Бурение газовых скважин в различных геологических условиях

Особенности интерпретации данных ГИС в ГС связаны со следующими причинами.

1. На этапе разработки месторождения получены в общих чертах сведения о строении месторождения и информация о параметрах пластов. Эти сведения используются также при проектировании ГС и составлении индивидуального проекта скважины. Естественно, вся эта информация используется при проведении ГС и должна приниматься в расчет при интерпретации геофизических материалов ГС.

Но в то же время, данная информация основана на недостаточно плотной сетке вертикальных скважин. Поэтому можно говорить, что ГС уточняют модель месторождения, что подтверждает необходимость достоверной интерпретации материалов ГИ ГС, в результате чего уточняются параметры пласта, оценивается их изменчивость в пределах одних и тех же пластов, уточняется строение пластов (наклон пластов, детальность профиля).

2. ГС часто пересекает границы пластов, проходит вблизи границ, ВНК. Траектория скважины имеет различные участки: относительно вертикальный, набора кривизны, горизонтальный. В первых двух из них данные ГИ отражают изменение свойств горных пород с глубиной. В горизонтальном участке положение скважины определяется траекторией ее проводки. Она может находиться вдали от границ пластов, внутри тонких (единицы метров) пластов, пересекать границы пластов с разных сторон, быть вблизи ВНК. Кроме учета влияния кровли или (и) подошвы близ лежащих к ГС пород, возникает необходимость учитывать специфику зоны проникновения. Поэтому традиционные модели - коаксиально-цилиндрическйе (одномерные), включающие скважину, зону проникновения, пласт и даже многопластовые (двумерные) не удовлетворяют условиям ГС. Для того, чтобы уровень интерпретации материалов ГИ ГС вывести на уровень вертикальных скважин (ВС) необходимо разработать теорию, методику, программное обеспечение для других моделей: скважина с зоной проникновения пересекает границы, находится вблизи границы, внутри пластов и т.п. Для таких моделей до последнего времени не было разработано ни теории, ни методики, ни программного обеспечения. Особенно остро этот вопрос стоит для электрических, электромагнитных методов в связи с их относительно большой глубинностью.

3. Не только геометрия модели, но и измерительные установки (автономная аппаратура "Горизонт", «Обь») также требуют разработки специальной теории, методики, программного обеспечения. Традиционное методическое, математическое, палеточное обеспечение не годится для этих условий.

4. Изменчивость показаний методов ГИС в ГС связана с возможностью неоднократного пересечения траектории скважины одних и тех же пластов, в отличие от вертикальных скважин, изменением угла наклона зондом относительно границ пластов, изменением пространственного положения относительно границ пластов вдоль условно горизонтальной части траектории (по вертикали), а также изменением направления траектории в пласте в латеральном направлении.

5. Как правило, ГС бурятся в условиях разрабатываемых месторождений, которые достаточно хорошо изучены на этапе разведки и последующей эксплуатации. Известны стратиграфия, литология, петрофизика отложений, в которых осуществляется проводка горизонтальных скважин. Все это учитывается уже при составлении индивидуального проект и, естественно, должно учитываться при интерпретации материалов ГИ ГС. Поэтому одной из особенностей интерпретации ГИ ГС является значимость учета уже имеющейся априорной информации, т.е. интерпретация материалов ГИ ГС должна проводиться на фоне уже имеющейся геологической информации по месторождению.

6. Горизонтальная скважина пересекает пласты и проходит отложения, свойства которых (литология, пористость, насыщенность) известны. В данном случае особенность технологии интерпретации материалов ГИС будет заключаться в правильном определении положения ГС и геологического профиля. Процедура стратиграфической разбивки и выделения пластов важна и при интерпретации данных ГИС ВС. Но для ГС эта процедура приобретает еще большую важность и сложность. Достоверная интерпретация показаний глубинных зондов невозможна без учета профиля скважины. В то же время сам профиль может быть скорректирован в процессе интерпретации.

Таким образом, процесс интерпретации данных ГИС ГС, требует взаимоувязанных построений профиля разреза, данных ГИС (вертикальных и горизонтальных проекций данных ГИС), результатов интерпретации. Достоверная интерпретация материалов ГИС возможна только при учете априорной информации по месторождению (ВНК, профиль по соседним скважинам, уточненный профиль по результатам каротажа).

7. Специфические зоны проникновения в пласт бурового раствора в условиях ГС, возможная изменчивость некоторых петрофизических характеристик в разных азимутальных направлениях (прежде всего, трещиноватость) могут привести к необходимости использования не только по профилю, но и контроля связей с азимутальным направлением.

8. Большая чувствительность методов ГИС к тонкослоистым пластам, чем в вертикальных скважинах. Благодаря тому, что зонды переходят от пласта к пласту очень медленно, а не кратковременно как в вертикальных скважинах, даже маломощные пласты могут создать в показаниях ГИС значительные аномалии.

9. Геолого-геофизическая информация для ГС на этапе проектирования имеет априорный и приближенный характер (неплотная сетка скважин, динамическое изменение параметров месторождения). В процессе бурения, каротажа и интерпретации материалов ГИС ГС эта информация уточняется и дополняется. В результате создается некоторая более детальная микромодель месторождения около ГС.

В связи с вышесказанным наиболее актуальными становятся вопросы математического моделирования проводимых геофизических измерений и условий эксплуатации с учетом геометрических и петрофизических моделей для условий горизонтальной скважины. Решение прямых и обратных задач для геофизических методов с учетом наиболее важных влияющих факторов ГС позволяет достоверно провести интерпретацию, а также оценить реальные возможности проводимых комплексов измерений для условий ГС и, исходя из этого, выбрать тот уровень интерпретации или типовые модели, которые позволят достоверно определить наиболее важные характеристики объекта. Наиболее остро стоит вопрос определения УЭС в ГС, поскольку методы электрокаротажа наиболее глубинны, а в этом случае точность результатов зависит от того, насколько адекватна модель интерпретации реальному геоэлектрическому разрезу.

Интерпретация материалов ГИ ГС должна включать следующие этапы:

предварительное уточнение границ пластов;

оценка УЭС покрывающих и подстилающих пород;

- определение УЭС пласта по материалам с учетом ограниченной толщины и произвольной траектории скважины.

Используемый в настоящее время комплекс ЭК не позволяет оценить азимутальную неоднородность зоны проникновения. Для ее учета необходимо разработать специальную аппаратуру и методику интерпретации. Поэтому при интерпретации она может быть заменена коаксиально-цилиндрической моделью зоны проникновения.

Эффективность ГС непосредственно связана с задачей моделирования гидродинамических систем, как на этапе проектирования ГС, так и на этапах испытания и эксплуатации. В системах с ГНК и ВНК оптимальное расположение горизонтального ствола между контактами зависит от активности проявления водо- или газонапорного режима, плотности фаз, вязкости нефти, относительных проницаемостей и возможности регулировать приток газа или воды.

Численное моделирование позволяет учитывать неоднородность пласта, многофазное течение и разнообразие граничных условий.

Математическое описание гидродинамических испытаний ГС в последнее время интенсивно разрабатывается. В этом направлении проводились работы с целью более полного использования всевозможных конкретных геологических условий (неоднородность пластов, геометрия притока) и получены оригинальные аналитические выражения для оценки потенциальных дебитов непосредственно в процессе интерпретации данных ГИ ГС [14].

Сама геологическая интерпретация данных ГИ ГС предполагает геометризацию вскрытого ГС объекта, в результате которой создается представление о расположении в пространстве положения пластов, вскрываемых горизонтальной скважиной, и определяется положение траектории скважины относительно границ. Затем полученные в результате геометризации объектов сведения используются для достоверной интерпретации данных ГС

Траектория горизонтальных скважин в силу ряда причин может иметь в пространстве довольно сложную конфигурацию. Наклон пластов, форма пересечения пластов ГС также может быть различным. В этих условиях от интерпретатора требуется неформальное, "пространственное" мышление.

Реальную и наглядную помощь интерпретатору при геометризации объектов, вскрываемых ГС, должны оказать пространственные построения, позволяющие увидеть вертикальный профиль скважины.

Данные ГИ ГС и результаты интерпретации соответствуют глубинам (Н), измеряемым по стволу скважины. Интерпретация данных ГИ ГС связана с рассмотрением ГС на фоне геологического профиля (например, по линии двух соседних скважин), выдачей на планшет кривых ГИС и траектории скважины в сопоставимых масштабах по глубине. Для этих целей, в первую очередь, необходимо получить синтетические кривые для вертикальной и горизонтальной проекции ГС.

Для оперативной интерпретации материалов ГИ ГС разработана и используется технология интерпретации, включающая следуйте разделы:

геометризация горизонтальной скважины с учетом априорной информации и данных ГИ ГС;

геологическая интерпретация с учетом геометризации ГС и типовых моделей;

возможное уточнение результатов геометризации с учетом результатов геологической интерпретации и последующее уточнение данных самой геологической интерпретации.

Более детально она состоит из следующих элементов.

1. Предварительная обработка геофизических материалов горизонтальных скважин и оценка их качества.

1.1. Расчет синтетических кривых ГИ для вертикальной и горизонтальной проекции по материалам ГИ для горизонтальной скважины с учетом данных инклинометрии.

Речь идет о ситуации, когда по материалам ГИ ГС моделируются диаграммы ГИ для воображаемых ВС (вертикальная проекция), так как без выполнения этого этапа затруднительно провести корреляцию с соседними скважинами, оценить качество материала, построить профиль. Для той же цели используются смоделированные данные для горизонтальной проекции, которые в некоторых случаях могут оказаться более наглядными для "развернутого" представления результатов испытаний по профилю.

1 .2. Корреляция полученных на этапе 1.1 материалов ГИ с соседними скважинами с привлечением имеющихся корреляционных схем. Этот этап является чрезвычайно важным, так как позволяет в дальнейшем проводить интерпретацию с учетом реального положения границ.

1.3. Расчет траектории скважины в вертикальной плоскости (в направлении "устье-забой"), сравнение ее с индивидуальным простом горизонтальной скважины, оценка реального положения ствола скважины относительно границ.

1.4. Предварительная оценка качества имеющихся данных геофизических измерений, а также получение или уточнение информации для последующего этапа технологической схемы.

2. Геофизическая интерпретация данных ГИ горизонтальных скважин (по стволу скважины и по вертикальной проекции).

2.1. Обработка и интерпретация материалов радиоактивного и акустического методов с целью введения различных поправок, предварительного определения литологии, пористости. В отличие от ВС необходим учет конкретных измерительных установок.

2.2. Определение удельного электрического сопротивления пород по данным электрических, электромагнитных методов. Здесь существенное отличие от традиционного подхода заключается как в необходимости учета конкретных (отличных от традиционных) зондов и упомянутых выше (отличных от традиционных) моделей.

2.3. Оценка качества материала.

3. Геологическая интерпретация данных ГИС горизонтальных скважин (по стволу скважин и вертикальной проекции).

3.1. Выделение стратиграфических подразделений и интервалов разреза с учетом профиля скважины.

3.2. Выделение коллекторов (по качественным и количественным критериям, с учетом априорной информации по разрезу (профилю)).

3.3. Выбор петрофизических моделей для интерпретации и необходимых параметров (коэффициенты петрофизических зависимостей, опорные пласты, литологические разности для стратиграфических подразделений).

3.4. Количественное определение геологических параметров: пористости, литологического состава, насыщения.

3.5. Анализ результатов и окончательное формирование заключения по скважине (при необходимости возможна ручная корректировка) с выдачей планшетов и таблиц в формате, принятом у заказчика при оперативной интерпретации.

4. Оценка промысловой эффективности горизонтальной скважины. Здесь имеется в виду оценка проницаемости вскрытых скважиной пород и ожидаемых дебитов. Для ГС этот этап особенно важен.

Типовой набор документов при выдаче заключения заказчику включает:

- план скважины (горизонтальная проекция);

- траектория скважины в крупном плане, включающая вертикальный и горизонтальный участки скважины (сечение устье-забой);

- траектория скважины только для горизонтального участка, позволяющая с большей детальностью оценить положение скважины в горизонтальном участке (сечение устье-забой);

- таблица данных инклинометрии, включающая измерения и результаты обработки;

- траектория скважины с результатами интерпретации - пористостью, литологическим составом;

- траектория скважины с результатами интерпретации - пористостью и насыщенностью;

- смоделированный комплекс ГИ для воображаемой ВС в вертикальной и горизонтальной проекции ГС;

- результаты интерпретации, полученные для вертикальной проекции ГС (пористость, литологический состав, насыщение);

- комплекс ГИ по стволу ГС;

- результаты интерпретации для ГС (пористость, литологический состав, насыщение, если есть основания, то проницаемость, дебит);

- таблица с заключением по скважине.49



3.1 Особенности интерпретации ВИКИЗ

Интерпретации диаграмм ВИКИЗ в вертикальных и субвертикальных скважинах не вызывает особых затруднений. Как было показано в работе 25 по методу ВИКИЗ при достаточном опыте легко можно выделить газо -, нефте- и водонасыщенные пласты. Благодаря особенностям метода: пять зондов с различной глубиной исследования, ВИКИЗ позволяет выявить низкоомную окаймляющую, определить глубину проникновения фильтрата ПЖ в пласт. В глинах показания всех пяти зондов совпадают, что объясняется отсутствием зоны проникновения и кривые отражают истинное УЭС пласта. Только в некоторых случаях самый маленький зонд (0.5 м) показывает пониженное сопротивление, что видимо, связано с разбуханием глин в прискваженной области 39.

Как известно сопротивление пород определяется вертикальной Rв и горизонтальной Rг составляющими. При этом Rв > Rг. В вертикальных и субвертикальных скважинах чувствительность к Rв минимальна: при 40° она составляет 0.2. Таким образом, в субвертикальных скважинах сопротивление пород обусловлено горизонтальной составляющей при этом влияние анизотропии минимально. С увеличением угла наклона скважины до 60° чувствительность к Rв увеличивается до 0.5, а к Rг уменьшается до 0.6. При угле наклона скважины 85° чувствительность возрастает до 0.7 и понижается до 0.4 соответственно [42]. Таким образом, в ГС значение УЭС пласта определяется среднегеометрически и будет отлично от УЭС того же пласта в случае вертикальной скважины: будет завышено.

Высокая чувствительность ВИКИЗ к анизотропии «усугубляется» еще и тем, что на Фёдоровском месторождении практически нет мощных однородно-анизотропных пластов, а пласты коллектора и глины представлены переслаиванием маломощных пропластков песчаников, алевролитов, известняков и аргиллитов. На кривые метода в ГС сильное влияние оказывает эта неоднородность.

В геологическом разрезе Сургутского района имеется надёжный репер со стабильными физическими характеристиками - мощная 100м пачка алымских глин, залегающая выше кровли пласта АС4. В вертикальных скважинах УЭС этих глин 3.7 Омм. С увеличением угла наклона скважины до 62°-65° (см. приложение 1 ) кривые зондов расходятся между собой: зонд 0.5м показывает 3.4 Омм, зонд 2м - 5 Омм. Это связано с разным радиусом исследования зондов. На 2-х метровый зонд ВИКИЗ анизотропия и неоднородность глин оказывает большее влияние, вследствие чего завышение УЭС по сравнению с полуметровым зондом. Аналогичным образом ведут себя кривые в пластах коллекторах. Однако здесь оказывает влияние на показание зондов специфическая зона проникновения.

Существенно различные формы кривых ВИКИЗ наблюдаются при приближении и пересечении скважиной субгоризонтальных и субвертикальных уплотнений повышенного удельного сопротивления. Эти два типа неоднородностей по-разному отражаются на каротажных диаграммах ВИКИЗ. Так, например, если скважина пересекает латеральное уплотнение под малым углом встречи, то форма диаграмм от короткого зонда к длинному по линии движения зондов изменяется. Форма кривой удельного сопротивления длинного зонда на большем интервале движения чувствует уплотнение, чем зонды меньшей длины. Каротажные кривые малых зондов как бы «вкладываются» в кривые зондов последовательно больших размеров. При пересечении скважиной субвертикальных уплотнений (типа «залеченный разлом» внутри пласта) форма кривых удельного сопротивления у всех одинакова. При этом границы отбиваются крутыми фронтами изменения удельного сопротивления. Показания всех зондов совпадают, если мощность уплотненной неоднородности превышает длины самого большого зонда, а угол встречи существенно больше одного радиана [39].

В Западной Сибири при определении характера насыщения пород коллекторов используют параметр - критические УЭС и _ПС, рассчитанные для вертикальных скважин. В горизонтальном стволе параметр _ПС не будет существенно отличаться от _ПС в вертикальной скважине, в том же пласте. Расчетное критическое УЭС здесь уже не применимо, в силу сильного влияния анизотропии: сопротивление в ГС будет завышено.

Таким образом, к интерпретации ВИКИЗ в ГС предъявляется ряд требований. Для выделения границ пластов необходимо использовать малые зонды, на большие зонды оказывают влияние вмещающие породы «смазывая» границу.

В настоящее время в тресте «Сургутнефтегеофизика» насыщенность определяется на качественном уровне. Опытный интерпретатор по характеру расхождений кривых по всему стволу, сопоставляя данные по соседним вертикальным скважинам и зная отметку ВНК может дать более менее достоверное заключение. Для количественной оценки насыщения необходимо знать параметр анизотропии, для чего нужно провести статистический анализ данных УЭС в вертикальных и горизонтальных скважинах для каждого пласта.

3.2 Особенности движения многофазных потоков в стволе горизонтальной скважины

Течение многофазных потоков, в стволе горизонтальной скважины, имеет ряд принципиальных отличий от характера течения аналогичного потока в вертикальном и сильно наклонном стволе. Ниже рассмотрены основные законы формирования трехфазного потока применительно к горизонтальному участку скважины, имеющему ряд перегибов с отрицательными и положительными углами наклона.

Выделив элементарный объем (V) внутри потока, рассмотрим основные силы, определяющие его динамику:

1. Сила тяжести: Приводит к гравитационному расслоению потока по плотности. Поскольку диапазон перемещения V по вертикали, обусловленный разностью плотностей фаз, ограничен диаметром трубы, то процесс расслоения потока в скважине происходит достаточно быстро. В дальнейшем поток сохраняет слоистую структуру вплоть до выхода на вертикальный участок. Поступление новых порций флюида, временно нарушая слоистую структуру потока, не вносит существенного искажения в характер потока на расстояниях превышающих 3-5 диаметров трубы от границы поступления (перфорации). Наличие наклона ствола скважины приводит к возникновению тангенциальной составляющей Fx от силы тяжести, действующей на элементарный объем V, который в свою очередь получает дополнительное ускорение, направленное в сторону наклона, увеличивая скорость фазы, к которой принадлежит рассматриваемый объем. Максимальная скорость при этом ограничивается действием силы трения между фазами и стенкой трубы.

2. Сила трения: Возникает между отдельными слоями в установившемся потоке и между потоком и неподвижной стенкой трубы. Трения потока о трубу приводит к возникновению пограничного слоя, имеющего скорость существенно меньшую, чем средняя по сечению трубы скорость потока. В однородном по составу потоке, толщина пограничного слоя не симметрична по вертикали и имеет максимум вдоль нижней образующей трубы, что приводит к возникновению застойных зон.

В двухфазном потоке, при несовпадении скоростей фаз на границе раздела, сила трения вызывает замедление более быстрой фазы и ускорение медленной фазы. При этом в более медленной фазе нередко возникают замкнутые ячейки с противотоком.

В результате действия этих сил и при поступлении трехфазного потока с забоя скважины, формируется следующее распределение фаз по горизонтальному участку. (Рис.4.3). Данное распределение свойственно для примерно равных объемных расходов газа, нефти и воды.

Работающая скважина.

Сектор (а) характеризуется низкой скоростью движения газа и сравнительно высокой скоростью течения нефти и воды по нижней образующей в виде тонких ручейков, расположенных один над другим. Скважинный прибор, имеющий диаметр существенно меньший, чем диаметр скважины, взаимодействует практически только с потоком воды и нефти. При этом скорость обтекания прибора жидкостью _обт много больше скорости потока, рассчитанной из выражения

_ж,

где Q_ж - расход жидкости (вода+нефть),м³/сек] S_тр - площадь сечения трубы [м²]

Сектор (в) характеризуется низкой скоростью движения воды, средней скоростью движения нефти и высокой скоростью движения газа. Характер движения газовой фазы наблюдается в виде отдельных пузырьков при малых расходах и сплошного сильно турбулизированного потока при больших расходах. Нефтяная фаза разгоняется газовой фазой и имеет скорость близкую к скорости газовой фазы. В водной фазе за счет внутреннего трения на границе раздела фаз возникают вихревые токи, сопровождающиеся ускорением потока воды в верхней части и дополнительным замедлением в нижней части. Нередко в водной фазе возникают линии тока по нижней образующей, имеющих обратное направление. Прибор, находящийся в секторе (в) взаимодействует преимущественно с водной фазой. Скорость обтекания прибора водой зависит от распределения скоростей внутри водной фазы и может иметь обратное направление. Характер потоков в секторах с и d аналогичен секторам а и в соответственно.

Граница перехода из сектора в в сектор с может рассматриваться как участок горизонтальной скважины, находящийся на вершине, а граница сектора а и в, как горизонтальный участок, находящийся в низине (яме). Соотношение площадей сечения газовой, нефтяной и водной фазы для этих участков определяется соотношением расходов по каждой фазе, но с учетом положения (вершина-яма) на траектории скважины.

Остановленная скважина.

Остановка скважины приводит к установлению статического равновесия между фазами. Рис.4.3. При этом верхняя часть сектора а заполняется преимущественно газом и нефтью, а вода скапливается в "яме" на границе раздела секторов а - в и с - d.

Граница секторов в - с, находясь на вершине, будет заполнена газом и частично нефтью. Область, занятая газом, мало зависит от газового фактора и определяется, в основном, геометрией ствола скважины.

Граница секторов а и в заполняется водой, присутствующей в продукции, причем количество воды и область занятая водой также не зависит от процентного соотношения воды и нефти в составе продукции, а определяется геометрией ствола скважины. Сектор d в остановленной скважине, как правило, заполнен нефтью, либо водой. Причем положение границы раздела нефть-вода определяется соотношением нефти и воды в продукции скважины и может выходить за границы горизонтального участка при сильной обводненности продукции.

Скважинный прибор, двигаясь по нижней образующей скважины последовательно взаимодействует с каждой из фаз, отмечая границы раздела, приуроченные, как правило, к восходящим и нисходящим участкам ствола скважины.9

3.3 Методика интерпретации данных ГИС в действующей скважине

Сложность интерпретации геофизических исследований горизонтальных скважин при наличии газа и воды в продукции обусловлена гравитационным расслоением фаз в потоке и расположением (при движении) измерительных датчиков, на нижней образующей колонны при использовании традиционных скважинных приборов. Кроме того, в так называемой горизонтальной части ствола, как правило, наблюдается отклонение траектории от горизонтали, т.е. здесь могут быть поднятия и впадины. Такой характер ствола, в свою очередь, способствует возникновению неоднородностей фаз по его длине (чередование газовых и жидкостных фаз) с образованием застойных зон по длине горизонтальной части ствола.

К основным задачам, которые необходимо решать при исследовании действующих скважин на Федоровском месторождении, относятся:

- выделение мест притоков (поглощения) флюида в колонне (через щели или перфорационные отверстия);

- определение состава притекающего в колонну флюида;

- определение источников поступления газа (воды) в скважину;

- определение герметичности пакера за колонной (определение заколонных перетоков флюида).

Основными источниками информации при интерпретации являются диаграммы различных методов геофизических исследований, зарегистрированные на горизонтальном участке скважины. Обычно для этого используется комплекс методов: термометрия; барометрия; расходометрия; влагометрия; резистивиметрия; акустическая шумометрия; нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, гамма каротаж и магнитная локация муфт. Кроме результатов исследований в обсаженной скважине для интерпретации необходимо привлекать данные электрометрии и инклинометрии.

Прежде чем переходить к интерпретации необходимо сформировать планшет геофизических кривых (по комплексу методов) зарегистрированных в остановленной и в работающей скважине с привлечением диаграмм полученных в необсаженной скважине и априорных данных по скважине (Рпл, Рнас, положение ГНК и ВНК, газовый фактор и обводненность продукции). Важно, что учет траектории скважины необходим на всех этапах интерпретации данных отдельных методов, поскольку характер изменения ее (траектории) по длине скважины существенно влияет на положение различных фаз флюида в колонне.

После создания планшета начинается последовательная интерпретация данных отдельных геофизических методов. При этом, учитывая сложность многофазной ситуации в скважине, всегда осуществляется сопоставление и анализ кривых зарегистрированных в остановленной и работающей скважине.

В начале анализируют распределение давления в остановленной скважине и сопоставляют его с данными инклинометрии. Как правило, здесь должна наблюдаться корреляция. Затем определяют забойное давление в остановленной и работающей скважине для сравнения с давлением насыщения нефти газом и оценки депрессии на пласт.

По данным магнитного локатора муфт определяют фактическое положение перфорационных отверстий в колонне и пакера за обсадной колонной. Положение низа (воронки) насосно-компрессорных труб можно установить и по данным других методов (методы состава, СТИ и т.д.).

Наличие потока в колонне более уверенно определяется по данным термометрии, а в некоторых случаях по данным акустической шумометрии. Здесь также используется сопоставление замеров в остановленной и работающей скважине. При сопоставлении на термограммах в работающей скважине отмечается уменьшение температурного градиента, а на шумограммах возрастания интенсивности шумов в интервале выше фильтров.

Следующий этап в интерпретации связан с определением работающих интервалов в колонне. С целью решения этой задачи следует использовать данные методов термометрии, расходометрии и акустической шумометрии. Признаки выделения таких интервалов обычные, но наиболее информативным здесь является метод термометрии. Это связано с тем, что для выделения работающих интервалов используется эффект калориметрического смешивания, аномалия которого определяется, в основном, разностью температур поступающего в интервал фильтра флюида и потока внутри колонны.

На следующем этапе определяется состав поступающего в колонну флюида. Для этого используются методы состава (ВГД, РИС) и ННК-Т. Однако решение этой задачи осложняется влиянием траектории скважины на распределение фаз в потоке. По этому данная задача не всегда решается используемой традиционной аппаратурой.

Важной задачей, требующей решения для рассматриваемого региона, является задача определения источника поступления газа (из продуктивного пласта или из газовой шапки по заколонному пространству). Для этой задачи основным методом также является термометрия, основанная на сопоставлении замеров в работающей и остановленной скважине. Основным признаком поступления газа из пласта является снижение температуры в этом интервале при работе скважины и увеличении её на термограммах зарегистрированных в остановленной скважине. Заколонные перетоки газа выделяются на термограммах в интервале перетока по изменению температурного градиента, по темпу восстановлению температуры и по аномалии колориметрического смешивания в интервале верхнего фильтра.

Для решения данной задачи возможно использование также акустической шумометрии, однако результаты, при данной методике исследований не всегда надежна.

Термометрия - единственный метод, который позволяет говорить о работе непосредственно пласта, но для эффективности применения термометрии необходимо знание геотермического распределения температуры в горизонтальной части скважины.

На конечном этапе по результатам интерпретации данных отдельных методов делается комплексный анализ и готовится итоговое заключение.9



3.4 Характеристика объекта разработки на участке бурения горизонтального ствола

Федоровское многопластовое месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области в 25-30 км на северо-востоке от г. Сургута.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метоморфизированного фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла. Основные запасы нефти приурочены к нефтегазоносным пластам АС₄ , АС_5-6, АС_7-8 готерив-барремского возраста и нефтеносным пластам БС₁, БС₁₀ (валантин-готеривского возраста).

Пласт АС_7-8 представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин. Мощность пласта 10-20 м. Высота залежи 8 м, ВНК принят на абсолютной отметке 1822 м. Пористость 24% , проницаемость до 150 мД. Пластовое давление 189-190 атм. Пластовая температура 56 С. Газовый фактор 53 м³/м³. Удельный вес нефти 0.887 г/см³. Залежь нефтяная, пластовая, сводовая с возможными литологическими экранами вблизи ВНК, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта АС_5-6 распространена в пределах всего месторождения. Пласт сложен чередующимися песчаниками, алевролитами, глинами и карбонатными породами. В свободных частях поднятий нефтяная залежь имеет газовые шапки. Открытая пористость изменяется в интервале от 24 до 28 % и в среднем по пласту составляет 25.2 %. Проницаемость изменяется в широком диапазоне: от 4.9 до 170310^-3 мкм². Сверху вниз по разрезу отмечается увеличение зернистости терригенного материала, уменьшение глинистости и, как следствие, повышение коллекторских свойств. Высота залежи 40 м. ВНК принят на отметке 1822 м., ГНК-1808-1812 м. Пластовое давление 189 атм. Пластовая температура 52 С, газовый фактор 53.4 м³/м³. Удельный вес нефти 0.878г/см³. Залежь газовая с нефтяной оторочкой, пластовая, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта АС₄ распространена в пределах всего месторождения. Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и средне-крупнозернистые алевролиты, переслаивающиеся с глинами и карбонатными образованиями. Перекрывается пласт глинистыми отложениями Алымской свиты мощностью 150-180 м. Общая мощность пласта меняется от 24 до 10 м. Эффективная мощность достигает 7.6 м. ВНК залежи принят на отметке 1822 м. Залежь пластовая, сводовая, газонефтяная. ГНК в пласте АС₄ принят такой же, как и для пласта АС_5-6. Высота залежи 62 м., ее газовой части 45 м. Пластовое давление 189 атм.

В дипломной работе рассмотрен участок Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения. В приложении 2 приведено геологическое строение по диаграммам скважин 1, 2, 3, 4, 5-Г. Скважина 5-Г имеет горизонтальное окончание, на планшете изображены кривые ПС и двух зондов ВИКИЗ: 0,7 и 2 м., переведенные на горизонтальную плоскость. Для удобства корреляции пластов приведены показания абсолютных отметок.

Объект разработки представлен пластами группы АС_4-8 с мощной газовой шапкой и подошвенной водой. Нефтяная оторочка по месторождению составляет в среднем 11 м. Как видно из приложения участок представляет собой сложно построенный разрез: сильно изрезанные кривые ПС и БК.

Пласт АС₄ четко выделяется на всем участке и представляет собой продуктивный пропласток мощностью 1.5-2 м. Пласт АС_5-6 представлен мощным и хорошо выдержанным в кровельной части по всем скважинам. Подошвенная часть сильно дифференцирована многочисленными глинистыми прослоями. Верхняя часть пласта АС_7-8 представляет хороший коллектор: монотонные кривые ПС и БК, а в районе скв. 4 однородность пласта нарушается.

В таблице 3 приведены параметры пластов по каждой скважине.



Таблица 3 Данные интерпретации комплекса ГИС по скважинам Федоровского месторождения

№ скв.	Индекс пласта	Абс.отм., м.	Rп Омм	пс	Кнг %	Кпо %	Кпр мД	Насыщен
1	АС4	1774.9-1777.5	11.2	0.67	61.5	26.5	540	ГАЗ
	АС5-6	1783.5-1792.2	18.7-26.3	0.9	75	28	2300	ГАЗ
		1794.8-1802.2	9-17	0.3-0.7	50-72	25-28	140-2590	ГАЗ
	АС7-8	1816.1-1817.1	5.6	0.79	45	28	1410	Н+В
		1817.1-1823.1	3	0.87	-	28	2780	ВОДА
2	АС4	1776.8-1778.8	5.3-14.4	0.5	37	25.2	1220	ГАЗ
	АС5-6	1778.8-1799.5	5.3-28	0.8-0.98	40-79	28.5	2500	ГАЗ
		1800.5-1802.3	16.6	0.74	70.5	26.6	420	ГАЗ
		1803.3-1806.3	8.1-16.6	0.6-0.77	55.5-72	28	1120-1810	ГАЗ
		1806.7-1809.1	6.4	0.7	49	27.5	750-1840	ГАЗ
		1809.1-1810.5	8	0.47	52	25.5	200	НЕФТЬ
	АС7-8	1815.3-1817.5	5.5	0.89	44.9	28.6	2531	Н+В
		1817.5-1822.8	3	0.97	-	28.7	2800	ВОДА
3	АС4	1777.0-1778.6	10.4	0.71	59.4	26.7	440	ГАЗ
	АС5-6	1781.4-1793.4	30-44	0.98	82	28.7	2900	ГАЗ
		1795.0-1797.0	6-7	0.5	37.7-50	23-27	23-500	ГАЗ
		1802.4-1808.4	10-15.7	0.7	61-69	27	25-2540	ГАЗ
	АС7-8	1809.4-1815.2	9.8	0.6-0.93	60.4	28.4	2176	НЕФТЬ
4	АС4	1775.5-1776.1	5.6-6.1	0.5	41.7	25.5	223	ГАЗ
	АС5-6	1780.3-1781.3	7.3	0.62	50.7	26.5	370	ГАЗ
		1782.4-1788.6	8-13	0.9-0.98	56-67.7	28.8	2980	ГАЗ
		1793.0-1797.4	4.9-5.6	0.7	31-42.6	23-28	470-1590	ГАЗ
	АС7-8	1798.8-1803.2	5-5.6	0.3-0.65	25-44	22-27	6-760	ГАЗ
5-Г	АС4	1775.2-1777.2	6.7-14.7	0.2-0.43	54	20.9	4	ГАЗ
	АС5-6	1778.0-1791.0	27.4-60	0.65-0.8	77-86	24-27	210-480	ГАЗ
		1793.4-1798.1	36-60	0.82	81-87	26-28	380-2400	ГАЗ
		1799.7-1803.4	12.3-60	0.2-0.7	50.6-86	19-26	10-250	Г+Н
		1804-1810.7	6.4-12.3	0.2-0.97	25-65	19-28	1-3020	НЕФТЬ

Из анализа табличных значений видно, что коллектора высокопористые. Коэффициент открытой пористости Кпо по пласту АС₄ изменяется от 20.9 до 26.7 %, проницаемость Кпр от 4до 1220 мД; по АС_5-6 Кпо-от 19до28.8 %, Кпр-от 1 до 3020 мД; по АС_7-8 Кпо-от 22 до 28.7 %, Кпр-от 6 до 2800 мД. Основным параметром при разработке месторождения является коэффициент нефтегазонасыщения Кнг, характеризующий промышленную ценность объекта. В газонасыщенных коллекторах, представленных пластами АС₄, АС_5-6, а в скв. 4 и АС_7-8, Кнг принимает значения 37-87 %. В нефтенасыщенных интервалах 25-65 %. Таким образом в данном районе Кпо, Кпр и Кнг изменяются в довольно широких пределах, что связано с особенностями осадконакопления и свидетельствует о неоднородности пластов по вертикали и по простиранию. В тресте «Сургутнефтегеофизика» дифференциация коллекторов на нефть и воду осуществляется по критическим значениям _ПС и ^кр_П (таблица 4)

Таблица 4 Значения _ПС и ^кр_П для пластов группы АС Федоровского месторождения

ПС	0.4	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9	1.0
крП	4.3	4.8	5.2	5.6	6.0	6.5	7.0

Важной промышленной задачей является выделение ГНК, для дальнейшего перекрытия газонасыщеного интервала от продуктивного нефтеносного. Задача решается сопоставлением фоновых и повторных замеров ННК-Т. В таблице 5 приведены уровни ГНК, ВНК и подошвы переходной зоны (глубины даны в абсолютных отметках), определенные по каждой скважине.

Таблица 5 Значения абсолютных отметок ГНК, ВНК и подошвы переходной зоны по скважинам Восточно-Моховой площади

	Скв.1	Скв.2	Скв.3	Скв.4	Скв.5-Г
ГНК	1802.2 м	1809.1м	1809.4 м	1803.2 м	1804 м
ВНК	-	1810.5м	1817.2м	-	-
Подошва НВ	1816.1 м	1817.5 м	-	1820.8 м	-



Среднестатистические отметки ГНК и ВНК по площади соответствуют отметкам 1809 м и 1822 м.

Из таблицы видно, что ГНК на небольшом участке месторождения колеблется в пределах 6.9 м, ВНК - 9.7 м. Частично это можно объяснить аппаратурной погрешностью измерения, основная же причина -это сложное строение разреза: наличие многочисленных маломощных глинистых и карбонатных покрышек. Нефтяная оторочка присутствует только в скважинах 2, 3 и 5-Г. Ее мощность соответственно составляет 1.4 м и 6.4 м. В скв.5-Г горизонтальный ствол заканчивается непосредственно в нефтенасыщенной части пласта, поэтому мощность ее неизвестна. В скв.1 есть переходная зона Rп и _ПС которой:5.6 омм и 0.79 ( таблица 3). УЭС этого пропластка ниже критического ( таблица 4), но выше УЭС нижележащих водонасыщенных пластов.

Из анализа приложения 2 и табличных данных видно, что горизонтальная часть ствола скв. 5-Г проходит по подошве пласта АС_5-6, который не является однородным. Длина горизонтальной части составляет 280 м, при этом ствол не является строго горизонтальным, а имеет синусоидальную форму, с амплитудой 3.7 м (абс. отм.:1807.1-1810.8). Таким образом, скважина пересекает как продуктивные, так и глинистые пропластки, чем и объясняется широкий диапазон изменения параметров (см. таблица 3).

Расстояние между скважинами 1, 2, 3, 4 составляет 700-800 м (схема их расположения относительно друг друга приведена в приложении 2) и горизонтальный ствол вскрывает треть этого интервала. Учитывая сложность геологического разреза, колебаний отметок ГНК и ВНК, а также особенность интерпретации метода ВИКИЗ (раздел 3.1.) достоверно ответить о характере насыщения пластов вскрытых горизонтальной скважиной затруднительно.



3.5 Интерпретация комплекса ГИС на примере ГС Федоровского месторождения

В предыдущих главах были рассмотрены особенности и методика интерпретации данных ГИС в ГС. В настоящей главе осуществлена интерпретация по указанным методикам, на качественном уровне. За основу взято заключение по горизонтальной скважине выданное трестом «Сургутнефтегеофизика».

На первом этапе стоит корреляция пластов по соседним наклоннонаправленым скважинам, с целью уточнения геометрии горизонтального ствола. В заключении выданном УГР горизонтальный участок скважины расположен в подошвенной части пласта АС_5-6: абс. отм. 1807.1-1810.8 м.

В приложении 2 приведены четыре наклоннонаправленные скважины вскрывающие залежь вокруг горизонтального ствола. Для нас практический интерес представляет простирание пласта АС_5-6 по этому участку, а точнее его подошвы и кровли пласта АС_7-8. В таблице 6 отмечены подошва АС_5-6 и кровля АС_7-8 по данным скважин 1, 2, 3, 4 в абсолютных отметках.

Таблица 6

	Скв. 1	Скв. 2	Скв. 3	Скв. 4
Подошва АС5-6	1802.2 м	1810.5 м	1808.4 м	1797.4 м
Кровля АС7-8	1816.1 м	1815.0 м	1809.4 м	1798.8 м

В приложении 1 показано, что горизонтальная скважина на отметке 1809,5 м входит в коллектор, сравнивая с табличными данными можно отметить, что заключение УГР было неверным и ствол проходит не в подошве АС_5-6, а в кровле пласта АС_7-8. Здесь же приведены кривые комплекса ГИС вдоль ГС: ПС, ГК, НКТ (фоновый) и ВИКИЗ. По кривой ПС хорошо дифференцируется разрез, четко выделяются неоднородности. Кривая ГК коррелируется с ПС. Кривая НКТ не обладает необходимой расчленяющей способностью, но четко выделяет плотные разности (2111,0-2118,0 м) и ГНК, сопоставляет фоновый повторный замеры. Методика интерпретации ПС, ГК, НКТ не отличается от методики, применяемой в вертикальных скважинах, в связи с их небольшой глубинностью. Наибольший интерес представляет обработка кривых ВИКИЗ. Как уже отмечалось в разделе 3.1. в ГС наблюдается вкладывание кривых малых зондов в кривые последовательно больших размеров. Это хорошо заметно на границе коллекторов с вмещающими: интервалы 2064 - 2069 м, 2111 - 2118 м, 2150 - 2158 м. Это объясняется тем, что при приближении прибора к границе зонды большей длинны раньше ее чувствуют. Кривые больших зондов сглаживают границу в отличие от малого зонда (0,5 м), отбивающего границы крутыми фронтами. На глубине 2297,4 м скважина вскрывает пласт: границы хорошо отбивается малым зондом ВИКИЗ и кривой ПС. Три больших зонда ВИКИЗ на границу практически не отреагировали. На этом участке угол наклона ствола составляет 86-88⁰, то есть угол встречи с пластами мал. Учитывая, что на этом участке коллекторы маломощны на зонды с большим радиусом исследования сильное влияние оказывают вмещающие породы. Таким образом, при интерпретации необходимо знание точной геометрии ствола скважины и геологического строения разреза, особенно в условиях сложнопостроенных залежах Западной Сибири.

Помимо этого, как уже отмечалось, на показания зондов электрических методов сильное влияние оказывает анизотропия, особенно для терригенных отложений. УЭС пласта, замеренное вдоль напластования, будет завышено по сравнению с УЭС того же пласта, замеренное по нормали к напластованию. Это видно из таблицы 3 (раздел 3.4.), где значение УЭС пластов в скв. 5-Г намного превышают УЭС пластов по соседним субвертикальным скважинам. Поэтому определение насыщения пластов по методике принятой в Западной Сибири (раздел 3.4.) невозможно.

После проведения комплекса ГИС в открытом стволе, выдачи заключения скважина обсаживается и запускается в эксплуатацию. В таблице 3 приведены данные заключения по скв. 5-Г с указанием характера насыщения пород вдоль ствола. Газовая шапка отсекается от продуктивного интервала пакером, для исключения поступления газа по заколонному пространству.

Следующим этапом геофизических исследований является контроль за работой горизонтальной скважины. Приложение 3 представляет собой планшет выдаваемый УГР заказчику. Здесь приведен полный комплекс ГИС применяемый в ГС с привлечением данных исследований в открытом стволе: ВИКИЗ и ПС, а также данных инклинометрии и колонкой, характеризующей литологию и насыщенность пластов вдоль горизонтальной скважины, в интервале от забоя до алымских глин.

По результатам исследований работающей и остановленной скважины установлено следующее:

Забойное давление в кратковременно остановленной скважине 205.5 атм., в работающей скважине 186.4 атм., депрессия составляет 19.1 атм.

При исследовании регистрировались методы: термометрия, манометрия, ННК-Т, ВЛГ, РИС, шумометрия, СТИ, ЛМ.ГК.

При интерпретации использовались методы инклинометрии, прямых опробований и промысловые данные.

По кривым методов состава (ВЛГ, РИС, НКт) зарегистрированным в работающей и остановленной скважине отмечается практически однородный состав выше подошвы верхнего интервала перфорации. Изменение показаний на глубинах выше 2200 м и 2090 м в работающей скважине связано с изменением структуры многофазного потока за счет изменения угла наклона скважины и скорости потока выше воронки НКТ. Интервал глубин ниже 2340 м заполнен разнородным флюидом (нефть, вода, газ). Границы раздела фаз смещаются при остановке скважины и коррелируют с траекторией скважины.

Результаты термических исследований свидетельствуют об установившемся потоке внутри эксплуатационной колонны выше глубины 2300 м и неоднородном составе ниже указанной глубины вплоть до забоя. Не повторяющиеся аномалии температуры (типа пика внедрения) зарегистрированные аппаратурой КСА-Т7 (особенно в работающей скважине) связаны с влиянием на датчик температуры нагревателя СТИ. В процессе остановки скважины отмечается повышение температуры ниже глубины 2300 м, что свидетельствует о притоке газа из нижнего и верхнего интервалов фильтра. При интерпретации кривых термометрии учитывалась кривизна скважины, геотермическое распределение с учетом кривизны скважины, скорость распространения температурного сигнала поступающего из заколонного пространства за время проведения исследований в остановленной скважине (до 6 часов - КСА-Т7 и до суток -Т-ННК-Т). Как видно из приведенных термограмм, изменение температуры в результате остановки скважины в интервале от забоя до кровли верхнего интервала перфорации существенно больше, чем в интервале от 2280м до ГНК. Такое соотношение характерно либо для встречных потоков по колонне и заколонному пространству, либо при отсутствии заколонного движения. Кроме того, в работающей скважине в интервале от забоя до глубины 2290 м наблюдается снижение температуры, что связано с охлаждением пласта за счет дросселирования газа.

Следовательно, по данным термометрии отмечается работа пласта газом по наиболее проницаемым участкам. Из первого фильтра поступает газ с жидкостью. Из второго фильтра также поступает газ. Не исключается возможность заколонного движения газа от ГНК. При интерпретации метода АШ анализировалась интенсивность акустических шумов в диапазоне «Низких частот» (НЧ), «Средних частот» (СЧ) и «Высоких частот» (ВЧ). Известно, что ВЧ и СЧ несут информацию о фильтрации газа и жидкости в каналах малого сечения, которым соответствуют каналы перетока с высоким гидродинамическим сопротивлением и поровое пространство в пластах. Изменение диаметра ствола скважины, в интервале пакера, может отразиться только на НЧ при однородном потоке и незначительно на СЧ при многофазном потоке за счет изменения структуры потока и относительной скорости фаз. Наиболее характерный пример такого рода - вход в колонну НКТ. В нашем случае изменение диаметра, соответственно скорости и структуры потока при входе в НКТ, не вызывает заметного изменения интенсивности шумов ни в одном из указанных частотных окон.

Следовательно, возможная причина возникновения указанных шумов кроется в структуре потока в заколонном пространстве. Не исключается движение газа по пласту. Для окончательного вывода о природе шумов необходимо провести дополнительные исследования.

По данным методов состава и ННК-Т отмечается наличие газовой составляющей на горизонтальном участке и ее перемещение по глубине при изменении режимов работы скважины. Последнее свидетельствует о притоке газа из пласта. Об этом свидетельствует и высокий уровень АШ на ВЧ и СЧ в работающей скважине, который локализован интервалом глубин, характеризуемых как высокопроницаемые по результатам прямого опробования. Чередование газа и жидкости на горизонтальном участке объясняется траекторией скважины, для которой характерно уменьшение абсолютной глубины на 0.5-1м к забою относительно нижнего интервала фильтра. По результатам анализа данных ГИС по данной скважине можно сказать следующее: приток газа отмечается из пласта. Из первого фильтра отмечается приток газа и жидкости. Из второго фильтра поступает газ. По данным шумомера и темпов восстановления температуры возможен переток газа из ГНК.

Таким образом, анализ промысловых данных ГИС горизонтальных скважин показывает, что наиболее информативными при решении задач выявления интервалов поступления газа и жидкости являются методы НКТ, термометрии, СТИ, методы состава и шумометрия. При этом методы состава, СТИ и НКТ в основном отражают состояние внутри колонны. Во всех случаях интерпретация должна строиться на основе учета данных инклинометрии. Для повышения результатов интерпретации данных термометрии необходимо регистрировать геотермическое распределение температуры в остановленной горизонтальной скважине (5-6 суток). Как показывает анализ и сопоставление с экспериментальными и теоретическими данными, наиболее информативным при исследовании горизонтальных скважин является термометрия в сочетании с данными НКт, РИС, ВЛГ, СТИ. При этом, особое значение имеет проведение серии замеров как в остановленной, так и в работающей скважине9.

Вывод

Скв.5-Г пробурена на Федоровском месторождении для разработки пластов АС_4-8 представляющих собой сложно построенную залежь с газовой шапкой и подошвенной водой. Пласты сильно дифференцированны, не имеют равномерного распределения по глубине, их параметры по простиранию изменяются в широком диапазоне.

Горизонтальная, необсаженная часть ствола скважины вскрывает судя по корреляции пластов по соседним скважинам, либо подошву пласта АС_5-6 либо кровлю АС_7-8. Для точного определения необходимо объемное построение залежи, с учетом зенитной и азимутальной направленности скважины. По заключениям УГР, по соседним скважинам нефтяная оторочка на участке изменяется от 6,2 м (скв. 3) до 1,4 м (скв. 2), в скв. 1 и 4 ее нет (присутствует нефть с водой).

По данным работающей скважины депрессия составляет 19,1 атмосферу, дебит газа 127 тыс. м³/сут., обводненность продукции 25%. Таким образом учитывая близкое расположение ГНК и ВНК, а также высокую проницаемость продуктивного пласта (таблица 4) и депрессию создаваемую на пласт вполне вероятно, что произошло подтягивание к скважине газа и воды, обладающих большей подвижностью и меньшей вязкостью. Это же подтверждается данными термометрии. Интервал от 2380 м и до забоя отмечается как высокопроницаемый (950<К_ПР<3020 мД). Здесь же по термометрии в работающей скважине отмечается наибольшее охлаждение пласта, что свидетельствует о притоке газа. Приток газа возможен так же от ГНК по заколонному пространству через негерметичный пакер, о чем свидетельствует повышенный уровень шумов по данным шумометрии.

Интерпретация данных ГИС в ГС предъявляет требования, которые должным образом не учитывались или не требовались при обработке геофизических исследований в вертикальных скважинах.

Размещено на Allbest.ru

...