非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟方法

摘要

本发明公开了一种用于非常规油气藏分段水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其步骤为：a、重构天然裂缝分布，预估天然裂缝的性质，从测井数据或地质模型获得地层的岩石力学信息与地层应力信息，获取与井工厂施工过程相关的数据文件；b、将获得参数输入建立的耦合井筒、裂缝、储层的天然裂缝性储层压裂模型；c.对模型进行数值求解，获得压裂后裂缝形态、开度分布、压强分布等信息；d、采用模型计算结果进行压裂效果分析，为后期生产过程的数值模拟做准备。本发明的耦合井筒流动、裂缝变形扩展、多状态天然裂缝及裂缝内流体流动的裂缝性储层压裂数值模拟方法，可对非常规储层分段体积压裂缝网形态定量分析，是评价、优化压裂方案的有效手段。

说明书

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法。

背景技术

页岩等非常规储层，基质渗透率只有纳米达西，如果不采用水平井分段压裂技术，将远远达不到经济开采的要求。但是水平井长度和水力压裂施工规模的增加，使得压裂水平井施工成本远高于常规井。在美国，钻一口新的水平井所需费用约为直井的1.5～2.5倍。改善压裂效果，对于提高压裂井产能和页岩气开发经济效益具有十分重要的意义。

研究学者通过观察野外露头发现，压裂裂缝与天然裂缝相互作用有可能形成复杂的缝网结构。随着压裂监测技术的不断发展，尤其是微地震三维监测技术的进步，人们得以获得关于压裂后裂缝形态更多的信息。现场微地震数据显示，以页岩为代表的低渗、超低渗非常规储层压裂后易形成复杂的缝网。对压裂后的复杂缝网形态进行合理预测，对于优化压裂施工至关重要。通过对压裂过程的模拟，可以获得压裂后裂缝的几何形态，裂缝的性质直接决定了后期产能的大小，也决定了压裂方案的优劣。

工业界长期以来，仍然主要采用简单的单一双翼平直裂缝模型进行压裂的分析。双翼平直裂缝模型假设压裂后裂缝为单一的平面，不存在转向或与天然裂缝相交等现象。目前主流的压裂商业软件均采用该类方法。该类模型由于不能刻画天然裂缝存在时压裂裂缝的生长过程，不适用于裂缝性非常规储层的压裂模拟，具有较大局限性。

为了对双翼平直裂缝模型进行改进，研究学者们进行了大量的工作。大部分的工作仍局限在很小尺度和极简单的裂缝分布情形，无法用于现场上百米尺度的空间。目前，可以用于油藏尺度的缝网生成模拟方法有以下几种：

a.假设裂缝以相互垂直的两组正交裂缝的形式向外扩展，代表软件为贝克休斯的MShale压裂模拟器。该类方法可以使模拟后的裂缝为裂缝网络，而不再是单一裂缝。但该类方法对裂缝形态进行过强的约束，不能遵循地层中天然裂缝的真实分布，裂缝间应力干扰采用经验公式计算，因此很难对压裂过程进行较为准确的还原。

b.假设地层中裂缝网络的形成是由于通过了沟通地层中原有的天然裂缝，认为压裂裂缝的方位仍沿垂直最小水平主应力的方向，压裂裂缝与天然裂缝相遇必然穿过天然裂缝。该类模型基于离散元方法，认为天然裂缝将地层划分为不同的块体，通过模拟块体的滑移来模拟天然裂缝的位移和变形。这类可以对复杂天然裂缝网络进行描述，具有传统离散元方法不具备的能力，但是它也有很明显的局限性。在该方法中，所有破坏只能发生在预先存在的裂缝面上，不能模拟在天然裂缝壁面新生成的压裂裂缝。同时该类方法假设压裂裂缝必须穿过天然裂缝，已有实验研究表明，压裂裂缝在与天然裂缝相遇后有可能被天然裂缝拦截。

c.斯伦贝谢从2000年开始研发模拟裂缝性储层的压裂模型UFM。模型采用二维位移不连续方法(边界元方法的一种)计算裂缝变形，并加入Olson提出的在高度方向的修正。为了一定程度上克服二维模型在高度描述上的困难，Weng et al.采用拟三维的Cell-based模型计算裂缝长度及开度在高度方向的分布，并采用一维简化支撑剂模型对支撑剂运移进行描述。UFM模型现已集成入斯伦贝谢压裂模拟器Mangrove中，Mangrove是目前工业界对裂缝缝网生长模拟最为全面的商用模拟器之一。UFM是对现有压裂模型的极大改进，但仍存在以下几点问题：1)忽略了裂缝剪切方向的位移；2)对天然裂缝的模拟与压裂裂缝相同，不能反映天然裂缝剪切滑移、闭合等过程；3)压裂裂缝在天然裂缝端部的重新起裂不遵循力学准则

虽然上述模型是对单一平直双翼裂缝模型的极大改进，但由于复杂缝网的模拟难度远大于单一裂缝，目前尚没有十分完善的模型用于描述压裂裂缝在天然裂缝网络中的扩展。基于有限元、扩展有限元的数值模拟方法需要在裂缝周边进行网格加密，当天然裂缝分布密集时，网格剖分难度大、计算效率低，难以用于油藏尺度的问题。基于离散元方法的模拟方法受限于模拟适用尺度，难以应用在上百米的井工厂问题中。现有的基于边界元方法的数值模拟算法，虽然能够有效提高计算效率，但对新生成压裂裂缝、天然裂缝剪切滑移等过程进行了不同程度的忽略，不能完整刻画压裂裂缝在地层预先存在天然裂缝时的扩展情况。因此，对非常规储层体积压裂进行合理预测，需要一套能够耦合井筒-裂缝-储层，具有在油藏尺度上的可操作性，同时可以刻画缝网形成过程的新型压裂模型。

发明内容

本发明为了解决上述问题，提出了一种新的针对裂缝性储层压裂数值模拟方法。水力压裂为多个物理过程的耦合，其中包括：(1)压裂液在裂缝中的流动；(2)裂缝的变形；(3)裂缝的扩展；(4)压裂液的漏失；(5)支撑剂的运移等。本发明中，裂缝内流体流动采用有限体积法计算。本发明采用间接边界元方法中的位移不连续方法模拟裂缝受流体压强与储层原有应力作用发生的变形。位移不连续方法只需对裂缝表面进行网格剖分，可以对问题实现有效的降维，达到提高计算效率的目的。假设裂缝的扩展满足拟稳态条件，扩展方向与最大周向应力方向垂直。压裂液的漏失采用一维Carter模型进行模拟。支撑剂在裂缝中的流动，采用对流方程模拟，支撑剂的分布采用体积分数描述。与单一压裂裂缝模型相比，本发明中补充了压裂裂缝与天然裂缝相交行为判断、天然裂缝变形、天然裂缝流动的特殊本构模型等部分。

本发明的技术方案是：

一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其模拟裂缝性储层压裂过程的具体方式如下：

S1、输入参数：输入压裂模拟相关参数，包括天然裂缝的性质(天然裂缝的内聚力、摩擦角与初始开度)，裂缝的内聚力与摩擦角，岩石的杨氏模量与泊松比、就地最大与最小水平主应力方向、目标层厚度、孔隙流体压强及注入流体粘度与密度、压裂液注入速率、射孔点位置及与射孔相关的施工参数即射孔数量与射孔直径；

S2、模型设置：输入参数确定模拟采用的控制条件，包括裂缝单元长度与初始时间步长，下述参数也人为设定，默认的计算方式如下：

a.根据天然裂缝的长度，确定裂缝单元长度；假定最短天然裂缝可以剖分为20个单元，因此裂缝单元长度设置为最短天然裂缝长度的1/20；

b.初始时间步长根据单元长度与压裂液最大注入速率确定；假定单元长度为L，压裂液最大注入速率为V，初始时间步长即为L/V；

S3、进行数值模拟：采用数值模型进行压裂过程的数值模拟，流体压强、裂缝位移、井底压强、各射孔处流量采用全隐式牛顿-拉夫森迭代求解，支撑剂与压裂液体积分数在上述变量更新完毕之后，保持上述变量不变，进行显式更新，直到压裂过程结束；

S4、输出计算结果：根据需求，设定需要输出的参数，包括裂缝剪切位移分布、裂缝形态分布、裂缝内压强分布和地层应力分布的图像，以及井底压强与各射孔点流入流量随时间变化的输出文件；

S5、压裂效果分析：压裂模拟结束后，根据压裂模拟的结果，对压裂效果进行分析；直接通过压裂后裂缝形态如裂缝总长度进行简要判断，或者将该方法的计算结果传递给能够模拟裂缝性储层的油藏数值模拟器，进行产能的评价；改变压裂参数如射孔簇数量，对比不同压裂方案对应的模拟结果，以此对压裂方案进行优化。

2.根据权利要求1所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，所述步骤S5中，采用数值模型进行压裂过程的模拟，包括如下内容：

S3.1、流体压强及地应力作用下的裂缝变形计算；

S3.2、裂缝扩展过程模拟；

S3.3、压裂裂缝与天然裂缝的相交行为判断；

S3.4、天然裂缝状态判断；

S3.5、井筒内流动模拟；

S3.6、裂缝内流动模拟；

S3.7、多物理过程耦合求解。

3.根据权利要求2所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，步骤S3.1中，流体压强及地应力作用下的裂缝变形计算的内容是：

流体压强及地应力作用下裂缝变形通过位移不连续方法(DisplacementDiscontinuity Method，简称DDM)进行计算；对于二维问题，裂缝为具有长度和曲率的线段，每个裂缝网格单元可以有不同的长度；各单元在法向应力及切向应力的作用下发生变形，产生位移不连续量Ds和Dn；

空间内任一点受到的应力为所有单元位移不连续量诱导应力的加和，假定裂缝剖分为N个单元，对于空间任一点(x,y)，其所受诱导应力大小为：

式中Aⁱ为不同位移不连续量在不同方向诱导应力的影响系数；假定已知边界条件为应力边界条件，即已知作用在裂缝各单元表面的应力大小；当裂缝位移不连续量在裂缝单元表面的诱导应力和等于裂缝表面真实应力时，求得的位移不连续量为裂缝在该应力边界条件下的真实值：

上式中为单元j的单位切向位移在单元i所在位置诱发的剪切应力大小，其他系数的含义依此类推；A称为影响系数；和σ_nⁱ分别是单元i表面实际所受的剪切应力与法向应力；引入奥斯汀大学Olson教授提出的高度修正因子H，上式改写为：

其中σ_ij,0为作用在裂缝单元i的就地应力大小，高度修正因子表达式为：

式中，d_ij为裂缝单元i与单元j中心点距离，α和β为经验常数，根据文献中的数值计算结果，取α＝1，β＝2.3。

4.根据权利要求2所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，所述步骤S3.2中的裂缝扩展过程模拟，其方法为：

地层中裂缝扩展形式可以分为I型张拉型、II型平面剪切、III型撕裂型三种情形：

在裂缝尖端位置的应力集中因子SIF如下：

上式中E为岩石杨氏模量，u_i代表不同方向的位移；

当不同方向的SIF达到临界值时，裂缝开始扩展；SIF被看做材料本身的特性，与受力情况无关；利用DDM方法可以快速、直接获得尖端位移，进而快速算出不同方向的SIF:

上式中Di为尖端单元沿不同方向的位移不连续量，a为尖端单元半长；位移不连续方法计算得到的应力集中因子总大于解析值；0.806为经验修正常数；

本方法采用应变能释放率作为裂缝是否扩展的判据，由于岩石I型断裂韧性(K_IC)与II型断裂韧性(K_IIC)不同，因此本发明采用F判据对裂缝起裂及扩展方向进行判断：

F取最大值的方向即裂缝扩展方向，若F大于1，则裂缝发生扩展。

5.根据权利要求2所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，所述步骤S3.3中，压裂裂缝与天然裂缝的相交行为判断方法如下：

天然裂缝与压裂裂缝的相互作用以多种形式存在；压裂裂缝可能被天然裂缝捕获并沿天然裂缝生长，也有可能穿过天然裂缝沿原有路径扩展，或者沿天然裂缝生长一段距离后再次转向进入基质；

本方法采用I型应力集中因子KI与II型应力集中因子KII对裂缝尖端应力场进行全面刻画。基于裂缝尖端应力场，判断天然裂缝剪切滑移与新压裂裂缝产生哪一个过程先发生，若天然裂缝先发生滑移，则压裂裂缝无法穿过天然裂缝，反之则压裂裂缝将穿过天然裂缝，沿原有路径生长。

6.根据权利要求2所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，所述步骤S3.4中，天然裂缝状态判断方法如下：

作用于天然裂缝单元的法向应力σ_βn与剪切应力τ_β根据所有裂缝单元的位移进行计算：

在压裂过程中天然裂缝可能存在三种状态：闭合、滑移与开启，天然裂缝单元所属类型根据下述应力条件进行判断：

闭合单元：

|τ_β|＜S_o-λσ_βn

滑移单元：

|τ_β|≥S_o-λσ_βn

开启单元：

P≥σ_βn

若天然裂缝完全闭合，天然裂缝单元无位移不连续量，不参与裂缝变形计算；若天然裂缝完全开启，则其受力边界条件与压裂裂缝相同；若天然裂缝闭合，但由于违反摩尔库伦准则发生剪切破坏，则裂缝单元无法向位移，切向应力边界条件满足摩尔库伦定律：

|τ_β|＝-λσ_βn

摩擦力符号应与剪切位移变化方向相反：

D_s为裂缝单元的剪切位移，当作用于天然裂缝的法向应力小于裂缝内流体压强时，天然裂缝单元力学开启，控制方程与压裂裂缝相同。

6.根据权利要求2所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，所述S3.5中，井筒内流动模拟方法是：

借鉴井筒模型；假设流入井筒总流量为Q_T，压裂液流经每个射孔簇时，会有部分流量分流到该射孔簇连接的裂缝，图5中，裂缝1分走井筒流量Q_1,1和Q_1,2，剩余流量继续沿井筒运输至下一射孔位置；井筒内流量满足守恒关系式：

上式中N为压裂裂缝条数，i取值为1和2，分别对应射孔簇连接的两条裂缝；

只有流量守恒关系并不能求出每个射孔簇对应的流量；假设水平井注入压强为P₀，裂缝i与水平井井筒相邻处裂缝内压强为P_f,i，该裂缝对应井筒内部压强为P_w,i，则每个射孔簇位置满足压强关系式：

P_w,f＝P_f,i+P_pf,i

每个射孔簇对应井筒位置压强与注入压强应满足关系式：

P₀＝P_w,i+P_cf,i

P_cf,i为从注入点到射孔簇i，由于井筒内井壁摩擦、流动能量耗散产生的压降；P_pf,i为裂缝i处由于射孔摩阻产生的压强损失，射孔摩阻压降通常认为与流入裂缝的流量平方成正比；

射孔摩阻表达式为：

需要额外注意摩阻压差中各项的单位；P_pf,i单位为psi,压裂液密度单位为lbs/gal，注入裂缝i的体积流量Q_i单位为bpm(桶/分钟)，d_p为射孔簇直径，单位为in，n_p为射孔簇射孔点个数，K_d是经验常数，无量纲，取值范围在0.56～0.89；

井筒内压强P_w,i在不同射孔簇位置不等，这是因为井筒摩擦、流体流动产生的阻力会耗散井筒内压强；P_cf,i为水平井筒内的压强损耗，根据Valko>cf,i通过下式进行计算：

Q_w,j＝Q_T(j＝1)

上式中D为井筒直径；

7.根据权利要求2所述的一种用于非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟的方法，其特征在于，所述步骤S3.6中，对裂缝内流动模拟的方法是：

对于压裂裂缝，假设裂缝内流体流动满足狭长长方形截面管道流动规律：

上式中为流体沿裂缝截面流动速度，k为等效渗透率，μ为流体粘度，p是裂缝内流体压强，w是裂缝开度；由于本文研究的是二维裂缝扩展问题，因此裂缝中流体流动为沿裂缝长度方向的一维流动；

天然裂缝内流动模拟略有不同，假设天然裂缝总开度由闭合开度和力学开度w组成；当裂缝内部压强远小于外部压应力σ_n时，天然裂缝完全闭合，由于天然裂缝壁面不光滑，壁面间存在微小间隙，此时仍有部分残余开度w₀；随着压强的升高，裂缝间间隙逐渐增大，但壁面尚未脱离进一步增大天然裂缝压强，壁面脱离，壁面脱离距离称为力学开度w，脱离前裂缝存在开度称为闭合开度假设天然裂缝内流动满足达西定律，大量室内实验结果表明裂缝渗透率与有效应力间满足指数关系式：

上式中k_nf为裂缝渗透率，k_nf,0为裂缝初始渗透率，c_f为裂缝可压缩系数，σ_βn为作用于裂缝表面的法向应力，χ为Biot’s系数，P_f是天然裂缝内流体压强；假定闭合开度与有效应力之间满足指数关系，并采用Mcclure的公式对天然裂缝渗透率进行计算：

上式假设Biot’s常数为1，k_o为给定常数；

进一步的，所述步骤S3.7中，对多物理过程耦合求解的方式是：

压裂问题是典型的流固耦合问题，裂缝开度的变化影响流体流动速度，裂缝内流体压强影响裂缝变形；压裂模型可以分为3个部分：井筒模型、裂缝内流动模型与应力应变模；

型中需要全耦合求解的主变量为：

x^T＝[D_n,1,D_n,2,...,D_n,n,P₁,P₂,...,P_n,P₀,Q₁,Q₂,...,Q_m]

式中D_i为裂缝法向位移不连续量，P为每个裂缝单元内的压强，Q_i为每个压裂裂缝流入流体的流量；

流体部分方程采用有限体积法离散，采用牛顿-拉夫森迭代对离散后的上述方程进行全隐式求解：

J(xⁿ)dxⁿ⁺¹＝-Rⁿ

xⁿ⁺¹＝xⁿ+dxⁿ⁺¹

J(xⁿ)为迭代步n时的雅克比矩阵，R为右端项残差；

本文采用的迭代收敛条件为：

||R||₂＜tol>2＜tol

式中||·||₂表示向量的II型范数；方程收敛时，残差与变量变化dx需要同时小于容差tol；通过大量算例计算发现，当容差值取为1e^-5时，单个时间步的模拟只需3～5次迭代即可收敛。

本发明的有益效果是：

1、本发明为复杂裂缝性储层压裂提供了有效的模拟工具，采用本发明所提供的方法，可以刻画不同天然裂缝分布，并得到压裂后裂缝的几何形态，是对传统单一平直裂缝模型的一大改进，将传统的仅能考虑压裂裂缝的压裂模型，扩展为适用于天然裂缝性储层压裂问题的模型；与传统压裂模型相比，包含了压裂裂缝与天然裂缝相交、天然裂缝剪切滑移、闭合天然裂缝开度变化等特殊过程；通过将众多物理过程耦合求解，最终获得天然裂缝性非常规储层压裂后的裂缝形态，为压裂施工提供更为准确的指导；

2、该方法通过采用位移不连续方法(DDM方法)，节省存储空间的同时，具有较高的计算效率，可用于现场施工尺度的压裂问题。该发明既有利于提高对压裂过程的认识，又有助于快速的对压裂方案进行调整和改进，具有较大的应用前景；

3、本发明可以用于分析不同压裂参数下的复杂缝网形态，对压裂施工参数进行合理优化；

4、本发明的输出结果还可用于后续的生产模拟，进而对油气井产量进行更为准确的预测。

附图说明

图1裂缝网格剖分示意图；

图1(a)是裂缝网格剖分示意图：图中x-0-y为全局坐标系，ξ-0-η为各裂缝单元局部坐标系；

图1(b)裂缝单元受力情况(单元[i])及位移不连续量(单元[j])示意图；

图2为地层中裂缝断裂模式的I型、II型、III型三种情形；

图3裂缝尖端径向坐标系定义方式；

图4压裂裂缝与天然裂缝相交后可能出现的情形；

图5井筒模型示意图；

图6天然裂缝开度随内部压强变化过程；

图7压裂模型耦合方式示意图；

图8是数值模拟输入输出参数情况；

图9是实施例的天然裂缝分布图；

图10是地质模型结构示意图；

图11是实施例的压裂施工曲线图；

图12a是实施例的裂缝开度分布图；

图12b是实施例的裂缝剪切位移分布图；

图13a是实施例压裂结束后最大主应力分布图；

图13b是实施例压裂结束后最小主应力分布图；

图14a是实施例压裂过程中各射孔处流量随时间变化曲线；

图14b是实施例压裂过程中各射孔处压强随时间变化曲线。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

首先，输入地质力学参数、天然裂缝参数、就地应力分布、压裂施工参数，进行压裂模拟，得到地应力分布、裂缝几何形态、井底压强变化。

实例中模拟输入参数分别如下：

1、此处生成天然裂缝分布如图9所示，假设天然裂缝摩擦角为20°，初始开度为0.01mm；

2、射孔点附近的地质力学参数如岩石杨氏模量、泊松比、就地最小水平主应力、最大水平主应力及压裂层厚度等，从如图10所示的地质模型中提取，选取数值如表1所示。地质模型根据不同井的测井数据，通过地质建模的方式获得；

表1实例计算参数

参数名称单位取值最小水平主应力MPa71最大水平主应力MPa68杨氏模量GPa26泊松比-0.25天然裂缝摩擦系数020天然裂缝未受压时开度mm0.01基质岩石II型断裂韧性MPa·m^0.54基质岩石I型断裂韧性MPa·m^0.52压裂液粘度cp9压裂液密度kg/m31020注入速率bbl/min10注入时间min37.5

3、将压裂施工参数：注入速率(如图11所示)、压裂液流体粘度、密度(表1)等性质输入到模型当中；

4、模拟开始之前，根据实际问题参数设定初始时间步长、裂缝单元长度、迭代收敛条件等参数，在该算例中，初始时间步长选取为0.4s，裂缝单元长度0.8m，收敛容差为1e^-5；

5、将输入参数与模型设定参数，输入耦合井筒、裂缝、储层的裂缝性储层压裂模型，进行压裂过程的模拟，流体注入时间为37.5min。

6、获得压裂模拟结果的文件及图形输出，包括：

(A)裂缝位移：裂缝开度分布，如图12a所示；裂缝剪切位移分布，如图12b所示；从计算结果可以看出，内部裂缝由于受到外侧裂缝的挤压，开度较小，外侧裂缝生长占优。同时，由于天然裂缝的存在，裂缝不再是单一直缝，形态更为复杂；

(B)压裂后地层最大主应力分布，如图13a所示；压裂后地层最小主应力分布，如图13b所示。图中以张应力为正，由于裂缝对地层由挤压作用，因此压裂后地层中压应力比初始应力增大，地层受压增强。裂缝尖端由于应力集中效应，张应力增大；

(C)压裂过程中不同射孔位置注入流量随时间变化，如图14a所示，由于内侧裂缝受到挤压，流体流入能力减弱，因此内侧裂缝获得流量小于外侧裂缝，部分时间段甚至无流量注入，流量的分配不均进一步加剧了内外侧裂缝生长的不均衡；压裂过程中不同射孔位置压强随时间变化，如图14b所示，同样的，由于内侧裂缝受到外侧两裂缝的挤压，裂缝扩展需要抵抗更大的压力，因此压强更大；可以看到，本发明可以同时考虑井筒中流量的动态分配与裂缝的动态扩展过程。

本发明与现有压裂模型相比，一方面考虑了天然裂缝的影响，更符合现场工程实践对压裂的认识；另一方面，同时考虑了井筒、裂缝、储层三部分，使模拟结果与实际情况更为接近，同时提供了通过优化井筒施工条件从而优化压裂效果的有效工具。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。