CN113250659B - 一种提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置，涉及油田开发实验技术领域，在三维模型上部设置第一模拟井，在三维模型中部设置注入井，在三维模型下部设置第二模拟井，由注入井向三维模型内第一次注入气体，分别由第一模拟井和第二模拟井收集产出液。本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法，能够为腰部注气的油藏方案设计提供优化参数。

Description

一种提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置

技术领域

本发明涉及油田开发实验技术领域，特别涉及一种提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置。

背景技术

注气技术是油田开发过程中的常用技术，通常适用于渗透率较低且注水难度大的油藏。

现有油藏开发时，在油藏的高部位注入气，在低部位开采原油。一方面注入气在压差作用下向产出端驱动原油，另一方面，注入气在重力分异作用下，一部分气体在高部位顶端聚集，形成气顶。压差作用下气体极易在油藏内形成窜流通道，波及体积不高，气窜后原油采收率很难提高。如果控制气体注入速度，则气顶聚集现象明显，气体压力由上部均匀作用，整体驱动原油渗流至产出端。注气驱油机理的一个重要方面是在一定温度压力条件下，注入气与原油可发生混相，混相条件下的驱替效率大幅提高。

在模拟上述驱替过程时，通常采用一维模型。一维模型在长度及直径上可以模拟油藏的井距及油层厚度，同时，实验时一维模型旋转一定角度可模拟油层倾角。由于模型自身特点，填砂模型适用于模拟渗透率较高的油藏；而岩样模型适用于模拟渗透率与之接近的油藏。

常规注气技术的局限在于：1、气窜现象经常造成注气方式失效。为防止气窜，必须控制注气速度。2、注入气与原油只发生一次接触，因而气体与原油直接的组分交换等作用受到限制，即混相过程缓慢，混相驱油提高采收率的优势难以发挥。3、在高部位形成的气顶虽有益于均匀向下驱动原油，但横向上的气体连通效果，一旦发生气体窜流，则很难控制。且气顶下方的原油很难动用。

针对常规注气技术的局限，提出腰部注气提高驱替效率的方法，其机理如图1所示。在油藏中部注气，一方面在压差作用下，气体与原油接触后形成一定厚度的过渡带1并驱替原油至低部位2生产井产出；另一方面注入气在重力分异作用下向高部位运移，运移过程中经气体与原油多次接触形成交换区3，在气体与原油组分相互交换的作用下，原油性质大幅改变，易于流动和开采。在高部位5所形成的气顶4将原油-气体系驱替进入产出井。

腰部注气技术的油藏方案设计必需以物理模拟实验效果为基础，进而确定布井、注气量和开关井时间等关键参数。由驱替机理可知，油藏厚度是关键的模拟参数，只有充分的模型厚度才能显示出注入气与原油多次接触的作用效果。显然，一维填砂模型和岩样模型无法适应。一维模型的直径通常低于10cm，沿径向注入气体时，注入气通常会充满直径截面，孔隙空间体积相对较小，原油单相渗流通道被破坏。

有鉴于此，本发明人根据多年从事本领域和相关领域的生产设计经验，经过反复试验设计出一种提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置，以期解决现有技术存在的问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置，能够为腰部注气的油藏方案设计提供优化参数。

为达到上述目的，本发明提出了一种提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，在三维模型上部设置第一模拟井，在所述三维模型中部设置注入井，在所述三维模型下部设置第二模拟井，由所述注入井向所述三维模型内第一次注入气体，分别由所述第一模拟井和所述第二模拟井收集产出液。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，在所述第一模拟井周边和所述第二模拟井周边分别设置有取样井，通过所述取样井收集取样液并分析所述取样液的组分。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，所述三维模型还设置有压力调节井，所述压力调节井位于所述第一模拟井下方，通过所述压力调节井往复驱替和吸收所述三维模型内的流体。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，在所述第一模拟井和所述第二模拟井分别有气体产出后，分别关闭所述第一模拟井和所述第二模拟井。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，所述三维模型还设置有压力调节井，所述压力调节井位于所述第一模拟井下方，在所述第一模拟井和所述第二模拟井分别关闭后，通过所述压力调节井往复驱替和吸收所述三维模型内的流体。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，在所述三维模型内的压力达到预定压力值后，关闭所述注入井停止第一次注入气体；再由所述第一模拟井向所述三维模型内第二次注入气体，由所述第二模拟井收集产出液。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其中，对所述三维模型进行超声波测试，通过所述超声波的声速数据持续监测所述三维模型内气顶形成和发展。

本发明还提出了一种提高驱替效率的注气实验模拟装置，用于如上所述的注气实验模拟方法，其中，所述注气实验模拟装置至少包括三维模型，所述三维模型具有岩样模型和包裹在所述岩样模型外的树脂层，所述岩样模型的模型对角线长度和模型厚度满足公式：

式中，K_m——模型渗透率；K_r——油藏渗透率；L——模型对角线长度；d——模型厚度；L_d为油藏中注入井和生产井之间的长度，h为油藏厚度。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其中，所述第一模拟井、所述注入井和所述第二模拟井沿所述岩样模型的长度方向顺序间隔设置，所述第一模拟井、所述注入井和所述第二模拟井均竖直设置，所述第一模拟井的深度小于所述岩样模型厚度的一半，所述注入井的深度为所述岩样模型厚度的三分之二，所述第二模拟井的深度大于所述岩样模型厚度的三分之二。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其中，在所述第一模拟井周边、所述注入井周边和所述第二模拟井周边分别设置有取样井。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其中，所述三维模型上还设置有压力调节井，所述压力调节井水平设置并位于所述第一模拟井下方，通过所述压力调节井往复驱替和吸收所述三维模型内的流体。

如上所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其中，所述岩样模型顶端安装有多个超声波发射探头，所述岩样模型底端安装有超声波接收探头。

与现有技术相比，本发明具有以下特点和优点：

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法和装置，采用具有一定厚度的三维模型进行注气实验，相对比现有技术中几乎没有厚度的一维模型，能够更加真实的模拟腰部注气方案，进而为腰部注气方案的设计提供更为有效的参数。

附图说明

在此描述的附图仅用于解释目的，而不意图以任何方式来限制本发明公开的范围。另外，图中的各部件的形状和比例尺寸等仅为示意性的，用于帮助对本发明的理解，并不是具体限定本发明各部件的形状和比例尺寸。本领域的技术人员在本发明的教导下，可以根据具体情况选择各种可能的形状和比例尺寸来实施本发明。

图1为腰部注气的机理示意图；

图2为三维模型的俯视图；

图3为三维模型的侧视图；

图4为三维模型的原理图；

图5为超声波密集点阵布置方式示意图(一)；

图6为超声波密集点阵布置方式示意图(二)；

图7为本发明提出的注气实验模拟装置的结构示意图；

图8为本发明中取样井的布置示意图(一)；

图9为本发明中取样井的布置示意图(二)；

图10为腰部注气方式与普通顶部注气方式效果对比图。

具体实施方式

结合附图和本发明具体实施方式的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的具体实施方式，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。

本发明提出了一种提高驱替效率的注气实验模拟方法，在三维模型100上部设置第一模拟井10，在三维模型100中部设置注入井20，在三维模型100下部设置第二模拟井30，由注入井20向三维模型100内第一次注入气体，分别由第一模拟井10和第二模拟井30收集产出液。

本发明还提出一种提高驱替效率的注气实验模拟装置，该注气实验模拟装置包括三维模型100，三维模型100具有岩样模型110和包裹在岩样模型110外的树脂层120，岩样模型110的模型对角线长度L和模型厚度d(模型高度)满足公式：

式中，K_m——模型渗透率；K_r——油藏渗透率；L——模型对角线长度；d——模型厚度。

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法和装置，采用具有一定厚度的三维模型100进行注气实验，相对比现有技术中几乎没有厚度的一维模型，能够更加真实的模拟腰部注气方案，进而为腰部注气方案的设计提供更为有效的参数。

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法和装置，提出了三维模型100基本物性参数(模型对角线长度L和模型厚度d)的确定依据，可将三维模型100的尺寸控制在实验室能力范围内。例如，当模型对角线长度L为75cm，模型厚度d为10cm时，模型的便为50cm*50cm*10cm的厚板状模型。

现有技术中，物理模拟最为基本的原则就是几何尺度的模拟，由于油藏体积的面积和厚度比通常很大，因而可将其看作是有一定倾角的薄矩形体。以注入井和生产井范围为研究目标，记长度为L_d，油藏厚度为h，通常该比值在10～100之间。该比值对实验模拟有很大影响，以比值50为例，若三维模型厚度为10cm，则模型对角线长度则达到500cm，显然超越了目前实验条件。

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法和装置采用渗透率调整方法对三维模型100尺寸进行合理确定。经典的达西公式如下：

ΔP＝P_in-P_out (3)；

通常情况下，气体驱替原油会有气相与油相组分交换的过程，该过程受压力影响很大，因而实验条件必须保证压力数值与油藏开发条件相同，即P_in和P_out保持不变。同理原油性质也必须保持油藏条件，即原油粘度μ不变。线性流速u是重要的控制参数，其调整范围有限，且用于控制开发效果。因次，在本发明中，岩样模型110的长度与渗透率K成简单的线性关系，岩样模型110的模型对角线长度L和模型厚度d满足公式：

式中，K_m——模型渗透率；K_r——油藏渗透率；L——模型对角线长度；d——模型厚度；L_d为油藏中注入井和生产井之间的长度，h为油藏厚度。

利用上述公式及原理可将三维模型100的尺寸控制在实验室能力范围内。

在本发明一个可选的例子中，第一模拟井10、注入井20和第二模拟井30沿岩样模型110的长度方向顺序间隔设置，第一模拟井10、注入井20和第二模拟井30均竖直设置，第一模拟井10的深度小于岩样模型110模型厚度d的一半，注入井20的深度为岩样模型110模型厚度d的三分之二，第二模拟井30的深度大于岩样模型110模型厚度d的三分之二。

在一个可选的例子中，第一模拟井10的井身、注入井20的井身和第二模拟井30的井身分别由两部分构成，在岩样模型110内部为带有孔眼的硬塑管，在树脂层120内则连接转换为耐压钢管。

在一个可选的例子中，第二模拟井30的井身接近岩样模型110的底部，且第二模拟井30的硬塑管开孔位置在接近岩样模型110底部三分之一范围内，该硬塑管上部不与岩样模型相连通。

在本发明一个可选的例子中，在第一模拟井10周边、注入井20周边和第二模拟井30周边分别设置有取样井40，通过取样井40收集三维模型100内的原油和气体并分析上述原油组分和上述气体的组分。通过取样井40可以在实验过程中对三维模型100内的原油和气体进行定点取样分析，定点取样分析原油及气体组分变化不仅可以判断该位置气体浓度变化，而且可定量获得组分交换速度，为注气速度的调整提供依据。

在本发明一个可选的例子中，三维模型100也可以倾斜设置，以使三维模型100与真实地层情况更加接近。

在本发明一个可选的例子中，原油及气体组分由气相色谱仪分析完成。

在本发明一个可选的例子中，三维模型100还设置有压力调节井50，压力调节井50水平设置并位于第一模拟井10下方，通过压力调节井50往复驱替和吸收三维模型100内的流体，进而调节压力调节井50附近区域的压力变化，通过将压力调节井50的引入三维模型100，本发明提出提高驱替效率的注气实验模拟方法和装置能够更好地模拟油藏压力波动对气体与原油相互作用过程的影响。

优选的，压力调节井50设置在三维模型100的底部，这样，通过注入井20注入气体，通过压力调节井50在三维模型100底部(井底)形成压力扰动区，在扰动作用下第一模拟井10附近的原油与气体形成多次接触，原油流动性增强；部分气体进入顶部形成气顶区，该部分气体也因多次接触而富化，使得在驱替过程中，气体波及能力增强。

在本发明一个可选的例子中，岩样模型110底端安装有超声波发射探头140，岩样模型110顶端安装有多个超声波接收探头130。超声波发射探头140向岩样模型110内发射超声波，超声波接收探头130接收穿过岩样模型110后的超声波，进而实现对岩样模型110进行超声波测试，进而监测岩样模型110内气顶的形成和发展。通过超声波测试能够对岩样模型110内气体运移状况特别是气顶形成区进行重点观察，通过超声波的持续监测即可观察出气顶形成、发展的过程。并且在混相条件下，可以还能够计算出气体与原油组分交换所引起的体系密度变化。

在一个可选的例子中，多个超声波接收探头130采取了超声波密集点阵布置方式。在岩样模型110底端设置一个超声波发射探头140，在岩样模型110顶端设置密集排列的多个超声波接收探头130形成的点阵，超声波接收探头130的数量根据需要调节。在本发明中超声波测试的原理是：在岩样模型110岩石孔隙内部充满流体时，超声波测量声速为u1；当有气体发生聚集时，测量声速变慢，减缓为u2，气体平面位置即可确定。利用超声波接收探头130多点阵的排列方式，就可以计算出气体聚集的纵向位置。

在一个可选的例子中，岩样模型110的在其它区域可少量布置超声波接收探头130，获知岩样模型110内气体运移前缘即可。

在一个可选的例子中，注气实验模拟装置还包括声波数据分析系统，超声波接收探头130和超声波发射探头140分别与声波数据分析系统电连接。

在本发明中，可以将超声波测试和通过取样井40取样分析(浓度取样分析)联合使用，通过超声波测试和浓度取样联合分析方法，能够有效监测及观察注气速度及开发方式对渗流过程的影响，进而优化最佳的注气速度、开关井时机等参数。

在本发明一个可选的例子中，注气实验模拟装置还包括外模型200，三维模型100设置在外模型200内。外模型200能够为三维模型提供高温高压环境，进而更真实地模拟实际注气情况。

在一个可选的例子中，外模型200为耐温高压釜。

在本发明一个可选的例子中，注气实验模拟装置还包括中间容器300、恒温箱400和动力系统500。其中，恒温箱400为外模型200和中间容器300提供恒定的实验温度；动力系统500为中间容器300提供动力，将中间容器300内的流体依实验要求注入三维模型100内。中间容器300、恒温箱400和动力系统500的具体结构和连接方式采用现有技术即可，在此不进行赘述。

在本发明一个可选的例子中，在第一模拟井10和第二模拟井30分别有气体产出后，分别关闭第一模拟井10和第二模拟井30；在第一模拟井10和第二模拟井30分别关闭后，保持第一次注入气体的同时通过压力调节井50往复驱替和吸收三维模型100内的流体；当三维模型100内的压力达到预定压力值后，关闭注入井20停止第一次注入气体；再由第一模拟井10向三维模型100内第二次注入气体，并由第二模拟井30收集产出液。

请参考图1至图10，现结合实施例，详细说明本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置的原理和流程。

首先，确定三维模型100的相关参数并制作三维模型100。具体的，由几何相似和渗透率相结合的原则，根据公式

确定适合实验条件的三维模型100，在本实施例中，三维模型100的具体尺寸见表1。

表1内模型渗透率及尺寸的确定

三维模型100的参数确定后，选择合适岩样模型110，首先进行尺寸加工；之后钻取井眼，并置入第一模拟井10、注入井20和第二模拟井30；按照实验要求设置取样井位置，置入取样井40；在岩样模型110的第一模拟井10下方(高部位底部)，置入压力调节井50。第一模拟井10的井身、注入井20的井身、第二模拟井30的井身、取样井40的井身和压力调节井50的井身均由两部分构成，在岩石内部为带有孔眼的硬塑管，在树脂层内则连接转换为耐压钢管，目的是稳定超声波测量性能。通常第一模拟井10井深不多于厚度的一半；注入井20的井深为厚度的2/3；第二模拟井30接近模型底部，且硬塑管开孔位置在接近底部的1/3范围内，上部不与岩石连通。

按照点阵设计在岩样模型110表面粘结超声波发射探头140和超声波接收探头130，并使超声波发射探头140平面和超声波接收探头130平面与岩样模型110表面之间不存在气泡。超声波探头(超声波发射探头140和超声波接收探头130)的选择参见表2。

岩样模型厚度cm	探头频率Hz	点阵个数
			<5	1M	5
5～10	300k～500k	9～16
			10～15	100k～200k	<32

表2超声波探头的选择

在岩样模型准备完毕后，进行封装，即浇注树脂，树脂硬化后在岩样模型110外形成树脂层120。

在本实施例子中，外模型200为耐温高压釜，外模型200的内部空间各向尺寸不低于三维模型100的1.2倍；辅助地，外模型200内壁具有足够多、能密封的孔眼，使三维模型100的模拟井管线、超声波信号线等与外模型200外的设备相连。

中间容器300为不同介质的加压及储备容器；恒温箱400为保证实验过程模拟油藏温度的必备设备；动力系统500主要包括三种作用的驱替泵；一是在外模型200内保持恒定围压模拟油藏压力的围压驱替510，围压也起到保护三维模型100的作用，二是驱替各种流体在三维模型100内进行渗流的驱替泵520，三是控制压力调节的压力控制泵530。

在本实施例子中，提高驱替效率的注气实验模拟装置还具有分析系统，具体的分析系统包括声波数据分析系统700和气相色谱分析系统800。

之后，便可以进行本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法，该注气实验模拟方法包括：

步骤1，将封装完成的三维模型100安装在外模型200内，并连接对应管线、线路，重点检查密封性能；

步骤2，安装外模型200，将管线、线路与恒温箱400、中间容器300、动力系统500及分析系统连接，测试线路连通性，管线、外模型200和三维模型100的密封性能；

步骤3，恒温箱400升温并恒定在油藏温度；外模型200内的围压升压至油藏压力(示例70℃，30MPa)；

步骤4，按照普通驱替实验流程完成三维模型100的抽真空、饱和水、饱和油造束缚水(步骤4后即进入腰部注气实验环节)；

步骤5，在注入井20注入气体(第一次注入气体)，开启作为生产井的第一模拟井10和第二模拟井30，分别计量产出液(初始注入压力27MPa，速度1mL/min；产出端控制压力25MPa)；每产出20mL分别在第一模拟井10周边的取样井40和第二模拟井30周边的取样井40取样分析组分；当第一模拟井10和第二模拟井30有气体产出时，依次关闭第一模拟井10和第二模拟井30(气体形成通道时，注入压力降低至略高于25MPa)；并计算各阶段油量采出程度；

步骤6，保持注入井20(中间注入点)注入状态，开启压力调节井50，其压力调节井50对应的驱替泵520以±0.1mL/min速度往复驱替和吸收流体，每小时转换方向；当岩样模型110内部压力增至初始压力时，停止注气，但保持压力调节井50的压力调节状态；

步骤7，由超声波分析数据判断气体分布及聚集状态，在第一模拟井10区域形成气顶情况；由色谱数据分析整体模型内部组分变化情况；在第二模拟井30附近区域气相密度已明显减弱、且开启观察气体不是单相窜流的前提下，开启第二模拟井30生产，并由第一模拟井10注入气体(第二次注入气体)，初始注入速度1mL/min，由气体分布状况调整注气速度。

步骤8，在第二模拟井30有大量气体产出且不再产油时，实验结束。

最后，通过上述实验获得的数据为腰部注气这一方法的提高采收率性能提供定量指导。

在本实施例中，实验结果得到如表3所列的数据。

表3实验过程及结果数据

由表3所列的数据与同条件下的单纯顶部注气相比较，提高采出程度17.8％，见图10。可以推断：腰部注气这一方法能够较大幅度的提高油藏的驱替效率。

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置提出了三维模型基本物性参数的确定依据，结合油藏特点确定模型的尺寸及渗透率等基础参数；

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置提出了压力调节井的引入实验方法，模拟油藏压力波动对气体与原油相互作用过程的影响；

本发明提出的提高驱替效率的注气实验模拟方法及装置确定了声波测试和浓度取样联合分析方法，监测及观察注气速度及开发方式对渗流过程的影响，优化最佳的注气速度、开关井时机等参数。

针对上述各实施方式的详细解释，其目的仅在于对本发明进行解释，以便于能够更好地理解本发明，但是，这些描述不能以任何理由解释成是对本发明的限制，特别是，在不同的实施方式中描述的各个特征也可以相互任意组合，从而组成其他实施方式，除了有明确相反的描述，这些特征应被理解为能够应用于任何一个实施方式中，而并不仅局限于所描述的实施方式。

Claims (8)

1.一种提高驱替效率的注气实验模拟方法，其特征在于，在三维模型上部设置第一模拟井，在所述三维模型中部设置注入井，在所述三维模型下部设置第二模拟井，由所述注入井向所述三维模型内第一次注入气体，分别由所述第一模拟井和所述第二模拟井收集产出液，计量和分析该产出液；所述三维模型还设置有压力调节井，所述压力调节井位于所述第一模拟井下方，在所述第一模拟井和所述第二模拟井分别有气体产出后，分别关闭所述第一模拟井和所述第二模拟井；在所述第一模拟井和所述第二模拟井分别关闭后，保持所述注入井的注入状态，开启所述压力调节井，通过所述压力调节井往复驱替和吸收所述三维模型内的流体；在所述三维模型内的压力达到预定压力值后，关闭所述注入井停止第一次注入气体并保持所述压力调节井的压力调节状态；再由所述第一模拟井向所述三维模型内第二次注入气体，由所述第二模拟井收集产出液。

2.如权利要求1所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其特征在于，在所述第一模拟井周边和所述第二模拟井周边分别设置有取样井，通过所述取样井收集取样液并分析所述取样液的组分。

3.如权利要求1所述的提高驱替效率的注气实验模拟方法，其特征在于，对所述三维模型进行超声波测试，通过所述超声波的声速数据持续监测所述三维模型内气顶形成和发展。

4.一种提高驱替效率的注气实验模拟装置，用于如权利要求1至3中任意一项所述的注气实验模拟方法，其特征在于，所述注气实验模拟装置至少包括三维模型，所述三维模型具有岩样模型和包裹在所述岩样模型外的树脂层，所述岩样模型的模型对角线长度和模型厚度满足公式：

式中，K_m——模型渗透率；K_r——油藏渗透率；L——模型对角线长度；d——模型厚度；L_d为油藏中注入井和生产井之间的长度，h为油藏厚度。

5.如权利要求4所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其特征在于，所述第一模拟井、所述注入井和所述第二模拟井沿所述岩样模型的长度方向顺序间隔设置，所述第一模拟井、所述注入井和所述第二模拟井均竖直设置，所述第一模拟井的深度小于所述岩样模型厚度的一半，所述注入井的深度为所述岩样模型厚度的三分之二，所述第二模拟井的深度大于所述岩样模型厚度的三分之二。

6.如权利要求4所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其特征在于，在所述第一模拟井周边、所述注入井周边和所述第二模拟井周边分别设置有取样井。

7.如权利要求4所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其特征在于，所述三维模型上还设置有压力调节井，所述压力调节井水平设置并位于所述第一模拟井下方，通过所述压力调节井往复驱替和吸收所述三维模型内的流体。

8.如权利要求4所述的提高驱替效率的注气实验模拟装置，其特征在于，所述岩样模型顶端安装有多个超声波发射探头，所述岩样模型底端安装有超声波接收探头。

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