X42块中高渗油藏水驱开发后期剩余油分布特征研究
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河43断块区油藏开发后期剩余油分布研究的开题报告1.选题的背景和意义河43断块区是中国南海海域内一处大型油气田,被誉为“中国外围最大油气田”的代表之一。
当前,该区域的油气储量巨大,但其开采率较低,存在较为丰富的剩余油资源。
因此,研究河43断块区油藏开发后期剩余油分布情况,有助于进一步完善该油气田的开采方案,发掘出更多的储量资源,同时提高开发效率和经济效益。
2.选题的研究现状和问题河43断块区的石油油藏开发工作始于上世纪80年代,经过多年的勘探和开发,当前已实现了比较高的开采率。
但是,由于开发技术的制约和沉淀空间的限制,该区域内仍存有很多剩余油资源,而这些资源的分布情况并不清晰。
因此,如何在该区域内准确识别和开发这些剩余油资源,成为了当前石油领域的一个重要问题。
3.研究的目标和内容本研究旨在通过对河43断块区油藏开发后期剩余油分布情况的详细研究,探究剩余油分布的规律和特点,为进一步的油气储量开发提供科学依据。
具体内容包括:(1)采集该区域内的地质数据,分析油藏构造和物性等地质特征。
(2)通过采取合适的测井技术,获取油藏内部的数据资料。
(3)运用数理统计和地质杂插模型等方法,对油藏剩余油的分布情况进行揭示和分析。
(4)针对油藏中的剩余油资源,提出合理的开采策略,以实现资源利用的最大化。
4.研究的方法和技术路线本研究采用的方法和技术路线如下:(1)首先,采集该区域内的地质数据,包括岩石性质、岩石构造和油气层位等方面的信息。
(2)其次,通过测井技术获取油藏内部的地质数据,包括渗透率、孔隙度、饱和度等信息。
(3)然后,采用数理统计和地质杂插模型等方法,对油藏剩余油的分布情况进行定量分析和预测。
(4)最后,根据分析结果,提出适用于该区域的高效的开采策略。
5.研究的创新点本研究主要创新点在于,通过对河43断块区油藏开发后期剩余油分布情况的系统分析和研究,能够实现对该区域内剩余油资源的精准识别和开发,进而完善区域内的油气储量管理和开采策略,对我国油气开发和能源安全具有重要意义。
高含水后期二类油层剩余油分布特征研究【摘要】本文从精细地质研究的角度出发,研究了某区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征,认为二类油层剩余油仍主要分布在河道砂中,其次分布在有效厚度小于1.0m的砂体中,主要分为厚层顶部剩余油、层间干扰型剩余油和注采不完善型剩余油,并提出了不同类型剩余油进行聚合物驱的调整挖潜方法。
【关键字】二类油层;剩余油;聚合物驱随着主力油层注聚潜力的减少,大庆油田某开发区近年来开始进行二类油层聚合物驱。
与主力油层对比,二类油层厚度相对较小,渗透率较低,平面上发育规模变小,非均质性明显增强,投产初期含水就达93%左右。
进一步认识这类油层沉积特点,掌握剩余油分布规律,是提高该区二类油层注聚开发水平的基础。
本文利用密闭取芯井及新钻井测井资料,从精细地质研究的角度出发,详尽研究了该区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征,为该区的二类油层聚合物驱的调整挖潜提供了依据。
一、二类油层地质特征大庆油田某区块二类油层属于三角洲内、外前缘相砂体沉积,细分为3种沉积类型,10个沉积单元。
纵向上内、外前缘相油层交互沉积,单元间油层发育状况差异大;平面上,河道砂、河间砂、表外储层、尖灭区交互分布,油层非均质性严重。
根据砂体发育形态及发育状况分为以下三种沉积类型:其中9号,10号二个单元属于三角洲内前缘相枝—坨过渡状砂体沉积;1号、2号、3号、6号、7号、8号六个沉积单元属于三角洲内前缘相坨状砂体沉积,是该二类油层发育的主要沉积类型;4号、5号二个单元属于三角洲外前缘相砂体沉积。
与主力油层相比,二类油层具有油层层数多、井段长、砂体厚度薄,渗透率低、河道砂宽度相对狭窄、砂体连续性差、非均质性强的地质特点。
(一)纵向及平面非均质性决定二类油层厚度薄,渗透率低。
二类油层平均单井砂岩厚度12.27m,有效厚度7.32m,渗透率432×10-3μm2,纵向上及平面上油层发育状况差异明显,渗透率级差大。
(二)二类油层层系组合对象交互分布,河道砂发育规模小。
剩余油研究目前,我国的大部分油田经过几十年的开发,先后经历了上产期、稳产期和递减期,已进入高、特高含水开发阶段,增储上产、稳油控水的难度越来越大。
具体表现为:①勘探程度高,新增储量日益困难,剩余储量可动用性较差;②注水开发油田综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低,矛盾突出;③油田地质情况复杂,水驱油过程不均匀,大部分油田仍有60%左右的剩余油残留在地下。
因此,加强剩余油分布规律研究、搞清其分布特征、采取有效对策提高原油最终采收率已成为油田提高采收率的必由之路。
剩余油研究的内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量,还要搞清楚剩余油的成因以及分布的特点,从而提出挖潜措施,其中剩余油分布位置和数量是剩余油研究的技术关键和难点。
1.现阶段陆相老油田储层特征及剩余油分布按沉积类型将我国碎屑岩储集层可划分为6类:河流相;三角洲相;扇三角洲相;湖底扇(浊积)相;冲积扇相;滩坝相。
据统计,我国油田92%的储层为陆相碎屑岩沉积。
其中湖泊环境(三角洲相、扇三角洲相、湖底扇相、滩坝相)和冲积环境(冲积扇相、河流相)沉积的碎屑岩储集层又分别占我国总开发储量的43%和49%,几乎各占一半。
其中河流相和三角洲相储集层是我国石油资源的主要载体,分别占我国总开发储量的42.6%和30.0%,几乎近2/3。
其它依次为湖底扇(浊积)相占6.3%,扇三角洲相占5.4%,冲积扇(包括冲积)河流相)相占6.4%,滩坝相占1.4%,另外还有8%的储量在基岩中。
这些碎屑岩储层的特征如下:(1)近源短距离搬运和湖泊水体能量较小等基本环境因素,导致了陆相湖盆碎屑岩储层相对海相同类环境储层砂体规模小、分布零散和连续性差,非均质性更为严重,表现为矿物、结构成熟度低,孔隙结构复杂。
(2)湖泊水进水退频繁,使河流一三角洲沉积呈明显的多旋回性,油田纵向上油层多,纵向上砂体相互交错,平面上相带频繁叠加,形成了含油层系十分复杂的沉积体系。
高含水期剩余油分布形式与评价方法研究作者:胡绍川来源:《科学与财富》2020年第24期摘要:油田开发的后期阶段会进入高含水油田开发阶段,对其进行剩余油的开发和利用十分重要,这就需要分析高含水油田中剩余油的分布规律,通过研究其分布状态,从而更好的提高对其开发的效率,提高油田产量。
关键词:高含水期;剩余油;综合评价剩余油的形成机理多样,主要包括地质和开发因素等,其分布方式多样,主要呈现高度分散和相对富集的特征[1]。
我国大多数油田正处于开发后期高含水采油阶段,高含水阶段的油田开发重要研究内容之一就是剩余油的研究,剩余油的研究离不开相应测井方法和评价技术的发展,本文将对剩余油的测井方法和剩余油评价技术展开论述[2]。
1;;;; 剩余油的分布形式和影响因素1.1; 剩余油的分布形式我国的注水开发油藏,因为储层非均质性比较严重,各油层之间的吸水量差异较大,注入水往往沿高渗透带推进,导致了纵向和平面上水不均匀推进,注入水过早向油井突进,最终导致了剩余油的分布具有既高度分散又相对富集的特点。
构造高部位、断层带附近以及边部无注水点的砂体是富集部位主要存在的地方,同时,剩余油在油藏中存在的方式和状态也是复杂多样的,影响因素甚多。
以微观驱油模拟实验技术为基础进行剩余油层分布的观点认为剩余油主要是分布在细小孔道、油层死区以及流向垂直孔道中阻塞段等,剩余油层的分布主要受到压力场分布状态影响。
剩余油微观分布状态由凝块状、连片状、条形等,其微观影响因素包含了层理、空隙机构、岩石分布以及润湿性等。
总而言之,我国各油田所处的地理位置和地质条件的不同,以及各油田油藏特点与开发方案的不同,都有具备各自特点的分布方式。
1.2; 影响剩余油分布的主要因素影响剩余油分布的主要是地质因素和开发因素,地质因素为内因,主要包括油藏的非均质性、地质构造以及断层等,开发因素则为外因,主要包括注采系统的完善程度和注采关系,还有井网布井和生产动态等等。
复杂断块油田高孔高渗油层研究及剩余油挖潜摘要随着复杂断块油田的注水开发发展,油田已经进入注水开发的后期,油层因注入水波及影响和复杂断块构造的影响,储层受到不同程度的水驱,造成其地下剩余油分布异常复杂。
近年来,通过对构造进行精细描述和储层二次评价,特别对复杂断块油田的高孔高渗油层剩余油分布进行了重点研究,发现部分高水淹高孔高渗储层中仍有剩余油富集区域。
通过对B油田22块砂三中3-9层系高孔高渗储层分布规律研究、构造精细描述、沉积微相研究、储层非均质研究、储层的二次评价总结发现了B油田22块砂三中3-9层系高孔高渗储层的剩余油分布规律。
根据剩余油分布规律制定上产措施和优化挖潜措施制定,提升,最终提高油藏采收率,为类似储层的开发提供了借鉴。
关键词断块油气藏;高孔高渗储层;剩余油;挖潜我国东部油田的开发已经进入注水开发的后期,其典型特点是高含水开发,储层受注水影响,遭受了不同程度的水洗。
复杂断块油气田由于构造复杂,造成地下剩余油的分布异常的复杂。
高孔高渗储层,由于投产时间早、冲洗程度高、水淹严重,其剩余油分布规律及挖潜方法一直困扰着地质人员,如何对这部分储层进行挖潜,是地质研究人员重点研究的对象。
通过精细构造描述、水淹规律研究、储层的二次评价,发现高孔高渗储层仍然存在剩余油的富集,剩余油挖潜仍然有很大的潜力。
本文以东部典型断块油藏的B油田为例,阐述了高孔高渗储层经过长期注水后,其在断块构造、不均质等的影响下,剩余油分布的规律,为指导类似油层的开发提供了很好的借鉴。
高含水油田剩余油分布研究是一个世界性的难题,应用储层流动单元进行油气储层评价研究自20世纪80年代后期以来受到了石油工作者的广泛重视。
[1]《应用储层流动单元研究高含水油田剩余田分布》该文以辽河油田欢26断块为例,应用储层液动单元,在沉积微相分析的基础上研究高含水油田剩余分布特征,密闭取心井岩芯分析资料表明剩余油饱和度与储层流动单元间存在良好的对应关系,在此基础上建立了利用流动单元流动带指标剩余油饱和度的方法,沉积微相内部对应着多个流动单元类型的组合,不同的沉积微相其流动单元组合形式也不同,表现出的渗流能力亦存在较大的差异性,从而为表征流体渗流的平面差异性和评价剩余油分布奠定了坚实的基础。
324江汉采油厂有20多个开发单元为中高渗油藏,动用地质储量近1千万吨,标定采收率37%以上,高于全厂平均水平。
目前整体进入高含水期,综合含水达到88%以上,油藏大面积水淹,剩余油高度分散。
但中高渗油藏储层渗流实验显示最终采收率大多在60%以上,远大于目前标定采收率。
并且,近些年部分新钻井、老井措施均获得高产,也充分说明油藏内仍有大量可挖潜的剩余油。
同时,油藏具有物性相对好、产能高、措施改造需求相对较少等优势,所以这些油藏势必成为低油价下油田效益主要的增长点。
1 加强剩余油定量描述,建立精细含水等级分布图在剩余油分布描述中用得比较多的是数值模拟法,但存在耗时长,数据分析识别功能差,时效性不足,难以及时支撑生产运行等缺点[1]。
近些年,在以往见水见效规律定性或半定量分析的基础上,通过各小层单井注入采出量、时间、井距等参数,计算注水波及范围、速度与注入采出关系,定量描述注水推进方向与距离,制定精细含水等级图,从而指导剩余油的挖潜。
2015年以来,在a单元、b单元、c单元等多个开发单元开展了剩余油定量描述,新钻井平均单井产能3.2吨/天,整体平衡油价56.8美元/桶,老区采收率提高0.5个百分点以上。
如a单元油藏纵向上层系相对简单,剩余油的整体劈分相对容易,关键是如何提高单层平面上的含水等级分布图精度。
定量绘制剩余油含水等级分布图分三步走:一是通过定量分析单井见水时间、注水井累计注水量,注采井距、储层压裂裂缝方向、储层物性展布等特征,拟合裂缝主、侧向上不同距离内,注水推进距离与累计注水量的关系。
二是劈分单井产量、注水量、含水率,推算区域含水等级。
三是绘制不同时间段的含水率变化,建立不同阶段油藏水驱变化动态图。
从历史校正水驱推进距离与速度,提高剩余油定量描述精度。
2 开展水驱流线追踪,建立油藏流场描述模型中高渗油藏开发后期,油田进入高含水阶段,含水上升与能量不足的矛盾日益突出[2]。
研究表明在渗流力学作用下,地下流体在三维多孔介质中不断运行流动,可用流线来描述地下流场分布形态[3]。
兴42块调整注水之浅见1 概况兴42块是兴隆台油田中部的一个中孔高渗气顶边水油藏。
构造形态为一断鼻构造,东西长4.2km,南北长1.2km。
断块北高南低,两翼基本对称,圈闭面积4.5km2,闭合高度150m,是一个较好的断层圈闭储油构造。
储油层为下第三系沙河街组一段兴隆台油层,为扇三角洲河流相沉积,含油面积3.95 km2,有效厚度18.3m,原油地质储量798×10 4t,油藏埋藏深度1950~2050m,平均孔隙度22.2%,有效渗透率888-54.2×10-3µm2。
兴42块从1972年投入开发,经历了上升阶段、稳产阶段、递减阶段。
1983年断块开发进入递减阶段,目前已进入“双高期”深度开发阶段。
2 开发现状该区块截止2011年9月共有油井38口,开井20口,该断块平均日产油60t,日产气0.7×104m3,累积产油493.9×10 4 t,累积产气14.2×108m3。
平均单井日产油2.7t/d,综合含水88.36%,综合油气比117m3/t。
兴42块1975年2月开始注水,目前共有水井7口,开井3口,日注水450m3/d,累积注水1906.7465×104m3,累积亏空722.84×104m3,地质储量的采出程度为48.28%,可采储量的采出程度95.17%。
3 油田开发中存在的问题3.1 剩余油在空间上呈高度分散状态,挖潜难度大兴42块高效开发30多年,储备已全部动用,经多年的调整挖潜、稳油控水,剩余油分布极为分散,油水分布犬牙交错,挖潜难度日益增大。
3.2油层非均质造成水淹程度不均匀因构造内存在着非均质性,所以导致同一区块同一层位或不同层位水淹程度不均匀。
同时,经过多次综合调整,注水已波及至断块边角,油层水淹严重,从兴42块正常生产的20口油井来看,含水在95%以上的有3口井,含水在80~95%之间的有7口井,含水在60%~80%的有8口井,含水小于60%的有2口井。
田开发后期剩余油分布数值模拟研究标题:油气田开发后期剩余油分布数值模拟研究摘要:本论文旨在通过数值模拟研究的方法,探究油气田开发后期剩余油的分布规律,并提供相应的研究方案和方法。
通过对大量的实际油气田数据进行分析和结果呈现,得出相应结论并进行讨论,从而推动油气田开发后期剩余油的合理利用和管理。
具体研究内容包括研究问题及背景、研究方案方法、数据分析和结果呈现、结论与讨论。
第一部分:研究问题及背景1.1 研究问题本部分将界定研究的范围,并提出研究问题:如何在油气田开发后期,准确预测剩余油的分布,以提供合理的开采方案和优化管理措施。
1.2 研究背景介绍油气田开发后期剩余油的重要性及当前研究现状,包括国内外相关研究成果和存在的问题。
第二部分:研究方案方法2.1 模型建立介绍数值模拟的基本原理和建模方法,并详细阐述如何在油气田开发后期建立合适的数值模型,包括物理介质参数的选择和模型方程的建立。
2.2 边界条件和参数设定详细讨论油气田开发后期模拟中的边界条件和参数设定,包括生产井、注水井的位置和产量、注水量的设定等。
2.3 模拟软件和算法介绍常用的油气田模拟软件及其原理,以及常用的求解模拟方程的算法。
同时,通过对比分析不同方法的优缺点,选取最适合的算法进行数值模拟。
第三部分:数据分析和结果呈现3.1 数据收集与整理描述如何收集和整理实际油气田数据,包括地质参数、开发资料和生产数据等。
3.2 模拟结果分析展示数值模拟得到的结果,并对其进行详细分析和解释,包括剩余油的分布规律、影响因素的敏感性分析等。
第四部分:结论与讨论4.1 结论总结研究的主要结论,以及对剩余油分布规律的认识和发现。
4.2 讨论讨论实际应用中可能遇到的问题和挑战,并提出对策和改进建议,以推动剩余油的合理利用和管理的可行性。
结语:本论文通过数值模拟研究方法,对油气田开发后期剩余油的分布规律进行了探究,并提供了相应的研究方案和方法。
通过对大量的实际油气田数据进行分析和结果呈现,得出相应结论并进行讨论。
高含水后期厚油层剩余油分布及挖潜数值模拟研究的开题
报告
一、研究背景及意义
随着我国油田开采的深入,许多油田已进入高含水、后期开采的阶段,针对这样的油层,密切关注其剩余油分布及挖潜可能性对于优化采油方案、提高采油效率至关
重要。
而厚油层是一类开发潜力较大的资源,目前许多油田仍有较多的厚油层储备被
未能有效开采利用,因此,针对高含水后期厚油层的剩余油分布及挖潜数值模拟研究
具有重要的理论和实践意义。
二、研究内容及方法
本研究拟建立高含水后期厚油层的物性模型,以及采用有限元数值模拟方法模拟不同场地的剩余油分布情况,并对比不同采油方法的实际效果,以寻求最优的采油方案。
研究主要包括以下几个方面:
1.了解高含水后期厚油层资源特征及发展历程,对厚油层油气藏储量、产能、物性等方面进行分析。
2.建立高含水后期厚油层的物性模型,分析物性参数的分布情况,以及分层信息、含水、温度等因素的影响。
3.选取不同地区高含水后期厚油层资源的实际采油数据,以有限元数值模拟为主要手段,模拟不同的采油方案,比较实际采油数据与模拟的结果。
4.利用数值模拟方法,分析不同采油方案对油层剩余油的影响,定量计算采油方案的挖潜数值。
三、预期成果和意义
本研究预计能够得到高含水后期厚油层油藏的物性模拟结果和不同采油方案的效果对比,同时预测出不同采油方案的挖潜潜力,并为后续的开发和生产提供科学合理
的参考意见。
最终的成果具有推广意义,对于优化国内油田的开发效益、提高资源利
用率和促进我国油气勘探与利用具有积极的促进作用。
X42块中高渗油藏水驱开发后期剩余油分布特征研究
【摘要】X42块是辽河油田最早开发的中高渗稀油油藏,经过40多年的水
驱开发,区块进入了高含水开发阶段,采出程度高,水驱效果差,采油速度低。
通过分析区块的剩余油分布特征,确定了剩余油富集的六中类型,明确了构造高
部位和断层附近是剩余油富集的主体区域,为下一步井网调整和开发方式转换奠
定基础。
【关键词】中高渗 剩余油 水驱
1 油藏地质特征
X42块位于辽河断陷盆地西部凹陷兴隆台构造带中部,是兴隆台油田主力断
块之一。区块为沿东西向断裂背斜构造,整体北高南低,主要的含油层位在下第
三系沙河街组沙二段兴隆台油层,属于以构造控制作用为主的岩性-构造油藏,
油层埋藏深度在1900~3100 m,纵向上油层主要分布在VI~Ⅻ组砂岩组。油层
为扇三角洲沉积,主要包括水下分流河道、河口坝、分流河道间和前缘薄层砂四
个微相。储层孔隙度平均为22.4%,渗透率平均为2477×10-3μm2,属中孔隙-高
渗油藏。X42块为一个边水层状气顶油藏,气顶厚8~15m,油气界面为1970m,
油层厚度一般为20~50m,单井平均有效厚度为27m,油水界面为2050m。原油
性质属于稀油,原油密度(20℃)为0.8788g/cm3,地面原油粘度(50℃)平均
为18.74mPa·s,凝固点平均为16℃,含蜡量平均为8.66%,沥青质+胶质为16.81%。
[1]
2 油藏开发特点
纵向上,各砂岩组水淹状况不同。Ⅷ、Ⅹ砂岩组水淹最严重,其次是Ⅵ、Ⅶ
砂岩组,Ⅸ、Ⅺ油组水淹较弱,Ⅻ砂岩组基本未水淹。ES2Ⅶ砂岩组,是最大的
油砂体,动用程度和采出程度最高,但水淹程度不是最高的,说明该砂岩组仍有
很大潜力。
3.2 剩余油分布规律
从水淹、剩余油研究结果认为,X42块剩余油主要有以下几种类型:[2]
3.2.1?构造控制型:
由于控制程度不同,即受构造因素的影响,原油集聚于构造顶部或断层附近
而又无开采井点动用所形成的剩余油。在区块的西部,由于局部断层发育,导致
部分区域因断层遮挡导致剩余油富集。3.2.2?注采系统不完善型
由于波及程度不同,即注采井生产状况的变化,而引起油层中油水关系重新
分布而形成的剩余油在区块的西南部,由于注采井不完善导致注入水仅向单一方
向波及,导致局部剩余油富集。3.2.3?井间滞留型
由于井网、注水开发方式等原因而导致的水驱流线控制不到死油区。3.2.4?
连通程度差型
储层变化大,连通程度差,注水见效程度差所形成的剩余油。
3.2.5?边水与断层、岩性共同控制型
由于主要是由于注入水与岩性、断层的综合作用所形成的剩余油。3.2.6?动
用差零散型
由于油层分布零散,连通差,受主力层干扰动用差所形成的剩余油。
3.3 影响剩余油分布的主要因素
3.3.1?构造是影响剩余油分布的主要因素
同一层位注水井周围的生产井,构造高部位的井受水驱效果差,水淹弱,而
构造低部位的油井受水驱效果明显,水淹严重。
3.3.2?沉积相影响剩余油分布
X42块主要为扇三角洲前缘亚相沉积,平面非均质性较严重。因此,当进行
注水开发时,位于主河道的注水井吸水好,油井受效快,水驱动用程度高,剩余
油少。如XJ1井一带砂体主要为主河道沉积,储层物性好,水驱动用程度高,
水淹严重,剩余油少。而位于X477井一带,沉积相主要为河口砂坝、甚至为河
间滩,储层物性差,注水井注水不吸或吸水能力差,油井产液能力低,水驱动用
程度差,剩余油多。
3.3.3?注采是否对应也是影响剩余油分布的主要因素
从整体上看,区块主体区域注采井网比较完善,水驱效果好,剩余油少;而
连通程度差,注采井网不完善的井组注采不对应,注水见效程度差,剩余油较多。
3.3.4?井网布置方式影响剩余油的分布
在断层附近、井网密度大以及注水分流线部位的井受水驱效果好,剩余油少;
在井网密度较小、油层连通差的注水分流线以外地带注水效果差,剩余油多。
4 结论与建议
(1)通过研究剩余油分布规律,认清剩余油富集区是水驱老区开发调整的
基础。
(2)对于中高渗油藏,在高含水开发阶段剩余油主要受构造控制影响,在
构造高部位和断层遮挡处是剩余油富集的主要区域。
(3)沉积也是影响剩余油的主要因素,在河道主流线和河口坝中心由于物
性好,水淹严重,剩余油少,在主流线两侧储层物性变差,注水井注水不吸或吸
水能力差,水驱动用程度差,剩余油多。
(4)针对X42块后期挖潜,应根据剩余油分布特征,利用新钻加密井或老
井补孔,以完善注采井网;通过调驱、卡封高窜水层,提高油层的纵向动用程度;
开间关主力层主流线井的方式调整液流方向,扩大注水波及体积;对于岩性、断
层遮挡所形成的主力层剩余油,可以通过水平井进行挖潜。[3]
参考文献
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