确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法和装置与流程

本发明涉及采油技术，尤其涉及一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法和装置。

背景技术：

对于单井封闭定容型缝洞型碳酸盐岩油藏的油井，在油井自喷结束后，原油不能自主的流出井外。因此，可以利用油井非目的层高压水源层中的水进行自流注水，利用注入水与缝洞体中的原油发生油水重力分异并增加油层中的压力，恢复油井自喷生产能力。

随着自流注水的进行，碳酸盐岩油井自流注水水源层与油层之间的压差逐渐减小，水源层向油层的注水能力逐渐减弱，碳酸盐岩油井自流注水水源层压力能否满足地质配产配注要求是一个亟待解决的问题。

技术实现要素：

本发明提供一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法和装置，用以确定碳酸盐岩油井自流注水水源层的门限压力。

本发明第一方面提供一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法，该方法包括：

确定第一最小水源层压力，所述第一最小水源层压力为水源层满足自流注水的注水速度的最小压力；

根据所述油井中油层在自流注水前的压力值、所述油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与所述油层之间的静液柱压差，确定第二最小水源层压力，所述第二最小水源层压力为水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力；

将所述第一最小水源层压力和所述第二最小水源层压力的最大值作为自流注水水源层的门限压力。

在一种可能的实施方式中，所述根据所述油井中油层在自流注水前的压力值、所述油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与所述油层之间的静液柱压差，确定第二最小水源层压力，包括：

根据p2＝δp+po-ρwgδh，确定所述第二最小水源层压力；

其中，p2为所述第二最小水源层压力，δp为所述油井中油层在自流注水前的压力值与所述油井中油层在自流注水后的压力值的差值，po为所述油井中油层在自流注水前的压力值；ρwgδh为水源层与所述油层之间的静液柱压差，其中，ρw为水源层中水的密度，g为重力加速度，δh为水源层与所述油井的油层之间的垂直高度差。

在一种可能的实施方式中，所述确定所述第一最小水源层压力，包括：

根据所述油井的井筒与水源层之间的产水压差、水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值、所述井筒内的流动摩阻、水源层与所述油层之间的静液柱压差、所述井筒与所述油层之间的注水压差、所述油层在所述油井开采结束后的压力值，确定所述第一最小水源层压力。

在一种可能的实施方式中，所述根据所述油井的井筒与水源层之间的产水压差、水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值、所述井筒内的流动摩阻、水源层与所述油层之间的静液柱压差、所述井筒与所述油层之间的注水压差、所述油层在所述油井开采结束后的压力值，确定所述第一最小水源层压力，包括：

根据p1＝δp产水+δp嘴损+δp摩阻-δp液柱+δp注水+p油层，确定所述第一最小水源层压力；

其中，p1为所述第一最小水源层压力，δp产水为所述油井的井筒与水源层之间的产水压差，δp嘴损为水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值，δp摩阻为所述井筒内的流动摩阻，δp液柱为水源层与所述油层之间的静液柱压差，δp注水为所述井筒与所述油层之间的注水压差，p油层为所述油层在所述油井开采结束后的压力值。

在一种可能的实施方式中，水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值根据自流注水排量和水嘴尺寸确定。

本发明第二方面提供一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置，该装置包括：

第一确定模块，用于确定第一最小水源层压力，所述第一最小水源层压力为水源层满足自流注水的注水速度的最小压力；

第二确定模块，用于根据所述油井中油层在自流注水前的压力值、所述油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与所述油层之间的静液柱压差，确定第二最小水源层压力，所述第二最小水源层压力为水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力；

处理模块，用于将所述第一最小水源层压力和所述第二最小水源层压力的最大值作为自流注水水源层的门限压力。

在一种可能的实施方式中，所述第二确定模块，具体用于根据p2＝δp+po-ρwgδh，确定所述第二最小水源层压力；

其中，p2为所述第二最小水源层压力，δp为所述油井中油层在自流注水前的压力值与所述油井中油层在自流注水后的压力值的差值，po为所述油井中油层在自流注水前的压力值；ρwgδh为水源层与所述油层之间的静液柱压差，其中，ρw为水源层中水的密度，g为重力加速度，δh为水源层与所述油井的油层之间的垂直高度差。

在一种可能的实施方式中，所述第一确定模块，具体用于根据所述油井的井筒与水源层之间的产水压差、水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值、所述井筒内的流动摩阻、水源层与所述油层之间的静液柱压差、所述井筒与所述油层之间的注水压差、所述油层在所述油井开采结束后的压力值，确定所述第一最小水源层压力。

在一种可能的实施方式中，所述第一确定模块，具体用于根据p1＝δp产水+δp嘴损+δp摩阻-δp液柱+δp注水+p油层，确定所述第一最小水源层压力；

其中，p1为所述第一最小水源层压力，δp产水为所述油井的井筒与水源层之间的产水压差，δp嘴损为水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值，δp摩阻为所述井筒内的流动摩阻，δp液柱为水源层与所述油层之间的静液柱压差，δp注水为所述井筒与所述油层之间的注水压差，p油层为所述油层在所述油井开采结束后的压力值。

在一种可能的实施方式中，水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值根据自流注水排量和水嘴尺寸确定。

本发明第三方面提供一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置，该装置包括：至少一个处理器和存储器；

所述存储器存储计算机执行指令；所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，以执行如第一方面任一可能的实施方式所述的方法。

本发明第四方面提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质中存储有程序指令，所述程序指令被处理器执行时实现第一方面任一可能的实施方式所述的方法。

本发明第五方面提供一种计算机程序产品，该计算机程序产品包括计算机程序或指令，当所述计算机程序或指令被运行时，实现如第一方面任一可能的实施方式所述的方法。

本发明提供的确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法和装置，在通过比较水源层满足自流注水的注水速度的最小压力，即第一最小水源层压力，与水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力，即第二最小水源层压力，选择第一最小水源层压力和第二最小水源层压力的最大值作为自流注水水源层的门限压力。基于所确定的自流注水水源层的门限压力所选择的自流注水水源层，可以满足地质上对自流注水的注水速度和自流注水的周期注水量两个方面的要求，从而保证了所确定的水源层能够满足单井封闭定容型缝洞型碳酸盐岩油藏自流注水的需求，从而提高了油井的剩余油的采出率。

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做一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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1a为本发明提供的一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法的实施例一的流程图；

图1b为本发明提供的一种油井的水源层的示例图；

图2为本发明提供的一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置的结构示意图；

图3为本发明提供的另一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置的结构示意图。

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。

本发明提供了一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法，用以确定碳酸盐岩油井自流注水水源层的门限压力。

本发明的方法可以适用于任一单井封闭定容型缝洞型碳酸盐岩油藏的油井，基于所确定的门限压力所选的自流注水水源层，可以满足油井自流注水的要求，从而可以提高油井的剩余油的采出率。

本发明的执行主体可以为任一具有处理和计算能力的处理设备，例如终端、计算机、服务器等。

下面以具体的实施例对本公开的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。

图1a为本发明提供的一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法的实施例一的流程图。如图1a所示，本实施例的方法可以包括：

s101、确定第一最小水源层压力，所述第一最小水源层压力为水源层满足自流注水的注水速度的最小压力。

s102、根据所述油井中油层在自流注水前的压力值、所述油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与所述油层之间的静液柱压差，确定第二最小水源层压力，所述第二最小水源层压力为水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力。

s103、将所述第一最小水源层压力和所述第二最小水源层压力的最大值作为自流注水水源层的门限压力。

图1b为本发明提供的一种油井的水源层的示例图，如图1b所示，对于单井封闭定容型缝洞型碳酸盐岩油藏的油井，可能会包括多个水源层，图1b示出的是以2个水源层为例的示意图，该图1b仅是一种示意，并不构成对水源层的数量的限定。

参考图1b，对于单井封闭定容型缝洞型碳酸盐岩油藏的油井，在油井自喷结束后，原油不能自主的流出井外。因此，可以利用油井非目的层高压水源层中的水进行自流注水，利用注入水与缝洞体中的原油发生油水重力分异并增加油层中的压力，恢复油井自喷生产能力。

油井中各水源层的压力一定、且各水源层的压力不同，另外，在使用水源层进行自流注水时，随着自流注水的进行，水源层与油层之间的压差逐渐减小，水源层向油层的注水能力会逐渐减弱。因此，如何从多个水源层中选择能否满足地质配产配出要求的水源层是个亟待解决的问题。下述申请文件中将用于自流注水的水源层称为自流注水水源层。

由于水源层的压力对自流注水的注水速度和周期注水量有着很大的影响，通过将水源层满足自流注水的注水速度的最小压力(即第一最小水源层压力)和水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力(即第二最小水源层压力)中的最大值作为自流注水水源层的门限压力，可以使基于该门限压力所确定的自流注水水源层能够同时满足自流注水的注水速度要求和自流注水的周期注水量要求。这样，使用该自流注水水源层向油井内自流注水，可以避免水源层无法满足地质配产配注要求的问题，从而提高了油井的剩余油的采出率。

下面对上述处理设备如何确定第一最小水源层压力进行说明和介绍。处理设备确定第一最小水源层压力可以包括如下两种实现方式：

第一种实现方式：根据油井的井筒与水源层之间的产水压差、井筒内的流动摩阻、水源层与油层之间的静液柱压差、井筒与油层之间的注水压差、油层在油井开采结束后的压力值，确定第一最小水源层压力。关于如何基于上述数据，确定第一最小水源层压力可以参见现有技术的方式，在此不再赘述。

第二种实现方式：在第一种实现方式的基础上，再引入水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值，进一步地确定第一最小水源层压力。水源层产出水通过注水水嘴的压力损失对于水源层满足自流注水的注水速度的最小压力是有一定的影响的。由于水源层产出水通过注水水嘴的压力损失与自流注水排量和水嘴尺寸之间存在着对应关系，因此，根据自流注水排量和水嘴尺寸，可以查询嘴损曲线，可确定水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值。通过进一步结合水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值确定第一最小水源层压力的方式，可以提高所确定的第一最小水源层压力的精确度。

具体实现，处理设备可以通过下述公式(1)，确定水源层的第一最小水源层压力。该公式(1)具体如下：

p1＝δp产水+δp嘴损+δp摩阻-δp液柱+δp注水+p油层(1)

其中，p1为第一最小水源层压力，δp产水为油井的井筒与水源层之间的产水压差，δp嘴损为水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值，δp摩阻为井筒内的流动摩阻，δp液柱为水源层与油层之间的静液柱压差，δp注水为井筒与油层之间的注水压差，p油层为油层在油井开采结束后的压力值。

上述公式(1)所涉及的油井的井筒与水源层之间的产水压差δp产水，可以采用下述公式(2)确定。该公式(2)具体如下：

其中，qw为自定义的自流注水排量，jw为水源层产水指数。关于如何获取qw和jw，确定油井的井筒与水源层之间的产水压差δp产水，可以参见现有技术的方式，在此不再赘述。

上述公式(1)所涉及的油井的井筒内的流动摩阻δp摩阻，可以采用下述公式(3)确定。该公式(3)具体如下：

其中，a为单位转换系数，a等于2.90668×10^-15，μw为油井中地层水的粘度，ρw为水源层中水的密度，δh为水源层与油井的油层之间的垂直高度差，qw为自定义的自流注水排量，d为自流注水管柱内径。关于如何获取μw、ρw、δh，和d来确定油井的井筒内的流动摩阻δp摩阻，可以参见现有技术的方式，在此不再赘述。

上述公式(1)所涉及的水源层与油层之间的静液柱压差δp液柱，可以采用下述公式(4)确定。该公式(4)具体如下：

δp液柱＝ρwgδh(4)

其中，g为重力加速度。

上述公式(1)所涉及的井筒与油层之间的注水压差δp注水，可以采用下述公式(5)确定。该公式(5)具体如下：

其中，io为油井的油层的吸水指数。关于如何获取io来确定井筒与油层之间的注水压差δp注水，可以参见现有技术的方式，在此不再赘述。

上述公式(1)所涉及的p油层可根据自流注水作业前静压测试得到油藏开采结束后的油层压力。这里所说的开采可以为弹性开采。

将以上公式(2)、(3)、(4)、(5)代入公式(1)、即可得到下述确定的第一最小水源层压力值的公式(6)。该公式(6)具体如下：

因此，通过上述公式(6)，便可根据油井的井筒与水源层之间的产水压差、水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值、井筒内的流动摩阻、水源层与油层之间的静液柱压差、井筒与油层之间的注水压差、油层在油井开采结束后的压力值，得到水源层满足自流注水的注水速度的最小压力，即第一最小水源层压力。

下面对上述处理设备如何根据所述油井中油层在自流注水前的压力值、所述油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与所述油层之间的静液柱压差，确定所述第二最小水源层压力进行说明和介绍。具体地：

处理设备可以根据如下公式(7)，确定第二最小水源层压力。该公式(7)具体如下：

p2＝δp+po-ρwgδh(7)

其中，p2为第二最小水源层压力，δp为油井中油层在自流注水后的压力值与油井中油层在自流注水前的压力值的差值，po为油井中油层在自流注水前的压力值。

在这里，引入油井中油层在自流注水后的压力值po′，那么po′等于油井中油层在自流注水前的压力值po与油井中油层在自流注水前后的压力值的压力值的差值δp之和。由此可得到公式(8)：

po′＝δp+po(8)

另外，由于自流注水水源层的水体通常远远大于油井对应的油藏的体积，因此可以认为在整个自流注水过程中，油井内的水体压力恒定不变。当自流注水水源层的压力刚好能够满足油层的自流注水量达到最大周期注水量要求时，水源层的水不再向油层流动，自流注水形成的水源层的压力与油层的压力达到了平衡状态，油层的压力由注水前的po上升至注水后的po′。此时，不存在注水压差、产水压差和流动摩阻。因此，可以认为油井中油层在自流注水后的压力值po′等于水源层与油层之间的静液柱压差与第二最小水源层压力之和。

基于上述描述，可以得到下述描述自流注水注水后的油层的压力的公式(9)。该公式(9)具体如下：

po′＝ρwgδh+p2(9)

根据上述公式(8)和公式(9)，可以得到如下等式(10)：

δp+po＝ρwgδh+p2(10)

不难发现，上述公式(7)就是对于公式(10)的变形转换。

当油井自喷结束后，自流注水过程中水源层中的水流动至油层中。在此过程中，油层中的原油和地层水受到了压缩，挤出的空间用于存储自流注水过程中注入的水。也就是说油井中自流注水的周期注水量等于油井中剩余原油的体积收缩量与油井中地层水的体积收缩量之和。根据上述原理，可得到下述确定油井中自流注水的周期注水量的公式(11)。该公式(11)具体如下：

wibw＝δvo+δvw(11)

其中，wibw为油井中自流注水的周期注水量，其中，bw为在油井中自流注水时注入水在油藏条件下的体积系数，δvo为油井中剩余原油的体积收缩量，δvw为油井中地层水的体积收缩量。

上述公式(11)中所涉及的油井中剩余原油的体积收缩量δvo，可以采用下述公式(12)确定。该公式(12)具体如下：

δvo＝vocoδp(12)

其中，vo为油井中开采末期油藏中的剩余原油的体积，co为油井中原油的压缩系数。

上述公式(11)中所涉及的油井中地层水的体积收缩量δvw，可以采用下述公式(13)确定。该公式(13)具体如下：

δvw＝vwcwδp(13)

其中，vw为油井中开采末期油藏中的剩余地层水的体积，cw为油井中地层水的压缩系数。

将以上公式(12)、(13)代入公式(11)、即可得到下述等式(14)。该公式(14)具体如下：

wibw＝(voco+vwcw)δp(14)

由上述公式(14)得到了δp的计算公式(15)：

即δp可以根据油井中自流注水的周期注水量、油井中剩余原油的体积收缩量、油井中地层水的体积收缩量得到。

将以上公式(15)代入公式(7)、即可得到下述等式(16)。该公式(16)具体如下：

因此，通过上述公式(16)，便可根据油井中油层在自流注水前的压力值、油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与油层之间的静液柱压差，可以得到水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力，即第二最小水源层压力。

本实施例提供的确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法，通过比较由公式(6)计算出的水源层满足自流注水的注水速度的最小压力，即第一最小水源层压力，与由公式(16)计算出的水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力，即第二最小水源层压力，选择第一最小水源层压力和第二最小水源层压力的最大值作为自流注水水源层的门限压力。基于所确定的自流注水水源层的门限压力所选择的自流注水水源层，可以满足地质上对自流注水的注水速度和自流注水的周期注水量两个方面的要求，从而保证了所确定的自流注水水源层能够满足单井封闭定容型缝洞型碳酸盐岩油藏自流注水的需求，从而提高了油井的剩余油的采出率。

可以理解，在上述方法实施例中，计算第一最小水源层压力和第二最小水源层压力时所使用的水源层的相关参数和数据可以为油井中任一水源层的参数和数据，也可以为油井中压力最小的水源层的相关参数和数据，也可以根据实际需求选择，对此不再赘述。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成，前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，执行包括上述方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

图2为本发明提供的一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置的结构示意图。确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置可以通过软件、硬件或者两者的结合实现处理设备的部分或者全部。如图2所示，该确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置可以包括：第一确定模块11、第二确定模块12和处理模块13。其中，

第一确定模块11，用于确定第一最小水源层压力，所述第一最小水源层压力为水源层满足自流注水的注水速度的最小压力；

第二确定模块12，用于根据所述油井中油层在自流注水前的压力值、所述油井中油层在自流注水后的压力值、水源层与所述油层之间的静液柱压差，确定第二最小水源层压力，所述第二最小水源层压力为水源层达到自流注水的周期注水量的最小压力；

处理模块13，用于将所述第一最小水源层压力和所述第二最小水源层压力的最大值作为自流注水水源层的门限压力。

可选的，所述第二确定模块12，具体用于根据p2＝δp+po-ρwgδh，确定所述第二最小水源层压力；

其中，p2为所述第二最小水源层压力，δp为所述油井中油层在自流注水前的压力值与所述油井中油层在自流注水后的压力值的差值，po为所述油井中油层在自流注水前的压力值；ρwgδh为水源层与所述油层之间的静液柱压差，其中，ρw为水源层中水的密度，g为重力加速度，δh为水源层与所述油井的油层之间的垂直高度差。

可选的，所述第一确定模块11，具体用于根据所述油井的井筒与水源层之间的产水压差、水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值、所述井筒内的流动摩阻、水源层与所述油层之间的静液柱压差、所述井筒与所述油层之间的注水压差、所述油层在所述油井开采结束后的压力值，确定所述第一最小水源层压力。例如，第一确定模块11，具体用于根据p1＝δp产水+δp嘴损+δp摩阻-δp液柱+δp注水+p油层，确定所述第一最小水源层压力；其中，p1为所述第一最小水源层压力，δp产水为所述油井的井筒与水源层之间的产水压差，δp嘴损为水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值，δp摩阻为所述井筒内的流动摩阻，δp液柱为水源层与所述油层之间的静液柱压差，δp注水为所述井筒与所述油层之间的注水压差，p油层为所述油层在所述油井开采结束后的压力值。

可选的，水源层产出水通过注水水嘴的压力损失值根据自流注水排量和水嘴尺寸确定。

本发明提供的确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置，可以实现上述方法实施例中处理设备的动作，其实现原理与技术效果类似，对此不再赘述。

图3为本发明提供的又一种确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置的结构示意图。如图3所示，确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置可以包括：至少一个处理器21和存储器22。图3示出的是以一个处理器为例的确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的装置，其中，

存储器22，用于存放程序。具体地，程序可以包括程序代码，程序代码包括计算机操作指令。存储器22可能包含高速ram存储器，也可能还包括非易失性存储器(non-volatilememory)，例如至少一个磁盘存储器。

处理器21用于执行存储器22存储的计算机执行指令，以实现上述实施例中的确定碳酸盐岩油井自流注水水源层门限压力的方法，其实现原理和技术效果类似，在此不再赘述。

其中，处理器21可能是一个中央处理器(centralprocessingunit，简称为cpu)，或者是特定集成电路(applicationspecificintegratedcircuit，简称为asic)，或者是被配置成实施本发明实施例的一个或多个集成电路。

可选的，在具体实现上，如果通信接口、存储器22和处理器21独立实现，则通信接口、存储器22和处理器21可以通过总线相互连接并完成相互间的通信。总线可以是工业标准体系结构(industrystandardarchitecture，简称为isa)总线、外部设备互连(peripheralcomponent，简称为pci)总线或扩展工业标准体系结构(extendedindustrystandardarchitecture，简称为eisa)总线等。总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等，但并不表示仅有一根总线或一种类型的总线。

可选的，在具体实现上，如果通信接口、存储器22和处理器21集成在一块芯片上实现，则通信接口、存储器22和处理器21可以通过内部接口完成相同间的通信。

本发明还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(rom，read-onlymemory)、随机存取存储器(ram，randomaccessmemory)、磁盘或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。具体的，该计算机可读存储介质中存储有程序指令，程序指令用于上述实施例中的方法。

本发明还提供了一种计算机程序产品，该计算机程序产品包括计算机程序或指令，当所述计算机程序或指令被运行时，可以实现上述实施例中的方法。

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。