CN114720347A - 一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本申请涉及一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置及方法，检测装置包括：核磁共振检测组件，包括竖直设置的热缩管、岩心夹持器和核磁共振检测单元，核磁共振检测单元围绕热缩管设置；超声波组件，包括超声波发生器和超声波换能器，超声波换能器设置在岩心夹持器外侧，超声波换能器沿热缩管的周向、轴向设置；温度控制组件，包括温控管、热敏元件和冷冻机，热缩管套设与温控管外侧，热敏元件位于温控管的内部，冷冻机与温控管的内部连通；驱替组件，包括驱替泵、围压泵、流量计、气水油分离器。本申请能够实时获取超声波强化页岩油开采中孔隙的实时变化特征，能够为超声波强化页岩油开采技术改进提供理论依据。
Description
技术领域
本申请涉及页岩油开采技术领域，尤其涉及一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置及方法。
背景技术
伴随传统油气资源日趋紧缺，产量与消费量差距日益增大，供需失衡背景下非常规油气产量逐渐引起人们的重视。页岩油作为近年来全球非常规油气开发的典型代表，拥有巨大可采的资源基础和不断攀升的工业产量，但仍存在资源品质整体较差、单井产量低等制约页岩油高效开采的关键问题。现有技术中，利用超声波产生的机械振动效应能够对页岩储层具有致裂、扩孔、增渗的效果，产生的热效应能够改善原油性质，从而提高页岩油采收率。
然而，目前关于超声波技术在页岩油开采中的应用尚不成熟，其中如何认识超声波对页岩油储层的作用特征及其机制是提高超声波技术地质适用性、有效性的关键。
特别是现有技术分析超声波对储层孔隙改变的方法中，多是对比超声波作用前后孔隙变化，得到的是孔隙变化的累加值。然而，超声波作用是以高频率和高周期的弹性波在一段时间内反复打开和关闭孔裂隙的，但是现有检测装置无法获取超声波加载过程中孔隙的实时变化，难以准确表征流体的实时流动路径。现有技术中应用超声波技术对原油进行超声处理实现降低稠油粘度，但此过程是通过对脱气后的稠油进行超声波作用，不是在原始地层条件约束下进行的实验，不能真实的反映原油赋存状态的实时变化。
发明内容
鉴于上述分析，本申请旨在提供一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置及方法，用以解决现有检测方法无法实时获取超声波强化页岩油开采中孔隙的变化特征，而且无法获取原始储层约束条件下超声波作用后原油赋存状态变化特征的问题。
本申请的目的主要是通过以下技术方案实现的：
本申请技术方案中，一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置，包括：核磁共振检测组件，包括竖直设置的热缩管、岩心夹持器和核磁共振检测单元，岩心夹持器用于将岩心夹持于热缩管内，核磁共振检测单元围绕热缩管设置；超声波组件，包括电连接的超声波发生器和超声波换能器，超声波换能器设置在岩心夹持器外侧；超声波换能器设有多个，至少部分的超声波换能器沿热缩管的周向均布设置，至少部分的超声波换能器沿热缩管的轴向设置；温度控制组件，包括温控管、热敏元件和冷冻机，热缩管套设与温控管外侧，岩心位于温控管内侧，热敏元件位于温控管的内部，冷冻机与温控管的内部连通；驱替组件，包括驱替泵、围压泵、流量计、气水油分离器，驱替泵用于将驱替液经由岩心泵向气水油分离器，流量计用于测量驱替液的流量，围压泵用于为岩心提供围压。
本申请技术方案中，岩心夹持器包括第一端和第二端，分别密封设置于热缩管的两端；驱替组件还包括进液管和出液管，进液管穿过第一端，出液管穿过第二端。
本申请技术方案中，温控管为环形管，中部填充有热力流体；温度控制组件还包括温度传感器、进流管和出流管；温度传感器位于温控管的内侧，热敏元件位于温控管中部，用于加热热力流体；进流管和出流管均一端与温控管连通，另一端与冷冻机连通，冷冻机用于冷却热力流体。
本申请技术方案中，核磁共振检测组件还包括核磁共振线圈，核磁共振线圈绕设于热缩管的外侧，且核磁共振线圈的内侧和外侧均设有无磁管。
本申请技术方案中，超声波换能器沿热缩管的轴线方向可移动设置；岩心的密度越大，沿热缩管轴向相邻的两个超声波换能器之间的距离越小。
本申请技术方案还提供一种功率超声提高页岩油采收率的检测方法，使用本申请前述技术方案中的功率超声提高页岩油采收率的检测装置；功率超声提高页岩油采收率的检测方法包括：样本采集及预处理；将样本通过岩心夹持器固定在热缩管内，并连接超声波组件、温度控制组件、驱替组件；通过超声波组件对样本进行超声波诱导，通过驱替组件收集样本的页岩油；通过核磁共振检测组件对样本进行核磁共振检测；根据收集的页岩油和核磁共振检测结果，获取样本超声波提高页岩油采收率的结果。
本申请技术方案中，样本采集及预处理，包括：通过密闭取心的方式采集含油等级为饱含油的页岩油储层样本，将采集样本制作为圆柱体，称重后放入岩心夹持器中进行T1-T2谱检测。
本申请技术方案中，通过超声波组件对样本进行超声波作用，通过驱替组件收集样本的页岩油，包括：通过度控制组件使样本的温度保持在预设温度范围；根据预设压力条件，采用驱替组件通过蒸馏水驱替原始饱含油样本，通过油水分离装置获得原始可动页岩油体积；随后通过设置不同的超声波参数(频率、声强、时间)对样本进行超声波作用，每一阶段作用后都采用预设压力条件进行蒸馏水驱替，直至不出油为止，随后记录所述驱替组件收集的样本的页岩油的体积。重复上述过程，直至完成实验条件，实验结束。
本申请技术方案中，通过核磁共振检测组件对样本进行核磁共振检测，包括：在对样本进行超声波作用的过程中，对样本进行T2检测、T1-T2检测和核磁成像。
本申请技术方案中，获取样本功率超声提高页岩油采收率的结果包括：通过超声波加载后收集到的页岩油总体积与其和原始可动页岩油体积的和的比值，可计算超声波不同作用阶段页岩油采收率。通过不同条件下收集的页岩油的体积，获得超声波加载过程中超声波频率、声强、作用时间对样本页岩油可动比例的变化关系，以确定最佳的超声波作用参数获取较大的页岩油可动比例；过超声波作用过程中对样本进行T2检测和核磁成像，可获超声波频率、声强、作用时间与孔隙的变化关系，并能够获得孔隙实时变化特征；通过超声波作用过程中对样本进行T1-T2检测，可获得超声波频率、声强、作用时间对页岩油油质特征、赋存状态的改变。
本申请技术方案至少能够实现以下效果之一：
1、本申请将驱替组件与核磁共振检测组件的热缩管连通，再将超声波组件的超声波换能器设置在热缩管的外侧，超声波换能装置与核磁共振检测装置分别采用独立电源(系统)控制，避免了测试时信号发生干扰。本装置可以实现任何超声波作用时间间隔的设置，且能够实时进行岩心样本的核磁共振检测，能够实现在温度保持不变的条件下进行核磁共振检测，更能够准确真实的反映孔隙与原油赋存状态的实时变化。
2、本申请在热缩管的内侧，岩心样本的外侧设置温控管，并通过热敏元件和冷冻机来分别实现对热力流体的加热和冷却，从而精确、实时地控制岩心样本的温度，避免超声波诱导产生的能量造成岩心样本的温度异常升高，同时在核磁共振检测时保证检测温度恒定，进一步提高检测结果的准确性。
3、本申请沿竖直方向设置热缩管，能够反映岩心样本的垂直层理面方向的参数特性，同时，保证了岩心样本在两端和中部受到超声波作用产生孔隙的程度一致，降低了局部过度诱导的可能性，从而进一步提高了检测结果的准确性。
本申请中，上述各技术方案之间还可以相互组合，以实现更多的优选组合方案。本申请的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分优点可从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的目的和其他优点可通过说明书以及附图中所特别指出的内容中来实现和获得。
附图说明
附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本申请的限制，在整个附图中，相同的参考符号表示相同的部件。
图1为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测装置的结构原理图。
图2为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测装置结构示意图。
图3为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测装置的核磁共振检测组件的结构示意图。
图4为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测方法的流程图。
附图标记：
11、热缩管；12、岩心夹持器；13、核磁共振检测单元；14、核磁共振线圈；
21、超声波发生器；22、超声波换能器；
31、温控管；32、热敏元件；33、冷冻机；34、进流管；35、出流管；
41、驱替泵；42、围压泵；43、流量计；44、气水油分离器；45、进液管；46、出液管；47、中间容器。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本申请的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本申请的实施例一起用于阐释本申请的原理，并非用于限定本申请的范围。
在本申请实施例的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接可以是机械连接，也可以是电连接可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
全文中描述使用的术语“顶部”、“底部”、“在……上方”、“下”和“在……上”是相对于装置的部件的相对位置，例如装置内部的顶部和底部衬底的相对位置。可以理解的是装置是多功能的，与它们在空间中的方位无关。
图1为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测装置的结构原理图。图2为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测装置结构示意图。图3为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测装置的核磁共振检测组件的结构示意图。
由于超声波是高频率高周期的弹性波，能够在一定时间范围内反复压缩和拉张页岩油储层孔隙，孔隙的变化是实时连续变化。已有方法通过对比超声波作用前后页岩油储层内孔隙的变化，反映的是孔隙变化的累加值，无法实现页岩油储层孔隙的实时变化检测。基于此，本申请实施例提供了一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置，参考图1至图3，包括：核磁共振检测组件，包括竖直设置的热缩管11、岩心夹持器12和核磁共振检测单元13，岩心夹持器12用于将岩心夹持于热缩管11内，核磁共振检测单元13围绕热缩管11设置；超声波组件，包括电连接的超声波发生器21和超声波换能器22，超声波换能器22设置在岩心夹持器12外侧；超声波换能器22设有多个，至少部分的超声波换能器22沿热缩管11的周向均布设置，至少部分的超声波换能器22沿热缩管11的轴向设置；温度控制组件，包括温控管31、热敏元件32和冷冻机33，热缩管11套设与温控管31外侧，岩心位于温控管31内侧，热敏元件32位于温控管31的内部，冷冻机33与温控管31的内部连通；驱替组件，包括驱替泵41、围压泵42、流量计43、气水油分离器44，驱替泵41用于将驱替液经由岩心泵向气水油分离器44，流量计43用于测量驱替液的流量，围压泵42用于为岩心提供围压。
核磁共振检测组件作为本申请实施例的核心部件之一，用于对岩心样本进行核磁共振检测，从而获得岩心样本的内部结构特征参数，用以反映岩心样本实际的内部结构。通过核磁共振检测，可以免于将岩心样本从检测装置上取下检测，因此可以实现对岩心样本的实时检测，避免在取下岩心样本的过程中，超声波诱导产生的孔隙回缩，从而使得检测结果更加准确。岩心夹持器12能够将岩心固定在热缩管11内。岩心夹持器12设有可伸缩的顶杆，能够适配固定不同尺寸的岩心样本。核磁共振检测单元13应当至少能够对岩心样本进行核磁共振T2检测、T1-T2检测和核磁成像。本实施例的检测装置能够实现在超声波作用过程中页岩油储层孔隙的实时变化检测，进而能准确表征流体的实时流动路径，阐明功率超声作用下页岩油储层物性改善机理。
超声波组件，包括超声波发生器21和超声波换能器22，超声波发生器21通过线路与超声换能器22相连，超声波换能器22能够将输入的电功率转换成机械功率传递给岩心样本，从而改善样本的储层孔裂隙结构，与此同时超声波作用能够使页岩油油质从重质向轻质发生转变，吸附态向游离态转变，流体可流动性增强。扩孔作用协同流体可动性增强效应是功率超声提高页岩油采收率的本质。超声波发生器21用于产生超声波信号，超声波换能器22接收超声波信号，并发出超声波，超声波作用于岩心样本，使得岩心样本产生孔裂隙。将超声波换能器22设置为多个，并沿热缩管11的周向均布，能够保证岩心样本的周向受超声波诱导产生孔裂隙的程度一致。沿热缩管11的轴向可以调整超声波换能器22的位置，尤其是根据垂直岩石样本层理面方向调整超声波换能器22的位置，使得岩心样本的轴向受超声波诱导产生孔裂隙的程度一致。示例性地，超声波发生器21功率最高可达25kw，超声波换能器22频率范围为20-100kHz。
示例性的，超声波换能器22通过滑块设于滑杆上，滑杆平行于热缩管11的轴线布置，且滑杆上设有刻度，滑块具有阻尼机构，使得超声波换能器22能够沿滑杆移动且能够停在指定位置处，此结构设置可以根据岩心长度选择性设置超声波换能器22的布置密度以及超声换能器22的布置位置。
现有检测方法中，将页岩油储层样本进行超声波作用后，超声作用后的页岩油储层样本取出后再进行核磁T1-T2谱检测，在取出至开始核磁检测过程中，页岩油储层样本温度势必会发生变化，温度的变化一方面会影响流体中的氢信号的含量，从而导致测量的误差增大，另一方面还会导致原油黏度增大，弱化超声波降黏作用。基于上述问题，本实施例的检测装置通过设置温度控制组件能够实时准确地控制本申请实施例的温度。温控管31设置在热缩管11的内侧，岩心样本设置在温控管31的内侧，使得温控管31能够直接控制岩心样本的温度，避免超声波的能量造成岩心样本的温度升高，还能够保持核磁共振检测过程中岩心样本的温度不变。对于核磁系统而言，温度的变化会影响流体中的氢信号的含量，从而导致测量的误差增大；同样在超声波系统中，超声波作用时热效应会造成环境温度升高，如果要单独探讨超声波机械振动作用的影响时，需要控制温度不变。温度控制组件能够使得核磁共振检测结果更加准确。热敏元件32用于加热，冷冻机33用于冷却。
驱替组件能够将驱替液向岩心样本。在超声波作用后，岩心样本产生孔隙，油质油重变轻，一部分重质页岩油成为可以采集的轻质可动油。通过泵入驱替液，能够将可动油采集出来，从而获得页岩油。驱替泵41用于将驱替液经由岩心泵向气水油分离器44。气水油分离器44能够将混有页岩油的驱替液进行分离以获得采集出的页岩油。流量计43用于测量驱替液的流量，可以直观地判断采集处的页岩油的体积。围压泵42用于为岩心样本提供围压，模拟岩心样本位于地下的状态，使检测结果更加准确。
参考图1至图3，进一步地，岩心夹持器12包括第一端和第二端，分别密封设置于热缩管11的两端；驱替组件还包括进液管45和出液管46，进液管45穿过第一端，出液管46穿过第二端。
岩心夹持器12从热缩管11的两端将岩心样本夹持在热缩管11内。驱替液通过进液管45进入热缩管11内，并将岩心样本中的可动油采集出来，经由出液管46通向气水油分离器44。岩心夹持器12与热缩管11之间密封设置，能够防止驱替液泄漏。此外，也能够保持岩心样本的围压稳定。
需要说明的是，驱替泵41可以为ISCO泵，用于提供驱替压力。驱替组件还可以包括中间容器47，位于进液管45远离热缩管11的一端，用于存放驱替液。驱替组件还可以包括压力传感器，用于监测注入压力与回压。
进一步地，参考图1至图3，温控管31为环形管，中部填充有热力流体；温度控制组件还包括温度传感器、进流管34和出流管35；温度传感器位于温控管31的内侧，热敏元件32位于温控管31中部，用于加热热力流体；进流管34和出流管35均一端与温控管31连通，另一端与冷冻机33连通，冷冻机33用于冷却热力流体。
环形的温控管31能够包覆岩心样本的侧面，使得岩心样本能够均匀加热或冷却。热力流体可以采用氟油。进流管34、出流管35、温控管31和冷冻机33，形成热力流体的循环管路。冷冻机33能够就进行制冷。热敏元件32可以加热热力流体。温度传感器能够检测热力流体的温度。根据热力流体的实时温度调整热敏元件32加热或冷冻机33冷却热力流体，实现温度的精确控制。
进一步地，参考图1至图3，核磁共振检测组件还包括核磁共振线圈14，核磁共振线圈14绕设于热缩管11的外侧，且核磁共振线圈14的内侧和外侧均设有无磁管。
核磁共振线圈14缠绕于热缩管11的外侧，使得热缩管11内部的岩心样本能够处于稳定的磁场中。位于核磁共振线圈14的内侧和外侧的无磁管可以为无磁性隔热材料，以防止升温过程对核磁测试产生信号干扰，可实现实验过程中可在任一阶段对样本进行核磁共振测试分析。热缩管11、核磁共振线圈14都设置在磁体箱内。需要说明的是，核磁共振检测单元13可以为核磁共振波谱仪，可以包括数据采集模块、数据处理模块和数据储存模块。与压力传感器、流量计43相连能够实时记录驱替过程中的压力数据、流量数据等，能够实时收集与处理核磁数据。示例性地，核磁共振检测单元13可以采用23MHz高精度核磁共振分析仪，能够实现实时获取T1-T2二维核磁共振谱。
进一步地，超声波换能器22沿热缩管11的轴线方向可移动设置；岩心的密度越大，沿热缩管11轴向相邻的两个超声波换能器22之间的距离越小。
热缩管11的轴线方向可以为垂直岩石样本的层理面方向。因此沿热缩管11的轴线方向，岩石样本存在密度不均匀的情况。为了使超声诱导后产生的孔隙均匀地分布在岩石样本内，岩心的密度越大，沿热缩管11轴向相邻的两个超声波换能器22之间的距离越小，岩心的密度越小，沿热缩管11轴向相邻的两个超声波换能器22之间的距离越大，以提高超声波的实际作用强度，从而使岩心样本密度大的部分也能够产生与其他部分一同均布的孔隙。
在其中一种可选实施方式中，沿热缩管11的轴线方向，从岩石样本的中部到两端的方向，相邻的两个超声波换能器22之间的距离逐渐增加。中部的超声波的实际作用强度更大，使得更难以产生孔隙的中部能够更顺利地产生孔隙，从而使整个岩心样本内的孔隙能够均匀分布，使岩心样本内部的页岩油能够更充分地转换为可动状态，形成可动油，由驱替组件采集出来，进而更加真实地反映岩石样本经过超声波诱导后的特性。
图4为本申请实施例的功率超声提高页岩油采收率的检测方法的流程图。
本申请实施例该提供了一种功率超声提高页岩油采收率的检测方法，使用前述实施例中的功率超声提高页岩油采收率的检测装置。
页岩油超声波诱导采收检测方法包括：
S1、样本采集及预处理；
通过密闭取心的方式采集含油等级为饱含油的页岩油储层岩心样本，采用线切割方式垂直层理钻取直径2.5cm，长度5cm的圆柱体，并保证圆柱体岩心的两端光滑、平整。此时的岩心样本中存在可动状态的页岩油。
S2、将样本通过岩心夹持器12固定在热缩管11内，并连接超声波组件、温度控制组件、驱替组件；
将岩心样本放入热缩管11中，通过岩心夹持器12固定，并使得岩心样本位于核磁共振线圈14的中部，依次将驱替组件、超声波组件、温度控制组件与核磁共振检测组件进行连接，将岩心夹持器12内部以及循环导流管内部充满热力流体，例如氟油。保证各个组件通电后能保持正常运行，与此同时检查各组件之间是否有信号干扰，测试数据处理用的主机知否正常运行。
S3、通过超声波组件对样本进行超声波作用，通过驱替组件收集样本的页岩油；
通过度控制组件使样本的温度保持在预设温度范围；根据预设压力条件，采用驱替组件通过蒸馏水驱替原始饱含油样本，通过油水分离装置获得原始可动页岩油体积V1；随后通过设置不同的超声波参数对样本进行超声波作用，每一阶段作用后都采用预设压力条件进行蒸馏水驱替，直至不出油为止，随后记录所述驱替组件收集的样本的页岩油的体积V2，重复上述过程，直至完成实验条件，实验结束。其中，超声波参数包括频率、声强和时间。
示例性地，超声波频率为20-60kHz、声强5-25kW/m2，振动时间5-70min，振动过程中始终保持温度恒定在60℃。预设温度主要由温度传感器监测，由热敏元件32加热或由冷冻机33冷却。持续对岩心样本驱替，直至出口段不出油为止，通过油水分离装置结合计量装置，记录出油体积。设置驱替组件的注入压力8MPa，回压2MPa，围压20MPa，预设温度60℃，注入流体为蒸馏水。注入压力由驱替泵41控制，例如ISCO泵。围压由围压泵42控制。压力监测主要通过压力传感器进行实时监测。
S4、通过核磁共振检测组件对样本进行核磁共振检测；
在对样本进行超声波作用的过程中，对样本进行T2检测、T1-T2检测和核磁成像。示例性地，每隔30s进行核磁T2检测，结合氮气吸附实验，可将核磁信号向孔径分布转换，就可得到超声作用不同时间后孔隙分布的变化，从而可实现页岩油储层孔隙在超声波作用过程中孔隙连续变化。通过每隔30s进行核磁成像，可获得超声波作用过程中流体流动路径的改变。在驱替结束后对岩石样本再次进行核磁共振测试，包括T2检测、T1-T2检测和核磁成像。
S5、根据收集的页岩油和核磁共振检测结果，获取样本页岩油超声波诱导采收结果。
当重复n次步骤S3和步骤S4后，可以获得出油体积V2、V3……Vn，对应超声波参数下，超声波诱导后的页岩油可动比例为：
通过超声波作用不同时间T2谱的检测，可以分析孔隙的实时变化；通过不同时间核磁成像的检测，可以分析流体流动路径的变化；通过核磁T1-T2检测可以直观分析超声波作用过程中原油赋存状态的变化，结合不同阶段收集原油的油质分析，可以判别超声波作用过程中原油成分变化。
在步骤S1中，还包括对岩心样本进行密度检测步骤，获取岩心样本的密度。其中，获取岩心样本的密度包括：岩心样本的平均密度和岩心样本轴向不同位置处的密度。岩心样本轴向不同位置，可以根据岩心样本轴向发育的层理面划定，岩心样本层理面两侧的岩性存在差异，密度也不同。
可选的，在步骤S2中，基于岩心样本的平均密度大小，按照如下规律布置超声波换能器22：岩心的平均密度越大，沿热缩管11轴向相邻的两个超声波换能器22之间的距离越小；岩心的平均密度越小，沿热缩管11轴向相邻的两个超声波换能器22之间的距离越大。
可选的，在步骤S2中，基于岩心样本轴向密度变化，将岩心样本划段，测定每一段岩心的密度，得到岩心样本轴向不同岩心段的密度分布情况，按照如下规律布置超声波换能器22：沿岩心样本的轴向上，密度越大的岩心段上超声波换能器22的布置密度越大，密度越小的岩心段上超声波换能器22的布置密度越小。
由于超声波频率越大，超声波波长越短，遇到较大或与波长长度相当的孔裂隙、矿物等则无法绕射或衍射，造成波速降低；反之，超声波频率越小，波长越大，能够有效绕过更多孔裂隙障碍并沿传导方向继续传导。声强越高，作用时间越长，储层孔裂隙扩展越显著。基于此，本实施例为了提高页岩油采收率，提出了不同超声参数组合的实验方案，具体按照以下三个阶段进行：
第一阶段超声处理，采用高频、高声强、短时间的参数进行超声波振动作用，采用的超声波参数为：频率为50Hz、声强为20kW/m2、时间为5min。第一阶段采用此超声参数的目的是在较近的区域内实现快速扩孔。振动过程中始终保持温度恒定在60℃。预设温度主要由温度传感器监测，由热敏元件32加热或由冷冻机33冷却。完成第一阶段超声处理后，立即进行第一阶段驱替过程，具体设置驱替组件的注入压力5MPa、回压2MPa、围压20MPa、预设温度60℃，注入流体为蒸馏水。
第二阶段超声处理，随后采用低频、高声强、短时间的参数进行超声波作用，采用的超声波参数为：频率为20Hz、声强为20kW/m2、时间为5min。第二阶段采用此超声参数的目的是使得孔、裂隙进一步延展，因为相比于高频而言，低频对远距离区域内的孔隙能够实现扩孔作用。完成第二阶段超声处理后，立即进行第二阶段驱替过程，具体设置驱替组件的注入压力5MPa、回压2MPa、围压20MPa、预设温度60℃，注入流体为蒸馏水。
第三阶段超声处理，采用低频、低声强、长时间的参数进行超声波作用，采用的超声波参数为：频率为20Hz、声强为5kW/m2、时间为60min。第三阶段采用此超声参数的目的是，由于前两步作用过程中，高声强产生的扩孔作用使得大量的脆性矿物等固体颗粒脱落，如果仍采用高声强作用下势必会造成固体颗粒堵塞储层的孔隙喉道，反而降低储层孔隙的连通性。因此本步中采用波及范围更广的低频和作用强度较小的低声强为参数，利用时间效应进行长时间的超声波作用，利用超声波是弹性波的属性，促使更多不同孔径孔隙中的原油流出。为了防止大量固体颗粒脱落导致储层孔隙被堵塞，完成第三阶段超声处理后，立即进行第三阶段驱替过程，具体设置驱替组件的注入压力10MPa、回压2MPa、围压20MPa、预设温度60℃，注入流体为蒸馏水。
本实施例中，无论是超声波作用过程中，亦或是采用水驱过程中，都对岩石样本进行T2检测、T1-T2检测和核磁成像。示例性地，每隔30s进行核磁T2检测，结合氮气吸附实验，可将核磁信号向孔径分布转换，能够得到超声作用不同时间后孔隙分布的变化，从而实现页岩油储层孔隙在超声波作用过程中孔隙连续变化的检测。每隔30s进行核磁成像，可分析流体的实时流动路径变化。在驱替结束后对岩石样本再次进行核磁共振测试，包括T2检测、T1-T2检测、和核磁成像。通过核磁T1-T2检测可以直观分析超声波作用过程中原油赋存状态的变化，结合不同阶段收集原油的油质分析，可以判别超声波作用过程中原油成分变化。
现有技术中，采用超声波降黏都是通过对脱气后的稠油进行超声波作用，而本实施例不仅能够分析超声波作用过程中的油质特征变化，还能够实现在储层温度、压力等条件不变的条件下，实现对储层中的原油赋存状态进行分析，主要是借助实时的T1-T2检测，通过分析含油区内信号量的变化，给出超声波作用后不同赋存态页岩油的转换关系。
综上所述，本申请实施例提供了一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置及方法，至少具有如下有益效果之一：
1、本申请将驱替组件与核磁共振检测组件的热缩管连通，再将超声波组件的超声波换能器设置在热缩管的外侧，在对岩心样本进行超声波诱导的同时获取岩心样本产生的可动油，并能够实时地对超声波诱导后的岩心样本进行核磁共振检测，从而连续获得岩心样本因超声波诱导而产生改变的孔隙参数，进而更加真实准确地检测超声波诱导后岩心样本的状态参数。
2、本申请在热缩管的内侧，岩心样本的外侧设置温控管，并通过热敏元件和冷冻机来分别实现对热力流体的加热和冷却，从而精确、实时地控制岩心样本的温度，避免超声波诱导产生的能量造成岩心样本的温度异常升高，同时在核磁共振检测时保证检测温度恒定，进一步提高检测结果的准确性。
3、本申请沿竖直方向设置热缩管，能够反映岩心样本的垂直层理面方向的参数特性，同时，保证了岩心样本在两端和中部受到超声波诱导二产生孔隙的程度一致，降低了局部过度诱导的可能性，从而进一步提高了检测结果的准确性。
4、本申请能够实现实时分析超声波作用下页岩油储层的孔隙变化规律与页岩油赋存状态和油质变化的研究，以及定量评价超声波作用不同阶段页岩油采收率的变化，为超声波强化页岩油开采技术改进提供理论依据，为页岩油大规模高效开发提供有益启示。
以上，仅为本申请较佳的具体实施方式，但本申请的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置，其特征在于，包括：
核磁共振检测组件，包括竖直设置的热缩管、岩心夹持器和核磁共振检测单元，所述岩心夹持器用于将岩心夹持于所述热缩管内，所述核磁共振检测单元围绕所述热缩管设置；
超声波组件，包括电连接的超声波发生器和超声波换能器，所述超声波换能器设置在岩心夹持器外侧；所述超声波换能器设有多个，至少部分的所述超声波换能器沿所述热缩管的周向均布设置，至少部分的所述超声波换能器沿所述热缩管的轴向设置；
温度控制组件，包括温控管、热敏元件和冷冻机，所述热缩管套设与所述温控管外侧，所述岩心位于所述温控管内侧，所述热敏元件位于所述温控管的内部，所述冷冻机与所述温控管的内部连通；
驱替组件，包括驱替泵、围压泵、流量计、气水油分离器，所述驱替泵用于将驱替液经由所述岩心泵向所述气水油分离器，所述流量计用于测量驱替液的流量，所述围压泵用于为所述岩心提供围压。
2.根据权利要求1所述的功率超声提高页岩油采收率的检测装置，其特征在于，所述岩心夹持器包括第一端和第二端，分别密封设置于所述热缩管的两端；
所述驱替组件还包括进液管和出液管，所述进液管穿过所述第一端，所述出液管穿过所述第二端。
3.根据权利要求1所述的功率超声提高页岩油采收率的检测装置，其特征在于，所述温控管为环形管，中部填充有热力流体；
所述温度控制组件还包括温度传感器、进流管和出流管；所述温度传感器位于所述温控管的内侧，所述热敏元件位于温控管中部，用于加热所述热力流体；所述进流管和所述出流管均一端与所述温控管连通，另一端与所述冷冻机连通，所述冷冻机用于冷却所述热力流体。
4.根据权利要求1所述的功率超声提高页岩油采收率的检测装置，其特征在于，所述核磁共振检测组件还包括核磁共振线圈，所述核磁共振线圈绕设于所述热缩管的外侧，且所述核磁共振线圈的内侧和外侧均设有无磁管。
5.根据权利要求1所述的功率超声提高页岩油采收率的检测装置，其特征在于，所述超声波换能器沿所述热缩管的轴线方向可移动设置；所述岩心的密度越大，沿所述热缩管轴向相邻的两个所述超声波换能器之间的距离越小。
6.一种功率超声提高页岩油采收率的检测方法，其特征在于，使用权利要求1至5任一所述的功率超声提高页岩油采收率的检测装置；所述功率超声提高页岩油采收率的检测方法包括：
样本采集及预处理；
通过密闭取心的方式采集含油等级为饱含油的页岩油储层样本，将所述样本制作为圆柱体，称重后放入岩心夹持器中进行TI-T2谱检测；将样本通过所述岩心夹持器固定在所述热缩管内，并连接所述超声波组件、所述温度控制组件、所述驱替组件；
通过所述超声波组件对所述样本进行超声波加载，通过所述驱替组件收集所述样本的页岩油；
通过所述核磁共振检测组件对样本进行核磁共振检测；
根据收集的页岩油和核磁共振检测结果，获取功率超声提高页岩油采收率的结果。
7.根据权利要求6所述的功率超声提高页岩油采收率的检测方法，其特征在于，样本采集及预处理，包括：
样本采集要求：通过密闭取心的方式采集含油等级为饱含油的页岩油储层样本，油质以重质稠油为主，胶质和沥青质含量高，页岩油流动性较差；
样本预处理：将所述样本制作为圆柱体，称重后放入岩心夹持器中进行TI-T2谱检测。
8.根据权利要求7所述的功率超声提高页岩油采收率的检测方法，其特征在于，通过所述超声波组件对所述样本进行超声波诱导，通过所述驱替组件收集所述样本的页岩油，包括：
通过温度控制组件使样本的温度保持在预设温度范围；根据预设压力条件，通过驱替组件驱替原始饱含油样本，通过油水分离装置获得原始可动页岩油体积；随后通过设置不同的超声波参数对样本进行超声波作用，每一阶段作用后都采用预设压力条件进行蒸馏水驱替，直至不出油为止，随后记录所述驱替组件收集的样本的页岩油的体积，通过超声波加载后收集到的页岩油总体积与其和原始可动页岩油体积的和的比值，计算不同作用阶段页岩油采收率。
9.根据权利要求8所述的功率超声提高页岩油采收率的检测方法，其特征在于，通过所述核磁共振检测组件对样本进行核磁共振检测，包括：
在对样本进行超声波作用过程中，实时对样本进行核磁T2检测、T1-T2检测和核磁成像。
10.根据权利要求9所述的功率超声提高页岩油采收率的检测方法，其特征在于，获取样本功率超声提高页岩油采收率的结果包括：
通过收集的页岩油的总体积，获得超声波加载过程中超声波频率、声强、作用时间对样本页岩油可动比例的变化关系，以确定最佳的超声波作用参数获取较大的页岩油可动比例；
通过超声波作用过程中对样本进行T2检测和核磁成像，获超声波频率、声强、作用时间与孔隙的变化关系，并能够获得孔隙实时变化特征；
通过超声波作用过程中对样本进行T1-T2检测，获得超声波频率、声强、作用时间对页岩油油质特征及原油赋存状态的改变。
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