页岩油赋存的分子动力学模拟方法、系统、设备及终端技术方案

本发明专利技术属于页岩油勘探开发技术领域，公开了一种页岩油赋存的分子动力学模拟方法、系统、设备及终端，构建有机质模型，确定致密固体基质；构建页岩油模型，确定单组分和多组分，根据致密固体基质构建油

【技术实现步骤摘要】
页岩油赋存的分子动力学模拟方法、系统、设备及终端


[0001]本专利技术属于页岩油勘探开发
，尤其涉及一种页岩油赋存的分子动力学模拟方法、系统、设备及终端。

技术介绍

[0002]目前，页岩丰富的纳米孔和极低的渗透率使得页岩油的开发和对其吸附行为的理解面临着巨大的挑战。分子动力学模拟由于在微观尺度探索中展现出直观、便捷等优势而被广泛引入到油分子的赋存、流动等研究中。模型搭建是分子动力学模拟的第一步，在早期页岩油吸附等问题上，矿物模型可根据数据库提供的晶胞参数搭建；而有机质模型较为复杂，国际上通常采用石墨烯及碳纳米管等材料以代替有机质。随着干酪根分子式被刻画出，真实的有机质模型慢慢被引入到与页岩油相关的模拟研究中。将若干个干酪根碎片经过一定流程的动力学模拟即可构建出致密的干酪根基体，随后将矿物模型或有机质模型(石墨烯、干酪根基体)与油分子组合即可完成吸附初始模型的建立。根据特定条件下模拟平衡后体系密度曲线的起伏，可以将页岩油划分为吸附态页岩油页岩油和游离态页岩油。
[0003]王森等采用简化的石墨烯材料代替复杂的干酪根分子，通过建立多层石墨烯板片模型以代表有机质壁面待模拟吸附页岩油平衡后以分析密度剖面，并在此基础上研究不同条件下的吸附差异。但是，石墨烯与干酪根存在很大的差异。石墨烯是全碳全芳构化结构，表面光滑平整，而干酪根由C、H、O、N及S等多种元素构成，分子式复杂且壁面粗糙，会导致二者对碳氢化合物吸附能力产生差异；石墨烯只可模拟吸附问题，而干酪根作为一种交联的聚合物分子，内部存在的基质孔隙可供大量页岩油分子吸收进入骨架；石墨烯不具备干酪根极性基团诱导的不完全亲油性。
[0004]杨永飞等通过在模拟过程中将真实干酪根基质冻结以探索真实干酪根狭缝孔中页岩油的吸附机理，结合二维数密度等值线图揭示页岩油吸附分布。但是，该方案将干酪根基质冻结，分子动力学模拟中对冻结组不进行控温，这与实际地质条件不符；且干酪根基质由于失去柔性将极大程度限制页岩油吸收进入骨架内部。
[0005]目前建立的干酪根基质大多为纯干酪根碎片堆积形成的不规则固体。Okamoto等将模拟后干酪根的密度曲线和页岩油的密度曲线的交点定义为干酪根基质的边界以此划分吸附区间。但是，纯碎片堆积形成的干酪根壁面往往粗糙不平，这可能会弱化页岩油的吸附特征，对研究吸附等问题造成阻碍，且统计不同赋存状态的页岩油分子时，在不冻结干酪根组的情况下，如果基质壁面粗糙不平或是分子经过热运动后壁面变得凹凸不平，会极大程度影响边界的确定，此时采用以上方法统计密度时会由于将交点以下的一部分吸附态分子归纳为吸收态而产生一定程度的误差。
[0006]现有的模拟报道MD/MC大多只对一组模拟结果进行分析。但是，动力学轨迹、几何优化结果往往存在一定偏差。这是由于运算开始或运算过程中各种形式的数值误差、随机性引起的，这与理论本身、算法、软件环境、硬件环境等都有密切关联。因此，单组模拟结果揭示的现象及涉及到问题的准确定量的结果的可靠性有待证实，重复多组模拟探索大体趋
势以及给定相关定量的大致区间相对更加可靠。
[0007]通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：
[0008](1)石墨烯与干酪根的差异性导致对碳氢化合物吸附能力产生差异；石墨烯不具备干酪根的复杂多孔介质及高分子聚合物特征，因此只可模拟吸附问题，且不具备干酪根极性基团诱导的不完全亲油性。
[0009](2)将干酪根基质冻结，在分子动力学模拟中对冻结组不进行控温与实际地质条件不符，且干酪根基质由于失去柔性将限制页岩油吸收进入骨架内部。
[0010](3)纯碎片堆积形成的干酪根壁面粗糙不平，导致页岩油在填充平滑壁面后才会成层，这会弱化页岩油的吸附特征，使得游离与吸附难以区分，对研究吸附问题造成阻碍；且不冻结干酪根组情况下，根据交点确定边界时产生的误差较大。
[0011](4)现有的动力学轨迹、几何优化结果往往存在一定偏差，单组模拟结果揭示的现象及涉及到问题的准确定量的结果具有随机性。

技术实现思路

[0012]针对现有技术存在的问题，本专利技术提供了一种页岩油赋存的分子动力学模拟方法、系统、设备及终端，尤其涉及一种分子动力学模拟有机质狭缝孔中页岩油赋存的新方法、系统、介质、设备及终端。
[0013]本专利技术是这样实现的，一种页岩油赋存的分子动力学模拟方法，页岩油赋存的分子动力学模拟方法包括：构建有机质模型；通过能量优化以及NVT、NPT系统进行升温、降温、升压以及降压模拟，确定致密固体基质；构建页岩油模型，确定单组分和多组分，并构建油
‑
岩纳米孔赋存的初始模型；能量优化；参数选取；分子动力学模拟；根据提取得到的最后一帧构型进行页岩油分子赋存状态分析以及真实有机质与碳纳米材料吸附对比；根据提取得到的平衡帧数分别进行数密度等值面分析以及油
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岩质量密度曲线分析；根据油
‑
岩密度曲线分析结果确定油
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岩密度曲线交点；划分吸附、吸收以及游离态页岩油区间，统计不同状态烃类数目，最后计算得到吸附/吸收/游离比例。进一步，页岩油赋存的分子动力学模拟方法包括以下步骤：
[0014]步骤一，确定对应的有机质类型及成熟度并确定干酪根分子模型；
[0015]步骤二，构建平滑壁面的干酪根基质并确定干酪根基体特征；
[0016]步骤三，干酪根基体构建及油
‑
岩复合模型构建；
[0017]步骤四，利用GROMACS软件包进行页岩油赋存的分子动力学模拟。
[0018]进一步，步骤一中，采用II
‑
C型干酪根分子，对应高熟倾油型有机质，平均芳化度为58.7％，平均芳香族簇的C原子数为20.3，脂肪硫、芳香硫占比各50％，吡咯、吡啶在含N基团中占比分别为60％、40％，H/C、O/C、N/C及S/C原子比分别为0.905、0.054、0.021及0.008，分子式为C
242
H
219
O
13
N5S2。
[0019]进一步，步骤二中，采用周期性的石墨烯板作为硬墙构建平滑壁面的干酪根基质，将干酪根分子碎片使用PACKMOL程序随机置于石墨烯狭缝中，两侧各放置三层石墨烯板，以进行退火流程。
[0020]进一步，步骤三中，干酪根基体及油
‑
岩复合模型构建包括：
[0021](1)能量优化：用最速下降法对体系进行能量优化以消除模型的不合理性；
[0022](2)NVT模拟：在NVT系综下保持粒子数、温度和系统体积不变，在300K下模拟500ps，以松弛结构；
[0023](3)退火模拟：采用周期性退火方案，压力设定在25MPa，温度由300K升至1000K，持续500ps，保持1000K持续500ps，再持续500ps降为300K，设两轮退火，模拟总时长3ns；
[0024](4)降压模拟：控制温度在300K，将压力从25MPa依次降至20MPa、1本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种页岩油赋存的分子动力学模拟方法，其特征在于，页岩油赋存的分子动力学模拟方法包括：构建有机质模型；通过能量优化以及NVT、NPT系统进行升温、降温、升压以及降压模拟，确定致密固体基质；构建页岩油模型，确定单组分和多组分，并构建油
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岩纳米孔赋存的初始模型；根据提取得到的最后一帧构型进行页岩油分子赋存状态分析以及真实有机质与碳纳米材料吸附对比；根据提取得到的平衡帧数分别进行数密度等值面分析以及油
‑
岩质量密度曲线分析；根据油
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岩密度曲线分析结果确定油
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岩密度曲线交点；划分吸附、吸收以及游离态，统计不同状态烃类数目，最后计算得到吸附可动比例。2.如权利要求1所述页岩油赋存的分子动力学模拟方法，其特征在于，页岩油赋存的分子动力学模拟方法包括以下步骤：步骤一，确定干酪根分子模型并确定对应的有机质类型；步骤二，构建平滑壁面的干酪根基质并确定干酪根基体特征；步骤三，利用PACKMOL程序进行干酪根基体及油
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岩复合模型构建；步骤四，利用GROMACS软件包进行页岩油赋存的分子动力学模拟。3.如权利要求2所述页岩油赋存的分子动力学模拟方法，其特征在于，步骤一中，采用II
‑
C型干酪根分子，对应高熟倾油型有机质，平均芳化度为58.7％，平均芳香族簇的C原子数为20.3，脂肪硫、芳香硫占比各50％，吡咯、吡啶在含N基团中占比分别为60％、40％，H/C、O/C、N/C及S/C原子比分别为0.905、0.054、0.021及0.008，分子式为C
242
H
219
O
13
N5S2。4.如权利要求2所述页岩油赋存的分子动力学模拟方法，其特征在于，步骤二中，采用周期性的石墨烯板作为硬墙构建平滑壁面的干酪根基质，将若干个干酪根碎片放置于石墨烯狭缝中进行退火步骤；统计不同赋存状态页岩油的数量，并比较高密度基质和低密度基质对烃类的吸附情况；通过将左侧石墨烯片固定并在右侧石墨烯片上向左施加1nm/ps2的加速度获得高密度基体，通过一轮退火过程后的松弛以产生低密度基体；基于两种密度不同的基体模拟对碳氢化合物的吸收情况，选用具有更好孔隙连通性的基质。5.如权利要求2所述页岩油赋存的分子动力学模拟方法，其特征在于，步骤三中，将干酪根分子碎片使用PACKMOL程序随机置于石墨烯狭缝中，两侧各放置三层石墨烯板，则干酪根基体及油
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岩复合模型构建包括：(1)能量优化：用最速下降法对体系进行能量优化以消除模型的不合理性；(2)NVT模拟：在NVT系综下保持粒子数、温度和系统体积不变，在300K下模拟500ps，以松弛结构；(3)退火模拟：采用周期性退火方案，压力设定在25MPa，温度由300K升至1000K，持续500ps，保持1000K持续500ps，再持续500ps降为300K，设两轮退火，模拟总时长3ns；(4)降压模拟：控制温度在300K，将压力从25MPa依次降至20MPa、15MPa、10MPa、5MPa、1MPa、0.1MPa，每次模拟时长设定为500ps，总耗时3ns；整个体系保持温压在常温常压下，且基体两侧壁面光滑，基体密度随着压缩过程逐渐接近地层条件；(5)模型组合：移除石墨烯板片，沿Z方向复制平移基体，留出一定宽度真空层，两侧集体壁面的距离为孔径，最终嵌入页岩油模型完成油
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【专利技术属性】
技术研发人员：张金友，王民，许承武，费俊胜，何文渊，李进步，李婷婷，田善思，
申请(专利权)人：东北石油大学，
类型：发明
国别省市：