盐岩酸压中的关键技术是如何形成高导流能力的酸蚀裂缝，只要导流能力问题解决了，则深穿透问题就会迎刃而解。因为，如果导流能力丧失了，则再长的酸蚀裂缝也会随之失效，尤其当导流能力的失效发生在近井地带时更是如此。如导流能力在裂缝靠近端部位置失效，或者在中部某个位置失效，则有效的酸蚀缝长也会相应大幅度降低。
3.碳酸盐岩如何提高酸蚀导流能力是个世界性难题，尤其当有效闭合应力超过6000psi(41.3mpa)时，导流能力能维持180天以上都相当困难。为此，目前关于提高酸压裂缝导流能力的技术主要是采用高黏度的地面交联酸或胶凝酸及乳化酸等，以及工艺上采取变黏度酸液交替注入或高黏度压裂液与低黏度酸液交替注入等技术，虽然取得了一些成效，但酸压有效期能维持在360天以上已实属不易。究其原因，上述酸压技术包括各种高黏度酸液及交替注入技术，从本质上而言都是点蚀模式，形成的酸蚀裂缝面在高闭合应力作用下，支撑强度较低，会发生裂缝大面积坍塌现象。
4.因此，目前已研究提出了一种能形成局部面支撑模式的新型酸压技术，即自支撑酸压技术。所谓自支撑酸压技术就是指在裂缝面上有不同面积的酸液屏蔽材料，可以在裂缝表面不同的部位覆盖，阻止酸液对其覆盖的裂缝面的岩石的酸溶蚀效应，后期大量的注酸后，主要在上述裂缝面上被屏蔽的岩石外部进行酸蚀作用，最终的裂缝导流能力是靠上述酸蚀裂缝的导流能力，而支撑整个裂缝面的，正是上述被屏蔽掉的岩石面积。这些岩石面积在整个裂缝内接近均匀分布，且总的支撑面积足以克服既定的闭合应力作用。显然地，上述被屏蔽的裂缝面积和有个临界值，低于此临界值，裂缝仍会坍塌而使导流能力快速降低，高于此临界值，则裂缝导流能力也会降低，只有一个临界值是确保整体裂缝的导流能力最大。该技术中，核心技术是如何控制上述屏蔽材料在裂缝中的分布。以往技术中只是简单地采取交替注入的方式，一来屏蔽暂堵剂的用量过大，造成不必要的成本增加，二来因注入时的裂缝宽度相对较大，顶替液在裂缝中对屏蔽暂堵剂难以呈整体活塞式推进，换言之，暂堵剂可能在大部分裂缝面积上分布，这就失去了屏蔽的真正意义。因此，需要研究提出一种新的屏蔽暂堵剂在裂缝中有效分布的控制技术，以解决上述局限性。
技术实现要素：
5.为解决现有技术中存在的问题，本发明提供一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法，所述方通过计算屏蔽暂堵剂在裂缝的动态分布特征，通过优化屏蔽暂堵剂的用量、注入速度及裂缝闭合时间，促使屏蔽暂堵剂分散在人工裂缝壁面，并且粘附在裂缝壁面上的厚度更大，从而提高裂缝面未溶蚀岩石的抗压性，有效的增加单井的生产期限法。
6.本发明的技术思路:
7.1)合理优化前置压裂液量，进而控制液体屏蔽暂堵剂的滤失量和成本。必须首先由一定黏度的前置压裂液造缝，为了提高造缝效率，利用造缝前期裂缝扩展速度快的有利条件，当裂缝长度达到最终长度的70％之后，压裂液的造缝效率明显降低，此时，压裂液的体积一般占前置液总体积的20-30％。
8.此外，前置液的黏度要适中，黏度太大的话，滤失太慢，会大幅度增加裂缝的闭合时间。反之，如黏度太小，造缝效率太低。可由成熟的裂缝扩展模拟软件优化获得最优的前置压裂液黏度及体积等参数。由于有前置压裂液滤失带的影响，后续注入的屏蔽暂堵剂的滤失就相对较小，因此可大幅度降低昂贵的屏蔽暂堵剂的用量。
9.2)对于屏蔽暂堵剂的注入时机问题。应等裂缝闭合后再注入，即进行屏蔽暂堵剂的闭合注入。裂缝闭合后的裂缝宽度相对较低，因此，用很少的屏蔽暂堵剂体积即可注满整个裂缝面。如缝长按120m，缝高按40m，缝宽按0.2mm计算，考虑到顶替液的隔离需要，假设顶替液与屏蔽暂堵剂的体积比为1:1，则计算的屏蔽暂堵剂的体积为0.96m3。即使考虑到屏蔽暂堵剂的滤失深度要适当深入岩石滤失带一定厚度，以增加其在岩石表面的附着力，则再增加1倍，则注入的屏蔽暂堵剂体积也不到2m3。
10.此外，裂缝闭合后或接近闭合前，顶替液易于活塞式将屏蔽暂堵剂向前推进，也便于屏蔽暂堵剂的在裂缝中的分布形态控制。更利于降低屏蔽暂堵剂的体积及成本。
11.同时，屏蔽暂堵剂应在裂缝壁面有一定的滤失厚度，如0.1mm或更厚，否则，因已有前置液滤失带了，会阻止后续屏蔽暂堵剂沿裂缝壁面的附着，也不利于其在裂缝壁面的附着强度，且易被后续的酸液再次冲刷掉。具体的不同液量下的滤失深度剖面(不同缝长处的滤失深度分布)，可基于常用的压裂设计模拟软件获取，可调节压裂液及屏蔽暂堵剂的体积，各处缝长处的两个液体体系注完后的滤失深度差异只要大于0.1mm，就可认为屏蔽暂堵剂在裂缝面上岩石的滤失深度在0.1mm以上。
12.基于上述思路，本发明第一方面提供一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法，所述包括以下步骤：
13.步骤a：采用模拟软件确定目标裂缝参数；
14.步骤b：根据步骤a确定的目标裂缝参数，采用模拟软件优化前置压裂液的注入参数；
15.步骤c：根据步骤a确定的目标裂缝参数，采用模拟软件确定需覆盖目标裂缝的面积；
16.步骤d：根据步骤c中确定的屏需覆盖目标裂缝的面积以及目标裂缝闭合时的宽度确定屏蔽暂堵剂的用量；
17.步骤e：根据步骤b中确定的前置压裂液的注入参数和步骤d中确定的屏蔽暂堵剂的用量，采用模拟软件确定压裂液基液的用量，以使得屏蔽暂堵剂的滤失深度大于或等于0.1mm。
18.根据本发明的一些实施方式，所述方法还包括在步骤a之前对关键储层参数进行评价。
19.根据本发明的一些实施方式，所述关键储层参数包括矿物组分、物性、岩石力学、三向地应力及上下隔层最小水平主应力和天然裂缝特征。
20.根据本发明的一些实施方式，所述关键储层参数可综合采取测井、录井、测试及导
眼井目的层及上下隔层岩心在室内模拟三轴应力及温度等条件下测试分析等手段获得。
21.根据本发明的一些实施方式，步骤a中，根据关键储层参数和目标油气产量，采用模拟软件确定目标裂缝参数。
22.根据本发明的一些实施方式，所述目标裂缝参数包括缝长、缝宽和缝高。
23.根据本发明的一些实施方式，步骤b中，所述前置压裂液的注入参数包括前置压裂液的体积、前置压裂液的粘度、前置压裂液的排量和前置压裂液的第一滤失深度。
24.根据本发明的一些实施方式，所述前置压裂液的粘度为30-40mpa.s，前置液的黏度要适中，黏度太大的话，滤失太慢，会大幅度增加裂缝的闭合时间。反之，如黏度太小，造缝效率太低。
25.根据本发明的一些实施方式，可采用成熟的裂缝扩展模拟软件优化获得最优的前置压裂液黏度及体积等参数。
26.本发明中通过合理优化前置压裂液注入参数，进而控制液体屏蔽暂堵剂的滤失量和成本，同时由于有前置压裂液滤失带的影响，后续注入的屏蔽暂堵剂的滤失就相对较小，因此可大幅度降低昂贵的屏蔽暂堵剂的用量。
27.根据本发明的一些实施方式，步骤c中，采用模拟软件，根据目标裂缝在目的层实际有效闭合应力和温度下的导流能力确定所述需覆盖目标裂缝的面积。
28.根据本发明的一些实施方式，取导流能力最大时对应的面积为需覆盖裂缝的面积。
29.在本发明的一些优选实施方式中，所述需覆盖裂缝的面积为裂缝总面积的20-40％。
30.根据本发明的一些实施方式，步骤d中，当裂缝宽度为0-0.2mm时，即认为目标裂缝闭合。
31.根据本发明的一些实施方式，裂缝闭合后的裂缝宽度相对较低，因此，用很少的屏蔽暂堵剂体积即可注满整个裂缝面。如缝长按120m，缝高按40m，缝宽按0.2mm计算，考虑到顶替液的隔离需要，假设顶替液与屏蔽暂堵剂的体积比为1:1，则计算的屏蔽暂堵剂的体积为0.96m3。即使考虑到屏蔽暂堵剂的滤失深度要适当深入岩石滤失带一定厚度，以增加其在岩石表面的附着力，则再增加1倍，则注入的屏蔽暂堵剂体积也不到2m3。此外，裂缝闭合后或接近闭合前，顶替液易于活塞式将屏蔽暂堵剂向前推进，也便于屏蔽暂堵剂的在裂缝中的分布形态控制。更利于降低屏蔽暂堵剂的体积及成本。
32.根据本发明的一些实施方式，步骤e中，所述压裂液基液包括用于携带屏蔽暂堵剂的第一压裂液基液和作为顶替液的第二压裂液基液
33.根据本发明的一些实施方式，步骤e中，采用模拟软件，模拟第二滤失深度与前置压裂液的第一滤失深度的差值，当前置压裂液的第一滤失深度和第二滤失深度的差值大于0.1mm时，即可认为屏蔽暂堵剂的滤失深度大于或等于0.1mm，其中第二滤失深度为注入压裂液基液与屏蔽暂堵剂时形成的滤失深度。
34.本发明中，应控制屏蔽暂堵剂应在裂缝壁面有一定的滤失厚度，如0.1mm或更厚，否则，因已有前置液滤失带了，会阻止后续屏蔽暂堵剂沿裂缝壁面的附着，也不利于其在裂缝壁面的附着强度，且易被后续的酸液再次冲刷掉。
35.根据本发明的一些实施方式，具体的不同液量下的滤失深度剖面(不同缝长处的
滤失深度分布)，可基于常用的压裂设计模拟软件获取。
36.在本发明的一些优选方式中，可调节压裂液基液及屏蔽暂堵剂的体积，使得各处缝长处的两个液体体系(前置压裂液体系和压裂液基液与屏蔽暂堵剂组成的体系)注完后的滤失深度差异只要大于0.1mm，就可认为屏蔽暂堵剂在裂缝面上岩石的滤失深度在0.1mm以上。
37.根据本发明的一些实施方式，本发明中所述模拟软件为本领域常用的商业模拟软件，如stimplan，gofher等。
38.根据本发明的一些实施方式，所述屏蔽暂堵剂成胶前的粘度为5-10mpa.s。
39.根据本发明的一些实施方式，屏蔽暂堵剂成胶前的黏度应控制在5-10mpa.s以便于泵送及进入业已闭合的裂缝中去，如黏度太高，一来进缝阻力大，二来易于将裂缝张开，尤其是近井筒裂缝处。这就容易造成注入的屏蔽暂堵剂用量过大的不利局面，且在裂缝中的形态不好控制，因后续的顶替液可能难以呈活塞式推进，使整个裂缝面都有屏蔽暂堵剂覆盖，就失去了岩石自支撑裂缝的存在机理。
40.根据本发明的一些实施方式，所述屏蔽暂堵剂成胶后的粘度为大于150mpa.s。
41.根据本发明的一些实施方式，成胶时间为60-90min。
42.根据本发明的一些实施方式，所述屏蔽暂堵剂的成胶时间根据所述屏蔽暂堵剂的井筒注入时间调节，以保证实际进入裂缝的成胶时间为10-30min。
43.在本发明的一些优选实施方式中，根据先注入的成胶时间长，后注入的成胶时间短的要求，制备屏蔽暂堵剂，最好可确保裂缝内屏蔽暂堵剂可同步成胶。具体可由注入程序及屏蔽暂堵剂预计到达裂缝端部一定距离后的时间进行微调。
44.在本发明的一些实施方式中，所述屏蔽暂堵剂包括有机树脂预聚体、酚醛类树脂和稳定剂。
45.根据本发明的一些实施方式，所述稳定剂为本领域常规稳定剂。
46.根据本发明的一些实施方式，所述前置压裂液为本领域常规使用的前置压裂液，优选包括水、稠化剂和交联剂。
47.根据本发明的一些实施方式，所述前置压裂液包括0.4-0.8wt％的稠化剂和0.8wt％的交联剂包括。
48.根据本发明的一些实施方式，所述压裂液基液为本领域常规使用的压裂液基液，优选包括水和稠化剂。
49.根据本发明的一些实施方式，所述压裂液基液包括0.4-0.8wt％的稠化剂。
50.本发明的第二发面提供了第一方面所述的方法在油田开采中的应用，尤其在屏蔽暂堵剂注入中的应用。
51.本发明的第三方面提供了一种压裂施工方法，包括以下步骤：
52.s1：根据第一方面所述的方法确定前置压裂液注入参数、屏蔽暂堵剂的用量和压裂液基液的用量；
53.s2：根据步骤s1确定的前置压裂液注入参数，进行前置压裂液注入施工；
54.s3：停泵第一时间后，分多次优选2-3次，进行压裂液基液和屏蔽暂堵剂的段塞式注入施工，其中所述压裂液基液包括用于携带屏蔽暂堵剂的第一压裂液基液和作为顶替液的第二压裂液基液；
55.s4：低黏度冲洗液注入施工；
56.s5：变粘度酸液注入施工。
57.根据本发明的一些实施方式，步骤s2中，所述前置压裂液的排量可取井口限压下的最高排量。
58.根据本发明的一些实施方式，步骤s2中，所述前置压裂液的黏度可取30-40mpa.s。
59.根据本发明的一些实施方式，步骤s2中，所述前置压裂液的体积为300-400m3。
60.根据本发明的一些实施方式，步骤s2中，所述第一时间为步骤s3完成后，裂缝宽度变为0-0.2mm时所需要的时间。
61.根据本发明的一些实施方式，步骤s3中，获得的目的层最小水平主应力即裂缝闭合应力数据，计算井口的最大允许注入排量，然后由上述确定的注入排量，按段塞式注入第一压裂液基液、第二压裂液基液和屏蔽暂堵剂。
62.根据本发明的一些实施方式，所述第二压裂液基液体积与所述第一压裂液基液体积相同。
63.根据本发明的一些实施方式，所述屏蔽暂堵剂的用量为所述第一压裂液体积的10-30％。
64.根据本发明的一些实施方式，所述压裂液基液的粘度与屏蔽暂堵剂粘度相同，优选为5-10mpa.s。
65.根据本发明的一些实施方式，步骤s4中，低黏度冲洗液的排量与前置压裂液的排量相同。
66.根据本发明的一些实施方式，步骤s4中，低黏度冲洗液的体积为15-20m3。
67.根据本发明的一些实施方式，步骤s4中，所述低黏度冲洗液包括低黏度滑溜水。
68.根据本发明的一些实施方式，步骤s4中，所述低黏度滑溜水的粘度为1-2mpa.s。
69.根据本发明的一些实施方式，步骤s5中，所述变粘度酸液包括第一酸液、第二酸液和第三酸液。
70.根据本发明的一些实施方式，所述第一酸液的粘度为50-60mpa.s。
71.根据本发明的一些实施方式，所述第二酸液的粘度为20-30mpa.s。
72.根据本发明的一些实施方式，所述第三酸液的粘度为5-10mpa.s。
73.根据本发明的一些实施方式，步骤s5中，所述第一酸液的体积为200-300m3。
74.根据本发明的一些实施方式，步骤s5中，所述第二酸液的体积为100-200m3。
75.根据本发明的一些实施方式，步骤s5中，所述第三酸液的体积为50-100m3。
76.根据本发明的一些实施方式，步骤s5中，所述第一酸液、第二酸液和第三酸液种类相同或不同，包括盐酸、稠化剂、交联剂和缓蚀剂。
77.根据本发明的一些实施方式，所述酸液组成包括20wt％hcl、0.5-0.8wt％稠化剂、0.6-1.0wt％交联剂和3.0wt％缓蚀剂。
78.根据本发明的一些实施方式，可以通过调整稠化剂和交联剂的比例来控所述第一酸液、第二酸液和第三酸液的粘度。
79.根据本发明的一些实施方式，所述第一酸液交联酸。
80.根据本发明的一些实施方式，所述第二酸液为ves酸。
81.根据本发明的一些实施方式，所述第三酸液为胶凝酸。
82.根据本发明的一些实施方式，步骤s5中，所述变粘度酸液的排量取井口限压下的最高值。
83.根据本发明的一些实施方式，所述步骤s6还包括s6-1顶替作业、s6-2其它段的施工和s6-3压后排液、测试、正常生产等环节。
84.根据本发明的一些实施方式，s6-1顶替作业中，所述顶替液取当段井筒容积的130-150％，黏度2-3mpa.s的低黏度滑溜水，以降低近井筒裂缝过度溶蚀效应及可能的缝口坍塌对裂缝导流能力的不利影响。排量取井口限压下的最高值。
85.本发明专利提出了一种碳酸盐岩酸压中形成自支撑裂缝的屏蔽暂堵剂注入控制新技术，可以有效的提高屏蔽暂堵剂在裂缝内的分散程度，形成更加分散的未溶蚀岩石支撑剂体，分散高压下的应力集中现象，保持酸蚀裂缝在高压下的长期稳定性，从而增加单井生产的有效期。
具体实施方式
86.下面将通过具体实施例对本发明做进一步地说明，但应理解，本发明的范围并不限于此。
87.本发明的具体的措施如下：
88.(1)碳酸盐岩关键储层参数的评价：主要包括矿物组分、物性、岩石力学、三向地应力及上下隔层最小水平主应力、天然裂缝特征等。可综合采取测井、录井、测试及导眼井目的层及上下隔层岩心在室内模拟三轴应力及温度等条件下测试分析等手段获得。
89.(2)屏蔽暂堵剂的制备：按成胶时间60-90min(由井筒注入时间适当调节，实际进入裂缝的成胶时间应控制在10-30min)，且先注入的成胶时间长，后注入的成胶时间短的要求，最好可确保裂缝内屏蔽暂堵剂可同步成胶。具体可由注入程序及屏蔽暂堵剂预计到达裂缝端部一定距离后的时间进行微调。成胶前的黏度应控制在5-10mpa.s，以便于泵送及进入业已闭合的裂缝中去，如黏度太高，一来进缝阻力大，二来易于将裂缝张开，尤其是近井筒裂缝处。这就容易造成注入的屏蔽暂堵剂用量过大的不利局面，且在裂缝中的形态不好控制，因后续的顶替液可能难以呈活塞式推进，使整个裂缝面都有屏蔽暂堵剂覆盖，就失去了岩石自支撑裂缝的存在机理。具体制备体积按思路2)的要求，可为1-2m3，考虑到现场调节，可富余30-50％。
90.(3)屏蔽暂堵剂覆盖总面积的实验确定：模拟不同的屏蔽暂堵剂覆盖总面积在目的层实际有效闭合应力及温度下的导流能力及变化，取导流能力最大时对应的面积为屏蔽暂堵剂覆盖的总面积，一般为人工裂缝面积的20-40％。
91.(4)前置压裂液注入参数优化及滤失带剖面模拟：应用压裂常用的商业模拟软件如stimplan，gofher等，模拟不同前置液体积下造缝长度及滤失带沿缝长的分布。排量等参数可取井口限压下的最高排量，缝长要求等一般应基于碳酸盐岩油气藏产量预测模型确定，由此确定前置压裂液的体积，前置液黏度可取30-40mpa.s。
92.(5)屏蔽暂堵剂注入时机确定：按思路2)的要求，在步骤3)优化参数的基础上，在上述注入参数后加一个停泵时间，多次循环计算，模拟不同停泵时间下的裂缝宽度变化，找出裂缝宽度接近0或在0.1-0.2mm范围下的停泵时间，即为最佳的停泵时间。
93.屏蔽暂堵剂要至少有0.1mm的滤失深度(在裂缝壁面的岩石深度)，可在步骤4)的
注入程序基础上，模拟屏蔽暂堵剂注入结束后在不同的停泵时间下的滤失深度，此滤失深度要比步骤4)的滤失深度大0.1mm左右。
94.(6)前置压裂液注入施工：参照步骤4)确定的前置压裂液参数进行，液量一般为300-400m3。
95.(7)屏蔽暂堵剂的段塞式注入施工：由步骤1)获得的目的层最小水平主应力即裂缝闭合应力数据，计算井口的最大允许注入排量。然后由上述确定的注入排量，按段塞式分别注入屏蔽暂堵剂及与其基液等黏度(同样为5-10mpa.s)的顶替液。具体二者的体积比例，要事先与步骤3)中获得的屏蔽暂堵剂覆盖面积相匹配。
96.(8)低黏度冲洗液注入施工：注入黏度1-2mpa.s的低黏度滑溜水冲洗液，排量可取步骤6)中的排量，严格控制裂缝不二次张开，体积可取15-20m3，促使裂缝内的屏蔽材料在缝高方向上更加分散。
97.(9)变黏度酸液注入施工：在步骤2)成胶时间基础上，结合步骤7)施工结束时间，确定步骤8)施工是否需要等待时间。然后，按储层温度及后续注入不同体积液体的裂缝温度场模拟结果，在室内剪切1.5h，170-1/s下的黏度分别为50-60mpa.s、20-30mpa.s及5-10mpa.s等要求，分别配置相应的酸液配方。可分别依次注入200-300m3、100-200m3及50-100m3等体积，排量取井口限压下的最高值。
98.(10)顶替作业:取当段井筒容积的130-150％，黏度2-3mpa.s的低黏度滑溜水，以降低近井筒裂缝过度溶蚀效应及可能的缝口坍塌对裂缝导流能力的不利影响。排量取井口限压下的最高值。
99.(11)其它段的施工，重复步骤6)～步骤10)，直到将所有段施工完为止。
100.(12)压后排液、测试、正常生产等环节，参照常规流程及参数执行。
101.实施例1
102.新疆某碳酸盐岩a井，井深6324米，温度160℃，通过本发明所提供的方法进行施工。根据实验测得该井最大水平主应力为152mpa，最小水平主应力为127mpa，岩性主要为灰岩。根据储层温度(160℃)调制好屏蔽暂堵剂，所述屏蔽暂堵剂包括有机树脂预聚体、酚醛类树脂和稳定剂。该屏蔽暂堵剂成胶前粘度为5mpa.s，成胶时间为65min。
103.根据酸蚀裂缝岩板导流能力测试，屏蔽暂堵剂在裂缝面上覆盖的比例需达到30％，屏蔽暂堵剂用量为2m3。根据地层参数模拟计算出该井酸蚀裂缝为127m，前置压裂液体积为350m3，前置液粘度为33mpa.s。前置液注入后停泵时间为18min时裂缝宽度为0.12mm，此时为屏蔽暂堵剂的注入时机。当携带屏蔽暂堵剂的液量和顶替液总量为40m3时，该阶段的滤失深度比前置液的滤失深度达0.1mm。
104.施工阶段：以6m3/min的排量注入前置压裂液350m3施工后，停泵18min后，以2m3/min的排量注入携带屏蔽暂堵剂1m3的压裂液基液(液体粘度为5mpa.s)10m3，改再以2m3/min的排量注入压裂液基液10m3作为顶替液，然后再以2m3/min的排量注入携带屏蔽暂堵剂1m3的压裂液基液(液体粘度为5mpa.s)10m3，改再以2m3/min的排量注入压裂液基液10m3作为顶替液。然后以6m3/min的排量注入黏度1mpa.s的低黏度滑溜水冲洗液，注入量为20m3。然后用6m3/min排量注入50mpa.s酸液250m3，6m3/min排量注入25mpa.s酸液150m3，6m3/min排量注入5mpa.s酸液80m3。最后用6m3/min排量注入3mpa.s的低黏度滑溜水80m3(井筒容积58m3)。
105.通过本发明实施，该井压后测试产量为127.5t/d，比临井产量提高34％，生产4个
月后，产量仍为102.5t/d，仅下降19.6％。
106.应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不对本发明构成任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性的词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可以扩展至其它所有具有相同功能的方法和应用。