1.一种页岩油储层接触角计算方法，其特征在于，所述方法包括：分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型；所述页岩油储层岩石模型包括石墨烯模型、高岭石模型和石英模型；所述石墨烯模型采用3层石墨烯作为润湿性模拟的固体壁面，每层间距为0.34nm，水平面上x方向和y方向上的尺寸分别为8.1nm和

8.2nm，且相邻两层互相平行；所述高岭石模型中高岭石晶胞的化学式为Al2Si2O5(OH)4，晶格参数为 α＝90°，β＝90°，γ＝90°，为三层长方体3

模型，尺寸为6.18×6.25×4.9nm ，具有两个性质完全不同的表面：硅氧四面体和铝氧八面体表面；所述石英模型中石英晶体的晶格参数为 α＝

90°，β＝90°，γ＝120°，使用Visualization模块切取001晶面使氧原子出露，并在X和Y方向3

上各扩展为13倍，得到尺寸为6.3×6.3×0.5nm的表面，通过在石英晶体表面出露的O原子加添加H原子实现表面羟基化；分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及N，N‑二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用Avogadro软件构建页岩油分子模型；所述水分子模型包括一个氧原子和两个氢原子；

根据所述页岩油储层岩石模型、所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用分块建模法，搭建油‑水‑岩润湿性分子模型；具体包括：根据所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用Packmol软件的分块建模法建立页岩油分子与水分子的油水两相模型；将所述油水两相模型分别与所述石墨烯模型、所述高岭石模型、所述石英模型拼接，分别获得油‑水‑石墨烯润湿性分子模型、油‑水‑高岭石润湿性分子模型和油‑水‑石英润湿性分子模型；

对所述油‑水‑岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油‑水‑岩润湿性分子模型的模拟结果；

从所述模拟结果中提取所述油‑水‑岩润湿性分子模型中的水分子，并对所述水分子进行团簇化，形成水团簇；

将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇；

确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；

以模拟时刻为横轴，以所有模拟时刻的接触角为纵坐标，构建接触角模拟曲线；

选取所述接触角模拟曲线上随着模拟时刻的变化而纵坐标不发生变化的基线段，并将所述基线段对应的接触角作为页岩油储层接触角。

2.根据权利要求1所述的页岩油储层接触角计算方法，其特征在于，所述分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型，具体包括：选取石墨烯作为有机质，构建石墨烯模型；

选取高岭石晶体作为黏土矿物，构建高岭石模型；

选取石英晶体作为硅质矿物，构建石英模型；

分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及N，N‑二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用Avogadro软件构建页岩油分子模型；

利用Avogadro软件构建水分子模型。

3.根据权利要求1所述的页岩油储层接触角计算方法，其特征在于，所述对所述油‑水‑岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油‑水‑岩润湿性分子模型的模拟结果，具体包括：基于CHARMM力场，利用GROMACS软件对所述油‑水‑石墨烯润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油‑水‑石墨烯润湿性分子模型的模拟结果；

基于CLAYFF力场和CHARMM力场，利用GROMACS软件对所述油‑水‑高岭石润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油‑水‑高岭石润湿性分子模型的模拟结果；

基于COMPASS力场，利用MaterialStudio软件对所述油‑水‑石英润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油‑水‑石英润湿性分子模型的模拟结果。

4.根据权利要求1所述的页岩油储层接触角计算方法，其特征在于，所述将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇，具体包括：获取所述水团簇中水分子在模拟过程的运动轨迹文件；

获取所述油‑水‑岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟的最后模拟时刻的模型状态文件；

将所述运动轨迹文件和所述模型状态文件导入VMD分子可视化软件；

从所述VMD分子可视化软件中获取所述水团簇中每个水分子在所有模拟时刻的空间坐标；

根据所述水团簇中每个水分子在所有模拟时刻的空间坐标，利用matlab软件对所述水团簇进行建模，获得数值化水团簇。

5.根据权利要求1所述的页岩油储层接触角计算方法，其特征在于，所述将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇，之后还包括：利用基于密度的局部异常因子算法，识别所述数值化水团簇中的离群点；

从所述数值化水团簇中去除离群点，获得优化后的数值化水团簇。

6.根据权利要求1所述的页岩油储层接触角计算方法，其特征在于，所述确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角，具体包括：获取第i个模拟时刻以所述数值化水团簇底部0.2nm厚度的分子层在页岩油储层岩石表面的投影面积；

利用德洛内方法拟合所述投影面积，获得所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触面积；

将所述数值化水团簇中所有原子坐标在Z方向上的最大值与最小值之差作为所述数值化水团簇相对于页岩油储层岩石表面的高度；

根据所述接触面积和所述高度，利用公式 确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；

其中，θi为第i个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；Ri为第i个模拟时刻数值化水团簇的拟球半径，nm；Si为第i个模拟时刻数值化水团簇在页岩油储层岩石2

表面的接触面积，nm ；hi为第i个模拟时刻数值化水团簇相对于页岩油储层岩石表面的高度，nm。

7.一种页岩油储层接触角计算系统，其特征在于，所述系统包括：基础模型建立模块，用于分别构建页岩油储层岩石模型、页岩油分子模型和水分子模型；所述页岩油储层岩石模型包括石墨烯模型、高岭石模型和石英模型；所述石墨烯模型采用3层石墨烯作为润湿性模拟的固体壁面，每层间距为0.34nm，水平面上x方向和y方向上的尺寸分别为8.1nm和8.2nm，且相邻两层互相平行；所述高岭石模型中高岭石晶胞的化学式为Al2Si2O5(OH)4，晶格参数为 α＝90°，β＝90°，γ＝3

90°，为三层长方体模型，尺寸为6.18×6.25×4.9nm ，具有两个性质完全不同的表面：硅氧四面体和铝氧八面体表面；所述石英模型中石英晶体的晶格参数为α＝90°，β＝90°，γ＝120°，使用Visualization模块切取001晶面3

使氧原子出露，并在X和Y方向上各扩展为13倍，得到尺寸为6.3×6.3×0.5nm的表面，通过在石英晶体表面出露的O原子加添加H原子实现表面羟基化；分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及N，N‑二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用Avogadro软件构建页岩油分子模型；所述水分子模型包括一个氧原子和两个氢原子；

油‑水‑岩润湿性分子模型搭建模块，用于根据所述页岩油储层岩石模型、所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用分块建模法，搭建油‑水‑岩润湿性分子模型；具体包括：油水两相模型建立子模块，用于根据所述页岩油分子模型和所述水分子模型，利用Packmol软件的分块建模法建立页岩油分子与水分子的油水两相模型；润湿性分子模型获得子模块，用于将所述油水两相模型分别与所述石墨烯模型、所述高岭石模型、所述石英模型拼接，分别获得油‑水‑石墨烯润湿性分子模型、油‑水‑高岭石润湿性分子模型和油‑水‑石英润湿性分子模型；

模拟结果获得模块，用于对所述油‑水‑岩润湿性分子模型进行分子动力学模拟，获得所述油‑水‑岩润湿性分子模型的模拟结果；

水团簇形成模块，用于从所述模拟结果中提取所述油‑水‑岩润湿性分子模型中的水分子，并对所述水分子进行团簇化，形成水团簇；

数值化水团簇获得模块，用于将所述水团簇进行数值化，获得数值化水团簇；

初始接触角确定模块，用于确定每个模拟时刻所述数值化水团簇在页岩油储层岩石表面的接触角；

接触角模拟曲线构建模块，用于以模拟时刻为横轴，以所有模拟时刻的接触角为纵坐标，构建接触角模拟曲线；

页岩油储层接触角确定模块，用于选取所述接触角模拟曲线上随着模拟时刻的变化而纵坐标不发生变化的基线段，并将所述基线段对应的接触角作为页岩油储层接触角。

8.根据权利要求7所述的页岩油储层接触角计算系统，其特征在于，所述基础模型建立模块，具体包括：石墨烯模型构建子模块，用于选取石墨烯作为有机质，构建石墨烯模型；

高岭石模型构建子模块，用于选取高岭石晶体作为黏土矿物，构建高岭石模型；

石英模型构建子模块，用于选取石英晶体作为硅质矿物，构建石英模型；

页岩油分子模型构建子模块，用于分别选取正己烷、正十二烷、正十八烷代替饱和烃，苯代替芳香烃以及N，N‑二甲基十二胺、正十八酸、正己酸代替极性组分，利用Avogadro软件构建页岩油分子模型；

水分子模型构建子模块，用于利用Avogadro软件构建水分子模型。