稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法及装置与流程

1.本发明涉及石油勘探技术领域，具体涉及一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法及装置。


背景技术：

2.稠油油藏是指粘度高、比重大的原油油藏。稠油油藏在石油资源中的占比较高，但由于其粘度大、流动性较差等特点给稠油油藏的开采带来诸多不便，并严重影响稠油油藏采收率。
3.为了提高稠油油藏的采收率，现有技术中通常采用的是单一的增油措施，并在增油措施实施后通过采收率的实际计算来确定增油效果。该种实施后测量的效果评估方式存在效率低下，成本高昂的技术弊端，并且无法满足稠油油藏的高采收率需求。


技术实现要素：

4.鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法及装置。
5.根据本发明的一个方面，提供了一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法，包括：
6.获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系，并根据所述函数关系计算待测地层的粘度参数；以及
7.获取注入转向剂后的地层渗流特征方程，并根据所述地层渗流特征方程计算所述待测地层的渗流特征参数；
8.将所述粘度参数以及所述渗流特征参数输入至所述待测地层的数值模拟模型中，并获取所述数值模拟模型输出的所述待测地层的效果评价参数。
9.在一种可选的实施方式中，所述获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系具体包括：
10.构建注入降粘剂后地层的热平衡方程；以及
11.构建稠油与稀油混合液的粘温方程；
12.根据所述热平衡方程以及所述粘温方程生成注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系。
13.在一种可选的实施方式中，所述热平衡方程具体为：
[0014][0015]
其中，dl为采油井任一井深处的微元段；w1为井筒内混合液体中稀油的热流当量；w2为环空中稀油的热流当量；dt为在微元段井筒中流体温度的改变量；k
l1
为产液与稀油之间的传热系数；k
l2
为稀油与地层之间的传热系数；t为井筒中流体的温度；t为环空中流体的温度；t0为井口掺稀油的温度；l为井段长度；t
pf
为油层产出的原油流至泵口处与掺稀油混
前的温度；
[0016]
所述粘温方程具体为：
[0017][0018]
其中，x为混合液体中稀油的重量分数；μ1为标准状况下稀油的粘度；μv为标准状况下稠油的粘度；t为温度；μ
′m为在温度t时混合液体的粘度；μ
′
l
为在温度t时稀油的粘度；μ
′v为在温度t时稠油的粘度。
[0019]
在一种可选的实施方式中，所述获取注入转向剂后的地层渗流特征方程具体包括：获取注入转向剂后地层的堵塞压力方程、阻力系数方程、以及残余阻力系数方程；
[0020]
则所述渗流特征参数包括：堵塞压力参数、阻力系数参数以及残余阻力系数参数。
[0021]
在一种可选的实施方式中，所述堵塞压力方程具体为：
[0022]
pr＝0.01r2/r2+1.23r/r
[0023]
其中，pr为堵塞压力；r为转向剂水化后的地层孔隙半径；rh为转向剂水化的地层喉道半径；
[0024]
所述阻力系数方程具体为：
[0025][0026]
其中，rk为阻力系数；rk，max为渗透率降低最大系数；c
p
为转向剂浓度；b1为第一系数；
[0027]
所述残余阻力系数方程具体为：
[0028][0029]
其中，r
rf
为残余阻力系数；sw为加入转向剂后的地层水相饱和度；k为加入转向剂后的地层渗透率；a1为第二系数；a2为第三系数。
[0030]
在一种可选的实施方式中，所述降粘剂为包括微生物以及纳米颗粒的溶剂；以及，所述转向剂为包括微生物以及纳米颗粒的溶剂。
[0031]
在一种可选的实施方式中，所述复合增油措施具体为：
[0032]
将所述降粘剂通过采油井分别注入第一油层、第二油层以及第三油层中；其中，所述第二油层位于所述第一油层和所述第三油层之间，并且所述第二油层的渗透率高于所述第一油层，以及所述第二油层的渗透率高于所述第三油层：
[0033]
将所述转向剂通过所述采油井注入所述第二油层中；
[0034]
将所述转向剂通过所述采油井注入所述第一油层、所述第二油层以及所述第三油层中；
[0035]
注水井注水，以供将所述第一油层以及所述第三油层中的原油推向所述采油井，并从所述采油井中采出原油。
[0036]
根据本发明的另一方面，提供了一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测装
置，包括：
[0037]
获取模块，用于获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系，以及获取注入转向剂后的地层渗流特征方程；
[0038]
参数计算模块，用于根据所述函数关系计算待测地层的粘度参数；以及根据所述地层渗流特征方程计算所述待测地层的渗流特征参数；
[0039]
模拟模块，用于将所述粘度参数以及所述渗流特征参数输入至所述待测地层的数值模拟模型中，并获取所述数值模拟模型输出的所述待测地层的效果评价参数。
[0040]
根据本发明的又一方面，提供了一种计算设备，包括：处理器、存储器、通信接口和通信总线，所述处理器、所述存储器和所述通信接口通过所述通信总线完成相互间的通信；
[0041]
所述存储器用于存放至少一可执行指令，所述可执行指令使所述处理器执行上述稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法对应的操作。
[0042]
根据本发明的再一方面，提供了一种计算机存储介质，所述存储介质中存储有至少一可执行指令，所述可执行指令使处理器执行如上述稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法对应的操作。
[0043]
本发明公开的稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法及装置中：获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系，并根据函数关系计算待测地层的粘度参数；以及获取注入转向剂后的地层渗流特征方程，并根据地层渗流特征方程计算待测地层的渗流特征参数；将粘度参数以及渗流特征参数输入至待测地层的数值模拟模型中，并获取数值模拟模型输出的待测地层的效果评价参数。本方案能够准确地预测复合增油措施的增油效果，预测效率高，成本低廉。
[0044]
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
[0045]
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
[0046]
图1示出了本发明实施例提供的一种稠油油藏地层的复合增油措施的流程示意图；
[0047]
图2示出了本发明实施例提供的一种第一油层、第二油层以及第三油层的示意图；
[0048]
图3示出了本技术实施例提供的一种降粘剂以及转向剂的注入过程示意图；
[0049]
图4示出了本发明实施例提供的一种转向剂再次注入过程的示意图；
[0050]
图5示出了本发明实施例提供的一种注水过程示意图；
[0051]
图6示出了本发明实施例提供的一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法的流程示意图；
[0052]
图7示出了本发明实施例提供的一种获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系的流程示意图；
[0053]
图8示出了本发明实施例提供的一种数值模拟模型的模拟界面示意图；
[0054]
图9示出了本发明实施例提供的一种不同增油措施对应的含水率及日产油量的示意图；
[0055]
图10示出了本发明实施例提供的一种不同增油措施对应的累计产油量的示意图；
[0056]
图11示出了本发明实施例提供的一种采用传统水驱对应的含水饱和度分布示意图；
[0057]
图12示出了本发明实施例提供的一种采用复合增油措施对应的含水饱和度分布示意图；
[0058]
图13示出了本发明实施例提供的一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测装置的结构示意图；
[0059]
图14示出了本发明实施例提供的一种计算设备的结构示意图；
[0060]
附图标记：1、第一油层；2、第二油层；3、第三油层；4、采油井；5、降粘剂；6、转向剂；7、稠油油流；8、注入水流。
具体实施方式
[0061]
下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施例。虽然附图中显示了本发明的示例性实施例，然而应当理解，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能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整的传达给本领域的技术人员。
[0062]
本发明实施例是针对于稠油油藏地层的复合增油措施的效果进行预测。其中，复合增油措施具体是采用至少两种不同的增油措施。在本发明实施例中，该复合增油措施是指同时采用降粘剂以及转向剂这两种增油措施。其中，降粘剂是通过降低油水界面张力，使地层中的稠油从油包水的乳化状态转变为以水为外相的乳化状态，从而降低稠油粘度；转向剂是能暂时封堵高渗透层或裂缝，使处理液转向流入低渗透层的物质，从而达到堵塞的目的。
[0063]
在一种可选的实施方式中，本发明实施例中的复合增油措施具体包括图1所示步骤。图1示出了本发明实施例提供的一种稠油油藏地层的复合增油措施的流程示意图。图1所示复合增油措施具体包括如下步骤s110-步骤s140：
[0064]
步骤s110，将降粘剂通过采油井分别注入第一油层、第二油层以及第三油层中；其中，第二油层位于第一油层和第三油层之间，第二油层的渗透率高于第一油层，以及第二油层的渗透率高于第三油层。
[0065]
步骤s120，将转向剂通过采油井注入第二油层中。
[0066]
步骤s130，将转向剂通过采油井注入第一油层、第二油层以及第三油层中。
[0067]
步骤s140，注水井注水，以供第一油层以及第三油层中的原油推向采油井，并从采油井中采出原油。
[0068]
参照图2、图3以及图4，第二油层2位于第一油层1以及第二油层3之间。降粘剂5通过采油井4注入至第一油层1、第二油层2、以及第三油层3中，降低了各个油层的粘度，并增加储层渗透性；转向剂6通过采油井4注入至第二油层2中，即转向剂6注入了高渗油层中，从而能够对高渗透含水层进行封堵，调整产液剖面；在水流注入之后，第一油层1以及第三油层3中的原油被推向采油井4中，从而能够从采油井4中采收原油。
[0069]
采用图1所示的复合增油措施，能够解决严重制约油田开发效果的注水受效不均、油井含水高、开发效果差等技术弊端，有利于提升采收率。
[0070]
在又一种可选的实施方式中，本发明实施例中的降粘剂为包括微生物以及纳米颗粒的溶剂；以及本发明实施例中转向剂为包括微生物以及纳米颗粒的溶剂等等。其中，降粘剂以及转向剂的具体配比可参照现有技术中的相关方案，在此不作赘述。采用包括微生物以及纳米颗粒的降粘剂，能够提升粘度调整效果，提高采收率；采用包括微生物以及纳米颗粒的转向剂，能够提高堵调效果，提高采收率。
[0071]
本发明实施例在针对于稠油油藏地层的复合增油措施的效果进行预测时，具体通过图6所示步骤实现。图6示出了本发明实施例提供的一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法的流程示意图。
[0072]
如图6所示，该效果预测方法包括如下步骤s610-步骤s630：
[0073]
步骤s610，获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系，并根据该函数关系计算待测地层的粘度参数。
[0074]
具体可以采用图7所示步骤获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系。如图7所示，该函数关系具体通过如下步骤s611-步骤s613获得：
[0075]
步骤s611，构建注入降粘剂后地层的热平衡方程。
[0076]
具体地，在注入降粘剂后采油井任一井深处的微元段dl的热平衡方程如公式1所示：
[0077][0078]
公式1中，dl为采油井任一井深处的微元段；w1为井筒内混合液体中稀油的热流当量；w2为环空中稀油的热流当量；dt为在微元段井筒中流体温度的改变量；k
l1
为产液与稀油之间的传热系数；k
l2
为稀油与地层之间的传热系数；t为井筒中流体的温度；t为环空中流体的温度；t0为井口掺稀油的温度；l为井段长度；t
pf
为油层产出的原油流至泵口处与掺稀油混前的温度。
[0079]
公式1中的边界条件为如下公式2及公式3：
[0080]
t1＝t0ꢀꢀꢀ
(公式2)
[0081][0082]
上述公式2中t1为井口温度，公式3中w为注入稀油的热流当量；t
p
为泵口处原油的温度；t
p
为油层产出原油的温度。
[0083]
以上公式1、公式2以及公式3中，温度单位为℃，传热系数单位为w/(m℃)，热流当量单位为w/℃，长度单位为m。
[0084]
步骤s612，构建稠油与稀油混合液的粘温方程。
[0085]
具体地，预先采集不同成分的混合液样本，并测量不同成分的混合液样本在不同温度下的粘度值，通过对混合液成分、温度以及粘度值的数值拟合获得粘温方程。其中，获得的粘温方程如公式4所示：
[0086][0087]
公式4中，x为混合液体中稀油的重量分数；μ1为标准状况下稀油的粘度；μv为标准状况下稠油的粘度；t为温度；μ
′m为在温度t时混合液体的粘度；μ
′
l
为在温度t时稀油的粘度；μ
′v为在温度t时稠油的粘度。其中，重量分数单位为％；粘度单位为mpa.s；温度单位为℃。
[0088]
本发明实施例对步骤s611和步骤s612的执行顺序不作限定，两者可以按照相应的次序顺序执行，也可以并发执行。
[0089]
步骤s613，根据热平衡方程以及粘温方程生成注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系。
[0090]
注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系通过上述公式1至公式4获得。例如，待测地层的相关参数如表1所示。
[0091]
表1
[0092][0093][0094]
将表1中参数分别代入公式1至公式4中，最终获得的注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系如公式5所示：
[0095]
μ
′m＝3.5
×
10-6
l2+0.02l-30
ꢀꢀꢀ
(公式5)
[0096]
在通过图7所示步骤获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系之后，
将待测地层的深度代入公式5中以获得待测地层的粘度参数。例如，若待测地层深度为1500m，则可以计算出在温度t时地层粘度为7.9mpa.s。
[0097]
步骤s620，获取注入转向剂后的地层渗流特征方程，并根据地层渗流特征方程计算待测地层的渗流特征参数。
[0098]
为了提升后续的效果预测精度，本发明实施例具体是获取注入转向剂后地层的堵塞压力方程、阻力系数方程、以及残余阻力系数方程，从而获得的待测地层的渗流特征参数包括：堵塞压力参数、阻力系数参数以及残余阻力系数参数。其中，渗流特征方程通过样本测量数据以及渗流理论获得。
[0099]
堵塞压力方程具体如公式6所示：
[0100]
pr＝0.01r2/r2+1.23r/r
ꢀꢀꢀ
(公式6)
[0101]
其中，pr为堵塞压力；r为转向剂水化后的地层孔隙半径；rh为转向剂水化的地层喉道半径；压力单位为mpa，半径单位为μm。
[0102]
根据该堵塞压力方程可以获得堵塞压力参数。例如，通过对实验室样本数据分析确定处待测地层的平均喉道半径为1.5μm，地层孔隙半径为12.2μm，则代入公式6可以获得pr＝10.7mpa。
[0103]
阻力系数方程具体如公式7所示：
[0104][0105]
其中，rk为阻力系数；r
k，max
为渗透率降低最大系数；c
p
为转向剂浓度，其单位为％；b1为第一系数，b1为0-1的任一实数，鉴于对实验室样本数据分析发现b1受到储层物性、压差等影响较大，由此b1优选为0.5。
[0106]
根据阻力系数方程可以获得阻力系数参数。例如，在渗透率降低最大系数为10.5，转向剂浓度为30％，第一系数为0.5时，阻力系数rk为3.5。
[0107]
残余阻力系数方程具体如公式8所示：
[0108][0109]
其中，r
rf
为残余阻力系数；sw为加入转向剂后的地层水相饱和度，其单位为％；k为加入转向剂后的地层渗透率，其单位为md；a1为第二系数；a2为第三系数，a1及a2为0-1的任一实数。鉴于对实验室样本数据分析发现，a1及a2受到地层物性、压差等影响较大，由此a1及a2分别优选为0.2及0.3。
[0110]
根据残余阻力系数方程可以获得残余阻力系数参数。例如，在地层渗透率为10md，地层水相饱和度为25％，a1及a2分别为0.2及0.3时残余阻力系数r
rf
为1.3。
[0111]
步骤s630，将粘度参数以及渗流特征参数输入至待测地层的数值模拟模型中，并获取数值模拟模型输出的待测地层的效果评价参数。
[0112]
预先获取待测地层的相关基础数据，基于待测地层的相关基础数据构建待测地层的数值模拟模型。本发明实施例对具体的数值模拟模型构建方式不作限定，例如可以采用tnavigator构建数值模拟模型，该具体构建方式可参照现有技术的相关方案，在此不作赘述。在一种可选的实施方式中，数值模拟模型的相关配置参数如下：模型采用角点网格，xy平面网格数为100
×
100，网格大小全部相等，网格尺寸为25m*25m；z方向网格层数为10，网
格大小设置为3m等等。其具体模拟界面如图8所示。
[0113]
进一步将步骤s610及步骤s620获得的各个参数输入至该数值模拟模型的配置文件的相应字段中。例如，将待测地层的粘度参数写入admaxt字段，将待测地层的堵塞压力参数写入生产参数文件.schedule文件的adrt字段，将待测地层的阻力系数参数写入生产参数文件.schedule文件的porft字段，将待测地层的残余阻力系数参数写入生产参数文件.user文件的rrft字段。此外，还可以将降粘剂名称写入主文件.dat文件的bio-nano visbreak字段，将转向剂名称写入主文件.dat文件的bio-nano steering字段，将水油粘度非线性混合中使用的关键成分组成写入流体参数文件.props文件的vsmixcomp字段，以及将水油粘度非线性混合中使用的关键成分的加权因子写入流体参数文件.props文件的vsmixendp字段。
[0114]
数值模拟模型通过对输入的参数处理能够输出待测地层的效果评价参数。其中，效果评价参数包括以下参数中的至少一种：含水率、产油量、含水饱和度分布等。
[0115]
图9示出了本发明实施例提供的一种不同增油措施对应的含水率及日产油量的示意图。图10示出了本发明实施例提供的一种不同增油措施对应的累计采油量的示意图。其中，water cut sc表示含水率，oil rate sc表示日产油量，gelsim表示单独注入转向剂，waterslm表示正常水驱，gel-visbreak1227表示注入转向剂及降粘剂复合剂。从图9以及图10中可以看出，相较于传统的水驱以及单一堵调措施，数值模型预测的采用本发明实施例提供的降粘剂+转向剂的复合增油措施具有更低的含水率以及更高的采油量。
[0116]
图11示出了本发明实施例提供的一种采用传统水驱对应的含水饱和度分布示意图；以及图12示出了本发明实施例提供的一种采用复合增油措施对应的含水饱和度分布示意图。从图中可以看出，相较于传统的水驱措施，数值模型预测的采用本发明实施例提供的降粘剂+转向剂的复合增油措施的水波及范围更广，水波及更加均匀。
[0117]
采用本发明实施例提供的稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法，能够准确地预测复合增油措施的增油效果，预测效率高，成本低廉。
[0118]
图13示出了本发明实施例提供的一种稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测装置的结构示意图。如图13所示，该装置1300包括：获取模块1310、参数计算模块1320、以及模拟模块1330。
[0119]
获取模块1310，用于获取注入降粘剂后的地层粘度与地层深度的函数关系，以及获取注入转向剂后的地层渗流特征方程；
[0120]
参数计算模块1320，用于根据所述函数关系计算待测地层的粘度参数；以及根据所述地层渗流特征方程计算所述待测地层的渗流特征参数；
[0121]
模拟模块1330，用于将所述粘度参数以及所述渗流特征参数输入至所述待测地层的数值模拟模型中，并获取所述数值模拟模型输出的所述待测地层的效果评价参数。
[0122]
其中，装置1300中各模块的具体执行过程可参照相应方法实施例中的步骤，在此不作赘述。
[0123]
本发明实施例还提供了一种非易失性计算机存储介质，所述计算机存储介质存储有至少一可执行指令，该计算机可执行指令可执行上述任意方法实施例中的稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法。
[0124]
图14示出了本发明实施例提供的一种计算设备的结构示意图。本发明具体实施例
并不对计算设备的具体实现做限定。
[0125]
如图14所示，该计算设备可以包括：处理器(processor)1402、通信接口(communications interface)1404、存储器(memory)1406、以及通信总线1408。
[0126]
其中：处理器1402、通信接口1404、以及存储器1406通过通信总线1408完成相互间的通信。通信接口1404，用于与其它设备比如客户端或其它服务器等的网元通信。处理器1402，用于执行程序1410，具体可以执行上述稠油油藏地层的复合增油措施的效果预测方法实施例中的相关步骤。
[0127]
具体地，程序1410可以包括程序代码，该程序代码包括计算机操作指令。
[0128]
处理器1402可能是中央处理器cpu，或者是特定集成电路asic(application specific integrated circuit)，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。计算设备包括的一个或多个处理器，可以是同一类型的处理器，如一个或多个cpu；也可以是不同类型的处理器，如一个或多个cpu以及一个或多个asic。
[0129]
存储器1406，用于存放程序1410。存储器1406可能包含高速ram存储器，也可能还包括非易失性存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。其中，程序1410的具体执行过程可参照相应方法实施例中的步骤，在此不作赘述。
[0130]
在此提供的算法或显示不与任何特定计算机、虚拟系统或者其它设备固有相关。各种通用系统也可以与基于在此的示教一起使用。根据上面的描述，构造这类系统所要求的结构是显而易见的。此外，本发明实施例也不针对任何特定编程语言。应当明白，可以利用各种编程语言实现在此描述的本发明的内容，并且上面对特定语言所做的描述是为了披露本发明的最佳实施方式。
[0131]
在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。
[0132]
类似地，应当理解，为了精简本发明并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明实施例的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如下面的权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。
[0133]
本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组件组合成一个模块或单元或组件，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组件。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。
[0134]
此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此的一些实施例包括其它实施例中所
包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本发明的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在下面的权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。
[0135]
本发明的各个部件实施例可以以硬件实现，或者以在一个或者多个处理器上运行的软件模块实现，或者以它们的组合实现。本领域的技术人员应当理解，可以在实践中使用微处理器或者数字信号处理器(dsp)来实现根据本发明实施例的一些或者全部部件的一些或者全部功能。本发明还可以实现为用于执行这里所描述的方法的一部分或者全部的设备或者装置程序(例如，计算机程序和计算机程序产品)。这样的实现本发明的程序可以存储在计算机可读介质上，或者可以具有一个或者多个信号的形式。这样的信号可以从因特网网站上下载得到，或者在载体信号上提供，或者以任何其他形式提供。
[0136]
应该注意的是上述实施例对本发明进行说明而不是对本发明进行限制，并且本领域技术人员在不脱离所附权利要求的范围的情况下可设计出替换实施例。在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。单词“包含”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。本发明可以借助于包括有若干不同元件的硬件以及借助于适当编程的计算机来实现。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。单词第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序。可将这些单词解释为名称。上述实施例中的步骤，除有特殊说明外，不应理解为对执行顺序的限定。