一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及测试方法

摘要

本发明公开了一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及方法，该装置包括注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检测系统、数据采集处理系统；所述注入系统、预热系统、岩心夹持系统和流量检测系统通过管路依次连接；所述压力加载系统与岩心夹持系统连接；所述数据采集处理系统分别与注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检测系统连接；所述注入系统包括气体注入系统和液体注入系统；气体注入系统与液体注入系统连接。本发明解决了现有的热解实验设备无法完成针对页岩油原位开采工艺的模拟研究，能够安全高效的完成评价页岩油原位热解开采效率的实验，且操作安全、适用性强，可以一机多用。

权利要求

1.一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，利用评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置实现，其特征在于，测试方法包括以下步骤：S1，实验岩心取自现场采集大块油页岩试件，将现场大块油页岩用保鲜膜包裹送回实验室，沿垂直于油页岩层理面采用岩石钻心机取直径25mm，长50mm的圆柱型试件，记录岩心此时质量m0；

S2，根据装置流程将配件及管路系统连接好，接通设备电源打开设备总开关，打开所有设备开关，检查各监视器屏幕是否亮起且显示正常值；

S3，对实验装置的密封性进行检查，若密封性符合实验要求则进行实验；若密封性不符合实验要求，按安装步骤检查管线系统连接，调整后重新检查实验装置的密封性，符合实验要求后进行实验；

S4，卸下高温高压三轴夹持系统外裹的保温层(16)及加热器(17)，岩心塞进岩样围压包裹密封套内后放入高温高压三轴夹持系统中的热解反应釜(18)，并将加热器(17)和保温层(16)安装复原；

S5，将预热器(13)及热解反应釜(18)反应温度均设置为100℃，通过预热器温度监视器(14)和岩心夹持器温度监视器观察到预热器(13)和热解反应釜(18)的反应温度均达到100℃时，恒温6h；

S6，通过增压泵(5)为气体入口压力提供动力，调压阀(7)控制气体入口压力，设置调压阀压力，环压泵(19)给定环压，轴压泵(21)给定轴压，观察压力稳定至实验要求值，给定回压；

S7，实验数据采集与处理：计算机自动采集岩心夹持系统的入口压力P1、出口压力P2、出口流量Qout1，记录电子天平(24)读数m1，计算在100℃温度条件下油页岩岩心渗透率K1；

S8，计算100℃温度条件下的岩心渗透率K1，继续加热热解反应釜(18)，设置预热器(13)及热解反应釜(18)的反应温度均为200℃，通过预热器温度监视器(14)和岩心夹持器温度监视器观察釜内温度达到200℃时，恒温6h；热解反应釜(18)内的压力保持在给定的环压、轴压不变，通过跟踪泵维持压差稳定，重复步骤S6，采集出口流量Qout2，记录电子天平(24)读数m2；计算200℃对应温度条件下的岩心渗透率K2；

S9，重复步骤S6、S7分别计算同样压差条件下，300℃、400℃、500℃温度对应的油页岩岩心渗透率K3、K4、K5，并记录对应电子天平(24)读数m3、m4、m5；

S10，在温度为500℃、同样压差条件下驱替实验结束后，进行岩心洗油得到岩心内剩余油质量me；

S11，根据步骤S7～S10的采集记录的数据分别计算同样压差条件下，不同温度的热解驱替效率；

步骤S8和步骤S9中岩心渗透率K的计算过程如下：S81、在实验开始前记录所用驱替介质流体粘度μ，单位为mPa·s，所用岩心长度L，单位2

为cm，以及岩心截面积A，单位为cm；

S82、数据采集处理系统记录夹持器岩心气体出口流量Qout、入口压力P1以及出口压力P2；

S83、根据计算公式即可求得此刻岩心渗透率K，计算公式如下式所示：其中，Q为对应流体介质出口流量，单位ml/min；K为渗透率，单位mD；p0为大气压力，

0.1MPa；计算机记录并计算每时刻渗透率值并输出渗透率与时间关系曲线；

步骤S11具体包括以下子步骤：

S111、根据驱替效率a计算公式计算不同温度时刻的驱替效率，计算公式如下：其中，mn为不同温度条件下驱替页岩油质量，对应100℃时取m1，200℃时取m2，300℃时取m3，400℃时取m4，500℃时取m5；

S112、绘制温度与驱替效率曲线；

所述评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置包括注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检测系统、数据采集处理系统；所述注入系统、预热系统、岩心夹持系统和流量检测系统通过管路依次连接；所述压力加载系统与岩心夹持系统连接；所述数据采集处理系统分别与注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检测系统连接；所述注入系统包括气体注入系统和液体注入系统；气体注入系统与液体注入系统连接。

2.根据权利要求1所述的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，其特征在于，所述气体注入系统包括依次顺序连接的气源(1)、驱动阀(4)、增压泵(5)、高压贮罐(6)、调压阀(7)、入口气体流量计(9)、入口控制阀(10)；气源(1)出口与驱动阀(4)之间的管路上装有控制阀(3)，在气源(1)和控制阀(3)之间的管路上设有压力表(2)；调压阀(7)和入口气体流量计(9)之间的管路上设有调压阀压力表(8)。

3.根据权利要求1所述的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，其特征在于，所述液体注入系统包括高压注入泵(12)和中间容器(11)；高压注入泵(12)与中间容器(11)连接，用于为页岩油原位热解开采驱替提供动力；中间容器(11)并联有三个腔体，中间容器(11)的出口设置在入口控制阀(10)之后管路上。

4.根据权利要求1所述的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，其特征在于，所述预热系统由预热器(13)以及预热器温度监视器(14)组成；预热器(13)内部设有环形管路来对管路内部的流体进行加热，加热后的流体由环形管路从预热器(13)底部出口流入岩心夹持系统；预热器温度监视器(14)通过插入预热器内部的金属探针来采集预热器(13)内部的温度数据。

5.根据权利要求1所述的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，其特征在于，所述岩心夹持系统为高温高压三轴夹持系统，该系统包括加热器(17)、热解反应釜(18)和保温层(16)；热解反应釜(18)设置在加热器(17)内，热解反应釜(18)的顶部设有岩心夹持器温度监视器(15)；加热器(17)外围设有保温层(16)；保温层(16)上设有环压增压液进液管(28)；高温高压三轴夹持系统上端口接有环压泵(19)，环压泵(19)配有环压流体压力传感器；高温高压三轴夹持系统下端口接有轴压泵(21)，轴压泵(21)配有轴压压力传感器；在高温高压三轴夹持系统底部接有顺序连接的回压阀(27)和回压泵(20)；高温高压三轴夹持系统的流体入口处接有入口压力表(29)，高温高压三轴夹持系统流体出口端安装有出口流体控制阀(22)，高温高压三轴夹持系统流体出口端与出口流体控制阀(22)之间的管路上设有出口压力表(30)。

6.根据权利要求1所述的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，其特征在于，所述流量检测系统包括依次顺序连接的冷凝管(23)、电子天平(24)、出口气体流量计(25)和尾气处理装置(26)；冷凝管(23)与出口流体控制阀(22)连接。

7.根据权利要求1所述的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，其特征在于，所述数据采集处理系统为带有数据采集分析能力的计算机。

说明书

一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及测试方法

技术领域

[0001] 本发明涉及油气藏开发研究技术领域，尤其涉及一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置及测试方法。

背景技术

[0002] 页岩油是指生成并滞留在烃源岩中，以游离或吸附状态赋存在地层微纳米级储集空间中，基本未运移或极短距离运移的低熟—半熟油气。页岩油是中国陆上潜力最大、最具
战略性的石油接替资源，在国内外分布十分广泛，现如今页岩油的高效开发利用已经受到
了广泛的关注。页岩油的开采主要有地面干馏和原位热解开采两种，目前中国页岩油资源
的开发主要以地面干馏为主，但随着埋深的增加页岩油开采变得复杂化，开采成本和生产
成本都有大幅增加，同时还需配备有采矿及大型尾气处理设施。相较之下，原位热解技术具
有流程简单、成本低、开采效率高和环保等诸多优点在未来有着广泛的应用前景，原位热解
开采技术是通过直接向地下油页岩层注热的方式，使油页岩中油母质发生热解反应生成页
岩油及其相关产物。

[0003] 目前缺乏一套评价页岩油原位热解效能与驱替效率的设备与方法，现有评价页岩油热解性能的研究和设备集中热解反应前后页岩孔隙率及渗透性的对比上，对于页岩油热
解性能与驱替效率的评价是割裂的，因此提出一种适用于页岩油原位开采，用于页岩油原
位热解效能与驱替效率一体化评价装置及测试方法，在油气藏开发研究技术领域有重要意
义。

发明内容

[0004] 本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一套能够指导页岩油合理开发开采，可以模拟研究油页岩原位热解开采，评价页岩油热解效能及驱替效率的装置及测试方
法，同时可用于高温高压驱替实验一机多用。

[0005] 本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：

[0006] 一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置，包括设备组成包括有注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检测系统、数据采集处理系统。注入系统、预
热系统、岩心夹持系统和流量检测系统通过管路依次连接；压力加载系统与岩心夹持系统
连接；数据采集处理系统分别与注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检
测系统连接；注入系统包括气体注入系统和液体注入系统；气体注入系统与液体注入系统
连接。

[0007] 注入系统包括气体注入系统和液体注入系统，其中气体注入系统组成包括气体注入系统包括依次顺序连接的气源、驱动阀、增压泵、高压贮罐、调压阀、入口气体流量计、入
口控制阀；气源出口与驱动阀之间的管路上装有控制阀，在气源和控制阀之间的管路上设
有压力表；调压阀和入口气体流量计之间的管路上设有调压阀压力表。入口气体流量计可
实时采集入口气体流量数据。

[0008] 液体注入系统包括高压注入泵和中间容器；高压注入泵与中间容器连接，用于为页岩油原位热解开采驱替提供动力；中间容器并联有三个腔体，中间容器的出口设置在入
口控制阀之后管路上。液体注入系统的管路连接在气体注入系统管路的入口控制阀之后。

[0009] 预热系统主要由预热器以及预热器温度监视器组成。预热器内部设有环形管路，高压气体液体由管路进入预热器内环型管路加热，预热器温度监视器通过插入内部的金属
探针采集温度数据，驱替介质加热后由管线输入特制的高温高压三轴夹持系统中。

[0010] 岩心夹持系统即高温高压三轴夹持系统，高温高压三轴夹持系统上端口接有环压泵，环压泵配有环压流体压力传感器由计算机采集压力数据，下端口接有轴压泵配有轴压
压力传感器由计算机采集压力数据，在高温高压三轴夹持系统底部接有回压泵和回压阀，
夹持系统入口和出口分别接有入口压力表和出口压力表。高温高压三轴夹持系统流体出口
端有出口气体口控制阀。

[0011] 流量检测系统包括冷凝管、电子天平、出口气体流量计和尾气处理装置；冷凝管与出口流体控制阀连接；高温高压三轴夹持系统的流体出口管路接有冷凝管，冷凝管之后依
次接有电子天平和出口气体流量计，气体管路的末端接有尾气处理装置。

[0012] 优选的是，注入系统中的气动增压泵增压比1:80，最高输出压力50MPa，高压气体贮罐选用ZR‑I型容器，体积1L，最高耐压50MPa，材质316L不锈钢，主要用于存储增压后的气
体。配套的高压贮罐控制阀，最高入口压力69MPa，最高出口压力27MPa。所述的注入系统中
的液体注入系统用的恒速恒压泵，工作压力30MPa,流速0.01‑25mL/miv n,具有压力保护及
位置上下限保护,泵头材料采用316L。

[0013] 优选的是，预热器为一内部设有蛇形螺旋盘管的筒状容器，使用蛇形螺旋盘管对驱替用气体和液体进行预加热，其中蛇形螺旋盘管采用直径 长10m的管道制成。

[0014] 优选的是高温高压三轴夹持系统上部留有小孔，预热器温度传感器从小孔伸入夹持器内部热解反应釜。热解反应釜内径规格为 适用流体介质：水、气、轻质
油、中重质油；岩心夹持系统设置有加热器和保温层，加热器用于对岩心进行加热保温，加
热器一般为电热管和控温仪表，保温层材料采用囊式玻纤。热解反应釜的釜体采用套筒式
加热装置，可在套筒内内插可干烧的电热管，加热温度控制在范围：室温500℃，控温仪表采
用高精度带PID调节的温度控制仪及高精度的温度传感器进行控温，控温精度±1℃，套筒
外加囊式玻纤收紧保温可以在热解实验的同时进行岩石驱替实验，测试岩石热解对岩石驱
替效率的影响。

[0015] 优选的是，在压力加载系统中，环压加载装置选用环压泵为环压跟踪泵，使用蓝宝石柱塞，无蠕动，环压跟踪稳定，精度1.0％，最大工作压力120Mpa，该泵配置通讯口，可由计
算机进行操作，也可人工操作；轴压泵配套的轴向加载缸，最大流体压力100MPa，轴向岩心
端面最大加载应力100MPa；高温高压三轴夹持器上的保温层设有为环压增压液进液管进入
夹持器内部空间预留的凹槽。

[0016] 优选的是，流量检测系统所配备的电子天平最大量程2200g，精度0.01g，具有标准接口号计算机相连，可采集排出液体量，计算液体流量，也采集排除液体量，计算液体流量，
电子天平称重所用容器出气管右接有冷凝器；冷凝器主要由蛇形螺旋盘管及水夹套组成，
采用外通自来水快速冷却岩心流出的高温流体，出口段接气体流量计；气体流量计耐压
10MPa，最大量程500mL/min，配有通讯口，可由计算机采集检测流量。

[0017] 优选的是，一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置装有温度监视器、入口流量计、出口流量计、电子天平通过数据采集卡实现与计算机连接，根据所采集的数据与流
量监测系统所记录的数据计算岩心热解反应后渗透率K以及热解驱替效率。

[0018] 一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的测试方法，包括以下步骤：

[0019] S1，实验岩心取自现场采集大块油页岩试件，将现场大块油页岩用保鲜膜包裹送回实验室，沿垂直于油页岩层理面采用岩石钻心机取直径25mm，长50mm的圆柱型试件，记录
岩心此时质量m0；

[0020] S2，根据装置流程将配件及管路系统连接好，接通设备电源打开设备总开关，打开所有设备开关，检查各监视器屏幕是否亮起且显示正常值；

[0021] S3，可根据实验要求预先设定实验装置的密封性实验要求，对实验装置的密封性进行检查，若密封性符合实验要求则进行实验；若密封性不符合实验要求，按安装步骤检查
管线系统连接，调整后重新检查实验装置的密封性，符合实验要求后进行实验；

[0022] S4，卸下高温高压三轴夹持系统外裹的保温层及加热器，岩心塞进岩样围压包裹密封套内后放入高温高压三轴夹持系统中的热解反应釜，并将加热器和保温层安装复原；

[0023] S5，将预热器及热解反应釜反应温度均设置为100℃，通过预热器温度监视器和岩心夹持器温度监视器观察到预热器和热解反应釜的反应温度均达到100℃时，恒温6h；

[0024] S6，通过增压泵为气体入口压力提供动力，调压阀控制气体入口压力，设置调压阀压力，环压泵给定环压，轴压泵给定轴压，观察压力稳定至实验要求值，给定回压；

[0025] S7，实验数据采集与处理：计算机自动采集岩心夹持系统的入口压力P1、出口压力P2、出口流量Qout1，记录电子天平24读数m1，计算在100℃温度条件下油页岩岩心渗透率K1；

[0026] S8，计算100℃温度条件下的岩心渗透率K1，继续加热热解反应釜18，设置预热器13及热解反应釜18的反应温度均为200℃，通过预热器温度监视器14和岩心夹持器温度监
视器观察釜内温度达到200℃时，恒温6h；热解反应釜18内的压力保持在给定的环压、轴压
不变，通过跟踪泵维持压差稳定，重复步骤S6，采集出口流量Qout2，记录电子天平24读数m2；
计算200℃对应温度条件下的岩心渗透率K2；

[0027] S9，重复步骤S6、S7分别计算同样压差条件下，300℃、400℃、500℃所对应的油页岩岩心渗透率K3、K4、K5，并记录对应电子天平读数m3、m4、m5；

[0028] S10，500℃、同样压差条件下驱替实验结束后，进行岩心洗油得到岩心内剩余油质量me；

[0029] S11，根据步骤S7～S10的采集记录的数据分别计算不同温度，同样压差条件下的热解驱替效率。

[0030] 其中，步骤S8和步骤S9中岩心渗透率K的计算过程如下：

[0031] S81、在实验开始前记录所用驱替介质流体粘度μ(mPa·s)，所用岩心长度L(cm)以2
及岩心截面积A(cm)；

[0032] S82、数据采集处理系统记录夹持器岩心气体出口流量Qout、入口压力P1以及出口压力P2；

[0033] S83、根据计算公式即可求得此刻岩心渗透率K；

[0034]

[0035] 其中，Q为对应流体介质出口流量，单位ml/min；K为渗透率，单位mD；p0为大气压力，0.1MPa；计算机记录并计算每时刻渗透率值并输出渗透率与时间关系曲线；

[0036] 其中，步骤S11中的数据处理方法如下：

[0037] S111、根据驱替效率a计算公式计算不同温度时刻驱替效率，计算公式如下：

[0038]

[0039] 其中，mn为不同温度条件下驱替页岩油质量，对应的，100℃时取m1，200℃时取m2，300℃时取m3，400℃时取m4，500℃时取m5；

[0040] S112、绘制温度与驱替效率曲线。

[0041] 本发明的有益效果：本发明的一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置其优点在于：常规的页岩油热解装置只针对页岩油热解前后页岩性质及成熟度的对比，热解性
能与驱替效率的评价是割裂开来的，而该装置可以模拟目前最具潜力的页岩油原位热解开
采，分析热解性能及驱替效率从而为页岩油的原位热解开采工艺提供指导。

附图说明

[0042] 图1是本发明的装置原理框图。

[0043] 图2是本发明适用热解反应的岩心夹持器的结构示意图。

[0044] 图3是本发明所绘制的热解性能分析曲线样图。

[0045] 图4是本发明所绘制的驱替效率曲线样图。

[0046] 附图中：1‑气源、2‑压力表、3‑控制阀、4‑驱动阀、5‑增压泵、6‑高压贮罐、7‑调压阀、8‑调压阀压力表、9‑入口气体流量计、10‑入口控制阀、11‑中间容器、12‑高压注入泵、
13‑预热器、14‑预热器温度监视器、15‑岩心夹持器温度监视器、16‑保温层、17‑加热器、18‑
热解反应釜、19‑环压泵、20‑回压泵、21‑轴压泵、22‑出口流体控制阀、23‑冷凝管、24‑电子
天平、25‑出口气体流量计、26‑尾气处理装置、27‑回压阀、28‑环压增压液进液管、29‑入口
压力表、30‑出口压力表。

具体实施方式

[0047] 为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。

[0048] 本实施例中，如图1～图2所示，一种评价页岩油原位热解开采驱替效率的装置，该系统包括注入系统、预热系统、岩心夹持系统、压力加载系统、流量检测系统、数据采集处理
系统。所述的注入系统包括气体注入系统和液体注入系统，其中气体注入系统组成包括：气
源1、压力表2、控制阀3、驱动阀4、增压泵5、高压贮罐6、调压阀7、调压阀压力表8、入口气体
流量计9、入口控制阀10，液体注入系统包括：高压注入泵12、中间容器11。

[0049] 所述的气源1装有压力表2随气瓶管路上有控制阀3控制气体输出，右接驱动阀4将气体送入增压泵5，增压泵5为气体加压为驱替提供压力，加压后的气体暂存高压贮罐6，高
压贮罐6上有调压阀7控制气体入口压力，压力在调压阀压力表8上显示，并由计算机采集卡
采集压力数据，气体出高压贮罐6后经入口气体流量计9后由入口控制阀10控制进入预热器
13。

[0050] 所述的高压注入泵12为驱替用液体介质提供动力，连接有三个并联的中间容器11，可以盛放不同性质驱替介质，中间容器11液体出口管线接在气体管线入口控制阀10之
后，接入预热器13。

[0051] 所述的预热系统主要是由预热器13和预热器温度监视器14组成，预热器温度监视器14的金属探针通过预热器13上部小孔伸入预热器内部探测预热器13内部温度，温度数据
在预热器温度监视器14上显示，并记录在计算机，预热器13内部为环形管路保证气体液体
加热效率，加热后的流体由管路从加热器(17)底部出口流入岩心夹持系统，加持系统流体
入口处接有入口压力表29，由计算机采集流体入口压力数据。

[0052] 所述的岩心夹持系统有实现热解所需高温条件的加热器17以及保温层16，保温层16上有环压增压液进液管28，岩心放置在适用高温高压条件的热解反应釜18内，高温高压
三轴夹持系统上端口接有环压泵19，环压泵19配有环压流体压力传感器由计算机采集压力
数据，下端口接有轴压泵21配有轴压压力传感器由计算机采集压力数据，在岩心夹持系统
底部接有回压泵20和回压阀27；

[0053] 所述的高温高压三轴夹持系统流体出口端由出口流体控制阀22控制流体里流出，同时接有出口压力表30，由计算机采集流体流出压力数据，右接有冷凝管23以及电子天平
24，出来气体经出口气体流量计25后由尾气处理装置26处理气体，气体流量数据自动采集
到计算机。

[0054] 实验岩心取自现场采集大块油页岩试件，将现场大块油页岩用保鲜膜包裹送回实验室，沿垂直于油页岩层理面采用岩石钻心机取直径25mm，长50mm的圆柱型试件，记录岩心
此时质量m0。

[0055] 根据装置流程将配件及管路系统连接好，接通设备电源打开设备总开关，打开所有设备开关，按下预热器温度监视器14、岩心夹持器温度监视器15、高压注入泵12、环压泵
19、轴压泵21的数字显示器按钮，检查各监视器屏幕是否亮起且显示正常值；

[0056] 实验开始前先检查系统的密闭性能，打开电源总开关，保证将系统接入口与气体钢瓶出口相连接，关闭真空系统连接阀门以及回压系统接入阀门，打开气源，通入一定量的
气体，当通入气体压力达到1～3MPa时，关闭气源控制阀3，保持15～20min，观察压力是否有
变化，若压力没有变化说明密封性良好即可进行实验。

[0057] 卸下高温高压三轴夹持系统外裹的保温层16及加热装置17，将岩心塞进岩样围压包裹密封套内后放入高温高压三轴夹持器中，所述的岩样围压包裹密封套，使用金属材质
承受高温环境，可以完整包裹岩心，使围压加载均匀，岩心装载完成后将夹持器加热保温系
统安装复原。

[0058] 记录岩心初始重量m0，设置预热器13及高温高压三轴夹持系统内加热器17温度为100℃，通过预热器温度监视器14和岩心夹持器温度监视器15观察内部，温度达到100℃后
恒温6h。

[0059] 通过增压泵5为气体入口压力提供动力，调压阀7控制气体入口压力，设置调压阀压力为20MPa，环压泵19给定环压25MPa，轴压泵21给定轴压30MPa，观察压力稳定至实验要
求值，打开回压泵20，给定回压15MPa，驱替开始。

[0060] 本实施例中，实验条件为保持压差条件不变，仅变化温度，即本实施例的装置评价的是同等压差条件下，不同温度下的页岩油原位热解开采驱替效率，实验操作数据采集计
算具体步骤如下所示：

[0061] S1、实验所用的环压泵19为环压跟踪泵，实验过程中维持压差稳定在5MPa，计算机自动采集夹持器入口压力P1、出口压力P2、出口流量Qout1，记录电子天平24读数m1，观察气体
出口流量计25以及电子天平24读数稳定不再发生变化时，结束驱替，计算在100℃温度条件
热解后油页岩岩心渗透率K1；

[0062] S2、计算100℃温度条件下的岩心渗透率K1，继续加热热解反应釜18，设置预热器13及热解反应釜18的反应温度均为200℃，通过预热器温度监视器14和岩心夹持器温度监
视器观察釜内温度达到200℃时，恒温6h；热解反应釜18内的压力保持在给定的环压、轴压
不变，通过跟踪泵维持压差稳定，重复步骤S6，采集出口流量Qout2，记录电子天平24读数m2；
计算200℃对应温度条件下的岩心渗透率K2。

[0063] S3、重复步骤S1、S2分别计算同样压差条件下，300℃、400℃、500℃等温度所对应的渗透率K3、K4、K5、，记录对应电子天平24读数m3、m4、m5。

[0064] S4、500℃、在同样压差条件下驱替实验结束后，进行岩心洗油得到岩心内剩余油质量me。

[0065] S5、计算不同温度，同样压差条件下热解驱替效率。

[0066] 步骤S3计算渗透率的步骤如下：

[0067] S31、在实验开始前记录所用驱替介质流体粘度μ(mPa·s)，所用岩心长度L(cm)以2
及岩心截面积A(cm)；

[0068] S32、数据采集处理系统记录夹持器岩心气体出口流量Qout、入口压力P1以及出口压力P2；

[0069] S33、根据计算公式即可求得此刻岩心渗透率K；

[0070]

[0071] 其中，Q为对应流体介质出口流量，单位ml/min；K为渗透率单位；p0为大气压力，0.1MPa；计算机记录并计算每时刻渗透率值并输出渗透率与时间关系曲线，该曲线如图3所
示。

[0072] 步骤S5中计算热解驱替效率的步骤如下所示：

[0073] S51、计算不同温度时刻驱替效率a:

[0074]

[0075] 其中mn为不同温度条件下驱替页岩油质量，对应的，100℃时取m1，200℃时取m2，300℃时取m3，400℃时取m4，500℃时取m5；

[0076] S52、绘制温度与驱替效率曲线，该曲线如图4所示。

[0077] 综上所述，能够安全高效的完成评价页岩油原位热解开采效率的实验。解决了现有的热解实验设备无法完成针对页岩油原位开采这一具有发展潜力的新兴开采工艺的模
拟研究，且操作安全、适用性强，可以一机多用。

[0078] 以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本
发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变
化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由所附的权利要求书及
其等效物界定。