多孔介质中流体相态测试装置及实验方法与流程

本发明属于石油开发流体相态实验领域，更具体地，涉及一种多孔介质中流体相态测试装置及实验方法。

背景技术：

相态研究是研究混相驱替方式、驱替机理的重要依据，在混相驱替过程中非常重要。常规流体的相态测试通过ptv器(高温高压器)进行，主要包括溶胀实验、多次接触试验、多级脱气实验和co2注入量对油藏原油粘度的影响实验。目前烃类流体的相态特征研究已形成了较为完整的理论和方法，能为油气田开发提供一整套相态实验技术和配套计算。但其研究前提为流体的物性参数、相态变化机理不受油气储集层多孔介质的影响，相态实验是在没有多孔介质的pvt器中进行的，pvt器中静态实验均达到了热力学平衡状态，而多孔介质中的动态实验仅能达到拟平衡状态。在油气田开发中被广泛应用的相态理论和实验默认了多孔介质对相态的影响是可以忽略的。事实上，由于流体相态变化过程发生在油气储集层中，多孔介质对相态的影响是客观存在的。由于储层颗粒细、孔隙小，使储层介质具有巨大的比表面积，流体与储层介质间存在多种界面，界面现象极为突出。

自20世纪40年代末开始,国内外众多学者对多孔介质对凝析油气相态的影响进行了大量的研究。采用的实验装置和方法大都是在pvt器中填充玻璃微珠或石英砂，以此来模拟多孔介质对流体相态的影响规律。此外，有人通过辅以超声波或x射线等手段来间接表征多孔介质中流体相态的研究。研究结果表明，多孔介质存在使得凝析气的露点压力比常规pvt器中测得的露点压力高10％～15％。有无多孔介质时原油的饱和压力升高百分之几。通过pvt器中填充玻璃微珠来模拟多孔介质中凝析气露点压力的变化。有人认为，多孔介质使得露点降低,单相气区压力比无介质时低，而气液两相区则高于无介质时，而也有人认为，多孔介质加速了反凝析进程使体系露点升高。有学者运用超声波测试了孔隙介质中的凝析油气相行为，并对随机力学描述方法研究，建立了相应的测试方法和技术。除此之外，考虑了多孔介质中界面对流体相态的影响，并对凝析气井渗流试井分析及动态预测研究等。显然，在油气田开发过程中，由于储层内流体与流体之间，流体与多孔介质之间存在相互作用，因此，多孔介质对流体相态特征的影响是不可忽视的。

由于不同的研究方法以及主观因素影响,关于多孔介质对地层原油相态影响的观点存在较大的差异。地层原油体系在储层多孔介质中的储集和运移,与储层多孔介质形成一个相互作用的系统。由于储层岩石颗粒较细孔隙小,储层介质比表面积很大,流体与储层介质间存在多种界面,界面现象突出,必然对油气相态有一定程度的影响。多孔介质中烃类流体相态特征研究能更贴切真实地反映油气储集层中流体的相变规律，为油气田开发提供理论依据。特别是在致密砂岩或页岩油气储层中，由于孔喉尺寸微小，尺度效应凸显，微纳孔隙对流体相态的影响愈发明显。然而，目前的再pvt器(高温高压器)中充填玻璃微珠或石英砂的方法仅能模拟中高渗储层，且仅能进行流体泡、露点的测定。另外，仅通过超声波或x射线间接表征孔隙流体的相态变化，受到诸多外界因素的干扰，误差较大，很难真实反映多孔介质中流体相态变化规律。这就需要研发一套新的实验装置和方法，来研究多孔介质对流体相态规律的影响，为致密油藏或页岩油气开发提供决策依据。

技术实现要素：

为了明确多孔介质对流体相态的影响，提供一种多孔介质中流体相态测定装置及实验方法，为油气藏的合理开发提供参考依据。

为了实现上述目的，根据本发明的一方面，提出一种多孔介质中流体相态测试装置，该装置包括：

岩心夹持器，其一端设有视窗，另一端设有盖体，所述盖体上设有进液口；

进液泵，所述进液泵与所述进液口连接，所述进液泵的泵体上设有体积刻度；

声波传感器，所述声波传感器设置于所述岩心夹持器内侧壁；

压力传感器，所述压力传感器设置于所述岩心夹持器内侧壁，用于测定岩心压力；

摄像头，所述摄像头设置于所述视窗外侧，用于拍摄岩心端面图像；

控制器，所述控制器分别与所述声波传感器、压力传感器和摄像头连接，用于收集声波信号、压力信号和岩心端面图像，并根据所述声波信号、压力信号和岩心端面图像确定多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

优选地，所述进液泵的泵体外部套有加热套。

优选地，所述声波传感器为多个，沿所述岩心夹持器的轴线方向等距离设置于其内侧壁上；和/或所述压力传感器为多个，沿所述岩心夹持器的轴线方向等距离设置于其内侧壁上。

优选地，所述控制器基于初始岩心端面图像和不同退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过所述退泵体积对应的声波信号验证所述流体相变点是否为泡点，并获得所述泡点的压力值；

并基于各退泵体积及其对应的泡点的压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

优选地，所述经典状态方程为pr或srk状态方程。

根据本发明的另一方面，提出一种多孔介质中流体相态测试实验方法，所述方法包括如下步骤：

步骤1：制备饱和原油岩心样品，并将其放入岩心夹持器中，加压至原油饱和压力以上，记录岩心饱和时的原油体积和初始压力值，以及在所述初始压力值条件下岩心的初始声波信号和初始岩心端面图像；

步骤2：通过进液泵进行多次退泵，在不同的退泵体积下，分别测定声波信号和退泵压力稳定时的退泵声波信号和退泵压力值，并拍摄退泵岩心端面图像；

步骤3：基于初始岩心端面图像和各退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过所述退泵体积对应的声波信号验证所述流体相变点是否为泡点，并获得所述泡点的压力值；

步骤4：基于各退泵体积及其对应的泡点压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

优选地，所述制备饱和原油岩心样品包括：

将岩心放入所述岩心夹持器中，抽真空后注入饱和石油醚；

增加所述岩心夹持器内压力至原油饱和压力以上；

运用目标原油样品驱替石油醚，获得所述饱和原油岩心样品。

优选地，还包括计量管线和进液泵的死体积，所述岩心饱和时的原油体积为注入岩心夹持器内的原油体积减去所述死体积。

优选地，每次退泵的退泵体积相同。

优选地，所述经典状态方程为pr或srk状态方程。

本发明提供的有益效果在于：

1、岩心夹持器的进液口与进液泵连接，通过进液泵计量进入或排出泵体的流体体积，压力传感器设置于所述岩心夹持器内侧壁，用于测定岩心压力，摄像头通过岩心夹持器一端的视窗能够记录不同压力状态下饱和流体岩心端面图像，直接观察其岩心的多孔介质中流体相态变化规律，声波传感器对不同压力状态下饱和流体岩心发射和接收声波信号，获得饱和流体岩心中声波传递信号的差异声波信号，控制器分别与声波传感器、压力传感器和摄像头连接，用于收集声波信号、压力信号和岩心端面图像，并根据所述声波信号、压力信号和岩心端面图像确定多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

2、利用孔介质中流体相态测试装置，通过进液泵对岩心夹持器进行多次退泵，来测量多孔介质中流体膨胀实验，在不同的退泵体积下，对其进行声波检探测、压力监测、高清图像检测的方法，获得多孔介质中流体泡点/露点值，结合状态方程实验数据拟合的方法，反推多孔介质中恒质膨胀实验的原油膨胀体积变化的关系曲线，从而获得多孔介质中流体相态特征的变化规律，为致密低渗油藏或页岩油气的有效开发提供参考依据。

本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显。其中，在示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。

图1示出了本发明一个实施例中的多孔介质中流体相态测试装置的结构示意图。

图2示出了本发明一个实施例中的岩心夹持器的结构示意图。

图3示出了本发明一个实施例中的进液泵的结构示意图。

图4示出了本发明一个实施例中的摄像头的结构示意图。

图5示出了本发明一个实施例中的多孔介质中流体相态测试方法的流程图。

图6示出了本发明一个实施例中的超声波检测流体相变点图。

图7示出了本发明一个实施例中的恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线与多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线图。

附图标记说明：

1、岩心夹持器；2、盖体；3、进液泵；4、超声波传感器；5、压力传感器；6、摄像头；7、视窗；8、控制器；9、加热套；10、光源。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本发明的优选实施例。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明，而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

本发明的实施例提供一种多孔介质中流体相态测试装置，包括：

岩心夹持器，其一端设有视窗，另一端设有盖体，盖体上设有进液口；进液泵，进液泵与进液口连接，进液泵的泵体上设有体积刻度；声波传感器，声波传感器设置于岩心夹持器内侧壁；压力传感器，压力传感器设置于岩心夹持器内侧壁，用于测定岩心压力；摄像头，摄像头设置于视窗外侧，用于拍摄岩心端面图像；控制器，控制器分别与声波传感器、压力传感器和摄像头连接，用于收集声波信号、压力信号和岩心端面图像，并根据声波信号、压力信号和岩心端面图像确定多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

岩心夹持器的进液口与进液泵连接，通过进液泵计量进入或排出泵体的流体体积，压力传感器设置于所述岩心夹持器内侧壁，用于测定岩心压力随时间和空间的变化规律，摄像头通过岩心夹持器一端的视窗能够记录不同压力状态下饱和流体岩心端面图像，直接观察其岩心的多孔介质中流体相态变化规律，通过声波传感器对不同压力状态下饱和流体岩心声波信号的发射和采集，获得饱和流体岩心中声波传递信号的差异，并与岩心端面图像比较，确定流体相变信息，控制器分别与声波传感器、压力传感器和摄像头连接，用于收集声波信号、压力信号和岩心端面图像，并根据所述声波信号、压力信号和岩心端面图像确定多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

具体地，岩心夹持器的一端视窗为蓝宝石视窗，蓝宝石需要加工成“凸”字形状，以便岩心夹持器的一端能够很好地包裹蓝宝石，保证围压不发生泄漏，蓝宝石透明可视，耐高温高压，通过蓝宝石视窗也能够直观观察岩心端面中多孔介质流体相态变化特征。

具体地，声波传感器对饱和流体岩心发射和接收声波信号，通过测定饱和流体岩心的声波信号的突变点，测定多孔介质流体物性变化，其声波探测主频为20mhz，采样间隔为0.05μs～4000μs，采样间隔时间可根据实验需要进行调节。岩心夹持器的声波探测频率可分别设置为1mhz、100khz、20khz，也可根据实际需要进行调节。

具体地，为了校对实验过程中流体声波信号，在实验之前，需要将岩心中预饱和流体进行声波信号值范围标定。首先需要对地层水信号进行标定，获得岩心中饱和地层水对应的声波信号频段；其次，需要对岩心中饱和单相原油信号进行标定，获得单相原油对应的声波信号频段；最后，需要对岩心中饱和单相气体(天然气或co2)进行标定，获得单相气体对应的声波信号频段。通过上述标定值，可以将其与实验过程中岩心内流体相态变化时的声波信号频段进行比较，从而判定岩心内饱和流体的相变点。

具体地，所述声波传感器为超声波传感器。

具体地，为了测定监测实验过程中压力的变化，采用精密压力传感器，来检测岩心沿程测压点的压力变化，获得压力随时间和空间的变化规律。压力传感器的精度为1kpa，最大量程为100mpa。

具体地，为了直观观察多孔介质中流体相态变化规律，摄像头为高清摄像头，记录不同压力状态下饱和流体岩心端面图像，通过图像软件分析的鉴别并比较图像的差异，从而观察确定岩心中流体相态点。摄像头分辨率1920×1080，相当于每秒1320帧。

具体地，为了避免进液泵的泵体材料在高温、高压条件下产生形变，进液泵的泵体采用形变较小的硬质合金材料。

具体地，为了计量进入或排出泵体的流体体积，在进液泵泵体上设置体积刻度，泵体最小刻度为0.1ml，最大刻度为15ml。

具体地，进液泵为手摇泵。

作为优选方案，进液泵的泵体外部套有加热套，用于模拟不同温度条件下的油藏温度。

作为优选方案，声波传感器为多个，沿岩心夹持器的轴线方向等距离设置于其内侧壁上；和/或压力传感器为多个，沿岩心夹持器的轴线方向等距离设置于其内侧壁上。

具体地，多个声波传感器沿岩心夹持器的轴线方向等距离设置于其内侧壁上，使其能够多点对岩心进行声波探测。

具体地，为了测量岩心沿程压力分布信息，在岩心套器内设置多个压力传感器的压力测量点。

作为优选方案，控制器基于初始岩心端面图像和不同退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过退泵体积对应的声波信号验证流体相变点是否为泡点，并获得泡点的压力值；

并基于各退泵体积及其对应的泡点的压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

通过集成声信号、退泵的泡点压力、岩心端面图像等数据，直接观察和间接测量相结合的方法，来综合表征多孔介质中流体相态变化规律。

作为优选方案，经典状态方程为pr或srk状态方程。

作为优选方案，控制器基于初始岩心端面图像和不同退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过退泵体积对应的声波信号验证流体相变点是否为泡点，并获得泡点的压力值；

并基于各退泵体积及其对应的泡点的压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

通过集成声信号、退泵的泡点压力、岩心端面图像等数据，直接观察和间接测量相结合的方法，来综合表征多孔介质中流体相态变化规律。

作为优选方案，经典状态方程为pr或srk状态方程。

根据本发明的另一方面，提出一种多孔介质中流体相态测试实验方法，该方法包括如下步骤：

步骤1：制备饱和原油岩心样品，并将其放入岩心夹持器中，加压至原油饱和压力以上，记录岩心饱和时的原油体积和初始压力值，以及在初始压力值条件下岩心的初始声波信号和初始岩心端面图像；

步骤2：通过进液泵进行多次退泵，在不同的退泵体积下，分别测定声波信号和退泵压力稳定时的退泵声波信号和退泵压力值，并拍摄退泵岩心端面图像；

步骤3：基于初始岩心端面图像和各退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过退泵体积对应的声波信号验证流体相变点是否为泡点，并获得泡点的压力值；

基于各退泵体积及其对应的泡点压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

具体地，基于各退泵体积及其对应的泡点压力值和经典状态方程拟合，获得状态方程常数。运用拟合得到的状态方程，验证实验数据点是否正确，若能够验证，则可确定孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

步骤4，通过将目标区原油样品注入高温高压釜中，进行原油样品泡点压力测定，以及恒质膨胀实验，获得恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线。

结合状态方程实验数据拟合的方法，反推多孔介质中恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线，并与恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线比较，从而获得多孔介质中流体相态特征的变化规律，为致密低渗油藏或页岩油气的有效开发提供参考依据。

作为优选方案，制备饱和原油岩心样品包括：

将岩心放入岩心夹持器中，抽真空后注入饱和石油醚；增加岩心夹持器内压力至原油饱和压力以上；运用目标原油样品驱替石油醚，获得饱和原油岩心样品。

将岩心装入岩心夹持器中，抽真空后饱和石油醚，将岩心夹持器压力增加至原油饱和压力以上，然后运用目标原油样品驱替石油醚，直至产出端产出油样组成与目标原油样品组份一致，获得饱和原油岩心。

作为优选方案，还包括计量管线和进液泵的死体积，所述岩心饱和时的原油体积为注入岩心夹持器内的原油体积减去所述死体积。

具体地，通过手摇泵将岩心夹持器相连的管线抽真空，计量管线和进液泵的死体积。

作为优选方案，每次退泵的退泵体积相同。

作为优选方案，经典状态方程为pr或srk状态方程。

实施例1

图1示出了本发明一个实施例中的多孔介质中流体相态测试装置的结构示意图，图2示出了本发明一个实施例中的岩心夹持器的结构示意图，图3示出了本发明一个实施例中的进液泵的结构示意图，图4示出了本发明一个实施例中的摄像头的结构示意图。

如图1至4所示，实施例提供一种多孔介质中流体相态测试装置，包括：

岩心夹持器1，岩心夹持器1的轴线水平设置，其一端设有视窗7，另一端设有盖体2，盖体2上设有进液口；进液泵3，进液泵3与进液口连接，进液泵3的泵体上设有体积刻度；超声波传感器4，超声波传感器4设置于岩心夹持器1内侧壁；压力传感器5，压力传感器5设置于岩心夹持器1内侧壁，用于测定岩心压力；摄像头6，摄像头6设置于视窗7外侧，用于拍摄岩心端面图像；控制器8，控制器8分别与超声波传感器4、压力传感器5和摄像头6连接，用于收集超声波信号、压力信号和岩心端面图像，并根据所述声波信号、压力信号和岩心端面图像确定多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线。

进液泵3的泵体外部套有加热套9，超声波传感器4为三对，沿岩心夹持器1的轴线方向等距离设置于其内侧壁上；压力传感器为三个，沿岩心夹持器的轴线方向等距离设置于其的内侧壁上，具有三个压力测量点。

控制器基于初始岩心端面图像和不同退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过退泵体积对应的超声波信号验证流体相变点是否为泡点，并获得泡点的压力值；并基于各退泵体积及其对应的泡点的压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线，其经典状态方程为pr或srk状态方程。

岩心夹持器1的进液口与进液泵3连接，对岩心夹持器内岩心的饱和原油体积退泵，降低岩心夹持器内的压力，同时进液泵3计量退泵的流体体积，三个压力传感器5在岩心夹持器内布置三个压力测点，用于测定岩心压力随时间和空间的变化规律，摄像头6通过岩心夹持器一端的视窗能够记录不同压力状态下饱和流体岩心端面图像，直接观察其岩心的多孔介质中流体相态变化规律，通过超声波传感器对不同压力状态下饱和流体岩心超声波信号的发射和采集，获得饱和流体岩心中声波传递信号的差异，并与岩心端面图像比较，确定流体相变信息，控制器分别与超声波传感器、压力传感器和摄像头连接，用于收集超声波信号、压力信号和岩心端面图像，并根据超声波信号、压力信号和岩心端面图像获得岩心饱和流体相变点。

实施例2

图5示出了本发明一个实施例中的多孔介质中流体相态测试方法的流程图，图6示出了本发明一个实施例中的超声波检测流体相变点图，图7示出了本发明一个实施例中的恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线与多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线图。

如图5所示，实施例提供一种多孔介质中流体相态测试方法，该方法包括如下步骤：

将目标区原油样品注入高温高压釜中，进行原油样品泡点压力测定，以及恒质膨胀实验，获得原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线；

步骤1：制备饱和原油岩心样品，并将其放入岩心夹持器中，加压至原油饱和压力以上，记录岩心饱和时的原油体积和初始压力值，以及在初始压力值条件下岩心的初始超声波信号和初始岩心端面图像；

制备饱和原油岩心样品包括：将岩心放入岩心夹持器中，抽真空后注入饱和石油醚；增加岩心夹持器内压力至原油饱和压力以上；运用目标原油样品驱替石油醚，获得饱和原油岩心样品。

将岩心中饱和原油压力提升至40mpa，记录饱和原油体积v0，以及初始压力值p0；

还包括计量管线和进液泵的死体积，岩心饱和时的原油体积为注入岩心夹持器内的原油体积减去所述死体积；

将手摇泵及其与岩心夹持器相连的管线抽真空，计量管线和进液泵的死体积v0′，饱和原油体积v0为注入岩心夹持器内的原油体积v减去上死体积v0′。

通过超声波探测系统，测定p0条件下岩心中超声波信号g0，通过摄像头拍摄岩心端面图像m0；

步骤2：通过进液泵进行多次退泵，在不同的退泵体积下，分别测定超声波信号和退泵压力稳定时的退泵超声波信号和退泵压力值，并拍摄退泵岩心端面图像；

通过手摇泵缓慢退泵△v1，记录退泵过程中超声波信号g和沿程压力分布p的变化，待超声波信号g和沿程压力分布p稳定后，记录g1(x)、p1(x)值，并拍摄图像m1；

通过每次退泵的退泵体积相同，记录每次退泵体积的△vi、gi(x)、pi(x)、mi；

步骤3：基于初始岩心端面图像和各退泵体积下的退泵岩心端面图像获得各退泵体积对应的岩心中流体相变点，通过退泵体积对应的超声波信号验证流体相变点是否为泡点，并获得泡点的压力值；

步骤4：基于各退泵体积及其对应的泡点压力值和经典状态方程，获得多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线，其经典状态方程为pr或srk状态方程

通过图像处理软件对初始岩心端面图像与各退泵体积下的退泵岩心端面图像比分析，初步明确岩心中流体相变点。通过超声波探测系统，验证上述流体相变点处超声波信号是否出现突变，若出现突变，即可确定泡点压力值；

通过记录的△vi、pi(x)值，结合pr或srk状态方程拟合，可获得状态方程常数，运用拟合得到的状态方程，验证实验数据点是否正确，若能够验证，则可确定多孔介质中原油膨胀体积变化的关系曲线；若不能验证，则需要重复步骤。

如图6所示，流体发生相变时，对应的超声波振幅会发生剧烈波动，其对应压力点即为多孔介质中流体相变点。

通过将目标区原油样品注入高温高压釜中，进行原油样品泡点压力测定，以及恒质膨胀实验，获得恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线。

如图7所述，对恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线与多孔介质的原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系曲线进行拟合，即利用经典流体状态方程，拟合多孔介质中原油泡点压力随原油膨胀体积变化的关系实验曲线，可以获得经典流体状态方程中的常数，为预测不同条件下的流体相态参数提供依据。

结合状态方程实验数据拟合的方法，反推多孔介质中恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线，并与恒质膨胀实验的原油泡点压力和随原油膨胀体积变化的关系曲线比较，从而获得多孔介质中流体相态特征的变化规律，为致密低渗油藏或页岩油气的有效开发提供参考依据。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。