本发明涉及一种暂堵剂及其制备方法和应用，属于石油工业用化学品技术领域。
背景技术：
水力压裂作为低渗油气藏改造的增产措施在世界范围内得到了的广泛成功应用，但随着压裂井(层)的开发生产，第一次产生的水力裂缝所控制的泄油区内的原油已采出程度很高，但泄油区外的大量剩余油动用程度较低。因此，如果单纯依靠延伸原有裂缝进行常规重复压裂不一定会有可观的出油效果。
转向重复压裂技术是上世纪90年代发展起来的一项新型技术，它克服常规重复压裂只能重新张开老裂缝以部分恢复老缝导流能力。人工暂堵转向重复压裂技术是在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵老缝或已加砂缝，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化使流体发生转向，从而造出新缝。这种通过采用暂堵剂堵塞原裂缝，使重复压裂缝相对于原有裂缝方位发生偏离、转向，改造动用程度低甚至未动用的储层，不仅可提高重复压裂增油效果，还能在一定程度上改变水驱方向、提高注入水利用率。
但转向重复压裂暂堵剂具有以下要求：较强的暂堵能力，渗透率恢复率高，对地层伤害较小。国内外同行前期研发的转向压裂用暂堵剂，普遍适用温度较高的储层，但是并不适用于中低温储层，原因在于适用于高温储层的暂堵剂用于对低温储层已有裂缝进行封堵后，难以溶解解堵，因此恢复率极低。且现有的暂堵剂多采用丙烯酰胺、聚丙烯酰胺等材料，油溶性差，对地层伤害大。
技术实现要素：
针对上述缺陷，本发明提供一种暂堵剂及其制备方法和应用，该暂堵剂适用于中低温储层，封堵效果良好，渗透率恢复率高，溶解性佳，对地层伤害小，是一种具有良好效果的转向重复压裂暂堵剂。
本发明提供一种暂堵剂，按照重量百分含量包括如下组分：无机盐34％，萜烯树脂52-65％，硬脂酸0-13％，粘土稳定剂1％。
本发明暂堵剂的上述各组分均为普通市售，其中，硬脂酸以及无机盐使用工业品即可，粘土稳定剂的用量相较于其他组分较少，其主要用于稳定地层微粒，防止粘土运移。
硬脂酸又称为十八烷酸，其分子式为c18h36o2，结构式如式1所示：
硬脂酸是一种饱和脂肪酸，其纯品为带有光泽的白色柔软小片，熔点为69.6℃，沸点为376.1℃，相对密度为0.9408(20/4℃)，折射率为nd(80℃)1.4299。硬脂酸是构成动、植物油脂的一种主要成分。其水溶性差，在20℃时，100毫升水中只溶解0.00029g硬脂酸，稍溶于冷乙醇，溶于丙酮、苯、乙醚、氯仿、四氯化碳、二氧化硫、三氯甲烷、热乙醇、甲苯、醋酸戊酯等。其可用于药物制剂、油膏、肥皂和栓剂等产品,也可用作助剂的原料及日用化工产品的原料。
本发明提供的暂堵剂组成简单，不产生分层和沉淀，状态稳定。该暂堵剂的密度为1-1.13g/cm3，在配制压裂液时，暂堵剂颗粒在水溶液中不飘浮、不沉淀，且能够均匀分散在水中，不会发生粘结成团。并且该暂堵剂为热塑性物质，自身具有一定的硬度和强度，但暂堵剂在受热受力后，会发生变形，并有粘附性能，从而有利于裂缝的封堵。
该暂堵剂不仅对岩心的暂堵率在97.5％以上，对储层裂缝具有较好的封堵效果，而且在油、水混合溶液中又有良好的溶解性，对裂缝封堵后，在裂作用下，油相渗透率恢复值达86.2％以上，能较容易的被油流溶解或排出，使油相渗透率逐渐得到恢复，达到自行解堵、保护油气层的目的。
进一步地，所述萜烯树脂选自萜烯树脂t-80或萜烯树脂t-100。萜烯树脂t-80或萜烯树脂t-100具体是软化点的不同，其中，萜烯树脂t-80的软化点为80±5℃，萜烯树脂t100的软化点为100±5℃。
具体地，萜烯树脂t-80的分子式为(c10h16)n，8＞n＞4，结构式如式2所示：
萜烯树脂t-80是一种黄色透明，脆性的热塑性固体，其软化点为80±5℃，平均分子量为650-1000。它是一种优良的增粘剂，具有无毒、无臭、耐辐射、抭结晶等性能，对氧、热、光较稳定；对各种合成物质有良好的相溶性；耐稀酸、稀碱；增粘性强，电绝缘性强,易溶于苯、甲苯、松节油等有机溶剂。不溶于水、甲醇、乙醇等。
萜烯树脂t100的分子式为(c10h16)n，10＞n＞6，结构式如式3所示：
结构式：
萜烯树脂t-100是一种黄色透明，脆性的热塑性固体。其软化点为100±5℃，平均分子量为850-1250。它是一种优良的增粘剂，具有无毒、无臭、耐辐射、抭结晶等性能，对氧、热、光较稳定；对各种合成物质有良好的相溶性；耐稀酸、稀碱；增粘性强，电绝缘性强,易溶于苯、甲苯、松节油等有机溶剂。不溶于水、甲醇、乙醇等。
上述两种萜烯树脂都广泛应用于胶粘剂、接着剂、双面胶带、溶剂型胶水、书本装订版、色装、胶布、烯烃胶布、牛皮纸卡胶布、胶带标签、木工胶、压敏胶、热溶胶、密封胶、油漆和油墨及其它聚合物改质剂等方面。
本发明的暂堵剂适用于中低温环境，此处所指的中低温环境具体是指45-80℃，为了进一步增强该暂堵剂的暂堵能力，本发明在该中低温范围内，针对不同的具体的地层温度t，还具有优选的暂堵剂组成，例如，主要将上述温度范围分为三个区间，区间1为：45℃≤t≤60℃；区间2为：60℃≤t≤70℃；区间3为：70℃≤t≤80℃，当具体的地层温度在上述某一个区间范围内，可以采用更具有针对性的暂堵剂实施暂堵作业。具体的各温度区间范围对应的暂堵剂如下：
当作业温度在区间1时，即45℃≤t≤60℃时，暂堵剂按照重量百分含量包括如下组分：无机盐34％，萜烯树脂t-8052-57％，硬脂酸8-13％，粘土稳定剂1％。
当作业温度在区间2时，即60℃≤t≤70℃时，暂堵剂按照重量百分含量包括如下组分：无机盐34％，萜烯树脂t-10052-57％，硬脂酸8-13％，粘土稳定剂1％。
当作业温度在区间3时，即70℃≤t≤80℃时，暂堵剂按照重量百分含量包括如下组分：无机盐34％，萜烯树脂t-10057-65％，硬脂酸0-8％，粘土稳定剂1％。
上述三个组成主要涉及到萜烯树脂种类、含量的不同以及硬脂酸含量的不同。在适用温度范围内，适用温度升高时，萜烯树脂的量在使用浓度范围内相应增加，而硬脂酸的量相应减少；反之，适用温度降低时，萜烯树脂的量在使用浓度范围内相应减少，而硬脂酸的量相应增加。其中，萜烯树脂t-80相较于萜烯树脂t-100，更适用于较低的地层温度；而萜烯树脂相较于硬脂酸，更适用于较高的地层温度，即地层温度较低时，萜烯树脂选择较低的百分含量，硬脂酸选择较高的百分含量，地层温度较高时，萜烯树脂选择较高的百分含量，硬脂酸选择较低的百分含量。
例如，适用地层温度较低为45℃时，萜烯树脂(tx80)百分比为52％，硬脂酸的百分比为13％，适用地层温度较高为60℃时，萜烯树脂(tx80)百分比为57％，硬脂酸的百分比为8％。具体在某温度区间内萜烯树脂和硬脂酸的比例调整，可以根据温度来选择。
进一步地，上述无机盐为氯化钠。
进一步地，上述粘土稳定剂是一种易溶于水的无机盐。
本发明还提供一种上述任一所述的暂堵剂的制备方法，包括如下步骤：
1)混合所述无机盐、萜烯树脂、硬脂酸以及粘土稳定剂，生成混合物；
2)加热所述混合物至110-120℃，搅拌下反应1-2h后，造粒，干燥，生成所述暂堵剂。
步骤1)中，按照上述组成将无机盐、萜烯树脂、硬脂酸以及粘土稳定剂在反应釜中混合，生成混合物。本发明所提供的制备方法，无机盐、萜烯树脂、硬脂酸以及粘土稳定剂的加入顺序可为任意，各加入顺序对制得的暂堵的效果没有明显不利影响。
生成混合物后，将反应釜的温度升至110-120℃开始搅拌反应，在反应过程中，混合物会逐渐混合均匀并发生熔化、脱气，1-2h后，反应结束。本发明的制备方法通过采用适宜的加热温度、搅拌速度和搅拌时间，不仅有利于形成稳定的暂堵剂体系，此外还有利于暂堵剂在压裂液中的流动性，从而使用更加方便，特别适合用于对储层中已有裂缝的暂时封堵。其中，搅拌的转速需要控制在5-15r/min。另外，为了精确控制反应温度，可以使用量程为30-200℃的温度表进行温度监测。
具体在造粒时，可以采用se系列螺杆挤出造粒，将反应后的反应物湿料在80-115℃的条件下，向螺杆挤出造粒机输送，在螺杆挤出造粒机挤压作用下，从机头开孔模板挤出成型物料。造粒温度具体需要根据暂堵剂中萜烯树脂的类型决定，当采用萜烯树脂t-80时，造粒温度为大于萜烯树脂t-80软化点5-10℃；当采用萜烯树脂t-100时，造粒温度为大于萜烯树脂t-100软化点5-10℃。
挤出的成型物料再经过风冷干燥后得到暂堵剂的颗粒成品。具体地暂堵剂的颗粒成品的形状为圆柱状，圆柱状的横截面的直径可有模板开孔孔径调节和控制。
本发明还提供一种对储层已有裂缝进行暂堵的方法，将上述任一所述的暂堵剂随压裂液注入所述储层中，其中，所述暂堵剂与所述已有裂缝的质量体积比为(1：1)～(1:1.2)。
其中，已有裂缝的体积按照式1计算：
v＝h*a*b式1
v：已有裂缝的体积；
h：已有裂缝的高度；
a:已有裂缝的缝宽；
b:暂堵剂模拟侵入深度。
本发明的暂堵剂适用方法也较为简易，在需要对裂缝进行转向压裂时，只需要将本发明的暂堵剂加入至压裂液中，并且控制暂堵剂的质量与欲封堵裂缝体积为1：1～1:1.2即可。配置完成后，将含有本发明暂堵剂的压裂液通过油管注入储层即可。顶替一倍管柱容积的压裂液，观察暂堵效果，完成对已有裂缝的封堵工作。
本发明的实施，至少具有如下优势：
1、本发明的暂堵剂密度为1-1.13g/cm3，因此在配制压裂液时，暂堵剂颗粒在水溶液中不飘浮、不沉淀，并且能够均匀分散在水中，不会发生粘结成团；
2、本发明的暂堵剂为热塑性物质，自身具有一定的硬度和强度，同时，该暂堵剂在受热后、受力后均会发生变形，并且具有较强的粘附性能，有利于裂缝的封堵；
3、本发明的暂堵剂对岩心的暂堵率在96.9％以上，对储层裂缝具有较好的封堵效果；
4、本发明的暂堵剂在油、水混合溶液中具有良好的溶解性，暂堵压裂后，随着压裂液的返排和油井的开采，暂堵剂能较容易的被油流溶解并会最大程度的返排出地层，使油相渗透率逐渐得到恢复，油相渗透率恢复值达86.2％以上，达到自行解堵、保护油气层的目的；
5、本发明的暂堵剂适用于45～80℃中低温环境，并且能够对在上述范围区间的不同温度具有针对性，可分别适用于温度45～60℃、60～70℃、70～80℃的储层；
6、本发明的暂堵剂的制备方法操作简单，易于控制，其不仅有利于形成稳定的暂堵剂体系，此外还有利于暂堵剂在压裂液中的流动性便于后续使用过程中对已有裂缝的封堵；
7、本发明的暂堵剂在用于对储层中已有裂缝暂堵时的暂堵效果好、暂堵所需设备简单、不会造成二次污染，此外还不会对输送管道和设备造成损伤，从而延长管道和设备的使用寿命。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，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。
本发明实施例中的原料来源如下所述：
萜烯树脂t-80：山东寿光宏远化工有限公司
萜烯树脂t-100：山东寿光宏远化工有限公司
硬脂酸(工业品)：广州市国开开化工原料有限公司
无机盐：(氯化钠、工业品)：西安韦伯力扬化工公司
粘土稳定剂(003-a)：吐哈油田化学公司
实施例1
本实施例中的暂堵剂适用于温度为50℃的储层，按照重量百分含量包括如下组分：
1、无机盐(nacl)：34％；
2、萜烯树脂t-80：53％；
3、硬脂酸(十八烷酸)：12％；
4、粘土稳定剂(003-a)1％；
各组分重量百分比之和为100％。
该暂堵剂可按如下制备方法制备：
1)搅拌下，在反应釜中按照上述比例加入上述原料，生产混合物；
2)加热混合物至110℃(用30～200℃温度表测定)，搅拌下反应1-2h后，停止反应；
3)采用se系列螺杆挤出造粒机，将2)中得到的反应物湿物料在高于萜烯树脂t-80软化点5～10℃的温度条件下，向螺杆挤出造粒机输送，在螺杆挤出造粒机挤压作用下，从机头开孔模板挤出成型物料。再经过风冷干燥后得到颗粒状暂堵剂成品。
利用该实施例暂堵剂进行暂堵测试，其中，采用haqt-2hky型多功能岩心流动测试仪，测试方法如下(测试温度为50℃)：
1、岩心选取：选取两根三塘湖油田马56区块p2t油层的有天然裂缝的，直径2.5cm长3cm的岩心，编号为1#、2#；
2、将本实施制备得到暂堵剂粉碎后筛取50～70目的颗粒备用(由于室内实验设备条件大颗粒的暂堵剂无法通过小直径的实验管汇)；
3、即1#岩芯正向通入地层水测得水相渗透率为kw1，2#岩芯正向通入航空煤油测得油相渗透率ko1；
4、1#、2#岩芯分别反向注入含有估算裂缝体积1.2倍质量暂堵剂的压裂液，注入量为1pv，然后继续反向顶替注入1倍实验管汇体积的地层水；
5、1#岩芯继续反向注入地层水直至压力流量平稳后，测得暂堵后水相渗透率kw2，按照式2计算暂堵率h：
h＝(1－kw2)÷kw1×100％式2
6、2#岩芯正向注入航空煤油直至压力流量平稳后，测得暂堵后油相渗透率ko2，按照式3计算渗透恢复率g：
g＝ko2÷ko1×100％式3
根据上述步骤获得如下检测结果：
本实施例转向压裂用中低温油溶性暂堵剂的岩心实验暂堵率达97.7％。油相返排，渗透恢复率为87.4％。
实施例2：
本实施例中的暂堵剂适用于温度为60℃的储层，按照重量百分含量包括如下组分：
1、无机盐(nacl)：34％；
2、萜烯树脂(t-80)：57％；
3、硬脂酸(十八烷酸)：8％；
4、粘土稳定剂(003-a)1％；
各组分重量百分比之和为100％。
该暂堵剂可按如下制备方法制备：
1)搅拌下，在反应釜中按照上述比例加入上述原料，生产混合物；
2)加热混合物至115℃(用30～200℃温度表测定)，搅拌下反应1-2h后，停止反应；
3)采用se系列螺杆挤出造粒机，将2)中得到的反应物湿物料在高于萜烯树脂t-80软化点5～10℃的温度条件下，向螺杆挤出造粒机输送，在螺杆挤出造粒机挤压作用下，从机头开孔模板挤出成型物料。再经过风冷干燥后得到颗粒状暂堵剂成品。
利用该实施例暂堵剂进行暂堵测试，其中，采用haqt-2hky型多功能岩心流动测试仪，测试方法如下(测试温度为60℃)：
1、岩心选取：选取两根三塘湖油田马56区块p2t油层的有天然裂缝的，直径2.5cm长3cm的岩心，编号为1#、2#；
2、将本实施制备得到暂堵剂粉碎后筛取50～70目的颗粒备用(由于室内实验设备条件大颗粒的暂堵剂无法通过小直径的实验管汇)；
3、即1#岩芯正向通入地层水测得水相渗透率为kw1，2#岩芯正向通入航空煤油测得油相渗透率ko1；
4、1#、2#岩芯分别反向注入含有估算裂缝体积1.2倍质量暂堵剂的压裂液，注入量为1pv，然后继续反向顶替注入1倍实验管汇体积的地层水；
5、1#岩芯继续反向注入地层水直至压力流量平稳后，测得暂堵后水相渗透率kw2，按照式2计算暂堵率h：
h＝(1－kw2)÷kw1×100％式2
6、2#岩芯正向注入航空煤油直至压力流量平稳后，测得暂堵后油相渗透率ko2，按照式3计算渗透恢复率g：
g＝ko2÷ko1×100％式3
根据上述步骤获得如下检测结果：
本实施例转向压裂用中低温油溶性暂堵剂的岩心实验暂堵率达99.1％。油相返排，渗透恢复率为89.6％。
实施例3：
本实施例中的暂堵剂适用于温度为70℃的储层，按照重量百分含量包括如下组分：
1、无机盐(nacl)：34％；
2、萜烯树脂t-100：57％；
3、硬脂酸(十八烷酸)：8％；
4、粘土稳定剂(003-a)1％
各组分重量百分比之和为100％。
该暂堵剂可按如下制备方法制备：
1)搅拌下，在反应釜中按照上述比例加入上述原料，生产混合物；
2)加热混合物至120℃(用30～200℃温度表测定)，搅拌下反应1-2h后，停止反应；
3)采用se系列螺杆挤出造粒机，将2)中得到的反应物湿物料在高于萜烯树脂t-100软化点5～10℃的温度条件下，向螺杆挤出造粒机输送，在螺杆挤出造粒机挤压作用下，从机头开孔模板挤出成型物料。再经过风冷干燥后得到颗粒状暂堵剂成品。
利用该实施例暂堵剂进行暂堵测试，其中，采用haqt-2hky型多功能岩心流动测试仪，测试方法如下(测试温度为70℃)：
1、岩心选取：选取两根三塘湖油田马56区块p2t油层的有天然裂缝的，直径2.5cm长3cm的岩心，编号为1#、2#；
2、将本实施制备得到暂堵剂粉碎后筛取50～70目的颗粒备用(由于室内实验设备条件大颗粒的暂堵剂无法通过小直径的实验管汇)；
3、即1#岩芯正向通入地层水测得水相渗透率为kw1，2#岩芯正向通入航空煤油测得油相渗透率ko1；
4、1#、2#岩芯分别反向注入含有估算裂缝体积1.2倍质量暂堵剂的压裂液，注入量为1pv，然后继续反向顶替注入1倍实验管汇体积的地层水；
5、1#岩芯继续反向注入地层水直至压力流量平稳后，测得暂堵后水相渗透率kw2，按照式2计算暂堵率h：
h＝(1－kw2)÷kw1×100％式2
6、2#岩芯正向注入航空煤油直至压力流量平稳后，测得暂堵后油相渗透率ko2，按照式3计算渗透恢复率g：
g＝ko2÷ko1×100％式3
根据上述步骤获得如下检测结果：
本实施例转向压裂用中低温油溶性暂堵剂的岩心实验暂堵率达97.5％。油相返排，渗透恢复率为90.4％。
实施例4：
本实施例中的暂堵剂适用于温度为80℃的储层，按照重量百分含量包括如下组分：
1、无机盐(nacl)：34％；
2、萜烯树脂t-100：65％；
3、硬脂酸(十八烷酸)：0％；
4、粘土稳定剂(003-a)1％
各组分重量百分比之和为100％。
该暂堵剂可按如下制备方法制备：
1)搅拌下，在反应釜中按照上述比例加入上述原料，生产混合物；
2)加热混合物至110℃(用30～200℃温度表测定)，搅拌下反应1-2h后，停止反应；
3)采用se系列螺杆挤出造粒机，将2)中得到的反应物湿物料在高于萜烯树脂t-100软化点5～10℃的温度条件下，向螺杆挤出造粒机输送，在螺杆挤出造粒机挤压作用下，从机头开孔模板挤出成型物料。再经过风冷干燥后得到颗粒状暂堵剂成品。
利用该实施例暂堵剂进行暂堵测试，其中，采用haqt-2hky型多功能岩心流动测试仪，测试方法如下(测试温度为80℃)：
1、岩心选取：选取两根三塘湖油田马56区块p2t油层的有天然裂缝的，直径2.5cm长3cm的岩心，编号为1#、2#；
2、将本实施制备得到暂堵剂粉碎后筛取50～70目的颗粒备用(由于室内实验设备条件大颗粒的暂堵剂无法通过小直径的实验管汇)；
3、即1#岩芯正向通入地层水测得水相渗透率为kw1，2#岩芯正向通入航空煤油测得油相渗透率ko1；
4、1#、2#岩芯分别反向注入含有估算裂缝体积1.2倍质量暂堵剂的压裂液，注入量为1pv，然后继续反向顶替注入1倍实验管汇体积的地层水；
5、1#岩芯继续反向注入地层水直至压力流量平稳后，测得暂堵后水相渗透率kw2，按照式2计算暂堵率h：
h＝(1－kw2)÷kw1×100％式2
6、2#岩芯正向注入航空煤油直至压力流量平稳后，测得暂堵后油相渗透率ko2，按照式3计算渗透恢复率g：
g＝ko2÷ko1×100％式3
根据上述步骤获得如下检测结果：
本实施例转向压裂用中低温油溶性暂堵剂的岩心实验暂堵率达96.9％。油相返排，渗透恢复率为87.6％。
实施例5：
本实施例中的暂堵剂适用于温度为45℃的储层，按照重量百分含量包括如下组分：
1、无机盐(nacl)：34％；
2、萜烯树脂t-80：52％；
3、硬脂酸(十八烷酸)：13％；
4、粘土稳定剂(003-a)1％
各组分重量百分比之和为100％。
该暂堵剂可按如下制备方法制备：
1)搅拌下，在反应釜中按照上述比例加入上述原料，生产混合物；
2)加热混合物至110℃(用30～200℃温度表测定)，搅拌下反应1-2h后，停止反应；
3)采用se系列螺杆挤出造粒机，将2)中得到的反应物湿物料在高于萜烯树脂t-80软化点5～10℃的温度条件下，向螺杆挤出造粒机输送，在螺杆挤出造粒机挤压作用下，从机头开孔模板挤出成型物料。再经过风冷干燥后得到颗粒状暂堵剂成品。
利用该实施例暂堵剂进行暂堵测试，其中，采用haqt-2hky型多功能岩心流动测试仪，测试方法如下(测试温度为45℃)：
1、岩心选取：选取两根三塘湖油田马56区块p2t油层的有天然裂缝的，直径2.5cm长3cm的岩心，编号为1#、2#；
2、将本实施制备得到暂堵剂粉碎后筛取50～70目的颗粒备用(由于室内实验设备条件大颗粒的暂堵剂无法通过小直径的实验管汇)；
3、即1#岩芯正向通入地层水测得水相渗透率为kw1，2#岩芯正向通入航空煤油测得油相渗透率ko1；
4、1#、2#岩芯分别反向注入含有估算裂缝体积1.2倍质量暂堵剂的压裂液，注入量为1pv，然后继续反向顶替注入1倍实验管汇体积的地层水；
5、1#岩芯继续反向注入地层水直至压力流量平稳后，测得暂堵后水相渗透率kw2，按照式2计算暂堵率h：
h＝(1－kw2)÷kw1×100％式2
6、2#岩芯正向注入航空煤油直至压力流量平稳后，测得暂堵后油相渗透率ko2，按照式3计算渗透恢复率g：
g＝ko2÷ko1×100％式3
根据上述步骤获得如下检测结果：
本实施例转向压裂用中低温油溶性暂堵剂的岩心实验暂堵率达99.2％。油相返排，渗透恢复率为86.2％。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各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，或者对其中部分或者全部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范围。