本发明涉及油田开发，具体地涉及一种页岩油孔隙度测定方法、一种页岩油孔隙度测定装置、一种电子设备及一种可读存储介质。
背景技术：
1、作为新类型石油资源，页岩油在储量计算和开发方案制定过程中，储量计算关键参数至关重要，特别是孔隙度参数，是认识油层储油情况、划分主力层、确定有效厚度与隔层的物性界限、计算储量、分析油田生产情况的基础。
2、常用的岩样孔隙度测量方法主要有液体饱和称重法、气体孔隙度测定法、核磁共振法等，以上这些孔隙度测量方法对于含油岩样均需要先对岩样进行洗油、饱和流体操作，然后进行孔隙度测量。但对于页岩油岩心，洗油存在诸多难点：第一、页岩岩心致密，渗透率极低，采用溶剂洗油、去水周期非常长，并且部分孔隙内的原油难以被洗出，对后续孔隙度的准确测定影响很大；第二、页岩岩心存在大量的层理缝和微裂缝，这些裂缝是重要的流体赋存空间，在孔隙度的测量过程中需要准确测定包含裂缝的页岩岩心的孔隙度，但在长时间洗油的过程中，这些本就非常脆弱的裂缝系统非常容易崩裂，破坏了岩心的完整性，使得后续孔隙度的测量实验难以进行，即使勉强进行测量，也失去了裂缝部分的孔隙体积，造成了较大的误差；第三、页岩油岩心存在有机孔和无机孔，二者都赋存有流体，采用有机溶剂洗油的过程中，具有强溶解能力的溶剂会对以干酪根为主体的有机孔隙造成破坏，影响后续孔隙度的测定结果；第四、页岩油的岩相复杂、非均质性强，小样品孔隙度的测量结果不能反映真实的地层情况。
技术实现思路
1、本发明实施例的目的是提供一种页岩油孔隙度测定方法、装置、设备及存储介质，以解决上述技术问题。
2、为了实现上述目的，本发明实施例提供一种页岩油孔隙度测定方法，所述方法包括：
3、获取页岩油岩心样品和页岩油井口流体样品；其中，所述页岩油岩心样品位于第一样品缸，所述页岩油井口流体样品位于第二样品缸；
4、利用第一样品缸和第二样品缸，确定出页岩油岩心样品的体积和页岩油井口流体样品的体积；
5、利用第一样品缸和第二样品缸，确定出页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和页岩油井口流体的气体溶解量；
6、根据所述页岩油岩心样品的体积、所述页岩油井口流体样品的体积、所述页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和所述页岩油井口流体的气体溶解量，确定出页岩油孔隙度。
7、可选地，所述第一样品缸通过第一管道连接第一气体缸，所述第二样品缸通过第二管道连接第二气体缸，其中，第一管道和第二管道上均分别设置有用于实现对应管道通断控制的阀门；
8、页岩油岩心样品的体积和页岩油井口流体样品的体积通过以下方式测量：
9、向第一气体缸注入预设低压气体并持续检测第一气体缸内的第一气体缸压力值，在注入完成且第一气体缸内压力稳定后，记录第一气体缸压力值；
10、打开第一样品缸与第一气体缸之间的阀门并持续检测第一样品缸内的第一样品缸压力值，在第一样品缸内压力稳定后，记录第一样品缸压力值；
11、根据所述第一气体缸压力值和所述第一样品缸压力值，确定页岩油岩心样品的体积；
12、向第二气体缸注入预设低压气体并持续检测第二气体缸内的第二气体缸压力值，在注入完成且第二气体缸内压力稳定后，记录第二气体缸压力值；
13、打开第二样品缸与第二气体缸之间的阀门并持续检测第二样品缸内的第二样品缸压力值，在第二样品缸内压力稳定后，记录第二样品缸压力值；
14、根据所述第二气体缸压力值和所述第二样品缸压力值，确定页岩油井口流体样品的体积。
15、可选地，所述根据所述第一气体缸压力值和所述第一样品缸压力值，确定出页岩油岩心样品的体积，包括：
16、所述根据所述第一气体缸压力值和所述第一样品缸压力值，利用公式(1)，计算得到页岩油岩心样品的体积：
17、
18、式(1)中，v样品为页岩油岩心样品的体积，v1为第一气体缸体积，v2为第一样品缸体积，p1为第一气体缸压力值，p2为第一样品缸压力值。
19、可选地，页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和页岩油井口流体的气体溶解量通过以下方式测量：
20、关闭第一样品缸与第一气体缸之间的阀门；
21、将第一气体缸和第一样品缸中的预设低压气体排尽；
22、向第一气体缸注入预设高压气体并持续检测第一气体缸内的第三气体缸压力值，在注入完成且第一气体缸内压力稳定后，记录第三气体缸压力值；
23、打开第一样品缸与第一气体缸之间的阀门并持续检测第一样品缸内的第三样品缸压力值，在第一样品缸内压力稳定后，记录第三样品缸压力值；
24、根据所述第三气体缸压力值和所述第三样品缸压力值，确定页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量；
25、关闭第二样品缸与第二气体缸之间的阀门；
26、将第二气体缸和第二样品缸中的预设低压气体排尽；
27、向第二气体缸注入预设高压气体并持续检测第二气体缸内的第四气体缸压力值，在注入完成且第二气体缸内压力稳定后，记录第四气体缸压力值；
28、打开第二样品缸与第二气体缸之间的阀门并持续检测第二样品缸内的第四样品缸压力值，在第二样品缸内压力稳定后，记录第四样品缸压力值；
29、根据所述第四气体缸压力值和所述第四样品缸压力值，确定页岩油井口流体的气体溶解量。
30、可选地，所述根据所述第三气体缸压力值和所述第三样品缸压力值，确定出页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量，包括：
31、根据所述第三气体缸压力值和所述第三样品缸压力值，利用公式(2)，计算得到页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量：
32、
33、式(2)中，n样品为页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量，p3为第三气体缸压力值，p4为第三样品缸压力值，v1为第一气体缸体积，v2为第一样品缸体积，z3为压力为p3时的气体压缩因子，z4为压力为p4时的气体压缩因子，r为理想气体常数，t为实验温度。
34、可选地，所述根据所述页岩油岩心样品的体积、所述页岩油井口流体样品的体积、所述页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和所述页岩油井口流体的气体溶解量，确定出页岩油孔隙度，还包括：
35、根据页岩油井口流体样品的体积、所述页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和所述页岩油井口流体的气体溶解量，确定出页岩油样品孔隙体积；
36、基于页岩油样品孔隙体积和页岩油岩心样品的体积，确定出页岩油孔隙度。
37、可选地，所述根据页岩油井口流体样品的体积、所述页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和所述页岩油井口流体的气体溶解量，确定出页岩油样品孔隙体积，包括：
38、根据页岩油井口流体样品的体积、所述页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和所述页岩油井口流体的气体溶解量，利用式(3)，计算得到页岩油样品孔隙体积：
39、
40、式(3)中，v样品孔隙为页岩油样品孔隙体积，v流体为页岩油井口流体样品的体积，n样品为页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量，n流体为页岩油井口流体的气体溶解量；
41、所述基于页岩油样品孔隙体积和页岩油岩心样品的体积，确定出页岩油孔隙度，包括：
42、基于页岩油样品孔隙体积和页岩油岩心样品的体积，利用式(4)，计算得到页岩油孔隙度：
43、
44、式(4)中，φ为页岩油孔隙度，v样品孔隙为页岩油样品孔隙体积，v样品为页岩油岩心样品的体积。
45、在本发明实施方式的第二方面，提供一种页岩油孔隙度测定装置，所述装置包括：
46、样品获取装置，用于获取页岩油岩心样品和页岩油井口流体样品；其中，所述页岩油岩心样品位于第一样品缸，所述页岩油井口流体样品位于第二样品缸；
47、体积确定装置，用于利用第一样品缸和第二样品缸，确定出页岩油岩心样品的体积和页岩油井口流体样品的体积；
48、气体溶解量确定装置，用于利用第一样品缸和第二样品缸，确定出页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和页岩油井口流体的气体溶解量；
49、孔隙度计算装置，用于根据所述页岩油岩心样品的体积、所述页岩油井口流体样品的体积、所述页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和所述页岩油井口流体的气体溶解量，确定出页岩油孔隙度。
50、本技术第三方面提供一种电子设备，被配置成执行上述的页岩油孔隙度测定方法。
51、本技术第四方面提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令在被处理器执行时以由所述处理器被配置成执行上述的页岩油孔隙度测定方法。
52、本发明实施例通过获取页岩油岩心样品和页岩油井口流体样品，利用第一样品缸和第二样品缸，确定出页岩油岩心样品的体积和页岩油井口流体样品的体积，进一步利用第一样品缸和第二样品缸，确定出页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和页岩油井口流体的气体溶解量，最后根据页岩油岩心样品的体积、页岩油井口流体样品的体积、页岩油岩心孔隙流体的气体溶解量和页岩油井口流体的气体溶解量，确定出页岩油孔隙度。本发明实施例提供的页岩油孔隙度测定方法的测量方位更广，且样品无需洗油，保证了完整性，提高了测量准确性。
53、本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。