凝析气藏的开采评估方法和装置与流程

1.本技术涉及气藏开发技术领域，尤其涉及一种凝析气藏的开采评估方法和装置。


背景技术：

2.目前，凝析气藏通过循环注气开采方式进行开采，以获得凝析气藏中的凝析油，循环注气开采方式是通过向凝析气藏的开采井中注入气体，保持地层压力，减轻反凝析，从而开采出凝析油。但是这种方式注入的气体为干气，其流度大于凝析气藏中储层流体，在开采井内压差的作用下，容易形成渗流通道，造成凝析气藏的开采井发生气窜现象，将影响凝析气藏的开采井的产能和采收率，降低凝析气藏的开采效果。因此，亟需要针对循环注气开采方式的凝析气藏开采过程准确地进行评估开采效果。


技术实现要素：

3.本技术提供一种凝析气藏的开采评估方法和装置，以针对循环注气开采方式的凝析气藏开采过程准确地评估开采效果。
4.第一方面，本技术提供一种凝析气藏的开采评估方法，包括：
5.获取凝析气藏的开采井的生产数据，所述生产数据包括：所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比；
6.根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系；
7.根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系；
8.根据所述第二对应关系以及采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得所述凝析气藏的开采状况。
9.可选的，所述根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系，包括：
10.根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
11.对所述第三对应关系中的凝析气藏的采收率赋以不同的取值，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系。
12.可选的，所述根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系，包括：
13.根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系；
14.根据所述第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。
15.可选的，累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系由下述公式一表示：
16.lng
p
＝a bn
p
ꢀꢀ
公式一
17.其中，g
p
表示累计产气量，单位m3，n
p
表示累计产油量，单位m3，a和b是拟合常数。
18.可选的，所述根据所述第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系，包括：
19.将生产气油比与所述b的比值作为累计产气量，凝析油的地质储量与凝析油的采出程度的乘积作为累计产油量，由所述公式一获得公式二：
20.lnrs＝lnb a bn
oro
ꢀꢀ
公式二
21.其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，a和b是拟合常数；
22.将所述凝析气藏的极限生产气油比作为生产气油比，将所述凝析气藏的采收率作为凝析油的采出程度，由公式二获得公式三：
23.lnr
sl
＝lnb a bn
orm
ꢀꢀ
公式三
24.其中，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，a和b是拟合常数；
25.根据上述公式二和所述公式三，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
26.所述第三对应关系由公式四表示：
27.lnrs＝b
×
no×
(r
o-rm) lnr
sl
ꢀꢀ
公式四
28.其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，a和b是拟合常数。
29.可选的，所述根据所述第二对应关系以及采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得所述凝析气藏的开采状况，包括：
30.根据采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线；
31.根据所述第二对应关系，获得实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线；
32.根据实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线，以及采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线，获得所述凝析气藏的开采状况。
33.可选的，所述根据实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线，以及采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线，获得所述凝析气藏的开采状况，包括：
34.若所述第二变化曲线中包含第一形态变化线，所述第一形态变化线中实际生产气
油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率小于第一预设变化率，且所述第一形态变化线最接近采收率为第一值的第一变化曲线，则确定所述第一形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采状况良好，所述第一值大于0.5；
35.若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第二形态变化线，所述第二形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第一预设变化率且小于第二预设变化率，所述第二形态变化线的结束点最接近采收率为第二值的第一变化曲线，则确定所述第二形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采出现缓慢气窜现象，所述第二值大于所述第一值，所述第一预设变化率小于第二预设变化率；
36.若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第三形态变化线，所述第三形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第二预设变化率，所述第三形态变化线的结束点最接近采收率为第三值的第一变化曲线，则确定所述凝析气藏的开采出现严重气窜现象，所述第三值小于所述第二值。
37.第二方面，本技术提供一种凝析气藏的开采评估装置，包括：
38.第一获取模块，用于获取凝析气藏的开采井的生产数据，所述生产数据包括：所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比；
39.第二获取模块，用于根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系；
40.确定模块，用于根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系；
41.处理模块，用于根据所述第二对应关系以及采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得所述凝析气藏的开采状况。
42.可选的，所述第二获取模块，具体用于：
43.根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
44.对所述第三对应关系中的凝析气藏的采收率赋以不同的取值，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系。
45.可选的，所述第二获取模块，具体用于：
46.根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系；
47.根据所述第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。
48.可选的，累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系由下述公式一表示：
49.lng
p
＝a bn
p
ꢀꢀ
公式一
50.其中，g
p
表示累计产气量，单位m3，n
p
表示累计产油量，单位m3，a和b是拟合常数。
51.可选的，所述第二获取模块，具体用于：
52.将生产气油比与所述b的比值作为累计产气量，凝析油的地质储量与凝析油的采出程度的乘积作为累计产油量，由所述公式一获得公式二：
53.lnrs＝lnb a bn
oro
ꢀꢀ
公式二
54.其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，a和b是拟合常数；
55.将所述凝析气藏的极限生产气油比作为生产气油比，将所述凝析气藏的采收率作为凝析油的采出程度，由公式二获得公式三：
56.lnr
sl
＝lnb a bn
orm
ꢀꢀ
公式三
57.其中，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，a和b是拟合常数；
58.根据上述公式二和所述公式三，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
59.所述第三对应关系由公式四表示：
60.lnrs＝b
×
no×
(r
o-rm) lnr
sl
ꢀꢀ
公式四
61.其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，a和b是拟合常数。
62.可选的，所述处理模块，具体用于：
63.根据采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线；
64.根据所述第二对应关系，获得实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线；
65.根据实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线，以及采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线，获得所述凝析气藏的开采状况。
66.可选的，所述处理模块，具体用于：
67.若所述第二变化曲线中包含第一形态变化线，所述第一形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率小于第一预设变化率，且所述第一形态变化线最接近采收率为第一值的第一变化曲线，则确定所述第一形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采状况良好，所述第一值大于0.5；
68.若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第二形态变化线，所述第二形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第一预设变化率且小于第二预设变化率，所述第二形态变化线的结束点最接近采收率为第二值的第一变化曲线，则确定所述第二形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采出现缓慢气窜现象，所述第二值大于所述第一值，所述第一预设变化率小于第二预设变化率；
69.若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第三形态变化线，所述第三形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随
实际采出程度变化的变化率大于第二预设变化率，所述第三形态变化线的结束点最接近采收率为第三值的第一变化曲线，则确定所述凝析气藏的开采出现严重气窜现象，所述第三值小于所述第二值。
70.第三方面，本技术提供一种凝析气藏的开采评估装置，包括：存储器和处理器；
71.所述存储器用于存储程序指令；
72.所述处理器用于调用所述存储器中的程序指令执行如本技术第一方面所述的凝析气藏的开采评估方法。
73.第四方面，本技术提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被执行时，实现如本技术第一方面所述的凝析气藏的开采评估方法。
74.本技术提供的凝析气藏的开采评估方法和装置，通过获取凝析气藏的开采井的生产数据，根据生产数据中的凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系，根据生产数据中的凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系，根据第二对应关系以及采收率在不同取值下的第一对应关系，获得凝析气藏的开采状况，通过上述方式，能够针对循环注气开采方式的凝析气藏开采过程准确地评估开采效果，为凝析气田气驱开发效果评估提供技术支持，包括评价气窜程度、量化气窜与采出程度的关系，以便能够及时采取优化措施，并对采取的优化措施进行效果评估，以提高经济效益，保障凝析气田的增产、稳产。
附图说明
75.为了更清楚地说明本技术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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
76.图1为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估方法的流程图；
77.图2为本技术另一实施例提供的凝析气藏的开采评估方法的流程图；
78.图3为本技术一实施例提供的一凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量和累计产油量的对应关系图；
79.图4为本技术一实施例提供的一凝析气藏不同的采收率下生产气油比与凝析油的采出程度之间的对应关系图；
80.图5为本技术一实施例提供的自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度与各统计时间内的实际生产气油比之间的对应关系图；
81.图6为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估装置的结构示意图；
82.图7为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估装置的结构示意图；
83.图8为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估装置的结构示意图。
具体实施方式
84.为使本技术实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，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，都属于本技术保护的范围。
85.凝析气藏通过循环注气开采方式进行开采，以获得凝析气藏中的凝析油，但是这种循环注气开采方式注入的气体为干气，其流度大于凝析气藏中储层流体，在开采井内压差的作用下，容易形成渗流通道，造成凝析气藏的开采井发生气窜现象，将影响凝析气藏的开采井的产能和采收率，降低凝析气藏的开采效果。
86.本技术提供一种凝析气藏的开采评估方法和装置，通过获取凝析气藏的开采井的生产数据，根据生产数据中的凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系，根据生产数据中的凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系，根据第二对应关系以及采收率在不同取值下的第一对应关系，获得凝析气藏的开采状况，通过上述方式，能够针对循环注气开采方式的凝析气藏开采过程准确地评估开采效果，提高凝析气田的经济效益，保障凝析气田的增产、稳产。
87.图1为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估方法的流程图，本实施例的方法可以应用于电子设备中，该电子设备可以是终端设备、服务器等，终端设备又例如可以是手机、平板电脑、笔记本电脑、台式电脑等。如图1所示，本实施例的方法包括：
88.s101、获取凝析气藏的开采井的生产数据，生产数据包括：凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比。
89.本实施例中，凝析气藏的累计产气量根据自投产日起至各统计时间的日产气量累加得到，凝析气藏的累计产油量根据自投产日起至各统计时间的日产油量累加得到，凝析油的实际采出程度是实际累计产油量与实际凝析油的地质储量的比值，各统计时间内的实际生产气油比是各统计时间内的单位时间产气量与单位时间产油量的比值，可选的，单位时间可以为天，本技术这里不做限制。
90.可选的，各统计时间可以是月，则自投产日起至各统计时间即为自投产日起各个月。其中自投产日起各个月，可以是自投产日所在的月到当前时间所在的月，本技术这里不做限制。
91.其中，上述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比可以是用户向执行本方法实施例的电子设备输入的，或者，是其它设备向执行本方法实施例的电子设备发送的。
92.s102、根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系。
93.本实施例中，根据凝析气藏的采收率的不同取值，可以得到生产气油比与凝析油的采出程度之间的应关系，因此可以根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之
间的对应关系，该关系定义为第一对应关系。
94.s103、根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系。
95.本实施例中，凝析气藏的生产气油比与凝析油的采出程度之间存在对应关系，因此可以根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的对应关系，该关系定义为第二对应关系。
96.需说明的是，本技术实施例对s102与s103的执行顺序不做限定。
97.s104、根据第二对应关系以及采收率在不同取值下的第一对应关系，获得凝析气藏的开采状况。
98.本实施例中，根据第一对应关系中的不同采收率、不同采收率下的生产气油比以及凝析油的采出程度，与第二对应关系中的实际生产气油比以及凝析油的实际采出程度，获得凝析气藏的开采状况。
99.可选的，在获得凝析气藏的开采状况之后，可以输出凝析气藏的开采状况，比如显示凝析气藏的开采状况，或者，将凝析气藏的开采状况发送给终端设备，由终端设备显示凝析气藏的开采状况。
100.本技术提供的凝析气藏的开采评估方法，通过获取凝析气藏的开采井的生产数据，生产数据包括：凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系，根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系，根据第二对应关系以及采收率在不同取值下的第一对应关系，获得凝析气藏的开采状况，通过上述方式，能够针对循环注气开采方式的凝析气藏开采过程准确地评估开采效果，为凝析气田气驱开发效果评估提供技术支持，包括评价气窜程度、量化气窜与采出程度的关系，以便能够及时采取优化措施，并对采取的优化措施进行效果评估，以提高经济效益，保障凝析气田的增产、稳产。
101.在图1所示实施例的基础上，在一些实施例中，图2为本技术另一实施例提供的凝析气藏的开采评估方法的流程图，如图2所示，本实施例的方法可以包括：
102.s201、获取凝析气藏的开采井的生产数据，生产数据包括：凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比。
103.本实施例中，s201的具体实现过程可以参见图1所示实施例的相关描述，此处不再赘述。
104.s202、根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系。
105.本实施例中，根据大量的气藏实际生产数据经验统计发现，气驱气藏开发中后期时，其累计产气量g
p
和累计产油量n
p
在半对数坐标中接近于直线。因此，本实施例根据凝析
气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系。
106.可选的，累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系由下述公式一表示：
107.lng
p
＝a bn
p
ꢀꢀ
公式一
108.其中，g
p
表示累计产气量，单位m3，n
p
表示累计产油量，单位m3，a和b是拟合常数。例如：一气田循环注气开发凝析气藏x，在一个月的统计时间内，如果累计产气量g
p
为0.0213*108m3，则lng
p
的值为14.57163254，如果累计产油量n
p
为0.124*104t，其中，该凝析气藏的凝析油密度为0.797g/ml，将累计产油量n
p
的单位换算为“方”后，则累计产油量n
p
的值为1556m3。图3为本技术一实施例提供的一凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量和累计产油量的对应关系图，如图3所示，将该凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量代入公式lng
p
＝a bn
p
中，得到累计产气量g
p
和累计产油量n
p
在半对数坐标中接近于直线，对生产后期数据点进行线性回归，在满足相关性要求的情况下求得该直线的截距a(拟合常数)的值为21.6826、斜率b(拟合常数)的值为0.0000001987，线性相关系数r的平方(r2)的值为0.9915738876，对其开方可以得到相关系数r的值为0.995778，该值接近于1，表示累计产气量g
p
和累计产油量n
p
的相关性好。
109.s203、根据第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。
110.本实施例中，已经获得了累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系，即公式一，因此，本实施例根据第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。
111.可选的，将生产气油比与拟合常数b的比值作为累计产气量，凝析油的地质储量与凝析油的采出程度的乘积作为累计产油量，由公式一获得公式二：
112.lnrs＝lnb a bn
oro
ꢀꢀ
公式二
113.其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，a和b是拟合常数。
114.具体地，凝析气藏处于地下时，其表现为凝析气；当其被开采至地上后，其中，部分表现为气体形式，是为天然气，部分表现为液体形式，是为凝析油。no表示凝析气被开采至地上后表现为凝析油的地质储量，ro表示凝析气被开采至地上后表现为凝析油的采出程度。
115.对公式一的两边同时对时间t求导结果如下：
[0116][0117]
其中，表示为日产气量，表示日产凝析油量，b是拟合常数，t单位为天。
[0118]
将rs生产汽油比(即：日产气量与日产凝析油量的比值)带入公式五，得到g
p
＝rs/b。
[0119]
由于循环注气凝析气藏的特殊性，其井口产出物在地层中为单一气相(凝析气)，而产出后为气液两相(气体形式为天然气，液体形式为凝析油)，此处忽略产出气相天然气的影响，将no定义为凝析油的地质储量，将ro定义为凝析油的采出程度，此时根据累计产油
量n
p
、凝析油的地质储量no、凝析油的采出程度ro得到n
p
＝no×ro
。
[0120]
将g
p
＝rs/b、n
p
＝no×ro
代入公式一，获得公式二。
[0121]
可选的，将凝析气藏的极限生产气油比作为生产气油比，将凝析气藏的采收率作为凝析油的采出程度，由公式二获得公式三：
[0122]
lnr
sl
＝lnb a bn
orm
ꢀꢀ
公式三
[0123]
其中，r
sl
表示凝析气藏的极限生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，rm表示凝析气藏的采收率，单位％，a和b是拟合常数。
[0124]
具体地，依据凝析气藏实际生产经验及经济效益评价，为公式二设置极限条件，设置极限生产气油比r
sl
，该极限生产气油比表示此时产油量达到极限经济产量。凝析气藏的采收率rm是气藏达到废弃条件时的最终采出程度，当生产气油比达到r
sl
时，一般认为ro＝rm，即此时的采出程度最大，达到采收率，将凝析气藏的极限生产气油r
sl
作为公式二中的rs，将凝析气藏的采收率rm作为公式二中的ro，从而由公式二获得公式三。
[0125]
可选的，根据上述公式二和所述公式三，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。第三对应关系由公式四表示：
[0126]
lnrs＝b
×
no×
(r
o-rm) lnr
sl
ꢀꢀ
公式四
[0127]
其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，rm表示凝析气藏的采收率，单位％，r
sl
表示凝析气藏的极限生产气油比，a和b是拟合常数。
[0128]
具体地，分别将上述公式二和公式三的等号两边的式子相减，即：
[0129]
lnr
s-lnr
sl
＝lnb a bn
oro-lnb-a-bn
orm
[0130]
整理后即可得到公式四，根据公式四获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。
[0131]
s204、对所述第三对应关系中的凝析气藏的采收率赋以不同的取值，获得凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系。
[0132]
本实施例中，根据第三对应关系对应的公式四，在凝析油的地质储量no、极限生产气油比r
sl
已知的条件下，将公式四中凝析气藏的采收率rm赋以不同的取值，根据公式四得到生产气油比rs和凝析油的采出程度ro的对应关系。图4为本技术一实施例提供的一凝析气藏不同的采收率下生产气油比与凝析油的采出程度之间的对应关系图，以采收率rm分别取0.1～1之间的多个数值为例，本技术对该多个数值之间的间隔不做限定，如图4所示，10条曲线分别对应采收率rm为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7、0.8、0.9和1.0，数值间隔是0.1；针对每一采收率rm的取值，凝析油的采出程度ro分别取0～rm之间的多个数值，本技术对该多个数值之间的间隔不做限定，如图4所示，每条曲线对应一采收率rm的取值，同时对应多个凝析油的采出程度ro的取值，ro的取值间隔为0.1，即为横坐标，在凝析油的地质储量no、极限生产气油比r
sl
已知的条件下根据公式四计算得到生产气油比rs，即纵坐标。例如：已知凝析油的地质储量no为18056300t，凝析油密度为0.797g/ml，单位换算为“方”后，no值为22655332m3，极限生产气油比r
sl
依据凝析气藏实际生产经验及经济效益评价设置为15000m3/t，单位换算后r
sl
为11955，b的值为0.0000001987，根据公式四得到：lnrs＝4.5016
×
(r
o-rm) 9.3889。假设rm取值为0.3，ro依次取值为：0、0.1、0.2、0.3，则根据上述公式得到rs对应的值为：3097.716511、4858.971002、7621.613893、11955，根据rm、ro、rs的值，就可以
得到图4中rm＝0.3的曲线。依此类推，获得图4中采收率rm不同取值下的对应的其余9条曲线。
[0133]
s205、根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系。
[0134]
本实施例中，s205的具体实现过程可以参见图1所示实施例的相关描述，此处不再赘述。
[0135]
s206、根据采收率在不同取值下的第一对应关系，获得采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线。
[0136]
本实施例中，根据凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系，获得如图4所示的不同的采收率下生产气油比与凝析油的采出程度之间的对应关系图，即为第一变化曲线，对应采收率10种不同取值的10组曲线。
[0137]
可选的，本技术实施例在获得采收率在不同取值下的第一变化曲线后，显示各第一变化曲线，比如各第一变化曲线显示在同一图版中。
[0138]
s207、根据第二对应关系，获得实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线。
[0139]
本实施例中，图5为本技术一实施例提供的自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度与各统计时间内的实际生产气油比之间的对应关系图，根据凝析气藏实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系，获得如图5所示的凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比之间的对应关系图，即为第二变化曲线，对应一条实际的对应关系曲线。
[0140]
可选的，本技术实施例在获得各第二变化曲线后，显示第二变化曲线。，比如第二变化曲线与各第一变化曲线显示在同一图版中。
[0141]
s208、根据实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线，以及采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线，获得所述凝析气藏的开采状况。
[0142]
本实施例中，凝析气藏的开采状况可以通过第二变化曲线以及第一变化曲线的关联关系确定。
[0143]
可选的，若第二变化曲线中包含第一形态变化线，第一形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率小于第一预设变化率，且第一形态变化线最接近采收率为第一值的第一变化曲线，则确定第一形态变化线对应的开采时段凝析气藏的开采状况良好，第一值大于0.5。
[0144]
本实施例中，具体地，第一预设变化率取值为0.1，第一值大于0.5且小于1，第一值在大于0.5的基础上，越接近于1表示凝析气藏的开采效果越好。以一气田循环注气开发凝析气藏y为例，该气藏基本特征参数如表1所示。
[0145]
表1气藏y的基本特征参数
[0146][0147]
在表1数据的基础上，得到气藏y自投产时间起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比的对应关系，对应第二变化曲线，如图5所示，第二变化曲线中的第一形态变化线对应第一动态，表示气藏y在2000年～2002年，气藏投产初期，初始实际生产气油比与第一变化曲线中采收率为0.5的曲线重合，随着开采的进行，实际采出程度提高，但是实际生产气油比并没有出现上升趋势，第一形态变化线基本呈现为一条水平直线向右推进，即第一形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率小于第一预设变化率0.1；开发两年后，气藏y采出程度达到0.21，第一形态变化线与第一变化曲线中采收率为0.7的曲线重合，可采储量为1263.94
×
104t。这说明在开发初早期，循环注气的方式有效的提高了气藏最终采收率，同时并没有造成气窜，其注气开采效果好，处于第一动态。
[0148]
可选的，若第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第二形态变化线，第二形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第一预设变化率且小于第二预设变化率，第二形态变化线的结束点最接近采收率为第二值的第一变化曲线，则确定第二形态变化线对应的开采时段凝析气藏的开采出现缓慢气窜现象，第二值大于第一值，第一预设变化率小于第二预设变化率。
[0149]
在上述实施例的基础上，具体地，第二预设变化率取值为0.3，第二值大于第一值且小于1。如图5所示，第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第二形态变化线，对应第二动态，表示气藏y在2003年～2014年，随着实际采出程度的进一步提高，气藏y实际生产气油比开始逐渐上升但速度较慢，同时第二形态变化线向右移动的速度也随之减慢，即：第二形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第一预设变化率0.1且小于第二预设变化率0.3；至2014年，气藏y实际采出程度达到0.5，第二形态变化线位于第一变化曲线中采收率为0.8的曲线与第一变化曲线中采收率为0.9的曲线之间，气藏y可采储量提高至1534.78
×
104t。在该开采阶段(第二动态)，注入气开始发生缓慢的气窜，注气开采效果较早期变差，但在注气保压抑制反凝析、促进反蒸发的作用下，气藏y最终采收率依然得到一定的提高。
[0150]
可选的，若第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第三形态变化线，第三形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第二预设变化率，第三形态变化线的结束点最接近采收率为第三值的第一变化曲线，则确定凝析气藏的开采出现严重气窜现象，所述第三值小于所述第二值。
[0151]
在上述实施例的基础上，如图5所示，第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第三形态变化线，对应第三动态，表示气藏y在2015年～2018年，短时间内气藏y实际生产气油比快速上升，即：第三形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第二预设变化率0.3，且第三
形态变化线由位于第一变化曲线中采收率为0.85左右曲线逐渐向第一变化曲线中采收率为0.8的曲线移动，这说明注入气开始发生严重的气窜，凝析气产出大幅度降低以致使最终采收率降低，注气开采效果差；与第二动态阶段相比，已有90.28
×
104t可采储量的损失；且如果不尽快进行调整，按照该趋势开发至废弃条件(rs为15000)，最终将损失可采储量288.90
×
104t。
[0152]
2019年至今，因开发效果变差，气藏y在2018年进行了治理，全气藏进行了一系列的注采结构调整及高气油比气窜井的措施，具体措施包括：注采井网调整、分层注气以及改层以及在井控程度低部位部署新井，本技术这里不做限制。如图5中的第四动态中的形态变化线，该形态变化线呈现向右平移的趋势，表示在采取措施后开采效果已经出现转好趋势，预测气藏采收率为0.8，可采储量1444.50
×
104t。
[0153]
本技术提供的凝析气藏的开采评估方法，根据凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度与各统计时间内的实际生产气油比之间的对应关系，获得凝析气藏的开采状况，通过上述方式，能够针对循环注气开采方式的凝析气藏开采过程准确地评估开采效果，为凝析气田气驱开发效果评估提供技术支持，包括评价气窜程度、量化气窜与采出程度的关系，以便能够及时采取优化措施，并对采取的优化措施进行效果评估，以提高经济效益，保障凝析气田的增产、稳产。
[0154]
图6为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估装置的结构示意图，如图6所示，本实施例的凝析气藏的开采评估装置600包括：第一获取模块601、第二获取模块602、确定模块603和处理模块604。
[0155]
第一获取模块601，用于获取凝析气藏的开采井的生产数据，所述生产数据包括：所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比；
[0156]
第二获取模块602，用于根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系；
[0157]
确定模块603，用于根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系；
[0158]
处理模块604，用于根据所述第二对应关系以及采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得所述凝析气藏的开采状况。
[0159]
在上述任一所示实施例的基础上，所述第二获取模块602，具体用于：
[0160]
根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
[0161]
对所述第三对应关系中的凝析气藏的采收率赋以不同的取值，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系。
[0162]
在上述任一所示实施例的基础上，所述第二获取模块602，具体用于：
[0163]
根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系；
[0164]
根据所述第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程
度之间的第三对应关系。
[0165]
在上述任一所示实施例的基础上，累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系由下述公式一表示：
[0166]
lng
p
＝a bn
p
ꢀꢀ
公式一
[0167]
其中，g
p
表示累计产气量，单位m3，n
p
表示累计产油量，单位m3，a和b是拟合常数。
[0168]
在上述任一所示实施例的基础上，所述第二获取模块602，具体用于：
[0169]
将生产气油比与所述b的比值作为累计产气量，凝析油的地质储量与凝析油的采出程度的乘积作为累计产油量，由所述公式一获得公式二：
[0170]
lnrs＝lnb a bn
oro
ꢀꢀ
公式二
[0171]
其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，a和b是拟合常数；
[0172]
将所述凝析气藏的极限生产气油比作为生产气油比，将所述凝析气藏的采收率作为凝析油的采出程度，由公式二获得公式三：
[0173]
lnr
sl
＝lnb a bn
orm
ꢀꢀ
公式三
[0174]
其中，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，a和b是拟合常数；
[0175]
根据上述公式二和所述公式三，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
[0176]
所述第三对应关系由公式四表示：
[0177]
lnrs＝b
×
no×
(r
o-rm) lnr
sl
ꢀꢀ
公式四
[0178]
其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，a和b是拟合常数。
[0179]
在上述任一所示实施例的基础上，所述处理模块604，具体用于：
[0180]
根据采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线；
[0181]
根据所述第二对应关系，获得实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线；
[0182]
根据实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线，以及采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线，获得所述凝析气藏的开采状况。
[0183]
在上述任一所示实施例的基础上，所述处理模块604，具体用于：
[0184]
若所述第二变化曲线中包含第一形态变化线，所述第一形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率小于第一预设变化率，且所述第一形态变化线最接近采收率为第一值的第一变化曲线，则确定所述第一形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采状况良好，所述第一值大于0.5；
[0185]
若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第二形态变化线，所述第二形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第一预设变化率且小于第二预设变化率，所述第二形态变
化线的结束点最接近采收率为第二值的第一变化曲线，则确定所述第二形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采出现缓慢气窜现象，所述第二值大于所述第一值，所述第一预设变化率小于第二预设变化率；
[0186]
若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第三形态变化线，所述第三形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第二预设变化率，所述第三形态变化线的结束点最接近采收率为第三值的第一变化曲线，则确定所述凝析气藏的开采出现严重气窜现象，所述第三值小于所述第二值。
[0187]
本实施例的装置，可以用于执行上述任一所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。
[0188]
图7为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估装置的结构示意图。如图7所示，本实施例的凝析气藏的开采评估装置700包括：存储器701和处理器702。其中，处理器701、存储器702通过总线连接。
[0189]
所述存储器701用于存储程序指令。
[0190]
所述处理器702用于调用所述存储器中的程序指令执行：
[0191]
获取凝析气藏的开采井的生产数据，所述生产数据包括：所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量、凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比；根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系；根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的凝析油的实际采出程度、各统计时间内的实际生产气油比，确定实际生产气油比与凝析油的实际采出程度之间的第二对应关系；根据所述第二对应关系以及采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得所述凝析气藏的开采状况。
[0192]
可选的，所述处理器702，具体用于：
[0193]
根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
[0194]
对所述第三对应关系中的凝析气藏的采收率赋以不同的取值，获得所述凝析气藏的采收率在不同取值下，生产气油比与凝析油的采出程度之间的第一对应关系。
[0195]
在上述任一所示实施例的基础上，所述处理器702，具体用于：
[0196]
根据所述凝析气藏自投产日起至各统计时间的累计产气量、累计产油量，获得累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系；
[0197]
根据所述第四对应关系，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系。
[0198]
可选的，累计产气量与累计产油量之间的第四对应关系由下述公式一表示：
[0199]
lng
p
＝a bn
p
ꢀꢀ
公式一
[0200]
其中，g
p
表示累计产气量，单位m3，n
p
表示累计产油量，单位m3，a和b是拟合常数。
[0201]
在上述任一所示实施例的基础上，所述处理器702，具体用于：
[0202]
将生产气油比与所述b的比值作为累计产气量，凝析油的地质储量与凝析油的采出程度的乘积作为累计产油量，由所述公式一获得公式二：
[0203]
lnrs＝lnb a bn
oro
ꢀꢀ
公式二
[0204]
其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，a和b是拟合常数；
[0205]
将所述凝析气藏的极限生产气油比作为生产气油比，将所述凝析气藏的采收率作为凝析油的采出程度，由公式二获得公式三：
[0206]
lnr
sl
＝lnb a bn
orm
ꢀꢀ
公式三
[0207]
其中，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，a和b是拟合常数；
[0208]
根据上述公式二和所述公式三，获得凝析气藏的采收率、生产气油比与凝析油的采出程度之间的第三对应关系；
[0209]
所述第三对应关系由公式四表示：
[0210]
lnrs＝b
×
no×
(r
o-rm) lnr
sl
ꢀꢀ
公式四
[0211]
其中，rs表示生产气油比，no表示凝析油的地质储量，单位m3，ro表示凝析油的采出程度，单位％，rm表示所述凝析气藏的采收率，单位％，r
sl
表示所述凝析气藏的极限生产气油比，a和b是拟合常数。
[0212]
在上述任一所示实施例的基础上，所述处理器702，具体用于：
[0213]
根据采收率在不同取值下的所述第一对应关系，获得采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线；
[0214]
根据所述第二对应关系，获得实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线；
[0215]
根据实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化的第二变化曲线，以及采收率在不同取值下的生产气油比随凝析油的采出程度变化的第一变化曲线，获得所述凝析气藏的开采状况。
[0216]
在上述任一所示实施例的基础上，所述处理器702，具体用于：
[0217]
若所述第二变化曲线中包含第一形态变化线，所述第一形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率小于第一预设变化率，且所述第一形态变化线最接近采收率为第一值的第一变化曲线，则确定所述第一形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采状况良好，所述第一值大于0.5；
[0218]
若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第二形态变化线，所述第二形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第一预设变化率且小于第二预设变化率，所述第二形态变化线的结束点最接近采收率为第二值的第一变化曲线，则确定所述第二形态变化线对应的开采时段所述凝析气藏的开采出现缓慢气窜现象，所述第二值大于所述第一值，所述第一预设变化率小于第二预设变化率；
[0219]
若所述第二变化曲线中包含实际生产气油比随凝析油的实际采出程度变化而增长的第三形态变化线，所述第三形态变化线中实际生产气油比与极限生产气油比的比值随实际采出程度变化的变化率大于第二预设变化率，所述第三形态变化线的结束点最接近采收率为第三值的第一变化曲线，则确定所述凝析气藏的开采出现严重气窜现象，所述第三值小于所述第二值。
[0220]
本实施例的装置，可以用于执行上述任一所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。
[0221]
图8为本技术一实施例提供的凝析气藏的开采评估装置的结构示意图，如图8所示，例如，凝析气藏的开采评估装置800可以被提供为一服务器或计算机。参照图8，装置800包括处理组件801，其进一步包括一个或多个处理器，以及由存储器802所代表的存储器资源，用于存储可由处理组件801的执行的指令，例如应用程序。存储器802中存储的应用程序可以包括一个或一个以上的每一个对应于一组指令的模块。此外，处理组件801被配置为执行指令，以执行上述任一方法实施例。
[0222]
装置800还可以包括一个电源组件803被配置为执行装置800的电源管理，一个有线或无线网络接口804被配置为将装置800连接到网络，和一个输入输出(i/o)接口805。装置800可以操作基于存储在存储器802的操作系统，例如windows servertm，mac os xtm，unixtm,linuxtm，freebsdtm或类似。
[0223]
本技术还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上凝析气藏的开采评估方法。
[0224]
上述的计算机可读存储介质，上述可读存储介质可以是由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(sram)，电可擦除可编程只读存储器(eeprom)，可擦除可编程只读存储器(eprom)，可编程只读存储器(prom)，只读存储器(rom)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。可读存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
[0225]
一种示例性的可读存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该可读存储介质读取信息，且可向该可读存储介质写入信息。当然，可读存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和可读存储介质可以位于专用集成电路(application specific integrated circuits，简称：asic)中。当然，处理器和可读存储介质也可以作为分立组件存在于凝析气藏的开采评估装置中。
[0226]
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
[0227]
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本技术的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本技术进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本技术各实施例技术方案的范围。