本发明属于co2地质封存，具体涉及一种评价页岩储层和咸水层co2封存效果的分子模拟方法。
背景技术：
0、技术背景
1、二十一世纪以来，全球co2排放量快速增长，温室效应的加剧导致了一系列生态问题。co2捕集、利用与封存(ccus)是控制和降低co2排放量最具经济效益的方法之一。co2地质封存具有封存潜力大、长期稳定、环境风险小及经济效益好等优势，其封存式包括构造封存、束缚封存、溶解封存和矿化封存。咸水层和页岩储层是实现co2地质封存的优质场所。这是因为注入咸水层中的co2能在盐水中发生溶解并形成碳酸盐矿物，从而实现永久的地质封存；页岩油藏注co2不仅能提高原油采收率，co2与页岩基质的强相互作用也能实现co2的地质封存。页岩储层与咸水层中广泛发育的纳米孔隙是co2地质封存的主要场所。但是，物理模拟和数值模拟难以研究纳米孔隙限域效应下储层条件和流体性质等因素对co2封存的影响，这极大增加了评价页岩储层和咸水层中co2封存效果的难度。分子模拟方法能够准确模拟纳米尺度下复杂流体之间以及流体与岩石壁面之间的相互作用过程，并能考虑岩石矿物类型、原油组分和地层水成分等因素的影响，是评价纳米孔隙限域效应下co2封存效果的有效方法之一。
2、现有相关技术中，发明专利cn104794329a公开了一种评价场地尺度co2咸水层封存潜力的方法，发明专利cn104850742a公开了一种计算co2咸水层矿物封存潜力的方法，发明专利cn114862028a公开了一种二氧化碳封存性能预测方法、装置及存储介质，发明专利cn115618660a公开了一种非纯二氧化碳咸水层封存的数值模拟方法及系统，发明专利cn116664787a公开了一种基于三维地质模型的深部咸水层碳封存储量评估方法，发明专利cn117078111a公开了一种二氧化碳封存量评估方法和系统。
3、现有技术已通过数学模型、物理模拟和数值模拟等方法对co2地质封存效果进行了评价，但仍存在以下问题或缺陷：(1)现有方法通常只从co2封存量这一个短期指标来评价co2封存效果，忽略了co2封存稳定性这一长期指标对co2封存效果的影响；(2)现有的co2封存物理模拟方法通常以储层岩心为研究对象，而co2封存数值模拟方法则以宏观储层为研究对象，这两类技术受模拟条件和方法的限制只能得到微米尺度以上的co2封存量，无法评价页岩储层和咸水层广泛发育的纳米孔隙中co2封存效果，导致其在该类储层中的应用效果较差；(3)现有的co2封存物理模拟方法成本高、耗时长，且难以评价储层条件和流体性质等因素对co2封存效果的影响。
4、因此，有必要建立一种能从co2封存量和co2封存稳定性两项指标来评价页岩储层和咸水层中co2封存效果的方法，经济、高效地评价实际储层高温高压条件下岩石矿物类型、原油组分、地层水成分等因素对co2封存效果的影响。
技术实现思路
1、鉴于现有技术的问题或缺陷，本发明目的在于提供一种评价页岩储层和咸水层co2封存效果的分子模拟方法。该方法通过material studio软件模拟了纳米孔隙限域效应下co2在页岩储层和咸水层中的封存过程，并充分考虑了实际储层高温高压条件下岩石矿物类型、原油组分、地层水成分等因素的影响，从co2封存率和co2封存稳定性两方面评价了页岩储层和咸水层中co2封存效果，为co2地质封存方案的制定和调整提供了理论依据和数据支持。
2、为了达到前述的发明目的，本说明书提供一种评价页岩储层和咸水层co2封存效果的分子模拟方法，其包括以下步骤：
3、步骤1：构建目标页岩储层/咸水层岩石壁面、原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子；
4、步骤2：平衡原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子的温度和压力；
5、步骤3：使原油–盐水混合体系盒子紧贴岩石壁面构建页岩储层/咸水层流体赋存模型；
6、步骤4：组合co2体系盒子与动力学平衡后的页岩储层/咸水层流体赋存模型构建页岩储层/咸水层co2封存模型；
7、步骤5：通过计算径向分布函数和绘制密度分布曲线确定co2吸附层厚度；
8、步骤6：依据co2吸附层厚度定量评价co2封存率和封存量；
9、步骤7：通过计算相互作用定性评价co2封存稳定性。
10、进一步的，所述步骤1具体为：
11、利用materials studio软件建立岩石矿物模型库、页岩油组分模型库以及地层水成分模型库；
12、通过地质资料确定目标页岩储层/咸水层的储层岩石矿物、原油组分及地层水成分；
13、利用materials studio软件构建目标页岩储层的岩石壁面、原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子；
14、调整岩石壁面、原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子在x方向和y方向上的尺寸一致。
15、进一步的，当地质类型为咸水层时，构建盐水体系盒子替代原油–盐水混合体系盒子。
16、进一步的，所述步骤2具体为：
17、通过materials studio软件的modify constraints功能固定原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子在x方向和y方向的尺寸；
18、利用materials studio软件的forcite dynamics功能在nvt系综下通过nosé-hoover控温器平衡原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子温度至页岩储层/咸水层实际地层温度；
19、利用materials studio软件的forcite dynamics功能在npt系综下利用berendsen控压器平衡原油–盐水混合体系盒子和co2体系盒子压力至页岩储层/咸水层实际地层压力；
20、在symmetry system中读取co2体系盒子的密度ρ(bulk)。
21、进一步的，所述步骤3具体为：
22、利用materials studio软件的build layers模块使原油–盐水混合体系盒子紧贴于岩石壁面，构建页岩储层/咸水层流体赋存模型，并保持不同盒子之间的距离至少为0.4nm以避免出现原子重叠；
23、在页岩储层/咸水层流体赋存模型的z方向添加4nm的真空层以消除周期性边界的影响；
24、采用smart算法对得到的页岩储层/咸水层流体赋存模型进行几何优化；
25、采用ewald算法计算静电作用力，设置截断半径为小于盒子最小边长的一半；
26、在nvt系综下对页岩储层/咸水层流体赋存模型进行动力学模拟，最终平衡原油–盐水混合体系在岩石壁面的赋存状态。
27、进一步的，所述步骤4具体为：
28、将co2体系盒子置于两个动力学平衡后的页岩储层/咸水层流体赋存模型之间，构建页岩储层/咸水层co2封存模型；
29、采用smart算法对得到的页岩储层/咸水层co2封存模型进行几何优化；
30、采用ewald算法计算静电作用力，设置截断半径为小于盒子最小边长的一半；
31、在nvt系综下对页岩储层/咸水层co2封存模型进行动力学模拟，最终平衡co2在纳米孔隙中的封存状态。
32、进一步的，所述步骤5具体为:
33、利用materials studio软件的forciteanalysis模块中radialdistributionfunction功能统计co2体系与岩石壁面之间的径向分布函数，并利用concentrationprofile功能统计co2体系在z方向的相对浓度分布cr(salb)；
34、读取步骤2中平衡温度和压力后co2体系盒子的密度ρ(bulk)，再利用公式ρ(slab)＝cr(slab)ρ(bulk)进行换算得到co2体系的密度分布；
35、以co2体系密度为纵坐标，以页岩储层/咸水层co2封存模型盒子左侧为原点，向x方向延伸的径向距离为横坐标，绘制co2体系的密度分布曲线；
36、根据co2体系与岩石壁面之间径向分布函数的斜率趋于稳定来确定co2吸附层厚度范围；
37、以co2体系的密度分布曲线中co2吸附层密度显著大于游离态co2密度为依据，对co2吸附层厚度范围进行调整，最终确定出co2体系在页岩储层/咸水层co2封存模型中的准确吸附层厚度；
38、式中，cr(salb)为co2体系在z方向的相对浓度分布，无量纲；ρ(slab)为某一区块内co2体系的密度，g/cm3；ρ(bulk)为co2体系的宏观密度，g/cm3。
39、进一步的，所述步骤6具体为：
40、根据步骤5中计算的co2体系在z方向的相对浓度分布cr(salb)和步骤1中设置的co2总分子数ntotal，利用公式计算得到co2体系吸附层内的co2分子数nad；
41、利用公式计算得到co2在页岩储层/咸水层模型中的封存率；
42、从materials studio软件读取步骤1中构建的岩石壁面密度与体积以计算岩石壁面的质量mwall，并利用公式计算得到co2在页岩储层/咸水层模型中的封存量；
43、式中，n(slab)为某一区块内co2分子数；ntotal为co2总分子数；n为相对浓度取样点数，取值为100；为co2封存率，％；nad为吸附层中co2分子数；为co2封存量，mmol/g；mwall为岩石壁面质量，g；na为阿伏伽德罗常数，取值为6.022×1023mol-1。
44、进一步的，所述步骤7为：
45、利用materials studio软件的forcite energy功能计算岩石壁面能量ewall、盐水体系能量ebrine和co2体系能量
46、将co2体系能量和岩石壁面能量ewall代入公式中计算co2体系与岩石壁面之间的相互作用能
47、将co2体系能量和盐水体系能量ebrine代入公式中计算co2体系与盐水体系之间的相互作用能
48、通过和的数值正负判断岩石壁面和盐水体系是否对co2体系具有吸附作用，通过和的数值大小评价封存稳定性的强弱程度；
49、式中，etotal为两种物质共存时整个系统的总能量，kcal/mol。
50、有益效果：(1)本发明兼顾了评价co2封存效果的短期指标和长期指标，不仅通过径向分布函数和密度分布确定co2吸附层厚度并计算得到co2封存率和封存量，而且通过相互作用能定量评价co2封存稳定性，实现了对co2封存效果的系统性评价。
51、(2)本发明考虑了页岩储层和咸水层中广泛发育的纳米孔隙，通过分子动力学方法建立了页岩储层/咸水层co2封存模型，实现了在纳米孔隙限域效应下对co2封存过程的精准模拟，提高了co2封存效果评价的准确性。
52、(3)本发明考虑了实际页岩储层/咸水层的复杂储层条件和流体性质，通过构建针对性的页岩储层/咸水层co2封存模型，实现了不同岩石矿物类型、原油组分和地层水成分条件下页岩储层/咸水层中co2封存效果的评价，提高了评价效率并降低了评价成本和风险性。
1.一种评价页岩储层和咸水层co2封存效果的分子模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤1具体为：
3.根据权利要求2所述方法，其特征在于，当地质类型为咸水层时，构建盐水体系盒子替代原油-盐水混合体系盒子。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤2具体为：
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤3具体为：
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤4具体为：
7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤5具体为:
8.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤6具体为：
9.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤7为：
