一种页岩油储层接触角计算方法及系统与流程

[0001]
本发明涉及页岩油技术领域，特别是涉及一种页岩油储层接触角计算方法及系统。


背景技术：

[0002]
页岩油储层润湿性是指油在页岩储层无机矿物或干酪根孔隙表面扩展或粘附的趋势，它是页岩储层表面特征中最重要的性质之一。润湿性对页岩油的富集及流动规律有重要的影响，其在页岩油的勘探开发中有着重要作用。传统页岩储层润湿性的表征方法以宏观定性分析为主，介观-微观尺度下页岩储层润湿性的定量研究较少，而且对于接触角的计算方法多采用量角法，准确性较差。


技术实现要素：

[0003]
本发明的目的是提供一种页岩油储层接触角计算方法及系统，以基于分子动力学模拟提高计算页岩油储层接触角的准确性。
[0004]
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
[0005]
一种页岩油储层接触角计算方法，所述方法包括：
[0006]
分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型；所述页岩油储层岩石模型包括石墨烯模型、高岭石模型和石英模型；
[0007]
根据所述页岩油储层岩石模型、所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用分块建模法，搭建油-水-岩润湿性分子模型；
[0008]
对所述油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油-水-岩润湿性分子模型的模拟结果；
[0009]
从所述模拟结果中提取所述油-水-岩润湿性分子模型中的水分子，并对所述水分子进行团簇化，形成水团簇；
[0010]
将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇；
[0011]
确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；
[0012]
以模拟时刻为横轴，以所有模拟时刻的接触角为纵坐标，构建接触角模拟曲线；
[0013]
选取所述接触角模拟曲线上随着模拟时刻的变化而纵坐标不发生变化的基线段，并将所述基线段对应的接触角作为页岩油储层接触角。
[0014]
可选的，所述分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型，具体包括：
[0015]
选取石墨烯作为有机质，构建石墨烯模型；
[0016]
选取高岭石晶体作为黏土矿物，构建高岭石模型；
[0017]
选取石英晶体作为硅质矿物，构建石英模型；
[0018]
分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及n，n-二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用avogadro软件构建页岩油分子模型；
[0019]
利用avogadro软件构建水分子模型。
[0020]
可选的，所述根据所述页岩油储层岩石模型、所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用分块建模法，搭建油-水-岩润湿性分子模型，具体包括：
[0021]
根据所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用packmol软件的分块建模法建立页岩油分子与水分子的油水两相模型；
[0022]
将所述油水两相模型分别与所述石墨烯模型、所述高岭石模型、所述石英模型拼接，分别获得油-水-石墨烯润湿性分子模型、油-水-高岭石润湿性分子模型和油-水-石英润湿性分子模型。
[0023]
可选的，所述对所述油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油-水-岩润湿性分子模型的模拟结果，具体包括：
[0024]
基于charmm力场，利用gromacs软件对所述油-水-石墨烯润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油-水-石墨烯润湿性分子模型的模拟结果；
[0025]
基于clayff力场和charmm力场，利用gromacs软件对所述油-水-高岭石润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油-水-高岭石润湿性分子模型的模拟结果；
[0026]
基于compass力场，利用material studio软件对所述油-水-石英润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油-水-石英润湿性分子模型的模拟结果。
[0027]
可选的，所述将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇，具体包括：
[0028]
获取所述水团簇中水分子在模拟过程的运动轨迹文件；
[0029]
获取所述油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟的最后模拟时刻的模型状态文件；
[0030]
将所述运动轨迹文件和所述模型状态文件导入vmd分子可视化软件；
[0031]
从所述vmd分子可视化软件中获取所述水团簇中每个水分子在所有模拟时刻的空间坐标；
[0032]
根据所述水团簇中每个水分子在所有模拟时刻的空间坐标，利用matlab软件对所述水团簇进行建模，获得数值化水团簇。
[0033]
可选的，所述将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇，之后还包括：
[0034]
利用基于密度的局部异常因子算法，识别所述数值化水团簇中的离群点；
[0035]
从所述数值化水团簇中去除离群点，获得优化后的数值化水团簇。
[0036]
可选的，所述确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角，具体包括：
[0037]
获取第i个模拟时刻以所述数值化水团簇底部0.2nm厚度的分子层在页岩油储层岩石表面的投影面积；
[0038]
利用德洛内方法拟合所述投影面积，获得所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触面积；
[0039]
将所述数值化水团簇中所有原子坐标在z方向上的最大值与最小值之差作为所述数值化水团簇相对于页岩油储层岩石表面的高度；
[0040]
根据所述接触面积和所述高度，利用公式确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；
[0041]
其中，θ
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；r
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇的拟球半径，nm；s
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触面积，nm2；h
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇相对于页岩油储层岩石表面的高度，nm。
[0042]
一种页岩油储层接触角计算系统，所述系统包括：
[0043]
基础模型建立模块，用于分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型；所述页岩油储层岩石模型包括石墨烯模型、高岭石模型和石英模型；
[0044]
油-水-岩润湿性分子模型搭建模块，用于根据所述页岩油储层岩石模型、所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用分块建模法，搭建油-水-岩润湿性分子模型；
[0045]
模拟结果获得模块，用于对所述油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油-水-岩润湿性分子模型的模拟结果；
[0046]
水团簇形成模块，用于从所述模拟结果中提取所述油-水-岩润湿性分子模型中的水分子，并对所述水分子进行团簇化，形成水团簇；
[0047]
数值化水团簇获得模块，用于将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇；
[0048]
初始接触角确定模块，用于确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；
[0049]
接触角模拟曲线构建模块，用于以模拟时刻为横轴，以所有模拟时刻的接触角为纵坐标，构建接触角模拟曲线；
[0050]
页岩油储层接触角确定模块，用于选取所述接触角模拟曲线上随着模拟时刻的变化而纵坐标不发生变化的基线段，并将所述基线段对应的接触角作为页岩油储层接触角。
[0051]
可选的，所述基础模型建立模块，具体包括：
[0052]
石墨烯模型构建子模块，用于选取石墨烯作为有机质，构建石墨烯模型；
[0053]
高岭石模型构建子模块，用于选取高岭石晶体作为黏土矿物，构建高岭石模型；
[0054]
石英模型构建子模块，用于选取石英晶体作为硅质矿物，构建石英模型；
[0055]
页岩油分子模型构建子模块，用于分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及n，n-二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用avogadro软件构建页岩油分子模型；
[0056]
水分子模型构建子模块，用于利用avogadro软件构建水分子模型。
[0057]
可选的，所述油-水-岩润湿性分子模型搭建模块，具体包括：
[0058]
油水两相模型建立子模块，用于根据所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用packmol软件的分块建模法建立页岩油分子与水分子的油水两相模型；
[0059]
润湿性分子模型获得子模块，用于将所述油水两相模型分别与所述石墨烯模型、所述高岭石模型、所述石英模型拼接，分别获得油-水-石墨烯润湿性分子模型、油-水-高岭石润湿性分子模型和油-水-石英润湿性分子模型。
[0060]
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
[0061]
本发明提供了一种页岩油储层接触角计算方法及系统，通过分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型，搭建微观尺度的油-水-岩润湿性分子模型，对油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，从模拟结果中提取油-水-岩润湿性分子模型中的水分子，并对水分子进行团簇化，形成水团簇，然后对水团簇进行数值化，确定每个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角，克服了现有技术使用量角法中二维图像不能很好反应水团簇形态特征以及人为测量角度存在主观因素干扰的缺陷，通过获取分子坐标，提取计算接触角所需的参数进行计算，大大提高了接触角的计算精度。
附图说明
[0062]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0063]
图1为本发明提供的一种页岩油储层接触角计算方法的流程图；
[0064]
图2为本发明提供的水分子模型图；
[0065]
图3为本发明提供的页岩油分子模型图；图3(a)为苯的结构图，图3(b)为正己烷的结构图，图3(c)为正十二烷的结构图，图3(d)为n，n-二甲基十二胺的结构图，图3(e)为正十八酸的结构图，图3(f)为正十八烷的结构图；
[0066]
图4为本发明提供的石墨烯表面的结构图；图4(a)为石墨烯表面的正视图，图4(b)为石墨烯表面的俯视图；
[0067]
图5为本发明提供的高岭石表面的结构图；图5(a)为高岭石硅氧四面体表面的正视图，图5(b)为高岭石铝氧八面体表面的正视图，图5(c)为高岭石表面的俯视图；
[0068]
图6为本发明提供的石英表面的结构图；图6(a)为石英表面的正视图，
[0069]
图6(b)为石英表面的俯视图；
[0070]
图7为本发明提供的油-水-岩润湿性分子模型图；图7(a)为油-水-岩润湿性分子模型在xz平面的截面图，图7(b)为油-水-岩润湿性分子模型在yz平面的截面图，图7(c)为油-水-岩润湿性分子模型在xy平面的截面图；
[0071]
图8为本发明提供的水团簇的示意图；图8(a)为水团簇断开现象示意图，图8(b)为水团簇团簇化后的示意图；
[0072]
图9为本发明提供的离群点示意图；
[0073]
图10为本发明提供的球冠模型计算润湿接触角的示意图；
[0074]
图11为本发明实施例提供的高岭石硅氧四面体-不同烷烃-水体系中水团簇接触角随时间变化的示意图；图11(a)为高岭石硅氧四面体-c6h
14-水体系中水团簇接触角随时间变化的示意图，图11(b)为高岭石硅氧四面体-c6h
6-水体系中水团簇接触角随时间变化的示意图，图11(c)为高岭石硅氧四面体-c
18
h
38-水体系中水团簇接触角随时间变化的示意图，图11(d)为高岭石硅氧四面体-c
12
h
26
o-c14h
27
n-水体系中水团簇接触角随时间变化的示意图。
具体实施方式
[0075]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0076]
本发明的目的是提供一种页岩油储层接触角计算方法及系统，以基于分子动力学模拟提高计算页岩油储层接触角的准确性。
[0077]
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
[0078]
本发明提供了一种页岩油储层接触角计算方法，如图1所示，方法包括：
[0079]
s101，分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型；页岩油储层岩石模型包括石墨烯模型、高岭石模型和石英模型；
[0080]
s102，根据页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型，利用分块建模法，搭建油-水-岩润湿性分子模型；
[0081]
s103，对油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得油-水-岩润湿性分子模型的模拟结果；
[0082]
s104，从模拟结果中提取油-水-岩润湿性分子模型中的水分子，并对水分子进行团簇化，形成水团簇；
[0083]
s105，将水团簇进行数值化，获得数值化水团簇；
[0084]
s106，确定每个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；
[0085]
s107，以模拟时刻为横轴，以所有模拟时刻的接触角为纵坐标，构建接触角模拟曲线；
[0086]
s108，选取接触角模拟曲线上随着模拟时刻的变化而纵坐标不发生变化的基线段，并将基线段对应的接触角作为页岩油储层接触角。
[0087]
具体过程如下：
[0088]
通常，页岩油储层岩石由有机质、粘土矿物、硅质矿物等组成，页岩油由饱和烃、芳香烃和非烃(一般为极性分子)组成。
[0089]
有机质(干酪根)的分子结构十分复杂，国内外学者经常使用石墨烯分子模型当做有机质分子模型的替代。高岭石、石英矿物的力场比较成熟，故采用高岭石作为粘土矿物的代表，石英作为硅质矿物的代表。正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃组分；苯代替芳香烃组分；n，n-二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代表极性组分。
[0090]
石墨烯模型采用gromacs软件自带的n2t方法建立。本发明采用3层石墨烯作为润湿性模拟的固体壁面，每层间距为0.34nm，如图4(a)所示。水平面上x方向(横向)和y方向(纵向)上的尺寸分别为8.1nm和8.2nm，且相邻两层互相平行，如图4(b)所示。
[0091]
选取的没有同构替换的高岭石晶胞作为粘土矿物研究对象，化学式为al2si2o5(oh)4，其初始的原子位置参考amscd(美国矿物学家晶体结构数据库)，其原始晶格参数为α＝91.926
°
，β＝105.046
°
，γ＝89.797
°
。其中，a、b、c的单位是埃米。要建立周期性边界所以建立长方体模型，长方体模型需要将晶体模型为长方体，故将晶格参数α、β、γ的为90
°
，以方便后续的“油-水-岩”模型搭建。最后使用
gromcasc的genconf扩展晶体大小：在晶体z轴方向上将晶胞扩展为三层。这样便得到了本次模拟使用的尺寸为6.18
×
6.25
×
4.9nm3的高岭石晶体，如图5所示。高岭石具有两个性质完全不同的表面：硅氧四面体(t)(见图5(a))和铝氧八面体表面(o)(见图5(b))，需要分别研究两个表面的润湿性。
[0092]
石英晶体从accelrys公司晶体数据库导入，其晶格参数为其晶格参数为α＝90
°
，β＝90
°
，γ＝120
°
。使用visualization模块切取(001)晶面使氧原子出露，将该单元在x和y方向上各扩展为13倍，得到尺寸为6.3
×
6.3
×
0.5nm3的表面，通过在石英晶体表面出露的o原子加添加h原子实现表面羟基化，如图6所示。
[0093]
本文使用avogadro软件建立页岩油分子(图3所示)和水分子模型(图2所示)，并优化分子构型，再通过cgenff工具将其转化为适合charmm力场下的分子模型文件和力场文件。
[0094]
步骤s101，具体包括：
[0095]
选取石墨烯作为有机质，构建石墨烯模型；
[0096]
选取高岭石晶体作为黏土矿物，构建高岭石模型；
[0097]
选取石英晶体作为硅质矿物，构建石英模型；
[0098]
分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及n，n-二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用avogadro软件构建页岩油分子模型；
[0099]
利用avogadro软件构建水分子模型。
[0100]
步骤s102，具体包括：
[0101]
根据页岩油分子模型和水分子模型，利用packmol软件的分块建模法建立页岩油分子与水分子的油水两相模型；
[0102]
将油水两相模型分别与石墨烯模型、高岭石模型、石英模型拼接，分别获得油-水-石墨烯润湿性分子模型、油-水-高岭石润湿性分子模型和油-水-石英润湿性分子模型，如图7和表1所示。
[0103]
表1油-水-岩润湿性分子模型
[0104]
[0105][0106]
其中，分块建模过程如下：首先建立大小为2
×2×
2nm3的立方体水盒子，然后在水盒子周围插入页岩油分子，最后油-水盒子为总大小为6.1
×
6.2
×
14nm3。插入的分子数目应该保证各区域的密度与油或水在模拟温压的条件下密度相等，可使用以下公式计算。
[0107][0108]
n为插入分子数目；m为插入分子的相对分子质量，g/mol；n
a
为阿伏伽德罗常数；ρ为插入烷烃在常温常压下的密度，g/cm3；v为插入区域的体积，nm3。
[0109]
步骤s103，具体包括：
[0110]
基于charmm力场，利用gromacs软件对油-水-石墨烯润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得油-水-石墨烯润湿性分子模型的模拟结果；
[0111]
基于clayff力场和charmm力场，利用gromacs软件对油-水-高岭石润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得油-水-高岭石润湿性分子模型的模拟结果；
[0112]
基于compass力场，利用material studio软件对油-水-石英润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得油-水-石英润湿性分子模型的模拟结果。
[0113]“石墨烯-油组分-水”体系(油-水-石墨烯润湿性分子模型)应用charmm力场进行计算，使用gromacs软件进行模拟。模拟过程如下：首先，对初始模型进行能量最小化，以去除分子重叠和距离太近的情况。然后对模型进行50ps的弛豫，参数设置为：npt系综，温度选择298k，压力为100bar，控温方法选择v-rescale，控压方法选择berendsen，采用xyz周期性边界。最后对模型进行6ns的分子动力学模拟，参数设置如下：使用npt系综，温度323k，压力100bar，控温及控压选择nose-hoover，采用xyz周期性边界。
[0114]“高岭石-油组分-水”体系(油-水-高岭石润湿性分子模型)中高岭石晶体的计算采用clayff力场，油组分与水分子采用charmm力场进行计算，使用gromacs软件进行模拟。模拟过程与模拟参数设置与石墨烯-油组分-水体系相同。
[0115]“石英-油组分-水”体系(油-水-石英润湿性分子模型)均采用compass力场进行计
算，使用material studio软件进行模拟。首先，使用smart方法对初始模型进行20000步结构优化，然后进行1000ps的分子动力学模拟，参数设置为：nvt系综，温度289k，控温方法为andersen，体系中粒子速度依据麦克斯韦-玻尔兹曼方法得到，xyz方向上采用周期性边界。
[0116]
步骤s104，在模拟过程中，水团簇(水滴)会在固体(页岩油储层岩石)表面不断移动，当水团簇越过周期性边界时，水团簇出现“断开”的现象(图8(a)所示)，这影响了对水团簇形态的分析和接触角的计算，gromacs软件的cluster命令可以修复这种出现“断开”情况的水团簇(图8(b)所示)。
[0117]
步骤s105，具体包括：
[0118]
获取水团簇中水分子在模拟过程的运动轨迹文件；
[0119]
获取油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟的最后模拟时刻的模型状态文件；
[0120]
将运动轨迹文件和模型状态文件导入vmd(visual molecular dynamics)分子可视化软件；
[0121]
从vmd分子可视化软件中获取水团簇中每个水分子在所有模拟时刻的空间坐标；
[0122]
根据水团簇中每个水分子在所有模拟时刻的空间坐标，利用matlab软件对水团簇进行建模，获得数值化水团簇。即，在matlab中将水分子的空间坐标赋值给水分子，建立水团簇的立体模型。
[0123]
传统的量角法是根据最终模型输出一帧二维图像，根据二维图像量取接触角。它的劣势在于水团簇形状是三维，二维图像不能很好反应形态特征，并且人为测量角度存在主观因素的干扰。本发明不依赖计算机输出的模型图像进行接触角的计算而是将水团簇模型进行数值化，再通过数字模型提取计算接触角所需的参数进行计算，可以大大提高接触角的计算精度。
[0124]
步骤s105，将水团簇进行数值化，获得数值化水团簇，之后还包括：
[0125]
利用基于密度的局部异常因子算法，识别数值化水团簇中的离群点；
[0126]
从数值化水团簇中去除离群点，获得优化后的数值化水团簇。
[0127]
水团簇中心分布密度大，水团簇边缘分布密度小，还有极少数的水分子明显脱离了水团簇，成为离群点(异常点)。离群点会严重影响接触角的计算结果。
[0128]
lof(局部异常因子，local outlierfactor)方法根据水团簇分子局部的密度差异来进行识别异常点的，可以有效识别水团簇周边的处于异常位置的分子。lof方法会将水团簇中的每个原子计算一个离群值即lof值，lof值表征了该原子在水团簇中的离群程度。基于对水团簇中每个原子lfo值的统计，选取lof＝1.2作为区分离群原子与非离群原子的阈值，即当该原子的lfo值大于1.2时会被识别为离群点。
[0129]
图9展示了lof方法去除水团簇中离群点的过程。表示非离群点，中的
×
显示了原子在二维平面上的位置，以
×
为圆心的圆面积代表了该原子的离群值大小，用圆圈标记的点被识别为离群点将被删除，图9中横纵坐标的单位是埃米，长度单位，1埃米为1纳米的十分之一。
[0130]
步骤s106，如图10所示，具体包括：
[0131]
获取第i个模拟时刻以数值化水团簇底部0.2nm厚度的分子层在页岩油储层岩石表面的投影面积；
[0132]
利用德洛内方法拟合投影面积，获得数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触面积；
[0133]
将数值化水团簇中所有原子坐标在z方向上的最大值与最小值之差作为数值化水团簇相对于页岩油储层岩石表面的高度；原子是指数值化水团簇中水分子的氢原子或氧原子。
[0134]
根据接触面积和高度，利用fan和cagin的球冠模型确定每个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；
[0135]
其中，θ
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；r
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇的拟球半径，nm；s
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触面积，nm2；h
i
为第i个模拟时刻数值化水团簇相对于页岩油储层岩石表面的高度，nm。图10中的r表示计算s
i
时的拟球半径，s
i
＝πr2。
[0136]
步骤s107-s108：由于分子的不规则运动，水团簇形状会不断发生变化，某一时刻的接触角值并不能代表最终的润湿状态，需要计算在整个模拟过程中接触角的变化曲线，寻找接触角最终稳定的基线段来当做“油-水-岩”接触角值。
[0137]
本发明提供了计算页岩油采用不同烷烃时，水团簇在高岭石硅氧四面体表面的接触角的具体实施例。
[0138]
总共计算6ns，每隔10ps计算一次水团簇的接触角，每个水团簇总共计算600次，“高岭石硅氧四面体-不同烷烃-水”体系中水团簇接触角随时间变化的示意图，如图11所示。
[0139]
本发明具有以下优点：
[0140]
步骤s101-s102：传统页岩储层润湿性的表征方法以宏观定性分析为主，介观-微观尺度下页岩储层润湿性的定量研究较少，本方法是针对微观尺度的接触角计算方法。
[0141]
步骤s103-s105：量角法是根据最终模型输出一帧二维图像，根据二维图像量取接触角。它的劣势在于水团簇形状是三维，二维图像不能很好反应形态特征，并且人为测量角度存在主观因素的干扰。本方法不依赖计算机输出的模型图像进行接触角计算，而是通过获取分子坐标，提取计算接触角所需的参数进行计算，可以大大提高接触角的计算精度。
[0142]
本发明还提供了一种页岩油储层接触角计算系统，系统包括：
[0143]
基础模型建立模块，用于分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型；页岩油储层岩石模型包括石墨烯模型、高岭石模型和石英模型。
[0144]
油-水-岩润湿性分子模型搭建模块，用于根据页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型，利用分块建模法，搭建油-水-岩润湿性分子模型。
[0145]
模拟结果获得模块，用于对油-水-岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得油-水-岩润湿性分子模型的模拟结果。
[0146]
水团簇形成模块，用于从模拟结果中提取油-水-岩润湿性分子模型中的水分子，并对水分子进行团簇化，形成水团簇。
[0147]
数值化水团簇获得模块，用于将水团簇进行数值化，获得数值化水团簇。
[0148]
初始接触角确定模块，用于确定每个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角。
[0149]
接触角模拟曲线构建模块，用于以模拟时刻为横轴，以所有模拟时刻的接触角为纵坐标，构建接触角模拟曲线。
[0150]
页岩油储层接触角确定模块，用于选取接触角模拟曲线上随着模拟时刻的变化而纵坐标不发生变化的基线段，并将基线段对应的接触角作为页岩油储层接触角。
[0151]
基础模型建立模块，具体包括：
[0152]
石墨烯模型构建子模块，用于选取石墨烯作为有机质，构建石墨烯模型。
[0153]
高岭石模型构建子模块，用于选取高岭石晶体作为黏土矿物，构建高岭石模型。
[0154]
石英模型构建子模块，用于选取石英晶体作为硅质矿物，构建石英模型；
[0155]
页岩油分子模型构建子模块，用于分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及n，n-二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用avogadro软件构建页岩油分子模型。
[0156]
水分子模型构建子模块，用于利用avogadro软件构建水分子模型。
[0157]
油-水-岩润湿性分子模型搭建模块，具体包括：
[0158]
油水两相模型建立子模块，用于根据页岩油分子模型和水分子模型，利用packmol软件的分块建模法建立页岩油分子与水分子的油水两相模型。
[0159]
润湿性分子模型获得子模块，用于将油水两相模型分别与石墨烯模型、高岭石模型、石英模型拼接，分别获得油-水-石墨烯润湿性分子模型、油-水-高岭石润湿性分子模型和油-水-石英润湿性分子模型。
[0160]
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
[0161]
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。