利用沉积在岩基上的镍基催化剂，通过催化水热裂解技术在原位对重质原油进行升级处理

催化水热裂解镍基催化剂负载于石灰岩基质中，实现重质原油（10°API）粘度降低44%、API gravity提升4°，轻质组分增产54%和44%。XRD和XRF证实催化剂在岩石中稳定生成Ni3(PO4)2和NiS活性相，SEM/HRTEM显示纳米级催化剂均匀分散，EDS分析表明镍硫磷矿物与碳酸岩形成协同催化结构。气相色谱检测到H2、CH4和H2S生成，证明C-S/C-C键断裂及氢转移反应。该技术通过矿物-催化剂相互作用实现催化剂自给，无需外源氢源，为油藏内重质原油升级提供新路径。

　　
该研究聚焦于通过催化水热裂解技术实现重质原油的现场升级，重点探索了镍基催化剂在石灰岩基质中的负载、活化与协同作用机制。实验采用商业化重质原油（10°API）为原料，在300°C、300 psi、72小时反应条件下，系统考察了催化剂-岩石相互作用对原油升级效率的影响。研究通过多维度表征技术揭示了催化水热裂解的机理创新与性能优势，主要发现如下：

**1. 催化剂-岩石协同作用机制**
在石灰岩孔隙介质中负载的镍基催化剂表现出独特的稳定性与活性。XRD和XRF分析证实，催化剂在反应过程中发生了结构相变，生成了镍磷（Ni?(PO?)?）和镍硫化物（NiS）等稳定矿物相。SEM和HRTEM观测显示，纳米级催化剂颗粒（80-100 nm）均匀分散于岩石孔隙中，且未发生明显团聚或烧结现象。这种相变使催化剂从可溶或 transient状态转变为矿物固定相，实现长达72小时的持续催化作用。

**2. 原油物性显著提升**
通过物理性质测试发现，升级后原油的 kinematic viscosity降低44%，API gravity提高4°，分子量从470 g/mol降至341 g/mol。分子量分布曲线显示C15组分增加48%，而C36+组分下降60%。GC-MS分析表明，升级油中氢气（H?）和甲烷（CH?）浓度分别提升至7.74%和13.00%，同时硫化氢（H?S）生成量增加105%，证实了C-S键断裂与硫化物的催化作用。模拟蒸馏分析显示，204°C以下轻质组分占比从1.71%提升至3.75%，204-343°C柴油组分从6.46%增至10.57%，高沸点残油减少32%。

**3. 催化-热裂解协同效应**
研究揭示了双重作用机制：镍硫化物（NiS）作为活性相主导C-S键断裂和氢转移反应，促进硫化物脱除和重质烃裂解；镍磷（Ni?(PO?)?）则通过磷氧配位结构增强催化剂在碳酸岩中的锚定能力。这种矿物相协同使催化剂利用率提升40%以上，同时降低对外部氢源的依赖。水分子在反应中不仅作为传质介质，更通过氢捐赠作用稳定自由基中间体，抑制重组反应。

**4. 岩石基质的多重功能**
实验发现石灰岩基质具有三重催化增强作用：①物理截留功能，使催化剂持留率高达92%；②化学活化作用，通过表面酸性位（pH=1-2）促进水热反应；③矿物协同效应，形成NiS/Ni?(PO?)?-方解石三相界面，提供更多活性位点。岩心渗透率测试显示，处理后的岩石仍保持25-75 mD的有效渗透窗口，证明催化升级与岩石结构稳定性兼容。

**5. 工业应用潜力**
该技术相比传统水热裂解具有显著优势：①催化剂持留率提升至13.22 wt%（原始催化剂含量约10.7 wt%）；②无需外部氢气供应，氢气自给率达65%；③处理成本较纳米催化剂降低40%，能耗减少28%。研究提出的"矿物固定相"概念为现场原位催化提供了新思路，特别是在提高蒸汽吞吐率、降低作业成本方面具有应用价值。

**6. 关键创新点**
研究首次系统论证了以下科学问题：①过渡金属离子在碳酸岩中的矿物固定相形成机制；②水热裂解过程中氢捐赠的物理化学途径；③岩石孔隙结构对催化反应动力学的影响规律。通过建立"催化剂-矿物相-孔隙结构"三维协同模型，为油气田现场改造提供了理论支撑。

该研究突破传统水热裂解对溶解态催化剂的依赖，开创了"岩石-催化剂"共生体系的新范式。实验数据表明，在300°C高温下，镍基催化剂在碳酸岩中的活性保持时间可达72小时，远超常规纳米催化剂的半衰期（约24小时）。这为深层重油藏开发提供了新的技术路径，特别适用于那些具有高孔隙度（>15%）、中渗透率（30-100 mD）的碳酸盐岩储层。后续研究可聚焦催化剂晶型调控、岩石预处理工艺优化以及现场试验经济性评估等方向。