我国页岩油气资源丰富，是油气增储上产的重要接替领域。润湿性作为描述地层岩石、原油、地层水界面相互作用的重要参数，决定着毛细管力的大小和方向，直接控制页岩的含油性、可动性，强烈影响着油水流动和分布^[1]。现有的实验方法大多只能表征页岩样品的整体润湿情况，还原页岩原位温度和压力条件难度较大，且对于页岩润湿性的研究大多为定性分析，定量研究相对薄弱，尤其针对纳米限域条件下页岩的原位润湿性研究更加缺乏。分子模拟方法立足于原子间的相互作用，通过所构建的分子模型来计算和模拟不同环境条件下体系的微观运动状态，利用数据统计分布获得宏观热力学响应，相较于传统实验方法在解释微观机理方面具有显著的优势。分子动力学（MD）主要是依靠牛顿力学来模拟体系的运动，它可以从微观角度计算页岩油气的密度、粘度和界面张力等物理性质，表征页岩油气在地层条件下的润湿、吸附和流动行为^[2]。松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩油在勘探开发上近期取得了重大进展，成为中国陆相页岩油勘探的重要区域和层系之一，加强原位条件下古龙页岩油润湿性的研究对于深入认识古龙页岩油富集机理和流动规律尤为重要^[3]。
本研究以松辽盆地古龙凹陷青山口组一段页岩为研究对象，基于古龙页岩油地质特征，构建了纳米限域条件下的页岩储层润湿性模拟体系，分别对研究区典型地质条件下有机质（干酪根）、伊利石以及石英三种典型储层孔隙表面的油水微观润湿性开展研究。采用MD方法，定量刻画了不同类型孔隙表面与油/水润湿性差异，并进一步探讨了温度、压力和地层水盐度对页岩润湿性的影响。纳米限域条件下的页岩储层润湿性模拟体系构建过程如下：（1）基于Easy%Ro为1.76，化学式为C₁₂₃H₁₀₇N₅O₇的干酪根单体分子模型构建了模拟所需要的有机质（干酪根）孔隙表面，采用一致价力场（CVFF）对建立的干酪根基质进行描述；基于伊利石和石英的单元晶胞结构分别构建了所需要的伊利石以及石英孔隙表面，采用含有粘土矿物的体系力场（ClayFF）进行描述；（2）基于典型井产出原油的族组分占比分析结果恢复建立了饱和烃占比为90%、芳烃占比为4%、沥青质占比为2%、胶质占比为4%的古龙页岩油分子模型，采用联合原子力场（Trappe）描述各油气组分；（3）古龙页岩油储层微观润湿性模拟体系由储层基质、页岩油分子和水分子构成，水分子的力场以SPC/E力场描述，使用SHAKE算法在模拟过程中保持水分子刚性。在研究区地层温度压力条件附近选取18.5 MPa、23.5 MPa、28.5 MPa、33.5 MPa、38.5 MPa五个压力点和97℃、106℃、115℃、124℃、133℃五个温度点研究了温度、压力对页岩润湿性的影响，模拟在LAMMPS软件进行，模拟时长为10 ns。
研究发现，有机质（干酪根）在研究区地层温度压力条件下（115℃，28.5 MPa）是亲油的，水润湿角为120°；伊利石和石英均为亲水的，且石英的水润湿性更强。造成这一现象的内因与页岩油和有机孔隙/无机矿物表面的相互作用能差异有关。温度和压力变化对有机质（干酪根）润湿性具有显著的影响；有机质（干酪根）的润湿性随温度和压力的变化呈不完全线性；当压力区间为23.5 MPa-28.5 MPa之间，温度区间为106℃-115℃之间以及高于124℃时，有机质（干酪根）表面的亲水程度相对最强，孔隙表面对页岩油的吸附能力较弱，有利于孔隙中烃类的流动。这一现象可能流体性质以及原油组分的差异分布有关。温度和压力变化对于亲水性的矿物表面润湿性影响程度较小。随着地层水盐度的增加，孔隙表面的水接触角增大，亲水性减弱。
本研究以古龙页岩油为例，仅对页岩油储层的微观润湿性及其影响因素进行了初步探究，后续可以进一步扩展研究范围，根据不同研究区的地质特征进行微观润湿性模拟，以期为页岩油气赋存和流动的微观机理提供理论依据。

 

页岩油，润湿性，分子动力学