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。