超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置及实验方法
技术领域
[0001] 本
发明属于采油室内稠油层内水热催化裂解动态模拟实验技术领域，尤其是涉及一种
超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置及实验方法。
背景技术
[0002] 随着常规石油资源的不断减少及世界石油需求量的不断加大，在油气资源中占有较大比例的稠油资源愈来愈受到重视。稠油的显著特点是
粘度大、品质低，一般采用注
蒸汽热
力开采，但热利用率较低，采收率不高，且稠油粘度易随
温度降低而反弹，造成措施有效期较短。
[0003] 受石油炼制过程的启发，国内外石油工作者提出了稠油层内催化水热裂解开采新技术，该技术是将催化剂及助剂伴蒸汽注入油藏，在层内发生裂化反应，实现稠油不可逆降粘，提高稠油流动性与品质，从根本上解决稠油层内流动、井筒举升、地面集输难等一系列问题。但在实际应用过程中，储层往往难以达到催化剂发挥其催化裂解降粘作用所要求的温度，且催化剂进入
地层后难以与稠油充分
接触，大大影响了地层实际的催化裂解降粘作用，进而影响了开采效果。从根本上讲，制约这一技术发展的
瓶颈是稠油的层内催化裂解需要较为苛刻的反应条件。
[0004] 超声波降粘开采稠油是利用超声波机械振动、
空化作用及热作用等产生局部和瞬间的高温、高压等极端条件裂解稠油，降低
原油粘度，提高原油流动性的一种物理法采油技术，目前已取得一定的成果与发展。
[0005] 超声波作用裂解降粘开采稠油属物理法范畴，化学水热催化裂解属化学法范畴，二者裂解降粘机理截然不同。超声波能为化学反应提供
能量，提高催化剂活性，激发和促进活化能较高的裂解反应，加快催化裂解速度；同时，超声振动及
沸腾效应能增加稠油与催化剂接触面积，有利于裂解反应进行；催化剂作用能使稠油组分发生化学变化，降低稠油大分子活化能，从而有利于超声波发挥降粘作用。
[0006] 将超声波采油与稠油层内催化水热裂解相结合，利用超声波在传质、
传热和化学反应等方面的独特性能及与催化水热裂解间的协同效应，实现稠油层内改质开采稠油资源，具有广阔的应用前景。
[0007] 目前，将超声波应用到稠油开采领域，与层内水热催化裂解相结合在国内外都尚未见到其它报导。超声波辅助稠油层内水热催化裂解的室内动态模拟尚属空白，搭建超声波辅助稠油层内水热催化裂解动态模拟实验平台，建立其实验与分析方法，不但能够弥补这一实验领域的缺憾，而且能够验证超声波辅助稠油层内水热催化裂解技术的可行性，揭示超声波辅助稠油层内水热催化裂解控制因素及裂解机理，从而为该技术的推广应用奠定
基础。
发明内容
[0008] 本发明所要解决的技术问题在于针对上述
现有技术中的不足，提供一种结构简单、安装布设方便、工作性能可靠且水热催化裂解动态模拟效果好、功能全面的超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置。
[0009] 为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置，其特征在于：包括环压供给装置、储水罐、储油罐、催化剂及反应助剂存储装置、用于夹持被测试岩芯的岩芯夹持器和对被测试岩芯进行超声波处理的
超声波换能器，以及与超声波换能器相接且为超声波换能器提供高频交流电
信号的超声波发生器和通过外接管道与岩芯夹持器的出液口相接的液体容器，所述环压供给装置通过液压管道与岩芯夹持器的环压
接口相接且对位于岩芯夹持器内部的被测试岩芯施加环向压力，储水罐通过输水管道与岩芯夹持器的进液口相接且储水罐内部存储有模拟地层水，储油罐通过
输油管道与岩芯夹持器的进液口相接且储油罐内部存储有模拟稠油层内所存储稠油，所述催化剂及反应助剂存储装置通过化学
试剂输送管道与岩芯夹持器的进液口相接且内部存储有稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂，所述岩芯夹持器、储水罐和储油罐的外侧布设有恒温箱，所述输水管道、输油管道和化学试剂输送管道上分别装有水路控制
阀、油路
控制阀和化学试剂输送控制阀，且所述输水管道、输油管道和化学试剂输送管道上均装有
泵送设备；所述超声波换能器安装在岩芯夹持器上，且所述岩芯夹持器的进液口和出液口上分别安装有压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二；所述输水管道上装有
蒸汽发生器；所述外接管道上装有出液控制阀。
[0010] 上述超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置，其特征是：所述超声波换能器为
电磁感应式超声波换能器，且所述电磁感应式超声波换能器包括内部开有空腔的换能器
外壳、布设在所述空腔前部且能产生超声波的振动模板、布设在所述空腔内且位于振动模板正后方的平面电感线圈、与平面电感线圈相并接的电容器和并接在电容器两端的电源，所述平面电感线圈与电容器之间通过
导线一进行连接，所述电容器与电源之间通过导线二进行连接，所述平面电感线圈、电容器和所述导线一的导线
电阻形成RLC振荡
电路；所述换能器外壳的前侧外部布设有用于改变振动模板所产生超声波振幅的超声波变幅杆，所述超声波变幅杆密封安装在岩芯夹持器上，且超声波变幅杆前部伸入至岩芯夹持器内部；所述超声波发生器的输出端与电源的电源端相接，所述导线一和导线二上分别串接有通断控制
开关一和通断控制开关二。
[0011] 上述超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置，其特征是：所述换能器外壳和超声波变幅杆均呈水平向布设；所述岩芯夹持器包括左右两端均开口的夹持器外壳、同轴套装在夹持器外壳内且左右两端均开口的
橡胶隔离套以及两个分别对夹持器外壳和橡胶隔离套的左右两端开口进行封堵的堵头，所述被测试岩芯同轴套装在橡胶隔离套内部；所述夹持器外壳的上部
侧壁上开有与其内腔相通的两个竖向出液口一，两个竖向出液口一中的一个竖向出液口一通过液压管道与所述环压供给装置相接，且另一个竖向出液口一上安装有对所述环压供给装置施加在被测试岩芯上的环向压力进行同步检测及显示的压力检测及显示单元三；两个堵头分别为进液口堵头和出液口堵头，所述进液口堵头上开有两个均与橡胶隔离套内腔相通的横向进液口，两个横向进液口中的一个横向进液口分别与所述输水管道、输油管道和化学试剂输送管道相接，且所述压力检测及显示单元一安装在另一个横向进液口上；所述出液口堵头上开有一个与橡胶隔离套内腔相通的横向出液口，所述超声波变幅杆通过密封安装座密封安装在横向出液口上，所述密封安装座内开有一个与橡胶隔离套内腔相通的出液腔，且密封安装座上开有两个均与所述出液腔相通的竖向出液口二，两个所述竖向出液口二中的一个竖向出液口二通过外接管道与所述液体容器相接，且所述压力检测及显示单元二安装在另一个竖向出液口二上。
[0012] 上述超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置，其特征是：所述输水管道和输油管道共用一个驱替液输送管道，所述水路控制阀和油路控制阀共用一个单向控制阀一，且所述输水管道和输油管道共用一个泵送设备一；所述化学试剂输送控制阀为单向控制阀二；所述泵送设备一为
柱塞泵一且柱塞泵一通过连接管道与泵动力液存储罐相接，所述化学试剂输送管道上所装的泵送设备为柱塞泵二且柱塞泵二通过连接管道与所述催化剂及反应助剂存储装置相接。
[0013] 上述超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置，其特征是：所述空腔为圆柱状空腔，振动模板为圆形板且所述圆形板的直径小于所述空腔的直径，平面电感线圈为圆形平面线圈且其直径小于所述圆形板的直径；所述超声波变幅杆、换能器外壳、振动模板和平面电感线圈均呈同轴布设。
[0014] 同时，本发明还公开了一种操作简便、实现方便、操作方式灵活且动态模拟实验效果好的超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验方法，其特征在于该方法包括以下步骤：
[0015] 步骤一、被测试岩芯预处理：首先，对被测试岩芯的外部尺寸进行测量，同时对经清洗、烘干后的被测试岩芯的干重进行称量，并对测量结果和称量结果进行记录；之后，将被测试岩芯经烘干、抽
真空和饱和模拟地层水后再进行称量，并相应获得被测试岩芯的湿重且对称量结果进行记录；随后，根据所记录数据，计算得出被测试岩芯的孔隙度；
[0016] 步骤二、水驱实验并相应测得被测试岩芯的初始水驱渗透率，其实验过程如下：
[0017] 201、将被测试岩芯经烘干、抽真空和饱和模拟地层水后装入岩芯夹持器内；再按照需模拟地层的
环境温度条件，通过恒温箱将岩芯夹持器连同夹于其内部的被测试岩芯以及储水罐和储油罐一起加热至需模拟地层的环境温度；所述需模拟地层的环境温度为实验设定温度；
[0018] 202、参数调整：按照需模拟地层的油藏压力条件，对所述环压供给装置施加在被测试岩芯上的环向压力进行控制调整；
[0019] 203、水驱替模拟实验：关闭油路控制阀和化学试剂输送控制阀且开启水路控制阀，同时启动所述环压供给装置和安装在所述输水管道上的泵送设备，实现通过自储水罐输至岩芯夹持器内的模拟地层水对被测试岩芯进行水驱替动态模拟实验；且水驱替动态模拟实验过程中，对所述压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二实时所检测的水压进行连续观测，当所述压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二之间所检测水压的差值保持稳定时，则水驱替动态模拟实验结束；之后，按照水驱渗透率的常规计算方法，计算得出被测试岩芯的初始水驱渗透率；
[0020] 步骤三、油驱实验并相应测得被测试岩芯的初始含油
饱和度，其实验过程如下：首先，关闭水路控制阀和化学试剂输送控制阀且开启油路控制阀，同时启动安装在所述输油管道上的泵送设备，通过自储油罐输至岩芯夹持器内的稠油对被测试岩芯进行油驱替水动态模拟实验；且油驱替水过程中，对所述液体容器内的驱出水量进行连续观测，当所述液体容器内的驱出水量不变时，则油驱替水动态模拟实验结束，此时被测试岩芯内处于充分饱和油状态；之后，按照常规含油饱和度计算方法，且结合油驱替水过程中所述液体容器内的驱出水量和步骤一中计算得出的被测试岩芯的孔隙度，计算得出被测试岩芯的初始含油饱和度；
[0021] 步骤四、水热裂解模拟实验：对步骤三中处于充分饱和油状态的被测试岩芯进行单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验；
[0022] 当对被测试岩芯进行单独的水热裂解实验时，启动蒸汽发生器将自储水罐输至岩芯夹持器内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将转换后的水蒸汽输至岩芯夹持器内，且通过输至岩芯夹持器内的水蒸汽对被测试岩芯进行蒸汽吞吐动态模拟实验；且进行蒸汽吞吐动态模拟实验时，先关闭出液控制阀并开启所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备，之后对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀直至实验结束；进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述油路控制阀和化学试剂输送控制阀始终处于关闭状态，且所述恒温箱和环压供给装置始终处于开启状态；
[0023] 当对被测试岩芯进行稠油层内催化水热裂解实验时，启动蒸汽发生器将自储水罐输至岩芯夹持器内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂随同所述水蒸汽一道输至岩芯夹持器内，且通过输至岩芯夹持器内且内部带有稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂的水蒸汽对被测试岩芯进行蒸汽吞吐动态模拟实验；且进行蒸汽吞吐动态模拟实验时，先关闭出液控制阀并开启所述化学试剂输送控制阀、所述水路控制阀以及安装在所述输水管道和化学试剂输送管道上的泵送设备，之后对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀直至实验结束；进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述油路控制阀始终处于关闭状态，且所述恒温箱和环压供给装置始终处于开启状态；所述水路控制阀关闭之前，将实验所需的所述催化剂及反应助剂随同水蒸汽全部输送至岩芯夹持器内，且待实验所需的所述催化剂及反应助剂全部输送至岩芯夹持器内后将所述化学试剂输送控制阀和安装在所述化学试剂输送管道上的泵送设备均关闭；
[0024] 当对被测试岩芯进行超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验时，其实验过程如下：
[0025] 步骤401、参数调整：对超声波发生器的工作参数进行相应调整并对调整后的工作参数作以记录，且通过调整超声波发生器的工作参数，相应对超声波换能器所产生超声波的
频率和振幅进行调整；
[0026] 步骤402、超声波处理条件下对被测试岩芯进行蒸汽吞吐动态模拟实验：先关闭出液控制阀并开启所述化学试剂输送控制阀、所述水路控制阀以及安装在所述输水管道和化学试剂输送管道上的泵送设备，同时启动蒸汽发生器将自储水罐输至岩芯夹持器内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂随同所述水蒸汽一道输至岩芯夹持器内；之后，对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；此时，启动超声波发生器和超声波换能器，实现超声波处理条件下对被测试岩芯进行蒸汽吞吐动态模拟实验；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀直至实验结束；所述水路控制阀关闭之前，将实验所需的所述催化剂及反应助剂随同水蒸汽全部输送至岩芯夹持器内，且待实验所需的所述催化剂及反应助剂全部输送至岩芯夹持器内后将所述化学试剂输送控制阀和安装在所述化学试剂输送管道上的泵送设备均关闭；
[0027] 超声波处理条件下对被测试岩芯进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述油路控制阀始终处于关闭状态，且所述恒温箱和环压供给装置始终处于开启状态；且启动超声波发生器和超声波换能器之前，先对超声波发生器的工作参数进行相应调整并对调整后的工作参数作以记录，且通过调整超声波发生器的工作参数，对超声波换能器所产生超声波的频率和振幅进行相应调整；
[0028] 本步骤中，进行单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验过程中，对所述液体容器内的驱出油量进行连续观测，当所述液体容器内的驱出油量不变时则实验结束；
[0029] 步骤五、数据
整理：步骤四中所述的单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验结束后，对所述液体容器内的驱出油量进行记录，同时按照常规稠油水热催化裂解反应的油样分析处理方法对所述液体容器内的油样进行分析处理。
[0030] 上述方法，其特征是：步骤五中数据整理结束后，还需更换被测试岩芯，且重复步骤一至步骤五，分别对多个被更换的被测试岩芯进行多次水热裂解模拟实验；且多次水热裂解模拟实验过程中，通过对实验设定温度、被测试岩芯的种类、储油罐内所存储稠油的种类、所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂的种类及配比或者超声波换能器所产生超声波的频率、振幅或处理时间进行调整，即可得出不同实验温度、不同种类岩芯、不同种类稠油、不同种类稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂与不同频率、不同振幅或不同时间超声波处理条件下被测试岩芯的稠油层内水热催化裂解实验数据。
[0031] 上述方法，其特征是：步骤二中所述的输水管道分为连接于储水罐与蒸汽发生器之间的管道段一和连接于蒸汽发生器与岩芯夹持器之间的管道段二，所述化学试剂输送管道的出液口接在所述管道段二上，且步骤四中进行稠油层内催化水热裂解实验和超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验时，所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂以点滴形式添加至所述管道段二内的水蒸汽中。
[0032] 上述方法，其特征是：步骤五中按照常规稠油水热催化裂解反应的油样分析处理方法对所述液体容器内的油样进行分析处理时，主要包括以下分析处理环节：按照标准SY/T6316-1997且用
粘度计测量油样粘度并计算降粘率、按照标准SY/T5119-1995且用柱层析法测定稠油族组成、使用
蒸汽压渗透仪且用VPO方法测定稠油平均相对分子量、用元素分析仪测定油样中的
碳、氢和氮含量、按照GB387-82且采用管式炉法测定油样中的硫含量并根据油样中碳、氢、氮和硫的含量且用减差法求得油样中的
氧含量和按照标准SY/T5121-1986(2005)且用红外
光谱法分析油样的化学组成。
[0033] 上述方法，其特征是：步骤四中超声波处理条件下对被测试岩芯进行蒸汽吞吐动态模拟实验时，所述超声波发生器和超声波换能器采用间歇式处理方式，且每处理5min～30min，间歇5min～20min。
[0034] 本发明与现有技术相比具有以下优点：
[0035] 1、装置结构简单、设计合理且安装布设方便，使用操作简单，投入成本低，能高效、快速完成稠油水热催化裂解动态模拟实验。
[0036] 2、实现方便且操作方式灵活，可进行单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验。
[0037] 实际操作时，先将实验用中间容器(即储水罐和储油罐)、岩芯夹持器等置于恒温箱内。实验过程中，首先，将岩芯抽空饱和实验用水，并测定孔隙度及渗透率；然后，保持恒温箱温度一定，用稠油驱替到束缚水饱和度建立油层状态，计算原始含油饱和度；之后，为了便于对比，分别做单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验和超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验。其中，在单独的水热裂解实验中，用微量泵(即柱塞泵一)将地层水经蒸汽发生器转化为水蒸汽后注入岩芯中，模拟蒸汽驱过程，记录产油量，收集油样；在稠油层内催化水热裂解实验中，用微量泵将催化剂及助剂经单流阀以点滴式注入蒸汽管线，其后实验步骤与单独的水热裂解实验相同；对于超声波辅助稠油层内催化水热裂解实验，在催化剂及助剂伴随水蒸汽注入后，在岩芯另一端开始超声波处理，其后步骤与单独的水热裂解实验相同。最后，将从岩芯出口端收集到的油样处理后分析油样粘度、族组成、平均相对分子量、元素及稠油分子结构变化等，通过各参数之间的对比分析，揭示超声波协同催化剂裂解稠油的主要控制因素、影响机制及裂解机理。
[0038] 3、实用价值高且推广应用前景广泛，将超声波应用到稠油开采领域，并与稠油层内水热催化裂解相结合。
[0039] 4、与常规稠油层内水热催化裂解技术相比，将超声波激励与稠油层内水热催化裂解相结合，利用超声波在传质、传热和化学反应等方面的独特性能及与水热催化裂解间的协同效应，能大大提高稠油层内水热催化裂解效果。
[0040] 5、本发明所采用的超声波辅助稠油层内水热催化裂解中，超声波裂解稠油具有高效、低成本、无污染等特点，是一种环境友好型的稠油裂解工艺，超声波激励在保证稠油水热催化裂解效果的同时可减少催化剂用量，符合当今“生态化学工艺”的潮流和方向。
[0041] 6、本发明可用以研究不同超声波频率、功率、处理时间、处理方式及不同催化剂及助剂类型作用下的稠油层内裂解行为，揭示超声波辅助稠油层内化学催化裂解规律与机理。
[0042] 7、本发明可在开发过程中实现稠油层内永久降粘，并相应在一定程度上解决稠油开采、举升、输运，甚至炼制中遇到的实际问题。
[0043] 8、本发明有效解决了超声波辅助稠油层内水热催化裂解中的基础实验问题，可明确超声波辅助稠油层内水热催化裂解的主要控制因素与影响机制，揭示超声波辅助稠油层内水热催化裂解机理，为该技术的推广应用提供一定理论
支撑。
[0044] 综上，本发明设计合理、安装布设方便、功能完善且使用操作简便、使用效果好，能有效解决稠油开采过程中存在的常规注蒸汽热采稠油粘度易反弹、措施有效期短、常规层内水热催化裂解技术效果受限等问题，本发明提供了一种能实现稠油永久降粘的超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置及相应的实验方法，能在一定程度上解决稠油开采、举升、输运，甚至炼制中遇到的实际问题。
[0045] 下面通过
附图和
实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
[0046] 图1为本发明所采用水热催化裂解实验装置的使用状态参考图。
[0047] 图2为本发明所采用超声波换能器的结构示意图。
[0048] 图3为本发明所采用岩芯夹持器与超声波换能器的连接结构示意图。
[0049] 图4为采用本发明进行超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验时的方法
流程图。
[0050] 附图标记说明：
[0051] 1-柱塞泵一； 2-岩芯夹持器； 2-1-夹持器外壳；
[0052] 2-2-堵头； 2-3-横向进液口； 2-4-横向出液口；
[0053] 2-6-橡胶隔离套； 2-7-竖向出液口； 2-8-
垫圈；
[0054] 2-9-压力表三； 2-10-支撑腿； 3-恒温箱；
[0055] 4-1-储水罐； 4-2-储油罐； 5-蒸汽发生器；
[0056] 6-单向控制阀一； 7-单向控制阀二； 8-柱塞泵二；
[0057] 9-压力表三； 10-玻璃存储容器； 11-泵动力液存储罐；
[0058] 12-超声波换能器； 12-1-振动模板； 12-2-平面电感线圈；
[0059] 12-3-电容器； 12-4-电源； 12-5-超声波变幅杆；
[0060] 12-6-换能器外壳； 13-环压泵； 14-玻璃量筒；
[0061] 15-
电缆； 16-超声波发生器； 17-压力表二；
[0062] 19-被测试岩芯； 20-压力表一； 21-安装座；
[0063] 22-出液控制阀。
具体实施方式
[0064] 如图1所示的一种超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置，包括环压供给装置、储水罐4-1、储油罐4-2、催化剂及反应助剂存储装置、用于夹持被测试岩芯19的岩芯夹持器2和对被测试岩芯19进行超声波处理的超声波换能器12，以及与超声波换能器12相接且为超声波换能器12提供高频交流
电信号的超声波发生器16和通过外接管道与岩芯夹持器2的出液口相接的液体容器，所述环压供给装置通过液压管道与岩芯夹持器2的环压接口相接且对位于岩芯夹持器2内部的被测试岩芯19施加环向压力，储水罐4-1通过输水管道与岩芯夹持器2的进液口相接且储水罐4-1内部存储有模拟地层水，储油罐4-2通过输油管道与岩芯夹持器2的进液口相接且储油罐4-2内部存储有模拟稠油层内所存储稠油，所述催化剂及反应助剂存储装置通过化学试剂输送管道与岩芯夹持器2的进液口相接且内部存储有稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂，所述岩芯夹持器2、储水罐4-1和储油罐4-2的外侧布设有恒温箱3，所述输水管道、输油管道和化学试剂输送管道上分别装有水路控制阀、油路控制阀和化学试剂输送控制阀，且所述输水管道、输油管道和化学试剂输送管道上均装有泵送设备。所述超声波换能器12安装在岩芯夹持器2上，且所述岩芯夹持器2的进液口和出液口上分别安装有压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二。所述输水管道上装有蒸汽发生器5。所述外接管道上装有出液控制阀22。
[0065] 结合图2，所述超声波换能器12为电磁感应式超声波换能器，且所述电磁感应式超声波换能器包括内部开有空腔的换能器外壳12-6、布设在所述空腔前部且能产生超声波的振动模板12-1、布设在所述空腔内且位于振动模板12-1正后方的平面电感线圈12-2、与平面电感线圈12-2相并接的电容器12-3和并接在电容器12-3两端的电源12-4，所述平面电感线圈12-2与电容器12-3之间通过导线一进行连接，所述电容器12-3与电源12-4之间通过导线二进行连接，所述平面电感线圈12-2、电容器12-3和所述导线一的导线电阻形成RLC振荡电路。所述换能器外壳12-6的前侧外部布设有用于改变振动模板12-1所产生超声波振幅的超声波变幅杆12-5，所述超声波变幅杆12-5密封安装在岩芯夹持器2上，且超声波变幅杆12-5前部伸入至岩芯夹持器2内部。所述超声波发生器6的输出端与电源12-4的电源端相接，所述导线一和导线二上分别串接有通断控制开关一和通断控制开关二。本实施例中，所述换能器外壳12-6上开有
散热孔，或者内部安装散热元件。
[0066] 本实施例中，所述换能器外壳12-6和超声波变幅杆12-5均呈水平向布设。所述通断控制开关一和所述通断控制开关二共用一个单刀双掷开关K，所述单刀双掷开关K的固定接线端通过导线与电容器12-3相接，且所述单刀双掷开关K的另外两个活动接线端分别通过导线一和导线二与平面电感线圈12-2和电源12-4相接。
[0067] 本实施例中，所述振动模板12-1为
铝板，且所述超声波变幅杆12-5与换能器外壳12-6加工制作为一体。
[0068] 实际使用时，通过电源12-4先给电容器12-3充电，然后再通过平面电感线圈12-2放电。所述平面电感线圈12-2放电过程中，所述RLC振荡电路中将产生按指数规律衰减的正弦
电流，该正弦电流在平面电感线圈12-2中产生一交变
磁场，此交变磁场的
磁力线穿过振动模板12-1，并相应在振动模板12-1内形成
涡流，平面电感线圈12-2中的电流与振动模板12-1内所形成的涡流之间有交变的力的作用，使振动模板12-1产生振动而发出超声波。
[0069] 本实施例中，所述空腔为圆柱状空腔，振动模板12-1为圆形板且所述圆形板的直径小于所述空腔的直径，平面电感线圈12-2为圆形平面线圈且其直径小于所述圆形板的直径。所述超声波变幅杆12-5、换能器外壳12-6(即所述密封空腔)、振动模板12-1和平面电感线圈12-2均呈同轴布设。
[0070] 如图3所示，所述岩芯夹持器2包括左右两端均开口的夹持器外壳2-1、同轴套装在夹持器外壳2-1内且左右两端均开口的橡胶隔离套2-6(即橡胶筒)以及两个分别对夹持器外壳2-1和橡胶隔离套2-6的左右两端开口进行封堵的堵头2-2，所述被测试岩芯19同轴套装在橡胶隔离套2-6内部。所述夹持器外壳2-1的上部侧壁上开有与其内腔相通的两个竖向出液口一2-7，两个竖向出液口一2-7中的一个竖向出液口一2-7通过液压管道与所述环压供给装置相接(此竖向出液口一2-7为环压接口)，且另一个竖向出液口一2-7上安装有对所述环压供给装置施加在被测试岩芯19上的环向压力进行同步检测及显示的压力检测及显示单元三；两个堵头2-2分别为进液口堵头和出液口堵头，所述进液口堵头上开有两个均与橡胶隔离套2-6内腔相通的横向进液口2-3，两个横向进液口2-3中的一个横向进液口2-3分别与所述输水管道、输油管道和化学试剂输送管道相接，且所述压力检测及显示单元一安装在另一个横向进液口2-3上。所述出液口堵头上开有一个与橡胶隔离套2-6内腔相通的横向出液口2-4，所述超声波变幅杆12-5通过密封安装座21密封安装在横向出液口2-4上，所述密封安装座21内开有一个与橡胶隔离套2-6内腔相通的出液腔，且密封安装座21上开有两个均与所述出液腔相通的竖向出液口二，两个所述竖向出液口二中的一个竖向出液口二通过外接管道与所述液体容器相接，且所述压力检测及显示单元二安装在另一个竖向出液口二上。
[0071] 实际安装时，超声波变幅杆12-5与被测试岩芯19呈同轴布设。
[0072] 本实施例中，所述输水管道和输油管道共用一个驱替液输送管道，所述水路控制阀和油路控制阀共用一个单向控制阀一6，且所述输水管道和输油管道共用一个泵送设备一。所述化学试剂输送控制阀为单向控制阀二7。所述泵送设备一为柱塞泵一1且柱塞泵一1通过连接管道与泵动力液存储罐11相接，所述化学试剂输送管道上所装的泵送设备为柱塞泵二8且柱塞泵二8通过连接管道与所述催化剂及反应助剂存储装置相接。
[0073] 实际使用过程中，所述储水罐4-1和储油罐4-2用于储存驱替液和缓冲液体流速，超声波换能器12将超声波发生器16所提供的高频电信号转换成超声波。本实施例中，所述柱塞泵一1的输出压力为0～42Mpa且其流量0～9.9mL/min，所述压力检测及显示单元一为压力表一20，所述压力检测及显示单元二为压力表二17。
[0074] 本实施例中，所述液体容器为刻度管，且所述刻度管为刻度单位为0.1ml的玻璃量筒14。实际使用时，也可以选用其它刻度单位为0.1ml的玻璃量筒10。所述催化剂及反应助剂存储装置为玻璃存储容器10。所述环压供给装置为对被测试岩芯19外围施加地层模拟压力的环压泵13。所述压力检测及显示单元三为压力表三9。
[0075] 两个所述堵头2-2的前端部与被测试岩芯19的左右端部之间垫装有垫圈2-8，夹持器外壳2-1下部设置有支撑腿2-10。本实施例中，所述横向进液口2-3、横向出液口2-4和竖向出液口一2-7上均安装有管线压紧帽，且所述管线压紧帽由1Cr17Ni9Ti加工成型，堵头2-2由1Cr17Ni9Ti加工成型，夹持器外壳2-1由1Cr17Ni9Ti加工成型，垫圈2-8由1Cr17Ni9Ti加工成型。实际安装时，先在夹持器外壳2-1一端安装堵头2-2，将被测试岩芯
19装入夹持器外壳2-1后，再安装另一端的堵头2-2。
[0076] 本实施例中，两个横向进液口2-3开在夹持器外壳2-1的左侧，横向出液口2-4开在夹持器外壳2-1的右侧，所述超声波变幅杆12-5由右至左自夹持器外壳2-1右侧的堵头2-2插入至夹持器外壳2-1内部且其前端部紧抵被测试岩芯19的右端部所设置的垫圈2-8上。
[0077] 综上，泵动力液存储罐11用来储存入泵动力液，如
煤油、蒸馏水等。所述储水罐4-1和储油罐4-2由1Cr18Ni9Ti
钢板加工成型，储水罐4-1和储油罐4-2的上部出口和下部进口处均安装有高压阀
门，从进口进入的带压液体(指泵动力液)推动储水罐4-1和储油罐4-2中的
活塞上行，活塞再推动活塞上方的驱替液运动，经上部出口后送至岩芯夹持器2的进液口。所述压力检测及显示单元一用来测量驱替压力，岩芯夹持器2用于固定被测试岩芯19，环压供给装置(具体采用环压泵13)给夹于岩芯夹持器2内的被测试岩芯1外围施加地层模拟压力，所述压力检测及显示单元二用来测量驱替出口压力，所述液体容器用来计量驱替出液量。所述超声波换能器12将超声波发生器16所提供的高频电信号转换成超声波并作用于岩芯上。所述压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二的底座为六通阀，用1Cr18Ni9Ti加工成型。所述超声波发生器16与超声波换能器12之间通过电缆15进行连接。
[0078] 如图4所示的一种超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验方法，包括以下步骤：
[0079] 步骤一、被测试岩芯预处理：首先，对被测试岩芯19的外部尺寸进行测量，同时对经清洗、烘干后的被测试岩芯19的干重进行称量，并对测量结果和称量结果进行记录；再按照常规油相渗透率测试方法，将被测试岩芯19经烘干、抽真空和饱和模拟地层水后再进行称量，并相应获得被测试岩芯19的湿重且对称量结果进行记录；随后，根据所记录数据，计算得出被测试岩芯19的孔隙度(孔隙度指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值)。
[0080] 步骤二、水驱实验并相应测得被测试岩芯19的初始水驱渗透率，其实验过程如下：
[0081] 201、将被测试岩芯19经烘干、抽真空和饱和模拟地层水后装入岩芯夹持器2内；再按照需模拟地层的环境温度条件，通过恒温箱3将岩芯夹持器2连同夹于其内部的被测试岩芯19以及储水罐4-1和储油罐4-2一起加热至需模拟地层的环境温度。实验过程中，所述岩芯夹持器2、储水罐4-1和储油罐4-2均置于恒温箱3内部。所述需模拟地层的环境温度为实验设定温度。
[0082] 本步骤中，通过恒温箱3将岩芯夹持器2连同夹于其内部的被测试岩芯19以及储水罐4-1和储油罐4-2一起加热至需模拟地层的环境温度，具体是通过恒温箱3对岩芯夹持器2、储水罐4-1和储油罐4-2进行加热，将夹于岩芯夹持器2内的被测试岩芯19、储水罐4-1内所存储的模拟地层水和储油罐4-2内所存储的模拟稠油层内所存储稠油一起加热至需模拟地层的环境温度。
[0083] 202、参数调整：按照需模拟地层的油藏压力条件，对所述环压供给装置施加在被测试岩芯19上的环向压力进行控制调整。
[0084] 203、水驱替模拟实验：关闭油路控制阀和化学试剂输送控制阀且开启水路控制阀，同时启动所述环压供给装置和安装在所述输水管道上的泵送设备，实现通过自储水罐4-1输至岩芯夹持器2内的模拟地层水对被测试岩芯19进行水驱替动态模拟实验；且水驱替动态模拟实验过程中，对所述压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二实时所检测的水压进行连续观测，当所述压力检测及显示单元一和压力检测及显示单元二之间所检测水压的差值保持稳定时，则水驱替动态模拟实验结束；之后，按照水驱渗透率的常规计算方法，计算得出被测试岩芯19的初始水驱渗透率。
[0085] 所述水驱渗透率为水驱替过程结束后，被测试岩芯19的渗透率，且该渗透率为液测渗透率。
[0086] 步骤三、油驱实验并相应测得被测试岩芯19的初始含油饱和度，其实验过程如下：首先，关闭水路控制阀和化学试剂输送控制阀且开启油路控制阀，同时启动安装在所述输油管道上的泵送设备，通过自储油罐4-2输至岩芯夹持器2内的稠油对被测试岩芯19进行油驱替水动态模拟实验；且油驱替水过程中，对所述液体容器内的驱出水量进行连续观测，当所述液体容器内的驱出水量不变时，则油驱替水动态模拟实验结束，此时被测试岩芯1内处于充分饱和油状态；之后，按照常规含油饱和度计算方法，且结合油驱替水过程中所述液体容器内的驱出水量和步骤一中计算得出的被测试岩芯19的孔隙度，计算得出被测试岩芯19的初始含油饱和度(含油饱和度指油层有效孔隙中含油体积和
岩石有效孔隙体积之比，以百分数表示)。
[0087] 步骤四、水热裂解模拟实验：对步骤三中处于充分饱和油状态的被测试岩芯19进行单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验。
[0088] 当对被测试岩芯19进行单独的水热裂解实验时，启动蒸汽发生器5将自储水罐4-1输至岩芯夹持器2内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将转换后的水蒸汽输至岩芯夹持器2内，且通过输至岩芯夹持器2内的水蒸汽对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐(所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的
热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法)动态模拟实验。且进行蒸汽吞吐动态模拟实验时，先关闭出液控制阀22并开启所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备，之后对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀22直至实验结束；进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述油路控制阀和化学试剂输送控制阀始终处于关闭状态，且所述恒温箱3和环压供给装置始终处于开启状态。
[0089] 当对被测试岩芯19进行稠油层内催化水热裂解实验时，启动蒸汽发生器5将自储水罐4-1输至岩芯夹持器2内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂随同所述水蒸汽一道输至岩芯夹持器2内，且通过输至岩芯夹持器2内且内部带有稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂的水蒸汽对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验。且进行蒸汽吞吐动态模拟实验时，先关闭出液控制阀22并开启所述化学试剂输送控制阀、所述水路控制阀以及安装在所述输水管道和化学试剂输送管道上的泵送设备，之后对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀22直至实验结束；进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述油路控制阀始终处于关闭状态，且所述恒温箱3和环压供给装置始终处于开启状态；所述水路控制阀关闭之前，将实验所需的所述催化剂及反应助剂随同水蒸汽全部输送至岩芯夹持器2内，且待实验所需的所述催化剂及反应助剂全部输送至岩芯夹持器2内后将所述化学试剂输送控制阀和安装在所述化学试剂输送管道上的泵送设备均关闭。
[0090] 当对被测试岩芯19进行超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验时，其实验过程如下：
[0091] 步骤401、参数调整：对超声波发生器16的工作参数进行相应调整并对调整后的工作参数作以记录，且通过调整超声波发生器16的工作参数，相应对超声波换能器12所产生超声波的频率和振幅进行调整；
[0092] 步骤402、超声波处理条件下对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验：先关闭出液控制阀22并开启所述化学试剂输送控制阀、所述水路控制阀以及安装在所述输水管道和化学试剂输送管道上的泵送设备，同时启动蒸汽发生器5将自储水罐4-1输至岩芯夹持器2内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂随同所述水蒸汽一道输至岩芯夹持器2内；之后，对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；此时，启动超声波发生器16和超声波换能器12，实现超声波处理条件下对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀22直至实验结束；所述水路控制阀关闭之前，将实验所需的所述催化剂及反应助剂随同水蒸汽全部输送至岩芯夹持器2内，且待实验所需的所述催化剂及反应助剂全部输送至岩芯夹持器2内后将所述化学试剂输送控制阀和安装在所述化学试剂输送管道上的泵送设备均关闭。
[0093] 综上，步骤402中启动蒸汽发生器5以将自储水罐4-1输至岩芯夹持器2内的模拟地层水转换为水蒸汽，并将所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂随同所述水蒸汽一道输至岩芯夹持器2内。且超声波处理条件下对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验时，先关闭出液控制阀22并开启所述化学试剂输送控制阀、所述水路控制阀以及安装在所述输水管道和化学试剂输送管道上的泵送设备，之后对所述压力检测及显示单元一所显示的压力值P1进行连续观测，且待P1＝10MPa±2MPa时，关闭所述水路控制阀和安装在所述输水管道上的泵送设备；；与此同时，启动超声波发生器16和超声波换能器12，实现超声波处理条件下对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验；待所述水路控制阀关闭24h±2h后，再打开出液控制阀22直至实验结束；所述水路控制阀关闭之前，将实验所需的所述催化剂及反应助剂随同水蒸汽全部输送至岩芯夹持器2内，且待实验所需的所述催化剂及反应助剂全部输送至岩芯夹持器2内后将所述化学试剂输送控制阀和安装在所述化学试剂输送管道上的泵送设备均关闭。
[0094] 超声波处理条件下对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述油路控制阀始终处于关闭状态，且所述恒温箱3和环压供给装置始终处于开启状态。且启动超声波发生器16和超声波换能器12之前，先对超声波发生器16的工作参数进行相应调整并对调整后的工作参数作以记录，且通过调整超声波发生器16的工作参数，对超声波换能器12所产生超声波的频率和振幅进行相应调整。
[0095] 且超声波处理条件下对被测试岩芯19进行蒸汽吞吐动态模拟实验过程中，所述超声波发生器16和超声波换能器12全程对被测试岩芯19进行超声波处理，且采用间歇式处理方式，即每处理5min～30min，间歇5min～20min。本实施例中，进行超声波处理时，每处理10min，间歇10min，实际操作过程中，可根据实际具体需要，对超声波处理时间和间隔时间进行相应调整。
[0096] 本步骤中，进行单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验过程中，对所述液体容器内的驱出油量进行连续观测，当所述液体容器内的驱出油量不变时则实验结束。
[0097] 步骤五、数据整理：步骤四中所述的单独的水热裂解实验、稠油层内催化水热裂解实验或超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验结束后，对所述液体容器内的驱出油量进行记录，同时按照常规稠油水热催化裂解反应的油样分析处理方法对所述液体容器内的油样进行分析处理，具体是分析油样粘度、族组成、平均相对分子量、元素组成和稠油分子结构变化情况。
[0098] 本实施例中，步骤五中数据整理结束后，还需更换被测试岩芯19，且重复步骤一至步骤五，分别对多个被更换的被测试岩芯19进行多次水热裂解模拟实验；且多次水热裂解模拟实验过程中，通过对实验设定温度、被测试岩芯19的种类、储油罐4-2内所存储稠油的种类、所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂的种类及配比或者超声波换能器12所产生超声波的频率、振幅或处理时间进行调整，即可得出不同实验温度、不同种类岩芯、不同种类稠油、不同种类稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂与不同频率、不同振幅或不同时间超声波处理条件下被测试岩芯19的稠油层内水热催化裂解实验数据。
[0099] 综上，实际操作过程中，通过更换被测试岩芯19并相应分别对多个被更换的被测试岩芯19进行多次水热裂解模拟实验，且模拟实验过程中可以对被测试岩芯19的种类、所采用稠油的种类、所采用稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂的种类及配比、恒温箱3所维持的实验温度以及超声波发生器16和超声波换能器12的工作参数进行调整，也就是说实验中可使用不同油样、不同催化剂及其助剂，并可改变反应物比例、反应温度、超声波频率、超声波功率、超声波处理时间、超声波处理方式等来研究超声波辅助稠油层内催化裂解行为，揭示超声波辅助稠油层内化学催化裂解规律与机理。
[0100] 本实施例中，步骤二中所述的输水管道分为连接于储水罐4-1与蒸汽发生器5之间的管道段一和连接于蒸汽发生器5与岩芯夹持器2之间的管道段二，所述化学试剂输送管道的出液口接在所述管道段二上，且步骤四中进行稠油层内催化水热裂解实验和超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验时，所述催化剂及反应助剂存储装置内所存储的稠油水热催化裂解反应用催化剂与助剂以点滴形式添加至所述管道段二内的水蒸汽中。
[0101] 步骤五中按照常规稠油水热催化裂解反应的油样分析处理方法对所述液体容器内的油样进行分析处理时，主要是分析油样粘度、族组成、平均相对分子量、元素组成和稠油分子结构变化等，通过各参数之间的对比分析，揭示超声波协同催化剂裂解稠油的主要控制因素、影响机制及裂解机理。
[0102] 本实施例中，对所述液体容器内的油样进行分析处理时，主要包括以下分析处理环节：按照标准SY/T6316-1997且用粘度计测量油样粘度并计算降粘率、按照标准SY/T5119-1995且用柱层析法测定稠油族组成、使用蒸汽压渗透仪且用VPO方法(即气相渗透法)测定稠油平均相对分子量、用元素分析仪测定油样中的碳、氢和氮含量、按照GB387-82且采用管式炉法测定油样中的硫含量并根据油样中碳、氢、氮和硫的含量且用减差法求得油样中的氧含量和按照标准SY/T 5121-1986(2005)且用红外光谱法分析油样的化学组成。
[0103] 本实施例中，所采用的粘度计为Brookfield粘度计，所采用的蒸汽压渗透仪为Knauer K-700蒸汽压渗透仪，所采用的元素分析仪为ElementarVario ELIII元素分析仪，所采用的红外光谱仪为EQUINOX 55型傅里叶变换红外光谱仪。
[0104] 本实施例中，首先，将人造岩芯抽空饱和模拟地层水，并测定孔隙度及渗透率；然后，保持恒温箱3内的温度为90℃，用稠油驱替到束缚水饱和度建立油层状态，计算原始含油饱和度。步骤四中进行单独的水热裂解实验中，用泵送设备将模拟地层水经蒸汽发生器5转化为200℃的水蒸汽并注入岩芯中，模拟蒸汽驱过程，记录产油量，并测量驱出的油样在50℃下脱水后的粘度。步骤四中进行稠油层内催化水热裂解实验时，用泵送设备将催化剂与助剂以点滴形式同步注入蒸汽管线(即所述管道段二，流量为0.5mL/min)。步骤四中进行超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验时，在催化剂与助剂伴随水蒸汽注入后，在岩芯另一端开始超声波处理，超声波每处理10min，间歇10min，且实验结果见表1：
[0105] 表1 水热催化裂解动态模拟实验稠油粘度与采收率变化数据统计表[0106]
[0107] 以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制，凡是根据本发明技术实质对以上实施例所作的任何简单
修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。
