页岩油气凭借其丰富的储量和集中分布,成为各国能源战略的重要组成部分。但页岩油气储层的低孔隙度、低渗透性以及复杂的润湿性,导致页岩孔隙内流体的赋存状态和流动机制认识不清,研究不同润湿条件下页岩孔隙内流体的赋存和流动行为,对促进页岩油的高效开发具有重要的意义。 本文采用分子动力学模拟方法,选择石英为页岩的代表矿物,首先探讨了温度、矿化度和不同表面基团等因素对页岩表面润湿性的影响;再基于不同的润湿体系模型,研究了孔隙尺寸、温度、压力和表面粗糙度等因素对纳米孔隙内页岩油赋存与流动状态影响;最后建立了超临界CO₂环境下不同润湿体系的纳米孔隙内流体模型,揭示了超临界CO₂对不同润湿体系页岩孔隙内流体赋存状态及流动机制的影响。 研究结果表明:(1)温度和氯化钠浓度显著影响页岩润湿性和辛烷的吸附流动,在羟基占比较高的表面,水滴接触角从37.2°增大至45.1°,使水-壁面相互作用能降低,壁面亲水性变弱;温度升高还使辛烷第一吸附层密度下降(在75%羟基壁面,密度由1.411g/cm³降至1.286g/cm³,降幅8.8%),孔隙尺寸增大,辛烷流动性增强。(2)随着壁面羟基比例增加,辛烷与壁面的相互作用减弱,流动性增强(流速1.58×10^-3?/fs);甲基比例增加导致辛烷吸附增强,流动性降低(流速降至0.804×10^-3?/fs);孔隙表面越粗糙,孔隙内流体的流动能力越低。(3)与纯油水体系相比,在超临界CO₂环境下,温度升高导致的辛烷吸附层密度降低程度更加显著(在75%羟基壁面,吸附密度由0.692g/cm³降至0.587g/cm³,降幅15.1%);超临界CO₂的溶解作用增强了辛烷的流动性;(4)在超临界CO₂环境下,随着羟基比例增加,辛烷流动性增强(流速为3.73×10^-3?/fs);甲基比例增高时,辛烷流动性降低(流速为1.53×10^-3?/fs),但仍高于纯油水体系(0.804×10^-3?/fs)。