用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法

摘要

本发明实施例提供一种用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，属于油藏开发技术领域。该方法包括：建立复合长岩心系统；获取复合长岩心系统的初始渗透率；使复合长岩心系统饱和地层水、饱和油以及老化以得到含油的复合长岩心系统，使用含油的复合长岩心系统模拟储层；采用碳化水溶液对含油的复合长岩心系统进行驱替，并在含油的复合长岩心系统的出液含水率达到预设值时停止驱替；获取含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率；以及根据初始渗透率与驱替后的渗透率的比较结果确定碳化水溶液对复合长岩心系统的伤害程度。通过上述技术方案，可以为碳化水驱油过程中的碳化水溶液对储层伤害的预测、保护及防治提供可靠的指导和建议。

说明书

技术领域

本发明涉及油藏开发技术领域，具体地涉及一种用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法。

背景技术

碳化水驱油技术指的是将饱和CO₂后的地层水作为驱替介质注入地层中以驱替地层中的原油，该技术同时结合了气驱和水驱的有点，能够同时克服单独使用气驱或水驱而存在的问题。相比于单纯的利用CO₂驱油的技术，碳化水驱油技术能够有效改善油气的流度比，降低注入气的重力分异现象，减少CO₂粘性指进现象，扩大涉及体积，还能延迟CO₂突破。此外，相比于水驱油而言，碳化水驱油技术利用了CO₂传质机理，在驱替过程中，CO₂会从水中扩散至原油中，导致原油体积膨胀，粘度和界面张力降低，从而有利于提高原油采收率。并且该技术不仅仅能够大幅度提高油藏的采收率，还能将大量的CO₂埋存于油藏中，进而能够减少温室效应。可见碳化水驱油技术作为一种新型且高效的提高采收率方法，对于提高非常规油藏采收率具有巨大的应用前景。

虽然采用碳化水驱油效果显著，但是碳化水对油藏岩石的作用却不能忽视。注入的碳化水会与储层中的原油、地层水以及岩石矿物发生物理和化学反应，从而改变储层物性和流体物性，导致产生有机沉淀、无机沉淀以及储层湿润性的翻转。碳化水驱替过程中所产生的有机和无机固体小颗粒将会以机械补集和物理吸附的方式附着于储层岩石的孔隙和喉道中，造成储层渗透率下降，导致原油流动过程中的毛细管力增加，原油流动阻力变大，对含油储层造成不可逆的伤害，严重影响油藏中原油的采收率。此外，驱油过程中对储层造成的伤害会影响碳化水驱油后油藏的后续开发调整效果。目前，国内外均无碳化水对储层伤害的相关研究，因此本申请发明人认为亟需建立一种针对碳化水驱油对储层的伤害分析方法。

发明内容

本发明实施例的目的是提供一种用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，用于解决上述技术问题中的一者或多者。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，所述方法包括：建立复合长岩心系统；获取所述复合长岩心系统的初始渗透率；使所述复合长岩心系统饱和地层水、饱和油以及老化以得到含油的复合长岩心系统，使用所述含油的复合长岩心系统模拟储层；采用碳化水溶液对所述含油的复合长岩心系统进行驱替，并在所述含油的复合长岩心系统的出液含水率达到预设值时停止驱替；获取所述含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率；以及根据所述初始渗透率与驱替后的渗透率的比较结果确定所述碳化水溶液对所述复合长岩心系统的伤害程度。

可选的，所述初始渗透率为所述复合长岩心系统的调和平均渗透率；以及所述驱替后的渗透率为所述含油的复合长岩心系统的调和平均渗透率。

可选的，所述建立复合长岩心系统包括：采用多块岩心，并以调和平均方法为依据将所述多块岩心进行排列以构成所述复合长岩心系统。

可选的，所述方法还包括：获取所述复合长岩心系统的初始复合渗透率；获取所述多块岩心中的每块岩心被驱替后的渗透率；根据所述每块岩心被驱替后的渗透率，确定所述多块岩心构成的所述复合长岩心系统的驱替后复合渗透率；以及根据所述初始复合渗透率和所述驱替后复合渗透率确定所述碳化水溶液对所述复合长岩心系统的伤害程度。

可选的，所述方法还包括通过以下公式确定所述多块岩心构成的所述长岩心的复合渗透率：其中，L表示长岩心的总长度，L_j表示长岩心中的第j块岩心的长度，K_c表示长岩心的复合渗透率。

可选的，所述获取所述含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率包括：采用正庚烷对所述驱替后的所述含油的复合长岩心系统中的长岩心进行清洗和干燥处理；以及测定干燥处理后的所述长岩心的第一渗透率，并将所述第一渗透率作为所述驱替后的渗透率。

可选的，所述方法还包括：在采用正庚烷对驱替后的所述长岩心进行清洗以后，采用甲苯和酒精对所述长岩心进行清洗和干燥处理，以去除所述长岩心中沉淀出的沥青质；测定干燥处理后的所述长岩心的第二渗透率；以及根据所述初始渗透率与所述第二渗透率的比较结果确定所述碳化水溶液对所述沥青质沉淀的影响。

可选的，所述方法还包括：检测所述用于饱和所述复合长岩心系统的原油中的沥青质含量；检测产出原油中的沥青质含量；以及根据所述原油中的沥青质含量和所述产出原油中的沥青质含量确定溶解于所述甲苯和酒精中的沥青质的量。

可选的，所述方法还包括：采用分光光度法测定所述原油中的沥青质含量和所述产出原油中的沥青质含量。

可选的，所述方法还包括：对所述产出液进行离子含量分析和悬浮固体测试，以确定所述碳化水驱油过程中产生的无机沉淀。

通过上述技术方案，根据复合长岩心系统的渗透率的变化情况确定碳化水溶液对岩心的伤害情况，可以为碳化水驱油过程中的碳化水溶液对储层伤害的预测、保护及防治提供可靠的指导和建议。

本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：

图1是本发明实施例提供的用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法的流程示意图；

图2是本发明实施例提供的复合长岩心系统的结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。

图1是本发明实施例提供的用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法的流程示意图。如图1所述，本发明实施例提供了一种用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，该方法包括步骤S102至步骤S112。

在步骤S102中，建立复合长岩心系统。

由于储层的非均质性，不同区域的岩心的渗透率初始值是不同的，所以对于不同区域储层，由于其初始状态以及储层伤害条件的不同，不同区域的储层渗透率变化率不具有可比性。考虑到上述因素，本发明该实施例提供的技术方案采用了复合长岩心系统来研究碳化水驱油过程中不同储层物性变化特征，以此来确定储层中的沉淀物质对储层物性的影响程度。

在采用多块岩心组成长岩心的基础上，可以使所述多块岩心按照一定规律进行排列，以使得建立的长岩心的结构和条件更加符合储层的真实情况。例如可以按照每块岩心的渗透率的大小进行排序。但是本发明实施例提供的建立长岩心的方法优选以调和平均方法为依据将多块岩心进行排列。

其中，所述调和平均的方法为：先根据每块岩心的渗透率确定调和平均渗透率，将渗透率与所述调和平均渗透率最接近的岩心放置在复合长岩心系统的出口端；再次计算剩余岩心的调和平均渗透率，并将该调和平均渗透率与剩余的岩心的渗透率进行比对，将与剩余岩心的调和平均渗透率最接近的那块岩心放置在复合长岩心系统的出口端第二的位置；以此类推，直至将所有岩心排列完成。

可选的，所述长岩心中的每块岩心的渗透率可以为气测渗透率。有关岩心气测渗透率的测定实验环境条件为：设置岩心的围压高于岩心出口处的回压一预设值(优选为2MPa至3MPa)，实验温度为地层实际温度。在达到实验环境的条件后，先将氮气通过实验系统，待实验系统出口端流量稳定以后，需要准确记录岩心入口端与出口端压力传感器检测的数值。通过这种方法，使用恒速恒压泵依次提高驱替压力，可以得到一系列驱替压差及其对应流量的数据，根据实验获得的数据就可以确定该岩心的渗透率。

其中，岩心的气测渗透率的计算公式为：K为气测渗透率，P₀为大气压力，Q₀为大气压下的流量，μ为气体的粘度，L为岩心长度，A为岩心横截面积，P₁为入口端压力，P₂为出口端压力。

在通过上述方案确定全部岩心的渗透率以后，可以根据以下公式确定调和平均渗透率：表示长岩心总长度，表示长岩心的调和平均渗透率，L_i表示第i块岩心的长度，K_i表示第i块岩心的渗透率。

可选的，为了消除岩心的毛细管末端效应，需要在每一块岩心断面附着与岩心端面大小一致的滤纸。

通过上述方法，即可完成复合长岩心系统的建立，所述复合长岩心系统的结构示意图如图2所示，并且相较于采用单块岩心来说，采用多块岩心组成的复合长岩心系统，可以更加真实的模拟地层结构和储层条件，增强实验结果可靠性。

在步骤S104，获取所述复合长岩心系统的初始渗透率。

其中，所述复合长岩心的初始渗透率可以为通过测定实验获取的长岩心的测量渗透率，也可以为根据组成长岩心的多个岩心的气测渗透率的计算出调和平均渗透率。

为了实验后期能够有针对性的确定碳化水溶液对不同岩心的伤害程度，优选采用调和平均渗透率作为复合长岩心系统的初始渗透率。

在步骤S106，得到含油复合长岩心系统并使其模拟储层。

首先，在测定复合长岩心的初始渗透率后，根据以下方法得到饱和原油的复合长岩心系统：

(1)先将复合长岩心系统接入饱和装置中，并将围压设置为一预设值(优选设置围压高于岩心出口处回压2MPa至3MPa)；

(2)根据需要模拟的油田现场实际地层水的资料，配置模拟地层水溶液，并将配置完成的模拟地层水溶液以0.01ml/min的流速通入复合长岩心系统中，并设置模拟地层水溶液的通入量为一预设值(优选为18PV至20PV)，以使得长岩心饱和地层水；

(3)在长岩心饱和完地层水以后，将模拟油田的原油以0.01ml/min的流速通入复合长岩心系统中，且所述原油的通入量为一预设值(优选为18PV至20PV)，以建立初始含油饱和度和束缚水饱和度；

(4)持续观察复合长岩心系统出液的变化情况，在不出水的情况下，逐渐提高注入速度，再用原油驱替1.0至2.0倍的空隙体积；

(5)将饱和油后的复合长岩心系统老化一预设时间(一般超过48h)，以使得长岩心达到稳定状态，即可得到含油的复合长岩心系统。

在得到含油的复合长岩心系统的过程中，需要以长岩心的孔隙度为基准来确定地层水和原油等通入量，所述长岩心的孔隙度可以根据现有的任意一种方法来获得。

例如，可以采用液体饱和法测量孔隙度：先用精密的电子天平测得清洁且干燥的岩心的质量，随后用已知密度的模拟地层水溶液饱和岩心，再用精密度的电子天平测得饱和后岩心的质量，随后将岩心浸没在地层水中，再用精密度额电子天平测得浸没在地层水中的岩心质量，并通过公式和计算出岩心的孔隙度。其中，m_d为干岩心的质量，m₁为饱和地层水后的岩心的质量，m₂位浸没在地层水中的岩心的质量，ρ为模拟地层水的密度，V_p为岩心的空隙体积，V_b为岩心的总体积，φ为岩心的孔隙度。

经过老化后的复合长岩心系统已处于稳定状态，且含油的复合长岩心系统内的长岩心的状态已与储层的实际状态基本一致，因此可以用其模拟实际油藏的储层。

在步骤S108，采用碳化水溶液驱替至出液含水率达到预设值时停止驱替。

首先需要制备一定浓度的碳化水溶液，而该碳化水溶液的浓度由实验需求确定，然后将制备好的一定浓度的碳化水溶液以一定的流速注入含油的复合长岩心系统中(例如碳化水溶液的流速可以为0.01ml/min)，在进行碳化水驱替实验的过程中，需要检测实验温度和压力等数据，并根据预设值来实时调整实验温度和压力等数据，以便模拟出更加真实的地层条件。

可选的，围压应高于入口压力2MPa至3MPa。

其中，在进行碳化水驱替实验的过程中，为了保证实验过程可查阅和存档，需要记录时间、产油量、产液量、进出口压力、压差及温度参数等，在出口端见水初期，可以选择加密记录数据，随着产油量的不断下降，可以适当延长记录的时间间隔。

另外，可以在检测到含油的复合长岩心系统的出口端的出液含水率达到一预设值时，确定碳化水溶液已完成驱替，可以停止碳化水驱替实验。

优选的，所述出水率预设值可为99％。

在终止碳化水驱替实验以后，需要采集实验过程中驱替出的出液，包括原油和水，以便后续进行分析。

在步骤S110，获取含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率。

在停止碳化水溶液驱替后，含油的复合长岩心系统中会存留少量的原油、少量的地层水以及部分碳化水溶液，因此需要对复合长岩心系统中的长岩心进行清洗和干燥处理。

考虑到原油中的绝大部分组分都可以溶解于正庚烷中，例如胶质、饱和酚和芳香烃都能与正庚烷充分混合，因此可以考虑采用正庚烷先对驱替后的含油的复合长岩心系统中的长岩心进行清洗，然后再对长岩心进行干燥处理，以便去除长岩心中的剩余流体，然后再测量干燥处理后的长岩心的渗透率，并可以将该渗透率作为驱替后的渗透率。

此外，也可以采用其他的能够溶解长岩心中的剩余流体的化学试剂来对驱替后的长岩心进行清洗。

其中，所述含油的复合长岩心系统被驱替后的渗透率可以为根据多块岩心的渗透率计算出的调和平均渗透率，也可以为通过测定实验获取的长岩心的测量渗透率。

由于根据调和平均渗透率的变化情况不仅可以确定碳化水溶液对整个长岩心的伤害情况，还可以确定碳化水溶液对组成长岩心中的每个小岩心的伤害情况，并能以此确定碳化水溶液对于不同位置和不同结构的储层的影响情况，因此优选采用调和平均渗透率作为复合长岩心系统的渗透率。

具体的，采用复合长岩心系统的调和平均渗透率作为初始复合渗透率时，该初始复合渗透率为：L表示长岩心的总长度，L_j表示长岩心中的第j块岩心的长度，K_j表示第j块岩心的渗透率，K_c表示长岩心的复合渗透率。

完成碳化水驱替实验后，重新测定含油的复合长岩心系统中的每块岩心的气测渗透率以确定被驱替后的调和平均渗透率。例如当储层中第j块岩心渗透率由K_{_j}变成K_{_jc}时，在采用含油的复合长岩心系统的调和平均渗透率作为被驱替后的渗透率的情况下，被驱替后的渗透率为：

在步骤S112，根据初始渗透率与驱替后的渗透率确定碳化水溶液对复合长岩心系统的伤害程度。

根据上述内容可知，所述初始渗透率和驱替后的渗透率均可为测量渗透率或者调和平均渗透率。

例如，在已知同一复合长岩心系统的初始复合渗透率和驱替后的渗透率的情况下，可以根据以下公式确定长岩心复合渗透率降低比率DF₀：其中，为被驱替后的渗透率，K_c为初始复合渗透率。

该实施例中的长岩心复合渗透率降低比率是指将整个复合长岩心视为一个整体，某个特定区域岩心渗透率变化值对整个复合长岩心流动能力变化的贡献值。通过这样的技术方案，可以将不同区域岩心渗透率的变化进行横向对比，从而确定采用碳化水溶液驱替过程中不同区域的岩心的渗透率的变化情况和对整块长岩心的综合渗透率的影响情况。

另外，如果采用长岩心在驱替前后的测量渗透率也可以分析出碳化水溶液对储层的整体伤害程度。

本发明该实施例提供的技术方案主要通过对物性参数中的渗透率的变化进行研究以确定在采用碳化水溶液驱油过程中对储层的伤害程度，如果驱替后的渗透率远远小于驱替前的渗透率的话，则确定碳化水溶液对储层的伤害非常严重，需要更换驱替方式，或者通过在碳化水溶液中加入其它的化学试剂，以降低碳化水溶液对储层的渗透率的伤害程度。

另外，考虑到在采用碳化水溶液进行驱替的过程中，会产生两种沉淀物质，一种为有机沉淀，其主要成分为沥青质，另一种为无机沉淀，其主要成分是各种盐。因此，在分析碳化水对储层伤害程度的过程中，还应当将碳化水对储层的伤害分为两部分，即无机伤害和有机伤害。在此基础上，本发明实施例提供一种分析有机伤害和无机伤害分别对储层的影响。

由于需要区分沥青质和无机沉淀分别对储层的影响，所以本发明该实施例提供的技术方案在对长岩心中的剩余流体进行清洗、干燥和测量渗透率以后，还需要再对长岩心进行第二次清洗，去除沥青质，再检测去除沥青质沉淀后的长岩心的渗透率，即可确定沥青质沉淀对储层的伤害情况。

其中，由于在第一次清洗中需要保留沥青质沉淀，不能使沥青质溶解在第一次清洗剂中，因此需要对第一次清洗剂的成分进行限制。

例如，沥青质溶解于甲苯而不溶解于正庚烷，所以优选采用正庚烷作为第一次清洗剂，而采用甲苯和酒精作为第二次清洗剂。

在采用正庚烷对长岩心进行清洗和干燥处理后，可以测得第一渗透率，在采用甲苯和酒精对长岩心进行第二次清洗以后，仍需对长岩心进行干燥处理，并测定干燥处理后的长岩心的第二渗透率。可选的，所述第二渗透率也可以为根据多块岩心的渗透率计算出的调和平均渗透率，或者优选为通过测定实验获取的长岩心的测量渗透率。

在已知长岩心的初始渗透率、第一渗透率和第二渗透率的基础上，就可以确定碳化水在驱油过程中对岩心造成的总伤害、沥青质沉淀对岩心造成的总伤害以及无机沉淀对岩心造成的总伤害。

如果初始渗透率、第一渗透率和第二渗透率都是采用由多块岩心计算出的调和平均渗透率，则通过上述技术方案还可以计算出储层中不同区域的伤害程度对储层渗流能力的影响。

相对于现有的技术方案来说，本发明该实施例提供的技术方案在第一次对长岩心进行清洗时，保留了沥青质沉淀，而在第二次清洗是去除了沥青质沉淀，这样就可以确定在采用碳化水溶液进行驱替过程中，沥青质沉淀对储层的渗透率变化的影响。

本发明实施例还提供了一种测定沉淀在岩心中的沥青质含量的方法。所述方法包括：先测定用于饱和复合长岩心系统的原油中的沥青质初始含量，再测定含油的复合长岩心系统的产出液中的产出原油中的沥青产出质含量，根据所述沥青质初始含量和沥青质产出含量的比较结果，即可确定沉淀在长岩心中的沥青质沉淀的量。

可选的，可以采用分光光度法测定液体中的沥青质含量，以测定产出原油总的沥青质含量为例解释该测定方法，其过程为：将用于饱和复合长岩心系统的原油溶解于正庚烷中，利用原油中的沥青质沉淀溶于甲苯而不溶于正庚烷的原理，可以测定原油-正庚烷体系在不同的波长条件下的吸光度，并通过以下公式可以计算产出原油中的的剩余沥青质的含量W_a：其中，为800nm条件下，原油-正庚烷体系吸光度，为750nm条件下，原油-正庚烷体系吸光度，m表示产出原油的质量。

通过本发明提供的上述技术方案，可以确定采用碳化水驱对储层的伤害情况，尤其是可以分析采用碳化水驱替原油时产生的沥青质沉淀对储层的渗透率等物性参数的伤害。

此外，本发明实施例还提供了一种用于根据无机沉淀的量确定碳化水溶液对储层的伤害程度的方案，该方案主要通过对产出液进行离子含量分析和悬浮固体测试，并根据产出液中的离子浓度来定量的计算无机沉淀的量。

具体的，可以采用液相色谱法对产出液中的离子含量进行测试。在测试前，先将产出液样本经定量滤纸出去不溶性颗粒物，取其滤液，去除有机质并适当稀释，定容，然后以一定的速度(例如1.0ml/min)进样，进样量为25μL。将实验结果得到的碳化水驱油后地层水的离子浓度与初始地层水离子浓度进行比较，即可得到碳化水溶液对储层岩石的溶蚀或产生无机沉淀情况。

采用孔径为0.45μm的CN-CA混合纤维素滤膜(也可以根据实验需要选用其他孔径的滤膜)测定产出液中悬浮固体颗粒含量，采用粒度及Zeta电位分析仪测出产出液中悬浮固体颗粒的粒径大小。将CN-CA滤膜移入烘箱中，于103℃至105℃烘干半小时后取出置于干燥器内冷却至室温，撑其重量。反复烘干、冷却、称重，直至连续两次称重的重量差小于等于0.2mg。将产出液充分摇匀后，通过CN-CA滤膜(使得全部水分通过CN-CA滤膜)，最后将CN-CA滤膜移入烘箱中，于103℃至105℃下烘干一小时后移入干燥器中，使其冷却至室温后称其重量，反复烘干、冷却和称重，直至连续两次称重的重量差小于等于0.4mg为止。

在完成对产出液中的离子含量测试以后，可以根据以下公式确定产出液中悬浮固体颗粒含量：其中，C为产出液中悬浮物浓度，A为悬浮物和滤膜的总重量，B为滤膜重量，V为产出液样本体积。

本发明该实施例提供的方案，通过液相色谱法、纳米粒度及Zeta电位分析仪以及CN-CA滤膜对产出液中的离子浓度、悬浮固体颗粒大小以及颗粒含量进行测定，可以得到碳化水驱油过程中的碳化水对岩心的溶蚀情况和产生无机沉淀情况。

另外，在已知沥青质和无机沉淀对岩心的影响情况下，可以在实际采用碳化水驱过程中，有针对性的在碳化水溶液中加入一些化学试剂，以降低沥青质和/或无机沉淀对储层的伤害程度。

本发明提供的技术方案针对碳化水驱油过程中碳化水对储层的伤害问题提供了一种确定方法，通过上述各实施例提供的技术方案，能够全面研究碳化水驱油过程中的有关有机沉淀和无机沉淀的规律，并全面系统地评价碳化水对储层的伤害程度，可以为碳化水驱油过程中对储层伤害的预测、保护和防治提供可靠的指导和建议，以确定合理的生产工艺和开发方案，对原油开采过程中防止有机沉淀和无机沉淀、确保稳产和高产具有十分重要的指导与借鉴意义。

另外，本发明实施例提供的用于确定碳化水驱油过程中碳化水对储层伤害程度的方法，可以填补现有关于碳化水溶液对储层流体和岩石物性变化，及有机沉淀、无机沉淀产生等相关问题的研究空白。

以上结合附图详细描述了本发明实施例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。

本领域技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。