一种用于低渗油田降压增注表面活性剂体系及其制备方法

技术领域

本发明属于油田开采用表面活性剂技术领域，具体涉及一种用于低渗油田降压增注表面活性剂体系及其制备方法。

背景技术

我国低渗透油田通常采用注水开发。由于低渗透致密油田的油层孔隙度和渗透率低，水在油层中的渗透性较差，渗流阻力极大，增加了注水开发的难度。在通常的注水压力下，注水井的日注入量极低，地层能力将会严重亏空；若要增加注水井的注水量，就需要地面的设备能承受较高的注入压力。地面设备压力等级的提高除了会大大地增加经费的投入，同时，注入压力过高，必然造成地层岩石的破裂，导致水流优势通道的产生，从而不利于水驱波及体积的扩大和油井的含水率快速上升及石油产量迅速下降。这就是低渗透油田水驱开发所面临的注入性困难的问题，即“注不进”的问题。

低渗透油田致密油层中，石油和水互不相容，它们之间的相分离现象严重，加上水的粘度小于油的粘度，导致水在低渗透油田致密油层中流动性好于油的流动性，从而使得油井见水时间提前。而且，油层中，水的优势通道一旦形成，地层的石油由于流动性差的缘故将很难流动到油井而被采出，因此，油井的含水将迅速升高、且很快完全不出油，从而油井会被迫关井。这是水对油的洗油效率差所导致的，而且，越是低渗透，这种问题越严重。

目前常用的降压增注技术有酸化压裂、分层注水、纳米增注及表面活性剂增注等。

其中，酸化压裂较为常见，但酸化压裂只能维持较短时间，需要反复进行，长期来看成本较高；分层注水技术要求水质达标，然而现场开发中很难满足要求；纳米增注技术相对来说，成本较高且纳米增注剂制备工艺复杂。

目前的表面活性剂体系在解决低渗透油田注水困难方面取得较好效果，因此，表面活性剂和相关技术在油气田增产和提高石油采收率领域的研究与应用日益受到关注。但表面活性剂体系在同时解决水驱困难和提高石油洗油效率方面略显不足。由于阳离子型表面活性剂在地层岩石表面的吸附量较大，因此，现有的低渗透油田用表面活性剂极少使用阳离子型表面活性剂及其复配产品。并且现有油田用表面活性剂的配方复杂、制备难度高，油水界面张力难以达到超低界面张力（10

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的缺点，提供了一种用于低渗油田降压增注表面活性剂体系及其制备方法，属于油田化学技术领域；具体涉及低渗透油田降压增注表面活性剂体系配方；该表面活性剂体系由特殊阳离子表面活性剂和非离子表面活性剂、醇类和水组成；该降压增注表面活性剂体系可以降低油水界面张力至超低界面张力，有效降低岩心的驱替压力增加注入量，并大幅度提高石油采收率；该降压增注表面活性剂体系配制方法简便、可操作性强，对于低渗油田开发具有重要意义。

为实现以上技术效果，采用如下技术方案：

一种用于低渗油田降压增注表面活性剂体系，包括阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂、醇类和水；

所述阳离子表面活性剂由1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）、1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）组成。

进一步的，所述1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）的结构式为：

。

进一步的，所述1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）的结构式为：

。

进一步的，所述非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，司本80，吐温80中一种或者多种。

进一步的，所述醇类为甲醇、乙醇、乙二醇、异丙醇中的一种或者多种。

进一步的，所述水为去离子水。

进一步的，所述1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）和1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）的总质量为表面活性剂体系总质量的20-25%，其中，1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）和1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）的质量比为2-3:1。

进一步的，所述醇类质量为表面活性剂体系总质量的25-30%；所述非离子表面活性剂质量为表面活性剂体系总质量的15-20%；所述水质量为表面活性剂体系总质量的25-40%。

一种用于低渗油田降压增注表面活性剂体系的制备方法：

准确称取1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵），称取脂肪醇聚氧乙烯醚及甲醇，将1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵），脂肪醇聚氧乙烯醚溶解于甲醇中，待所有表面活性剂完全溶解后，再添加去离子水，充分搅拌后得到产物即为降压增注表面活性剂体系。

所述表面活性剂体系应用于低渗透油田的降压增注，提高原油采收率。

本发明的有益效果为：本发明公开的降压增注表面活性剂体系可以降低油水界面张力至超低界面张力，有效降低岩心的驱替压力增加注入量，并大幅度提高石油采收率；该降压增注表面活性剂体系配制方法简便、可操作性强，对于低渗油田开发具有重要意义。

附图说明

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，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，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，还可以根据提供的附图获得其它的附图。

图1为本发明实施例13中表面活性剂体系降低驱替压力实验结果图；

图2为本发明实施例14中表面活性剂体系降低驱替压力实验结果图；

图3为本发明实施例15中表面活性剂体系降低驱替压力实验结果图；

图4为本发明实施例16中表面活性剂体系降低驱替压力实验结果图；

图5为本发明实施例17中表面活性剂体系降低驱替压力实验结果图；

图6为本发明实施例18中表面活性剂体系降低驱替压力实验结果图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和“/”或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。

实施例1：

准确称取1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）18克，1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）7克，称取脂肪醇聚氧乙烯醚15克，取甲醇30克，将1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵），脂肪醇聚氧乙烯醚溶解于甲醇中，待表面活性剂完全溶解后，再添加去离子水30克，充分搅拌后得到100克的浅黄色透明溶液。所得产物即为降压增注表面活性剂配方体系。

实施例2：

准确称取1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）14克，1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）7克，称取椰子油脂肪酸二乙醇酰胺19克，取乙二醇25克，将1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵），椰子油脂肪酸二乙醇酰胺溶解于乙二醇中，待表面活性剂完全溶解后，再添加去离子水35克，充分搅拌后得到100克的浅黄色透明溶液。所得产物即为降压增注表面活性剂配方体系。

实施例3：

准确称取1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）25克，称取脂肪醇聚氧乙烯醚15克，取甲醇30克，将1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），脂肪醇聚氧乙烯醚溶解于甲醇中，待表面活性剂完全溶解后，再添加去离子水30克，充分搅拌后得到100克的浅黄色透明溶液。所得产物即为降压增注表面活性剂配方体系。

实施例4：

准确称取1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）25克，称取脂肪醇聚氧乙烯醚15克，取甲醇30克，将1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵），脂肪醇聚氧乙烯醚溶解于甲醇中，待表面活性剂完全溶解后，再添加去离子水30克，充分搅拌后得到100克的浅黄色透明溶液。所得产物即为降压增注表面活性剂配方体系。

实施例5：

准确称取1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）18克，1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）7克，称取甲醇30克，将1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）溶解于甲醇中，待表面活性剂完全溶解后，再添加去离子水45克，充分搅拌后得到100克的浅黄色透明溶液。所得产物即为降压增注表面活性剂配方体系。

实施例6：

准确称取1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵）18克，1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵）7克，称取脂肪醇聚氧乙烯醚15克，去离子水60克，将1，3-丙撑基双（二己烷基甲基氯化铵），1，4-丁撑基双（二辛烷基甲基氯化铵），脂肪醇聚氧乙烯醚溶解于去离子水中，充分搅拌待表面活性剂完全溶解后，得到100克的浅黄色透明溶液。所得产物即为降压增注表面活性剂配方体系。

实施例7：

称取实施例1所制备的表面活性剂体系，分别与标准盐水配置成浓度为0.01%、0.02%、0.05%、0.07%、0.1%的表面活性剂溶液。采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与石油的油水界面张力，测试温度为50℃，界面张力仪转速为6000r/min，结果见表1。

表1 不同浓度的表面活性剂溶液与石油的油水界面张力值

从测试结果可以看出，本发明表面活性剂体系在极低的浓度能降低油水界面张力至10

实施例8：

称取实施例2所制备的表面活性剂配方体系，分别与标准盐水配置成浓度为0.01%、0.02%、0.05%、0.07%、0.1%的表面活性剂溶液。采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与石油的油水界面张力，测试温度为50℃，界面张力仪转速为6000r/min，结果见表2。

表2 不同浓度的表面活性剂溶液与石油的油水界面张力值

从测试结果可以看出，本发明表面活性剂体系在极低的浓度能降低油水界面张力至10

实施例9：

称取实施例3所制备的表面活性剂配方体系，分别与标准盐水配置成浓度为0.01%、0.02%、0.05%、0.07%、0.1%的表面活性剂溶液。采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与石油的油水界面张力，测试温度为50℃，界面张力仪转速为6000r/min，结果见表3。

表3 不同浓度的表面活性剂溶液与石油的油水界面张力值

从测试结果可以看出，本发明表面活性剂体系在0.1%的浓度能降低油水界面张力至10

实施例10：

称取实施例4所制备的表面活性剂配方体系，分别与标准盐水配置成浓度为0.01%、0.02%、0.05%、0.07%、0.1%的表面活性剂溶液。采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与石油的油水界面张力，测试温度为50℃，界面张力仪转速为6000r/min，结果见表4。

表4 不同浓度的表面活性剂溶液与石油的油水界面张力值

从测试结果可以看出，本发明表面活性剂体系在0.1%的浓度能降低油水界面张力至10

实施例11：

称取实施例5所制备的表面活性剂配方体系，分别与标准盐水配置成浓度为0.01%、0.02%、0.05%、0.07%、0.1%的表面活性剂溶液。采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与石油的油水界面张力，测试温度为50℃，界面张力仪转速为6000r/min，结果见表5。

表5 不同浓度的表面活性剂溶液与石油的油水界面张力值

从测试结果可以看出，本发明表面活性剂体系在0.1%的浓度能降低油水界面张力至10

实施例12：

称取实施例6所制备的表面活性剂配方体系，分别与标准盐水配置成浓度为0.01%、0.02%、0.05%、0.07%、0.1%的表面活性剂溶液。采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与石油的油水界面张力，测试温度为50℃，界面张力仪转速为6000r/min，结果见表6。

表6 不同浓度的表面活性剂溶液与石油的油水界面张力值

从测试结果可以看出，本发明表面活性剂体系在较浓度能降低油水界面张力至10

实施例13：

称取实施例1所制备的表面活性剂体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为14.1%，渗透率为1.6mD的天然岩心，在50℃温度条件下用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，压力稳定后采用同样的流速转注表面活性剂溶液，直至驱替压力平稳。见图1。

从驱替结果可以看出，水驱压力稳定在1.165MPa，转注表面活性剂驱替后压力为0.738MPa，在驱替流速相同的情况下，注入表面活性剂溶液的驱替压力相较水驱的驱替压力下降幅度为36.7%。

实施例14：

称取实施例2所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.03%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为18.2%，渗透率为2.9mD的天然岩心，在50℃温度条件下用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，压力稳定后采用同样的流速转注表面活性剂溶液，直至驱替压力平稳。见图2。

从驱替结果可以看出，水驱压力稳定在0.857MPa，转注表面活性剂驱替后压力为0.593MPa，在驱替流速相同的情况下，注入表面活性剂溶液的驱替压力相较水驱的驱替压力下降幅度为30.8%。

实施例15：

称取实施例3所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为13.88%，渗透率为1.59mD的天然岩心，在50℃温度条件下用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，压力稳定后采用同样的流速转注表面活性剂溶液，直至驱替压力平稳。见图3。

从驱替结果可以看出，水驱压力稳定在1.177MPa，转注表面活性剂驱替后压力为1.011MPa，在驱替流速相同的情况下，注入表面活性剂溶液的驱替压力相较水驱的驱替压力下降幅度为14.10%。

实施例16：

称取实施例4所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为14.05%，渗透率为1.58mD的天然岩心，在50℃温度条件下用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，压力稳定后采用同样的流速转注表面活性剂溶液，直至驱替压力平稳。见图4。

从驱替结果可以看出，水驱压力稳定在1.182MPa，转注表面活性剂驱替后压力为1.038MPa，在驱替流速相同的情况下，注入表面活性剂溶液的驱替压力相较水驱的驱替压力下降幅度为12.18%。

实施例17：

称取实施例5所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为14.4%，渗透率为1.63mD的天然岩心，在50℃温度条件下用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，压力稳定后采用同样的流速转注表面活性剂溶液，直至驱替压力平稳。见图5。

从驱替结果可以看出，水驱压力稳定在1.145MPa，转注表面活性剂驱替后压力为1.068MPa，在驱替流速相同的情况下，注入表面活性剂溶液的驱替压力相较水驱的驱替压力下降幅度为6.73%。

实施例18：

称取实施例6所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为14.32%，渗透率为1.62mD的天然岩心，在50℃温度条件下用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，压力稳定后采用同样的流速转注表面活性剂溶液，直至驱替压力平稳。见图6。

从驱替结果可以看出，水驱压力稳定在1.138MPa，转注表面活性剂驱替后压力为0.928MPa，在驱替流速相同的情况下，注入表面活性剂溶液的驱替压力相较水驱的驱替压力下降幅度为18.45%。

实施例19：

称取实施例1所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为15.4%，渗透率为1.9mD的天然岩心安装在岩心加持器中。在50℃温度条件下，采用ISCO泵、用标准盐水以0.04mL/min速率对天然岩心进行水驱，注入水的体积为岩心孔隙体积倍数的2倍（2PV）；再使用石油，以同样的驱替速率驱替岩心，直至岩心不出水为止，并计算岩心的含油饱和度。然后，将饱和油的岩心及岩心加持器置于50℃温度条件下老化72小时以上。再用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，至采出液中不含油（含水率100%）为止，随后转注浓度为0.05%的表面活性剂溶液，再次驱替至采出液中不含油为止，驱替结果如表7所示。

表7 0.05%浓度表面活性剂体系的驱油实验结果

从表7可以看出，水驱油阶段的石油采收率为18.75%，转注表面活性剂后提高采收率16.50%，总采收率35.25%。

实施例20：

称取实施例2所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.03%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为16.7%，渗透率为2.2mD的天然岩心安装在岩心加持器中。在50℃温度条件下，采用ISCO泵、用标准盐水以0.04mL/min速率对天然岩心进行水驱，注入水的体积为岩心孔隙体积倍数的2倍（2PV）；再使用石油，以同样的驱替速率驱替岩心，直至岩心不出水为止，并计算岩心的含油饱和度。然后，将饱和油的岩心及岩心加持器置于50℃温度条件下老化72小时以上。再用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，至采出液中不含油（含水率100%）为止，随后转注浓度为0.03%的表面活性剂溶液，再次驱替至采出液中不含油为止，驱替结果如表8所示。

表8 0.03%浓度表面活性剂体系的驱油实验结果

从表8可以看出，水驱油阶段的石油采收率为21.32%，转注表面活性剂后提高采收率14.41%，总采收率35.73%。

实施例21：

称取实施例3所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.03%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为16.5%，渗透率为2.2mD的天然岩心安装在岩心加持器中。在50℃温度条件下，采用ISCO泵、用标准盐水以0.04mL/min速率对天然岩心进行水驱，注入水的体积为岩心孔隙体积倍数的2倍（2PV）；再使用石油，以同样的驱替速率驱替岩心，直至岩心不出水为止，并计算岩心的含油饱和度。然后，将饱和油的岩心及岩心加持器置于50℃温度条件下老化72小时以上。再用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，至采出液中不含油（含水率100%）为止，随后转注浓度为0.03%的表面活性剂溶液，再次驱替至采出液中不含油为止，驱替结果如表9所示。

表9 0.03%浓度表面活性剂体系的驱油实验结果

从表9可以看出，水驱油阶段的石油采收率为20. 12%，转注表面活性剂后提高采收率3.56%，总采收率23.68%。

实施例22：

称取实施例4所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为15.3%，渗透率为1.9mD的天然岩心安装在岩心加持器中。在50℃温度条件下，采用ISCO泵、用标准盐水以0.04mL/min速率对天然岩心进行水驱，注入水的体积为岩心孔隙体积倍数的2倍（2PV）；再使用石油，以同样的驱替速率驱替岩心，直至岩心不出水为止，并计算岩心的含油饱和度。然后，将饱和油的岩心及岩心加持器置于50℃温度条件下老化72小时以上。再用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，至采出液中不含油（含水率100%）为止，随后转注浓度为0.05%的表面活性剂溶液，再次驱替至采出液中不含油为止，驱替结果如表10所示。

表10 0.05%浓度表面活性剂体系的驱油实验结果

从表10可以看出，水驱油阶段的石油采收率为19.21%，转注表面活性剂后提高采收率3.02%，总采收率22.23%。

实施例23：

称取实施例5所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为15.4%，渗透率为1.9mD的天然岩心安装在岩心加持器中。在50℃温度条件下，采用ISCO泵、用标准盐水以0.04mL/min速率对天然岩心进行水驱，注入水的体积为岩心孔隙体积倍数的2倍（2PV）；再使用石油，以同样的驱替速率驱替岩心，直至岩心不出水为止，并计算岩心的含油饱和度。然后，将饱和油的岩心及岩心加持器置于50℃温度条件下老化72小时以上。再用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，至采出液中不含油（含水率100%）为止，随后转注浓度为0.05%的表面活性剂溶液，再次驱替至采出液中不含油为止，驱替结果如表11所示。

表11 0.05%浓度表面活性剂体系的驱油实验结果

从表11可以看出，水驱油阶段的石油采收率为18.75%，转注表面活性剂后提高采收率2.2%，总采收率20.95%。

实施例24：

称取实施例6所制备的表面活性剂配方体系，与标准盐水配置成浓度为0.05%的溶液。选择长度为5cm，直径为2.5cm，孔隙度为15.6%，渗透率为1.8mD的天然岩心安装在岩心加持器中。在50℃温度条件下，采用ISCO泵、用标准盐水以0.04mL/min速率对天然岩心进行水驱，注入水的体积为岩心孔隙体积倍数的2倍（2PV）；再使用石油，以同样的驱替速率驱替岩心，直至岩心不出水为止，并计算岩心的含油饱和度。然后，将饱和油的岩心及岩心加持器置于50℃温度条件下老化72小时以上。再用ISCO泵以0.04mL/min的流速对岩芯进行水驱，至采出液中不含油（含水率100%）为止，随后转注浓度为0.05%的表面活性剂溶液，再次驱替至采出液中不含油为止，驱替结果如表12所示。

表12 0.05%浓度表面活性剂体系的驱油实验结果

从表12可以看出，水驱油阶段的石油采收率为19.23%，转注表面活性剂后提高采收率3.73%，总采收率22.98%。

由上述实施例1-24可知，本发明提供的降压增注表面活性剂体系，可以有效降低界面张力，从而降低毛管阻力，增加低层流体的流动性，达到降压增注、提高石油采收率的目的。且所采用制备工艺简便，能够大幅降低工业化生产的成本，对于低渗油田开发具有重要意义。

综上所述，本发明公开了一种用于低渗油田降压增注表面活性剂体系及其制备方法，属于油田化学技术领域；具体涉及低渗透油田降压增注表面活性剂体系配方；该表面活性剂体系由特殊阳离子表面活性剂和非离子表面活性剂、醇类和水组成；该降压增注表面活性剂体系可以降低油水界面张力至超低界面张力，有效降低岩心的驱替压力增加注入量，并大幅度提高石油采收率；该降压增注表面活性剂体系配制方法简便、可操作性强，对于低渗油田开发具有重要意义。

至此，本领域技术人员认识到，虽然本文已详尽展示和描述了本发明的实施例，但是，在不脱离本发明精神和范围的情况下，仍可根据本发明公开的内容直接确定或推导符合本发明原理的许多其他变形或修改。因此，本发明的范围应被理解和认定为覆盖了所有这些其他变形或修改。