近年来，随着非常规油气资源勘探的持续深入，页岩油与致密油等低孔低渗储层逐渐成为重要的资源接替对象，其复杂的赋存状态与流动机制也成为当前油气地质研究的重点与难点。在此类储层中，油气不仅可以以吸附态存在于干酪根或矿物颗粒表面，也可以游离态充填于微纳米级孔隙和裂缝系统中。其赋存行为受控于储层孔隙结构、润湿性特征及矿物-流体界面相互作用等多种因素。传统实验方法在纳米尺度上的解析能力有限，难以支撑对微尺度流体行为的精准刻画。
准噶尔盆地玛湖凹陷风城组是我国典型的“全油气系统”代表区，具备优质烃源岩发育、储源配置紧密、成藏类型多样等地质特征，形成了常规油、致密油与页岩油共生发育的“有序叠置”格局（贾承造, 2017；支东明等，2021）。该区储层岩性复杂，包括砂岩、砂砾岩、白云质岩类和火山岩等，非均质性强；孔隙结构致密、孔喉连通性差、润湿性变化大，导致油气赋存机制与流动过程高度复杂（朱越, 2024）。尽管近年来在“浅优先、深跟进”战略指导下勘探取得系列进展，但关于页岩油和致密油的微观赋存状态及其主控因素仍缺乏系统性认识，成为制约高效开发的关键问题。
为此，本文基于分子模拟方法，以风城组全油气系统为研究对象，聚焦于不同矿物类型下页岩油与致密油的微观赋存行为。选取代表性无机矿物（石英、钾长石、白云石、方解石）及Ⅱ型干酪根有机质，构建多组分油-水-矿物复合体系，并结合地层温压条件，采用分子动力学（MD）方法对原油与水分子在不同矿物表面的吸附行为与界面结构进行系统模拟与分析。
研究表明，不同页岩油类型（S1与S4）与矿物表面之间的相互作用存在显著差异，其中，页岩油与无机矿物的相互作用强于有机质表面，表现为方解石 >> 白云石 > 钾长石 > 石英 ≈ 干酪根。随着温度升高，S4页岩油（富含饱和烃）分子热运动增强，油滴膨胀程度更大，与矿物接触面积增减小，相互作用减弱；相反，S1页岩油（芳烃、非烃及沥青质含量较高）因分子间π-π作用限制，膨胀性弱，其与矿物表面之间的相互作用较大。埋深增加所带来的温压变化进一步放大了这种差异，表现为S4页岩油在石英和干酪根表面的相互作用增强，而S1页岩油在钾长石、白云石和方解石表面作用增强。

图1 不同矿物的平均油膜厚度。

油膜厚度的模拟结果显示，不同页岩油在各矿物表面的油膜分布存在显著差异，且整体表现为S4油膜厚度普遍高于S1。油膜厚度顺序为：石英 > 干酪根 > 白云石 > 钾长石 > 方解石，该顺序与矿物表面相互作用强度基本呈负相关，仅在白云石与钾长石间略有反转。该现象表明，饱和烃成分越多的页岩油对温压耦合作用更敏感，油滴膨胀性更强，更容易接近矿物表面，与矿物表面相互作用越强，原油更易紧贴矿物表面形成致密吸附层，从而限制了原油的运移。如图1所示，是页岩油在不同类型矿物表面的平均油膜厚度，油膜厚度越大，油与矿物之间的相互作用越弱。在此基础上我们构建了页岩油赋存状态的定量评价技术，通过该技术预测了风南地区玛页1井页岩中吸附油占比66%，游离油占比34%。
在润湿性方面，不同矿物表面的亲水性和吸附行为对水膜厚度具有决定性影响。水膜厚度越小，矿物表面对水分子的吸附力越强，润湿性越好，矿物表面的润湿性排序为：方解石 > 钾长石 ≈ 白云石 > 石英；水膜厚度顺序为：方解石 > 钾长石 > 白云石 > 石英，如图2所示。相应地，水与矿物的相互作用强度呈现出白云石 > 钾长石 ≈ 方解石 >> 石英的趋势。温压条件变化对水膜厚度影响显著，石英表面水膜在温压升高下呈先增后减趋势，而其余矿物水膜厚度则随温压持续增大。这一现象反映了矿物类型与温压条件对润湿性演化的协同调控作用。在此基础上我们构建了致密赋存状态的定量评价技术，通过该技术预测了玛北地区夏203井致密砂岩中吸附油占比70%，游离油占比30%。

图2 不同温压条件下水在不同矿物表面形成的的水膜厚度。
综上所述，本文构建了“矿物类型–润湿性–油/水膜结构–赋存状态”的耦合关系，并建立了适用于致密储层的油气赋存状态定量表征体系，为认识页岩油与致密油复杂赋存机制提供了新的微观视角。研究成果不仅可用于优选富含特定矿物类型的高产储层区，还可为开采技术优化与增产措施设计提供依据。
 

页岩油；相互作用；水膜厚度；油膜厚度；赋存机制；分子模拟