一种量子点在非常规油藏开采中的应用、驱油剂和利用驱油剂增产的方法与流程

1.本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种量子点在非常规油藏开采中的应用、驱油剂和利用驱油剂增产的方法。


背景技术：

2.随着我国能源消耗总量的大幅增长，低渗透油层的开采已成为未来发展趋势。由于低渗透油层的孔喉尺寸小，对驱油剂的尺寸要求很高。目前驱油剂主要以高分子聚合物为表面活性剂，比如改性聚乙烯酰胺类化合物、改性酰胺类化合物和嫁接式氨基羧基类驱油剂。由于高分子聚合物的存在，使得驱油剂最小尺寸为微米级别，对于一些低渗透油层而言，驱油剂虽然能够进入微孔喉，但是利用率很低，导致低渗透油层的开采率很低。


技术实现要素：

3.有鉴于此，本发明的目的在于提供一种量子点在非常规油藏开采中的应用、驱油剂和利用驱油剂增产的方法。由于本发明的量子点的粒径为15～25nm，尺寸小，当其应用于非常规油藏开采时，能够促进驱油剂进入微孔喉中，提高驱油剂的利用率；同时，量子点的降粘作用显著，提高了非常规油藏开采的效率。
4.为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
5.本发明提供了一种量子点在非常规油藏开采中的应用，所述量子点的粒径为15～25nm。
6.优选地，所述量子点包括金属量子点；所述金属量子点包括金属单质量子点和/或金属氧化物量子点；所述金属单质量子点包括银量子点、锌量子点、铁量子点、镁量子点和铜量子点中的一种或多种；所述金属氧化物量子点包括银氧化物量子点、锌氧化物量子点、铁氧化物量子点、镁氧化物量子点和铜氧化物量子点中的一种或多种。
7.本发明还提供了一种驱油剂，包括驱油剂主体和量子点，所述量子点的粒径为15～25nm。
8.优选地，所述驱油剂还包括水；所述驱油剂中量子点的质量浓度为50～80ppm。
9.优选地，所述驱油剂主体包括稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂、热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂、海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂或耐高温驱油剂。
10.优选地，所述稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂，以质量百分比计，包括酚醚羧酸盐10～30％、脂肪醇聚氧乙烯醚10～20％、α-烯基磺酸盐30～40％，低碳醇10～20％，其余为水；
11.所述热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂为包括含羟基的丙烯酰胺衍生物单元、丙烯酸酯衍生物单元和含羧酸盐的丙烯酰胺衍生物单元的共聚物；
12.所述海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂包括以下质量百分含量的组分：阴离子型表面活性剂0.1～0.5％，阴-非离子型表面活性剂0.05～0.3％，界面增效剂0.05～
0.1％，余量为水；
13.所述的耐高温驱油剂是含芳香基团的多烷基磺酸盐。
14.本发明还提供了一种利用上述技术方案所述的驱油剂增产的方法，包括以下步骤：
15.在蒸汽驱过程中将驱油剂连续或周期性注入注汽井；
16.所述驱油剂中量子点的质量浓度为50～80ppm。
17.优选地，所述蒸汽驱过程中蒸汽注入速度为120～200吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度。
18.优选地，所述驱油剂的注入速度为0.02～0.05吨/每天。
19.优选地，所述的周期性注入注汽井为注驱油剂20～25天，停注驱油剂10～15天。
20.本发明提供了一种量子点在非常规油藏开采中的应用，所述量子点的粒径为15～25nm。由于本发明的量子点的粒径为15～25nm，尺寸小，具有极强的渗透、洗油作用，渗透至岩石表面铲掉油膜，提高洗油效率；同时，能够聚油成墙，增大优势通道驱替阻力，引导后续水相进入次级通道，提高波及效率；洗油效率和波及效率的提高，保证了非常规油藏的采收率的提高。
21.本发明还提供了一种驱油剂，包括驱油剂主体和量子点，所述量子点的粒径为15～25nm。本发明的驱油剂中的量子点具有更小的尺寸，布朗运动明显，能够使驱油剂更顺利地进入微孔喉，提高驱油剂的利用率；同时，含有量子点的驱油剂通过微孔喉进入非常规油藏后，滑移效应增大，将大分子量的稠油进行剪切，达到降粘的作用，进而使非常规油藏通过微孔喉被开采出来，提高非常规油藏的开采率。
22.本发明还提供了一种利用上述技术方案所述的驱油剂增产的方法，包括以下步骤：在蒸汽驱过程中将驱油剂连续或周期性注入注汽井；所述驱油剂中量子点的质量浓度为50～80ppm。由于本发明的增产方法使用了含有量子点的驱油剂，提高了非常规油藏的开采效率。
附图说明
23.图1为不同驱油体系的采收率数据图。
具体实施方式
24.本发明提供了一种量子点在非常规油藏开采中的应用，所述量子点的粒径为15～25nm。
25.在本发明中，所述量子点优选包括金属量子点。在本发明中，所述金属量子点优选包括金属单质量子点和/或金属氧化物量子点。在本发明中，所述金属量子点优选包括银量子点、锌量子点、铁量子点、镁量子点和铜量子点中的一种或多种。在本发明中，所述金属氧化物量子点优选包括银氧化物量子点、锌氧化物量子点、铁氧化物量子点、镁氧化物量子点和铜氧化物量子点中的一种或多种。
26.本发明对量子点的制备不做具体限定，只要能够得到粒径为15～25nm的量子点即可。
27.在本发明中，所述非常规油藏优选包括低渗透油层、超低渗透油层、致密油层、致
密气、稠油油层、页岩油或页岩气。
28.本发明还提供了一种驱油剂，包括驱油剂主体和量子点，所述量子点的粒径为15～25nm。
29.在本发明中，所述量子点的种类优选与上述技术方案一致。
30.在本发明中，所述驱油剂主体优选包括稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂、热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂、海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂或耐高温驱油剂。
31.在本发明中，所述稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂，以质量百分比计，优选包括酚醚羧酸盐10～30％、脂肪醇聚氧乙烯醚10～20％、α-烯基磺酸盐30～40％，低碳醇10～20％，其余为水。在本发明中，所述酚醚羧酸盐优选具有如下所示分子式：r
1-(c6h4)-(och2ch2)
n-och2coom；其中，r1优选为具有8～12个碳的烷基；n优选为6～15的任一整数；m优选为金属阳离子，进一步优选为na

、k

、nh
4
中的任意一种。在本发明中，所述脂肪醇聚氧乙烯醚优选具有如下的分子式：r
2-o(ch2ch2o)nh；其中，r2优选为具有8～14个碳的烷基；n优选为9～20的任一整数。在本发明中，所述α-烯基磺酸盐优选具有如下所示分子式：r
3-ch＝ch-(ch2)n-so3m；其中，r3优选为具有9～13个碳的烷基；n优选为1～3的任一整数；m优选为金属阳离子，进一步优选为na

、k

、nh
4
中的任意一种；更优选地，所述α-烯基磺酸盐优选为疏水链为碳原子数12～18的不饱和烷基磺酸盐。在本发明中，所述低碳醇优选为甲醇、乙醇、异丙醇中的一种或几种。在本发明中，所述耐高温降粘驱油剂与矿化度0～100000mg/l、钙镁离子浓度＜2000mg/l的水相配伍时，与原油之间的界面张力＜5
×
10-3
mn/m，耐温300℃后，与原油之间的界面张力＜5
×
10-3
mn/m。
32.在本发明中，所述热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂优选为包括含羟基的丙烯酰胺衍生物单元、丙烯酸酯衍生物单元和含羧酸盐的丙烯酰胺衍生物单元的共聚物。在本发明中，所述含羟基的丙烯酰胺衍生物单元优选为n-羟甲基丙烯酰胺。在本发明中，所述丙烯酸酯衍生物单元优选为丙烯酸二甲氨基乙酯。在本发明中，所述含羧酸盐的丙烯酰胺衍生物单元优选为3-丙烯酰胺基-3-甲基丁酸钠。在本发明中，所述含羟基的丙烯酰胺衍生物单元、丙烯酸酯衍生物单元和含羧基的丙烯酰胺衍生物单元的数量分别优选为100000～500000、2000～40000和80000～250000。在本发明中，所述热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂的分子量优选为2
×
107～5
×
107。
33.在本发明中，所述海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂包括以下质量百分含量的组分：阴离子型表面活性剂0.1～0.5％，阴-非离子型表面活性剂0.05～0.3％，界面增效剂0.05～0.1％，余量为水。在本发明中，所述阴离子型表面活性剂与所述阴-非离子型表面活性剂的质量比优选为1～3：1。
34.在本发明中，所述阴离子型表面活性剂为直链烷基苯磺酸钠，其分子式如式(1)所示；
[0035][0036]
式(1)中，r优选为c
12
～c
20
烷基。
[0037]
在本发明中，所述阴-非离子型表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚羧酸盐，其分子式
如式(2)所示；
[0038][0039]
式(2)中，n优选为4～20中的任一整数。
[0040]
在本发明中，所述界面增效剂优选为偏硼酸钠、碳酸氢钠和三乙醇胺中至少一种。
[0041]
在本发明中，所述水为自来水、蒸馏水、总离子浓度不超过10
×
104mg/l或钙镁离子浓度不超过3000mg/l的高矿化度水。
[0042]
在本发明中，所述耐高温驱油剂优选为含芳香基团的多烷基磺酸盐。在本发明中，所述含芳香基团的多烷基磺酸盐优选为皂苷化合物；所述皂苷化合物优选包括皂角精华素。
[0043]
在本发明中，所述驱油剂优选还包括水。在本发明中，所述驱油剂中量子点的质量浓度优选为50～80ppm，进一步优选为60～70ppm。
[0044]
本发明还提供了一种利用上述技术方案所述的驱油剂增产的方法，包括以下步骤：
[0045]
在蒸汽驱过程中将驱油剂连续或周期性注入注汽井；
[0046]
所述驱油剂中量子点的质量浓度为50～80ppm。
[0047]
在本发明中，当所述驱油剂中的驱油剂主体优选为稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂，所述驱油剂中驱油剂主体的质量浓度优选为0.5％。
[0048]
在本发明中，当所述驱油剂中的驱油剂主体优选为热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂，所述驱油剂中驱油剂主体的质量浓度优选为0.3～1％。
[0049]
在本发明中，当所述驱油剂中的驱油剂主体优选为海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂，所述驱油剂中驱油剂主体的质量浓度优选为0.5～0.7％。
[0050]
在本发明中，当所述驱油剂中的驱油剂主体优选为耐高温驱油剂，所述驱油剂中驱油剂主体的浓度优选为5000～400000mg/l。
[0051]
在本发明中，所述蒸汽驱过程中蒸汽注入速度为120～200吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度。
[0052]
在本发明中，所述驱油剂的注入速度为0.02～0.05吨/每天。
[0053]
在本发明中，所述的周期性注入注汽井为注驱油剂20～25天，停注驱油剂10～15天。
[0054]
下面结合实施例对本发明提供的量子点在非常规油藏开采中的应用、驱油剂和利用驱油剂增产的方法进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
[0055]
实施例1
[0056]
稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂的制备：将200kg的水加入到反应釜内，控制温度30℃，加入100kg酚醚羧酸盐r
1-(c6h4)-(och2ch2)n-och2coom(r1为8个碳的烷基，n＝15)和200kg脂肪醇聚氧乙烯醚r
2-o(ch2ch2o)nh(r2为8个碳的烷基，n＝20)，搅拌溶解均匀，再加入甲醇100kg，充分搅拌均匀后，加入400kgα-烯基磺酸钠(r3为9个碳的烷基，n＝2)，搅拌均匀，得到耐高温降粘驱油剂。
[0057]
将所得耐高温降粘驱油剂和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油
剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温降粘驱油剂的质量浓度为0.5％，量子点的质量浓度为50ppm。
[0058]
选择稠油油藏的原油粘度20000mpa.s，油层埋深825m，矿化度小于15000mg/l，地层渗透率1200毫达西，油层有效厚度大于5m。
[0059]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度150吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.02吨/每天。开采率为32％；相比未加量子点的驱油剂溶液的开采率高8％。
[0060]
实施例2
[0061]
稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂的制备：将200kg的水加入到反应釜内，控制温度32℃，加入300kg酚醚羧酸盐r
1-(c6h4)-(och2ch2)n-och2coom(r1为10个碳的烷基，n＝10)和100kg脂肪醇聚氧乙烯醚r
2-o(ch2ch2o)nh(r2为14个碳的烷基，n＝9)，搅拌溶解均匀，再加入乙醇100kg，充分搅拌均匀后，加入300kgα-烯基磺酸钠r
3-ch＝ch-(ch2)n-so3m(r3为10个碳的烷基，n＝3)，搅拌均匀，得到耐高温降粘驱油剂。
[0062]
将所得耐高温降粘驱油剂和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温降粘驱油剂的质量浓度为0.5％，量子点的质量浓度为80ppm。
[0063]
选择稠油油藏的原油粘度80000mpa.s，油层埋深514m，矿化度3200mg/l，地层渗透率765毫达西，油层有效厚度8m。
[0064]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度200吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.03吨/每天。开采率为31％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高10％。
[0065]
实施例3
[0066]
热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂的制备：
[0067]
将n-羟甲基丙烯酰胺、丙烯酸二甲氨基乙酯、3-丙烯酰胺基-3-甲基丁酸钠的混合物(数量比为300000、20000和120000)与络合剂乙二胺四乙酸二，助溶剂尿素，增溶剂十二烷基硫酸钠以及氧化还原-偶氮类水溶性复合引发剂进行混合共聚反应，即可得到该耐高温驱油剂。
[0068]
得到的驱油剂由以下式(i)、(ii)、(iii)的结构单元连接组成；
[0069][0070]
其中，式(iii)中m为钠离子；式(i)、(ii)、(iii)的结构单元数量为300000、20000
和120000。
[0071]
将所得热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温降粘驱油剂的质量浓度为0.7％，量子点的质量浓度为50ppm。
[0072]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度160吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.02吨/每天。开采率为32％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高11％。
[0073]
实施例4
[0074]
热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂的制备方法与实施例3的区别是：n-羟甲基丙烯酰胺、丙烯酸二甲氨基乙酯、3-丙烯酰胺基-3-甲基丁酸钠的数量比为100000、40000和80000；其他同实施例3；
[0075]
得到的驱油剂由式(i)、(ii)、(iii)的结构单元连接组成(同实施例1)；其中，式(iii)中m为钾离子；式(i)、(ii)、(iii)的结构单元数量为100000、40000和80000，其他同实施例3。
[0076]
将所得热力采油用耐高温辅助蒸汽驱驱油剂和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温降粘驱油剂的质量浓度为0.7％，量子点的质量浓度为50ppm。
[0077]
选择稠油油藏的原油粘度120000mpa.s，油层埋深812m，矿化度2100mg/l，地层渗透率20000毫达西，油层有效厚度10m。
[0078]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度200吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.05吨/每天。开采率为29％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高8％。
[0079]
实施例5
[0080]
海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂的原料的质量百分比组成如下：
[0081]
十二烷基苯磺酸钠0.2％、壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠0.1％、偏硼酸钠0.05％，水99.65％，水的矿化度为1000mg/l；其中，壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠apec-4的分子式为：
[0082][0083]
按照下述步骤进行制备：
[0084]
1)将式(2-1)所示的壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠apec-4加入水中，充分搅拌溶解得混合物a；
[0085]
2)将十二烷基苯磺酸钠加入到步骤1)所得混合物a中，搅拌至溶解，得混合物b；
[0086]
3)将偏硼酸钠加入步骤2)所得混合物b中，搅拌溶解，即得耐温抗盐驱油剂。
[0087]
将所得海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温降粘驱油剂的质量浓度为0.7％，量子点的质量浓度为50ppm。
[0088]
选择稠油油藏的原油粘度20000pa.s，油层埋深869m，矿化度8600mg/l，地层渗透率1600毫达西，油层有效厚度15m。
[0089]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度200吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.03吨/每天。开采率为33％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高11％。
[0090]
实施例6
[0091]
海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂的原料的质量百分比组成如下：
[0092]
十四烷基苯磺酸钠0.3％、壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠0.15％、碳酸氢钠0.05％，水99.5％，水的矿化度为5000mg/l；其中，壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠apec-6的分子式为：
[0093][0094]
按照实施例1中的方法制备。
[0095]
将所得海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温降粘驱油剂的质量浓度为0.7％，量子点的质量浓度为50ppm。
[0096]
选择稠油油藏的原油粘度3000pa.s，油层埋深1110m，矿化度16000mg/l，地层渗透率35毫达西，油层有效厚度12m。
[0097]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度180吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.04吨/每天。开采率为35％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高14％。
[0098]
实施例7
[0099]
将耐高温驱油剂(具体为皂角精华素)和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温驱油剂的浓度为7000mg/l，量子点的质量浓度为50ppm。
[0100]
选择稠油油藏的原油粘度5000pa.s，油层埋深450m，矿化度7000mg/l，地层渗透率700毫达西，油层有效厚度4m。
[0101]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度120吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.02吨/每天。开采率为30％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高8％。
[0102]
实施例8
[0103]
将耐高温驱油剂(具体为皂角精华素)和粒径为15～25nm的氧化铜量子点和水混合，得到驱油剂溶液；驱油剂溶液中，耐高温驱油剂的浓度为60000mg/l，量子点的质量浓度为60ppm。
[0104]
选择稠油油藏的原油粘度8000pa.s，油层埋深620m，矿化度4600mg/l，地层渗透率1200毫达西，油层有效厚度5.5m。
[0105]
在稠油油藏蒸汽驱过程中将驱油剂溶液连续注入注汽井，生产井内进行采油生产。蒸汽注入速度140吨/每天
·
每公顷
·
每米厚度，驱油剂溶液注入速度在0.04吨/每天。开采率为32％；相比未量子点的驱油剂溶液的开采率高11％。
[0106]
天然岩心的渗透率按gb/t 29172的规定测定值为1.85dc。
[0107]
参考sy/t 6315-2017标准进行稠油油藏驱油效率测试，主要是以水驱作为基准，然后加入实施例7的耐高温驱油剂进行采收率测试，最后加入不同浓度的量子点进行测试
采收率效果测试，实验如下：
[0108]
实验时，用高压计量泵以10ml/min的流量向阻尼器系统注水，启动蒸气发生系统，使蒸汽发生器出口的蒸汽达到如下指标：设定注气温度为220℃、干度20％，压力4.0mpa，水蒸气流速为10ml/min，岩心填砂模型规格为φ50
×
200mm，实验采用辽河高升油田稠油50℃粘度为11640mpa
·
s，模型渗透率为1.98dc。利用电动阀将蒸汽转入管式模型系统中，持续使用单纯蒸汽驱驱至原油含水率达到99％以上，称取产出液总量，分离原油并计算原油质量。
[0109]
然后，同时启动药剂(耐高温驱油剂)注入泵和注水泵，保持药剂注入流0.5ml/min，锅炉注水泵注入流量为4ml/min，干度为20％，最终形成的驱油剂溶液(包括耐高温驱油剂和水)中耐高温驱油剂的质量浓度为7000mg/l；持续进行伴注药剂蒸汽驱油实验直至原油含水率达到99％以上，称取产出液总量，分离原油并计算原油质量。
[0110]
重复上一操作过程，在注入水中加入量子点溶液，使得最终形成的驱油剂溶液(包括耐高温驱油剂、水和量子点)中量子点的质量浓度为50ppm、60ppm和80ppm，进行驱替。
[0111]
最终的采收率数据如图1所示，图1中，高温驱油剂指耐高温驱油剂的浓度为7000mg/l的水基体系，50ppm指耐高温驱油剂的浓度为7000mg/l、量子点的质量浓度为50ppm的水基体系、60ppm指耐高温驱油剂的浓度为7000mg/l、量子点的质量浓度为60ppm的水基体系、80ppm指耐高温驱油剂的浓度为7000mg/l、量子点的质量浓度为80ppm的水基体系；从图1可以看出：耐高温降粘驱油剂的浓度一定，加入不同浓度的量子点后，采出程度不同，在耐高温降粘驱油剂浓度一定条件下，量子点的添加质量百分含量为50～80ppm采出程度提高幅度最大。也就是说：在原驱油剂注入液中伴注量子点驱油剂驱油效果明显，最终在设定条件下，采收率以量子点的添加质量百分含量为50ppm和60ppm时，效果较稳定，采出程度分别达到了35.9％和34.3，对比耐高温降粘驱油剂单独与蒸汽驱油，分别提高了10.2％和8％。
[0112]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。