一种CO2驱油与地质埋存的三阶段可视化分类评价方法

一种co2驱油与地质埋存的三阶段可视化分类评价方法
技术领域
1.本发明涉及co2地质埋存适宜度评价技术领域，尤其一种co2驱油与地质埋存的三阶段可视化分类评价方法。


背景技术：

2.以co2排放为核心的气候变化问题和以石油资源紧缺为核心的能源安全问题是制约我国社会经济可持续发展的两个重大难题。碳捕集、利用与埋存技术(ccus)是石油天然气行业中最广泛利用的前沿技术，可以在挖掘油藏潜力的同时经济、有效地实现co2地质封存，解决迫在眉睫的环境问题与资源问题。一般情况下，油田附近有充足的co2气源，对开展co2驱油—埋存工作比较有利，可以保障在较长时间内气源稳定供应。
3.注气压力、驱油方式、注入地层的孔隙大小、超临界co2界面张力的大小均是影响驱油效果的重要因素。由于中国陆相盆地原油大多数具有含重烃量高的特点，注气压力升高会加速超临界co2与原油传质，当压力达到混相压力时，co2进一步富化，其密度接近原油密度，届时，油气界面完全消失，原油采出程度大幅提升。水力驱油是较传统的开发方式，对比先水驱后co2混相驱与直接进行co2混相驱两种方式发现，水驱后会打乱地层原始油水分布规律，阻碍co2与原油接触，降低co2混相效率，升高co2混相压力；直接进行co2驱会大幅提升原油采出程度且混相压力相对较低。注入地层的超临界co2在较大孔隙中率先混相，随压力升高至最小混相压力完成完全混相，因此，注气层的孔隙度越低，需要的最小混相压力越大。较低的界面张力会促使co2更容易的将小孔隙内可动性较差的原油及岩石骨架上的油膜剥离，使其分散在co2中。
4.油藏储层是co2埋存最理想的场所，将co2气源注入油藏，在油藏温度压力条件下溶于储层流体，还会与高矿化度地层水反应，实现co2永久封存。长期油田开发的实践积累了大量注采经验，对储集层及邻近地层的地质属性有较为深刻的认识，实现co2埋存的同时还可以保证其安全性。在油藏中实现co2的地质埋存还可以提高原油采收率，带来经济效益。超临界co2在混相驱油后在地面条件下降压即可实现油气分离。
5.硕士学位论文“js油田低效水平井注co2吞吐适宜度及曾油效果评价研究”(发表日期： 2019年5月；作者：唐浩瑞；导师：李传亮、孙雷)提出了一种低效水平井注co2吞吐适宜度评价指标体系(表1)，该研究系统评价了单井注入co2的适宜度并最终识别出js油田适宜注入co2的水平井，为co2驱油—埋存评单井价工作提供了技术参考。
6.表1低效水平井注co2吞吐适宜度评价指标体系
[0007][0008]
文章“基于模糊层次分析法的注co2混相驱油藏综合评价方法”(发表日期：2002年11 月；作者：熊钰、孙良田、孙雷等)提出了一套油藏注co2混相驱潜力评价方法，用来筛选适宜注co2混相驱油的油藏；硕士学位论文“co2埋存过程中盖层封闭能力评价及圈闭存储能力—以大庆长恒高台子构造和杏树岗构造为例”(发表日期：2014年6月7日；作者：徐萌；导师：付晓飞)定量分析并计算了高台子构造油层存储co2能力。以上研究均没有进行co2驱油与地质埋存的分阶段可视化分类评价，也没有实现co2驱油量与埋存量的分阶段分类计算，在现代油田作业的精细化大背景下具有其技术局限性。


技术实现要素：

[0009]
在co2地质埋存适宜度评价已有标准基础上，本发明提出了一种co2驱油与地质埋存的三阶段可视化分类评价方法。
[0010]
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：
[0011]
一种co2驱油与地质埋存的三阶段可视化分类评价方法，包括以下具体步骤：
[0012]
s1：进行co2驱油—埋存三阶段三维可视化分类评价；
[0013]
s2：结合三阶段三维可视化分类模型，建立co2驱油—物理埋存阶段与co2驱油—物
化埋存阶段进行co2驱油量的可视化分类模型，计算各类驱油量；
[0014]
s3：结合三阶段三维可视化分类模型，建立co2的埋存量可视化分阶段分类模型，包括建立基于埋存系数法的co2驱油—物理埋存阶段埋存量分类模型、建立基于埋存系数法的 co2驱油—物化埋存阶段埋存量分类模型和建立基于埋存系数法的co2化学埋存阶段埋存量分类模型，最后计算出各阶段各类埋存量。
[0015]
进一步的，所述步骤s1具体包括：
[0016]
s101：基于5因素法的co2驱油—物理埋存阶段适宜度分类；
[0017]
s102：基于6因素法的co2驱油—物化埋存阶段适宜度分类；
[0018]
s103：基于6因素法的co2化学埋存阶段适宜度分类；
[0019]
s104：co2驱油—埋存测井识别与三维可视化分类评价。
[0020]
进一步的，所述步骤s101具体包括：根据适宜度，将co2驱油—物理埋存阶段的五个影响因素分为i、ii、iii三类，其中五个影响因素包括油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、原油密度和埋存层厚度。
[0021]
进一步的，所述步骤s102具体包括：根据适宜度，将co2驱油—物化埋存阶段的六个影响因素分为i、ii、iii三类，其中六个影响因素包括油水层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、原油密度、埋存层厚度和地层水矿化度。
[0022]
进一步的，所述步骤s103具体包括：根据适宜度，将co2化学埋存阶段的六个影响因素分为i、ii、iii三类，其中六个影响因素包括油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度、地层水矿化度、盖层厚度和埋存层厚度。
[0023]
进一步的，所述步骤s104具体包括：利用单井测井曲线数据特征初步识别，建立co2驱油—埋存三阶段模型，结合所述步骤s101至所述步骤s103中的影响因素分类情况，建立可视化co2驱油—埋存三阶段分类3d模型。
[0024]
进一步的，所述建立基于埋存系数法的co2驱油—物理埋存阶段埋存量分类模型步骤与计算所述各类埋存量步骤，具体为：依据co2驱油—物理埋存阶段i类、ii类、iii类3d模型，结合本阶段仅发生物理埋存的特点，先计算物理埋存系数，再进行co2驱油—物理埋存阶段的co2埋存量分类建模并计算出各类埋存量。
[0025]
进一步的，所述建立基于埋存系数法的co2驱油—物化埋存阶段埋存量分类模型步骤与计算所述各类埋存量步骤，具体为：依据co2驱油—物化埋存阶段i类、ii类、iii类3d模型，结合本阶段发生物理埋存及化学埋存的特点，先计算物理埋存系数及化学埋存系数，再进行co2驱油—物理埋存阶段的co2埋存量分类建模并计算各类埋存量。
[0026]
进一步的，所述建立基于埋存系数法的co2化学埋存阶段埋存量分类模型步骤与计算所述各类埋存量步骤，具体为：依据co2化学埋存阶段i类、ii类、iii类3d模型，结合本阶段仅发生化学埋存的特点，先计算化学埋存系数，再进行co2驱油—物理埋存阶段的co2埋存量分类建模，并计算各类埋存量。
[0027]
进一步的，所述埋存量计算公式为：
[0028]
mco2＝mw
·
x，
[0029][0030]
其中：mco2—co2埋存量，kg；
[0031]
mw—含水量，kg；
[0032]
x—化学埋存系数；
[0033]
φ—平均孔隙度，％；
[0034]
—co2在油藏条件下的溶解度，kg/kg；
[0035]
sw—平均含油饱和度，％；
[0036]vw
—模型含水网格体积，m3；
[0037]
—co2在油藏温度与压力条件下的密度，kg/m3。
[0038]
本发明的有益效果：
[0039]
本发明作为碳捕捉与油田co2驱油—埋存作业之间的桥梁，实现了co2驱油—埋存三阶段分类评价的可视化，大幅提高原油采收率获得经济效益的同时保证了co2的安全有效埋存，为油田ccus工作提供了精细化、可视化的评价手段。
附图说明
[0040]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见的，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图示出的结构获得其他的附图。
[0041]
图1是本发明的技术方案流程图；
[0042]
图2是本发明的实例区w1井综合柱状图；
[0043]
图3是本发明的实例区w3井综合柱状图；
[0044]
图4是本发明的实例区co2驱油—埋存三阶段3d模型图；
[0045]
图5是本发明的实例区co2驱油—埋存三阶段分类3d模型图；
[0046]
图6是本发明的w1井储层3d模型剖面图；
[0047]
图7是本发明的co2驱油—埋存三阶段分类3d模型剖面图；
[0048]
图8是本发明的实例区两组换油率变化曲线图；
[0049]
图9是本发明的co2驱油—物理埋存阶段i类驱油量分布模型图；
[0050]
图10是本发明的co2驱油—物理埋存阶段ii类驱油量分布模型图；
[0051]
图11是本发明的co2驱油—物理埋存阶段iii类驱油量分布模型图；
[0052]
图12是本发明的co2驱油—物化埋存阶段i类驱油量分布模型图；
[0053]
图13是本发明的co2驱油—物化埋存阶段ii类驱油量分布模型图；
[0054]
图14是本发明的co2驱油—物化埋存阶段iii类驱油量分布模型图；
[0055]
图15是本发明的co2驱油—物理埋存阶段i类埋存量分布模型图；
[0056]
图16是本发明的co2驱油—物理埋存阶段ii类埋存量分布模型图；
[0057]
图17是本发明的co2驱油—物理埋存阶段iii类埋存量分布模型图；
[0058]
图18是本发明的co2驱油—物化埋存阶段i类埋存量分布模型图；
[0059]
图19是本发明的co2驱油—物化埋存阶段ii类埋存量分布模型图；
[0060]
图20是本发明的co2驱油—物化埋存阶段iii类埋存量分布模型图；
[0061]
图21是本发明的co2化学埋存阶段i类埋存量分布模型图；
[0062]
图22是本发明的co2化学埋存阶段ii类埋存量分布模型图；
[0063]
图23是本发明的co2化学埋存阶段iii类埋存量分布模型图。
具体实施方式
[0064]
应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
[0065]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。另外，各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当人认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
[0066]
在co2地质埋存适宜度评价已有标准基础上，本发明提出了一种co2驱油与地质埋存的三阶段可视化分类评价技术，该技术包括三项关键技术环节八个关键步骤。首先，进行co2驱油—埋存三阶段三维可视化分类评价，包括基于5因素法的co2驱油—物理埋存阶段适宜度分析、基于6因素法的co2驱油—物化埋存阶段适宜度分析、基于6因素法的co2化学埋存阶段适宜度分析、co2驱油—埋存测井识别与三维可视化分类评价。其次，在可视化分类结果的基础上进行co2的驱油量分类建模并计算各类驱油量。最后，结合可视化分类结果，进行分阶段co2的埋存量分类建模并计算各类埋存量，包括基于埋存系数法的co2驱油—物理埋存阶段埋存量分类计算、基于埋存系数法的co2驱油—物化埋存阶段埋存量分类计算、基于埋存系数法的co2化学埋存阶段埋存量分类计算。
[0067]
本技术作为碳捕捉与油田co2驱油—埋存作业之间的桥梁，实现了co2驱油—埋存三阶段分类评价的可视化，大幅提高原油采收率获得经济效益的同时保证了co2的安全有效埋存，为油田ccus工作提供了精细化、可视化的评价手段。
[0068]
技术方案流程图如图1所示。
[0069]
进一步的，co2驱油—埋存三阶段三维可视化分类评价具体为：
[0070]
在油藏温度压力条件下，油水分布规律与其密度有关，一般从上而下依次为油层、油水同层、水层，因此超临界co2驱油—埋存评价工作也需分三个阶段。
①
co2驱油—物理埋存阶：超临界co2进入储集层在高温高压条件下与油层原油发生混相，降低原油粘度，增加原油可动性，大幅提升洗油效率，采出原油后继续注入的超临界co2充填油层岩石孔隙，保证地层能量的同时实现co2物理埋存；
②
co2驱油—物化埋存阶段：co2继续以混相状态驱替油水同层中原油并实现物理埋存，与此同时，由于油水层含水饱和度较高，部分co2开始与地层水反应形成沉淀实现化学埋存；
③
co2化学埋存阶段：超临界co2进入水层，含水饱和度进一步上升，此时，几乎无可采原油，大量co2与高矿化度地层水溶解，并发生化学反应产生大量沉淀实现化学埋存。
[0071]
(1)基于5因素法的co2驱油—物理埋存阶段适宜度分类
[0072]
在co2驱油—物理埋存阶段，油层原油是超临界co2主要的驱替对象，持续注入的超临界co2填补了原油体积、压力空缺，保证岩石骨架稳定的同时采出原油并实现co2物理埋存。根据此阶段的特点考虑如下5因素。
①
较高的原油密度、粘度对混相的要求也越高，随压力升高至混相压力，超临界co2与原油发生混相，降低原油粘度，剥离岩石骨架油膜，提升洗油效率，一般原油密度与粘度正相关，因此需要根据原油密度进行分类。
②
此阶段要求目标
埋存层拥有一定厚度和储渗能力来保证注入与采出流体的顺利流通，因此需要根据储渗能力进行分类。
③
目标油层上部需要具有完整、致密、且有一定厚度的盖层，来保证co2驱油—埋存工作中压力系统稳定，不与其他层位发生窜流，作业结束后长时间内不发生泄露。
④
目标油层含油饱和度较低时，注入的超临界co2驱替原油效率会降低，因此需要对含油饱和度进行分类。
⑤
油层深度较大时通常伴随着高温高压的油层条件，这样的条件不利于超临界co2的注入，且co2的混相条件不易达到，因此需要对油层深度，温压条件进行分类。
[0073]
根据实例区域的基本情况，可以将油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度，原油密度、盖层厚度、埋存层厚度分为好(i)、中(ii)、差(iii)三类，该油藏深度较大，且油藏温度较高，均是co2驱油—埋存的不利因素，因此不再进一步分类，考虑上述“5因素”对实例区数据按如表2具体分类。
[0074]
表2 co2驱油—物理埋存阶段适宜度分类标准
[0075][0076]
(2)基于6因素法的co2驱油—物化埋存阶段适宜度分类
[0077]
在co2驱油—物化埋存阶段，油水同层中原油被超临界co2驱替采出并填补岩石空隙的同时，还伴随着部分co2溶解在高矿化度地层水中并与其发生化学反应生成沉淀，根据此阶段的特点考虑如下6因素。
①
较高的原油密度、粘度对混相的要求也越高，随压力升高至混相压力，超临界co2与原油发生混相，降低原油粘度，剥离岩石骨架油膜，提升洗油效率，因此需要根据原油密度进行分类。
②
此阶段要求目标埋存层拥有一定厚度和较好的储渗能力来降低化学沉淀堵塞部分渗流通道带来带来的不利影响，因此需要根据储渗能力进行分类。
③
同样，目标油水层上部需要具有完整、致密、且有一定厚度的盖层，来保证co2驱油—埋存工作中压力系统稳定，不与其他层位发生窜流，作业结束后长时间内不发生泄露。
④
油水层含油饱和度的差异对注入的超临界co2驱替原油效率影响会更加显著，因此需要对油水层含油饱和度分类。
⑤
油水层深度较大时通常伴随着高温高压的油水层条件，这样的条件下油水过渡带较厚，若co2先进行化学埋存，不仅会影响原油采收率，还会降低此阶段的物理埋存量，因此需要对油水层深度，温压条件进行分类。
⑥
油水层中地层水矿化度应保持在较合理的区间内来保证既有足够的渗流通道采出原油，又能实现化学埋存，因此需要对油水层地层水矿化度进行分类。
[0078]
根据实例区域的基本情况，可以将油水层的孔隙度、渗透率、含油饱和度，原油密度、盖层厚度、埋存层厚度、地层水矿化度分为好(i)、中(ii)、差(iii)三类，由于该油藏深
度较大，且油藏温度较高，均是co2驱油—埋存的不利因素，因此不再进一步分类，考虑上述“6因素”对实例区数据按如表3具体分类。
[0079]
表3 co2驱油—物化埋存阶段适宜度分类标准
[0080][0081]
(3)基于6因素法的co2化学埋存阶段适宜度分类
[0082]
在co2化学埋存阶段，注入对象是油藏底部纯水层，此阶段几乎无原油采出，以co2与地层水发生化学反应为主，根据此阶段特点考虑以下5因素。
①
此阶段的埋存对象是高矿化度水层，不用过多考虑作业后堵塞渗流通道等因素，因此可根据地层水中各离子含量的多少来进行分类。
②
不同的水型对co2埋存量也有较大的影响。
③
此阶段同样要求目标埋存水层拥有一定厚度和渗流能力来保证超临界co2顺利注入，因此需要根据储渗能力进行分类。
④
目标水层上部需要具有完整、致密、且有一定厚度的盖层，来保证co2埋存工作中压力系统稳定，不与其他层位发生窜流，作业结束后长时间内不发生泄露。
⑤
目标水层含油饱和度较低时，注入的超临界co2埋存效率会显著提升，因此需要对含油饱和度进行分类。
⑥
深度较大的水层，温度压力也较大，会显著影响co2在水中的溶解度，因此需要对水层深度，温压条件进行分类。
[0083]
根据实列区域的基本情况，可以将油层的孔隙度、渗透率、含油饱和度，地层水矿化度、盖层厚度、埋存层厚度分为好(i)、中(ii)、差(iii)三类，该油藏深度较大，且油藏温度较高，均是co2化学埋存的不利因素，且水型均一，为ca2cl水型，因此这些因素不再进一步分类。考虑上述“6因素”对实例区数据按如表4具体分类。
[0084]
表4 co2化学埋存阶段适宜度分类标准
[0085][0086]
(4)co2驱油—埋存测井识别与三维可视化分类
[0087]
先利用单井测井曲线数据特征初步识别。适宜埋存co2的场所需要致密且具有一定厚度的盖层来保证注入co2不会逸散，而且适宜埋存的目标储层也需要具有一定厚度。如图2所示，实例区w1井3302.2米-3345米处，孔隙度、渗透率曲线在低值和高值处均有连续的“稳定段”，即可利用单井初步定位此处适宜埋存co2。储层分类相模型显示该段上下分别有5米、 10米的优质隔夹层，流体分类相模型显示该处储层流体为油层，埋存层—盖层模型显示该处有良好盖层，co2埋存分类模型显示该处以ii类埋存层为主，局部存在一类埋存层，三阶段阶段模型显示该处为油层co2驱替—物理埋存阶段，三阶段分类模型显示该处以油层co2驱替—物理埋存阶段的ii类埋存层为主。如图3所示，w3井3078.4米-3105米处，其孔隙度、渗透率曲线无相对稳定状态，该段储层隔夹层均未达到有效厚度，因此可直接判断该处不满足co2封存的条件，对应的各埋存模型在该处也均无数据。
[0088]
根据实例区co2驱油—埋存标准建立co2驱油—埋存三阶段模型(图4)，进一步建立实例区co2驱油—埋存三阶段分类模型(图5)，对比w1储层3d模型与co2驱油—埋存三阶段分类3d模型剖图(图6-图7)检验其模型可靠性。
[0089]
进一步的，co2的驱油量可视化分类评价具体为：
[0090]
结合三阶段分类模型，建立co2驱油—物理埋存阶段与co2驱油—物化埋存阶段进行 co2驱油量的可视化分类模型，计算各类驱油量。首先进行多组岩心驱替实验计算换油率，在油藏条件下向原油饱和度不同的让两组岩心中注入co2，测定co2驱油—物理埋存阶段与 co2驱油—物化埋存阶段的最大换油率，实例区换油率变化曲线如图8所示，计算其驱油系数为0.915。
[0091]
结合实例区三阶段分类模型，完成co2驱油—物理埋存阶段、co2驱油—物化埋存阶段驱油量可视化分类建模(图9-图14)，并计算出各类驱油量(表5)，实例区s4段co2驱油—
物理埋存阶段、co2驱油—物化埋存阶段各类一共驱替产出原油约831万吨。
[0092]
表5 co2的驱油量可视化分类计算结果
[0093][0094]
进一步的，co2的埋存量可视化分阶段分类评价具体为：
[0095]
结合三阶段分类模型，建立co2的埋存量可视化分阶段分类模型，包括建立基于埋存系数法的co2驱油—物理埋存阶段埋存量分类模型、建立基于埋存系数法的co2驱油—物化埋存阶段埋存量分类模型、建立基于埋存系数法的co2化学埋存阶段埋存量分类模型，最后计算出各阶段各类埋存量。埋存系数包括物理埋存系数和化学埋存系数在混相驱油中，物理埋存系数为2.475，即地面每增加1kg原油使用标准状况下2.475kg的co2；co2溶于地层水后经一段时间会与高矿化度地层水发生反应，实现矿化埋存，矿化埋存量的多少与目标层地层水含量的多少有关。各阶段水中co2的埋存量计算公式如式(1)所示，其化学埋存系数随油藏条件变化而变化，是一非固定值。
[0096]
mco2＝mw
·
x
[0097][0098]
式中：
[0099]mco2
—co2埋存量，kg；
[0100]
mw—含水量，kg；
[0101]
x—化学埋存系数；
[0102]mco2
—co2埋存量，kg；
[0103]
φ—平均孔隙度，％；
[0104]
—co2在油藏条件下的溶解度，kg/kg；
[0105]
sw—平均含油饱和度，％；
[0106]vw
—模型含水网格体积，m3；
[0107]
—co2在油藏温度与压力条件下的密度，kg/m3；
[0108]
(1)基于埋存系数法的co2驱油—物理埋存阶段埋存量分类建模与计算
[0109]
依据co2驱油—物理埋存阶段i类、ii类、iii类3d模型，结合本阶段仅发生物理埋存的特点，先计算物理埋存系数，再进行co2驱油—物理埋存阶段的co2埋存量分类建模并计
算出各类埋存量。实例区co2驱油—物理埋存阶段i类、ii类、iii类埋存量分布3d模型如图15-图17所示，其埋存量分类计算结果如表6所示。
[0110]
表6 co2驱油—物化埋存阶段埋存量计算结果
[0111][0112]
(2)基于埋存系数法的co2驱油—物化埋存阶段埋存量分类建模与计算
[0113]
依据co2驱油—物化埋存阶段i类、ii类、iii类3d模型，结合本阶段发生物理埋存及化学埋存的特点，先计算物理埋存系数及化学埋存系数，再进行co2驱油—物理埋存阶段的 co2埋存量分类建模并计算各类埋存量。实例区co2驱油—物化埋存阶段i类、ii类、iii类埋存量分布3d模型如图18-图20所示，其埋存量分类计算结果如表7所示。
[0114]
表7 co2驱油—物化埋存阶段埋存量计算结果
[0115][0116]
(3)基于埋存系数法的co2化学埋存阶段埋存量分类建模与计算
[0117]
依据co2化学埋存阶段i类、ii类、iii类3d模型，结合本阶段仅发生化学埋存的特点，先计算化学埋存系数，再进行co2驱油—物理埋存阶段的co2埋存量分类建模，并计算各类埋存量。实例区co2化学埋存阶段i类、ii类、iii类埋存量分布3d模型如图21-图23所示，其埋存量分类计算结果如表8所示。
[0118]
表8 co2化学埋存阶段埋存量计算结果
[0119][0120]
统计实例区s4段通过超临界co2混相驱油三阶段各类co2地质埋存共约2200万吨。
[0121]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当理解本发明并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、修改和环境，并能够在本文所述构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本发明的精神和范围，则都应在本发明所附权利要求的保护范围内。