Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири

Е. С. Казак, к.г.-м.н., МГУ имени М. В. Ломоносова, Сколковский институт науки и технологий, А. В. Казак, к.ф.-м.н., Сколковский институт науки и технологий, Я. В. Сорокоумова, МГУ имени М. В. Ломоносова, А. Д. Алексеев, к.г.-м.н. ООО «Газпромнефть НТЦ»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Баженовскую свиту принято считать главной нефтегазоматеринской свитой Западной Сибири. Более 50 лет назад было доказано, что она может представлять интерес как самостоятельный объект разработки, но до недавнего времени не удавалось выбрать технологию добычи, которая гарантировала бы значимые притоки в скважинах. Опытно-промышленные опробования современных технологий, аналогичных применяемым в США при добыче сланцевой нефти, дают обнадеживающие результаты, поэтому в ближайшей перспективе следует ожидать повышения активности работ в области оценки ресурсного потенциала баженовской свиты. Проблема оценки ресурсной базы тесно связана с изучением водосодержания пород. Вследствие специфичности продуктивных пород баженовской свиты решение этой проблемы требует применения принципиально новых подходов.

Специфичность продуктивных нефтегазоматеринских пород, которые часто называют сланцевыми, заключается в том, что залежи углеводородов в них являются прямым следствием процессов нефтегазогенерации. В результате перехода части органического вещества (керогена) из твердого состояния в жидкое создаются очень высокие поровые давления, под действием которых нефтегазоматеринские породы претерпевают автофлюидоразрыв, и новообразованные углеводороды выводятся из очагов генерации. При этом очень низкая проницаемость и даже ее полное отсутствие не являются препятствием для данного процесса, в связи с чем промышленные залежи углеводородов в нефтегазоматеринских свитах могут формироваться независимо от коллекторских свойств породы.

В процессе выхода углеводородов из очагов генерации происходит частичное вытеснение реликтовой воды, первоначально насыщающей горную породу. Для расчета количества углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, а также уточнения метода разработки месторождения необходимо определить насыщенность порового пространства не только нефтью и газом, но и остаточной водой. Заниженные значения водосодержания приводят к ошибочному подсчету запасов углеводородов и других показателей.

В настоящее время в петрофизических лабораториях используются два прямых метода определения содержания остаточной поровой воды [1, 2]: метод Дина — Старка (или Закса) и метод реторты, каждый из которых имеет свои особенности, преимущества и ограничения при применении для слабопроницаемых сланцевых пород. Данные методы основаны на непосредственном измерении количества извлекаемой поровой воды из образцов керна путем как теплового воздействия (метод реторты), так и выщелачивания органическим растворителем, например, толуолом, метанолом, тетрагидрофураном и др. (метод Дина — Старка или Закса). До сих пор не существует однозначного мнения, какой из методов предпочтителен для низкопроницаемых сланцевых пород баженовской свиты, так как оба разработаны для традиционных коллекторов. Тем не менее в российских компаниях больше распространен метод Дина — Старка или Закса, позволяющий определять нефте- и водонасыщенность, а также проводить частичную или полную экстракцию углеводородов при минимальной занятости человеческих ресурсов в ходе опыта.

Ряд существенных недостатков заставляет задуматься о корректности применения метода Дина — Старка для определения содержания остаточной воды в породах баженовской свиты с первоначально низким ее массовым содержанием (менее 5%) [3]. В частности, в стандарте [4] не исключается вероятность погрешности измерения от 0,1 до 0,3 мл воды, это может быть критично при низком содержании остаточной воды (менее 1 мл) в образце. Кроме проблем с точностью результатов измерения, существенными недостатками метода являются отсутствие возможности разделения свободной и связанной воды в ходе определения, длительное время эксперимента, в некоторых случаях составляющее до двух недель. Часто на практике применяется экспресс-метод Дина — Старка, время реализации которого около 24 ч, однако достоверность полученных результатов в этом случае может вызывать сомнения.

Классический метод реторты для определения водосодержания низкопроницаемых сланцевых пород в отечественной практике используется реже, несмотря на то, что в отличие от метода Дина — Старка время эксперимента составляет менее 24 ч и для опыта не требуется растворитель. Возможно, это связано с тем, что производственная установка реторты стационарная, довольно громоздкая и приспособлена для загрузки большой массы образца породы: 100–175 г или больше. Часто затруднительно и довольно дорого использовать большое количество кернового материала, тем более что после реторты образцы не пригодны для дальнейших экспериментов. Более того, как и при методе Дина — Старка, погрешность определения значительно увеличивается (от ±5 до ±33%) для образцов с низким начальным водосодержанием [1, 2].

С учетом отмеченного авторами предложен метод испарения, основанный на принципе метода реторты, позволяющий довольно быстро и точно определять содержание свободной, связанной, а также остаточной поровой воды в небольшом образце породы (25–70 г) с низким начальным массовым водосодержанием (менее 5%). В статье представлены результаты апробации предложенного метода для определения содержания остаточной воды в низкопроницаемых сланцевых породах баженовской свиты, оценка точности, воспроизводимость метода, порядок подготовки образцов к исследованиям, сопоставление определенных значений водосодержания с результатами метода Дина — Старка, анализ правильности полученных данных.

Материалы и методы анализа

Исследования проводились на 40 образцах керна низкопроницаемых сланцевых пород из пяти скважин месторождений баженовской свиты. Для исключения влияния бурового раствора на результаты определений образцы отбирались из центральной части керна. В образцах максимально сохранялась начальная влажность, они были изолированы от контакта с окружающей средой сразу же после вскрытия буровой колонки путем плотного обертывания в полимерную пленку и пропитанную парафином марлю. Перед началом исследований образцы были вскрыты, освобождены от парафина и пленки, расколоты и в кратчайшее время (5–10 мин) отправлены на исследования.

Минеральный состав пород определяли с применением рентгенофазового анализа (РФА) на рентгеновском дифрактометре «Дрон-3 М», количество органического вещества — с использованием аппаратно-программного комплекса Wildcat Technologies HAWK RW (США) со стандартными программами для изучения нефтематеринских свит, коллекторов и кинетических спектров разложения органического вещества, содержания остаточной поровой воды — методами Дина — Старка и испарения. Измерение остаточного водосодержания методом Дина — Старка выполнялось по стандартной методике, но с использованием не цилиндрического образца породы, а кусочков (50–70 г) размером от 2 до 5 см. Данный подход соотносится с методикой, предложенной в работе [5] для газонасыщенных сланцев с целью обеспечить лучший доступ растворителя (толуола) в поровое пространство образца и ускорить проведение опыта. Время опыта составило 10 дней.


Метод испарения предусматривает ступенчатый нагрев образца в закрытой кювете до высокой температуры (350 °С), обеспечивающей испарение из образца воды, пары которой конденсируются и собираются в мерной пробирке (рис. 1). Кювета выполнена из тефлона и имеет герметично закрывающуюся крышку с тонкой тефлоновой трубкой, один конец которой находится в кювете, другой опускается в пробиркуприемник. Образец (25–70 г) быстро дробится, взвешивается и помещается в кювету, которую ставят в муфельную печь для нагрева. В емкости с холодной водой (8–10 °С) ниже уровня положения образца в печи находится пробирка-приемник. После прогрева при заданной температуре кювету с образцом охлаждают в эксикаторе, измеряют потерю массы породы и количество/массу воды в пробирке-приемнике.

Массовое содержание воды в образце рассчитывается по формуле


где mН2О — масса выделившейся воды, г; mп — масса породы до прогрева, г.

Зная объем пор, можно определить объемное содержание остаточной воды в образце по уравнению


где VН2О — объем воды, выделившийся в процессе прогрева, см3; Vпор — объем пор в образце, см3.

На рис. 2 приведены результаты определения диапазона погрешностей метода испарения в зависимости от фактического водосодержания при использовании пустых кювет, кювет, заполненных кварцевым песком, и кювет, заполненных предварительно высушенными до постоянной массы кусочками пород разного размера (0,5–3 см). Из рис. 2 видно, что при использовании пустых кювет относительная погрешность определения водосодержания изменяется от 1,9 до 31,6%, кювет с кварцевым песком — от 0,8 до 22,7%, кювет с образцами пород — от 0,2 до 6,8%. При этом во всех случаях чем ниже водосодержание, тем больше погрешность. Уменьшение ее при использовании образцов пород мо — жет быть связано с содержанием в них органического вещества и углеводородов, которые при нагревании испаряются и создают дополнительное давление внутри кюветы, выталкивая пары воды в пробирку-приемник. Следовательно, при содержании остаточной воды менее 1,5 мл в исследуемом образце относительная погрешность определения ее количества методом испарения составит, в худшем случае 6,8% (см. рис. 2).


Основные результаты исследования

При использовании методов испарения и Дина — Старка для оценки остаточного водосодержания необходимо знать минеральный состав исследуемых пород, поскольку активная потеря связанной воды наравне со свободной при прогреве до температуры 80–100 °С может наблюдаться у гипса, смектита и монтмориллонита. В работах [5–7] по результатам прогрева чистых глинистых минералов установлено, что при температуре 121 °C значительные потери связанной воды наблюдаются только у смектита, в то время как у иллита, хлорита, каолинита и монтмориллонита потери несущественные. В связи с этим при содержании в породе гипса и смектита методом испарения нельзя разделить свободную и связанную воду.

Валовый минеральный состав образцов пород баженовской свиты по данным РФА представлен минералами кремнистой группы с массовым содержанием 2–86%, глинистыми минералами — 1–45%, кальцитом — 0–85%, пиритом — 0–26%, плагиоклазом — 0–22%, калиевым полевым шпатом — 0–23%, доломитом — 0–6%, апатитом — 0–7%, сидеритом 0–6%. В составе глинистой фракции присутствуют смешаннослойные минералы (с массовым содержанием до 10%), гидрослюды (до 27%), хлориты (до 6%) и каолиниты (до 16%). По данным пиролиза в образцах отмечается высокое массовое содержание органического углерода — до 28%, пониженное содержание свободных углеводородов — до 9 мгУВ/г породы и большое количество керогена, который при термическом разложении обеспечивает до 230 мг УВ/г породы.

Перед проведением массовых измерений водосодержания методом испарения на коллекции образцов были определены температурные интервалы прогрева для получения свободной и слабо связанной воды. По данным работ [1, 6, 8, 9] выделение свободной воды в газовых сланцах происходит при температуре 100–121 °С, при дальнейшем ее повышении (до 350 °С) выделяется слабо связанная вода из глин. Для оценки остаточного водосодержания нет необходимости нагревать образцы до температуры более 350 °С, так как содержание химически связанной и прочно связанной воды не информативно для подсчета запасов. Кроме того, при нагревании до температуры выше 350 °С может образоваться масляноводная эмульсия [1], которая не позволяет точно измерить объем связанной воды.

Для установления температурных интервалов выхода воды различных типов для пород баженовской свиты проведены эксперименты по последовательному прогреву пяти образцов (по одному образцу из каждой скважины/месторождения) в течение 3 ч до температуры 50, 100, 121, 205, 225, 250, 275 и 300 °С. В результате для всех образцов установлены два пика выхода воды (рис. 3).


По данным РФА исследуемые образцы не содержат гипса, смектита, монтмориллонита, поэтому принимается, что любая вода, выделяющаяся из образца при нагреве до температуры 121 °С, является свободной поровой водой. При дальнейшем повышении температуры наблюдается непрерывное выделение воды при нагреве до температуры 225 °С включительно. В этом диапазоне температур выделяется слабо связанная вода, удерживаемая капиллярными и ван-дер-ваальсовыми силами. При температуре 250 и 300 °С никакой воды из всех образцов не выделилось. Следовательно, для определения свободной воды необходимо прогревать образец до температуры 121 °С, остаточной воды — до температуры 250 °С не менее 3 ч.

Установлено, что форма и размер исследуемого образца влияют на результаты измерения водосодержания методом Дина — Старка [5, 10–12]: чем сильнее раздроблен образец, тем ниже водосодержание. С целью выбора оптимального размера образца для метода испарения авторами использованы различные по размеру кусочки пород. Прогрев выполнялся при температуре 250 °С в течение 5 ч для каждого из образцов в день вскрытия парафиновой оболочки. В первом варианте образец массой около 40–50 г дробился на крупные куски максимально возможного размера для формы кюветы (время подготовки пробы составляло менее 5 мин, размер — 3 см по трем измерениям). Во втором варианте время приготовления образца занимало 10–15 мин, образец дробился на более мелкие куски (менее 0,5 см), в результате в кювету помещалась бóльшая масса образцов (60–70 г), чем в первом варианте.

В ходе исследования установлено, что для четырех образцов наблюдается совпадение результатов в пределах погрешности метода испарения как для крупных кусков породы, так и для мелкораздробленных, для остальных образцов отмечается обратное: при прогреве крупных кусков породы выходит на порядок больше воды, чем при прогреве мелко раздробленных (рис. 4). Вероятно, это связано с испарением свободной воды с поверхности образца при его измельчении. Соответственно для дальнейших исследований рекомендуется использовать крупные куски породы (размером более 3 см) и максимально сокращать время подготовки проб (менее 5–10 мин).


В большинстве случаев после вскрытия буровой колонны керн для определения водонасыщенности не парафинизируется, что может приводить к высыханию образца до анализа. В то же время, сланцевые породы баженовской свиты обладают низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм2) и малым размером пор (около 10 мкм и менее), что, возможно, препятствует потере флюидов при хранении, как в случае с газовыми сланцами (пористостью 2,2–2,4% и проницаемостью 0,11–0,18 мкм2), описанными в работе [5]. Результаты измерения остаточного водосодержания при поступлении пяти образцов в лабораторию и спустя 2 года мало изменились, однако образцы хранились в обычных пакетах с замком Zip-lock и, возможно, уже потеряли часть воды [5].

Понимание влияния условий хранения образцов на определение содержания остаточной воды актуально для пород баженовской свиты, особенно с учетом того, что с начала разработки (с 1960 г.) имеется огромное количество кернового материла, не хранящегося изолированно и не исследованного до сих пор. В связи с этим было измерено содержание остаточной воды методом испарения (одноступенчатый прогрев при температуре 250 °С в течение 5 ч) для одного образца из каждой скважины сразу после его освобождения из парафиновой оболочки и хранения в пакетах с замком Zip-lock в эксикаторе в термостате при температуре 25 °С через 3, 15, 20 и 25 сут после первоначального испытания.

Результаты измерений показывают (рис. 5), что уже на 3 сут после вскрытия парафиновой оболочки у большинства образцов были заниженные значения водосодержания относительно первичного значения. Несмотря на тщательное и, казалось бы, достаточно герметичное хранение, низкую проницаемость пород баженовской свиты, водосодержание уменьшается, т. е. происходит высыхание образцов. Для получения достоверных данных о водосодержании керн необходимо парафинизировать сразу после вскрытия буровой колонны (оборачивать в полиэтиленовую пленку, фольгу, марлю, затем несколько раз опускать в парафин) и незамедлительно проводить измерение в день вскрытия парафиновой оболочки, минимизируя время подготовки пробы до 5–10 мин.


Для оценки воспроизводимости и повторяемости результатов метода испарения выполнены параллельные измерения для восьми образцов пород баженовской свиты в день вскрытия парафиновой оболочки с одноступенчатым прогревом при температуре 250 °С в течение 5 ч. В ходе испытаний установлена сходимость результатов по водосодержанию для всех исследуемых образцов в пределах погрешности измерения методом испарения (6,8%), т. е. метод испарения обеспечивает надежные и воспроизводимые результаты (см. рис. 4).

Исследования содержания остаточной воды с использованием метода испарения включали нагрев образцов целевой коллекции керна в течение 5 ч при температуре 121 °С для измерения содержания свободной воды, затем при температуре 250 °С в течение 5 ч для измерения содержания остаточной воды. Наиболее интенсивное выделение воды наблюдалось в течение первого часа. Свободная вода не обнаружена в двух образцах, в остальных ее массовое содержание составило 0,04–2,53%. Содержание остаточной воды не обнаружено в одном образце, относящемся к карбонатно-доломитовому литологическому типу с массовым содержанием карбоната до 91%, в остальных образцах ее массовое содержание равнялось 0,28–4,27%. Результаты метода Дина — Старка также подтвердили отсутствие воды в карбонатном образце, в остальных массовое содержание остаточной воды составило 0,12–3,81%.

Сопоставление результатов, полученных методами испарения и Дина — Старка, показало, что содержание остаточной воды совпадает в пределах ошибки измерения для 10 образцов, для остальных содержание остаточной воды, полученное методом испарения, выше (рис. 6). Выделение воды в аппарате Дина — Старка происходит при температуре 105–110 °С (температура кипения толуола), поэтому имеет смысл сравнить полученные результаты с содержанием свободной воды по методу испарения при температуре 121 °С. В данном случае содержание воды по методу Дина — Старка оказалось ниже, чем по методу испарения, для 20% исследованных образцов (см. рис. 6).


Расхождения содержания воды, полученного двумя методами, могут быть связаны с пространственной неоднородностью пород баженовской свиты даже в пределах одного образца керна. Однако авторы полагают, что основной причиной такого расхождения является низкая точность метода Дина — Старка (50%) при его применении для сланцевых пород с первоначально низким массовым содержанием остаточной воды (менее 5%) [2]. Часто большая погрешность связана со сложностью прибора Дина — Старка, точнее с наличием большого числа соединений и комплектующих. В ходе эксперимента возможны конденсация атмосферной влаги в конденсаторе при высокой влажности воздуха или прилипание капель к недостаточно чистому стеклу конденсатора, более того, не исключаются потеря воды в местах соединения экстракционной колбы и другие процессы, снижающие точность измерения.

Результаты изотопного анализа трех проб поровой воды, выделенной из образцов пород баженовской свиты двумя указанными методами, представленные в ранней работе авторов [13], подтвердили сделанное предположение. Установлено, что погрешность Δ2H изменяется от -64,5 — до -63,8 ‰, а Δ18O — от -2,0 до 1,4 ‰ для проб воды, выделенной методом испарения при температуре 205 °С, и согласуются с типичными значениями для пластовых вод нефтяных отложений Западно-Сибирского бассейна [13]. Определить изотопный состав воды, выделенной методом Дина — Старка не удалось, так как пробы представляли собой разбавленный раствор толуола. В ходе исследований методом Дина — Старка пары толуола попадают в пробирку вместе с выделенной водой и, несмотря на низкую растворимость, растворяются и искажают результаты исследований. Полученные данные показывают, что метод Дина — Старка занижает содержание остаточной воды и в целом является неэффективным для надежного и точного измерения этого параметра в низкопроницаемых сланцевых породах баженовской свиты с первоначально низким массовым содержанием воды (менее 5%).

В результате корреляционного анализа не обнаружено связи между содержанием свободной воды, глинистых минералов и керогена как для всех образцов вместе (R2 = 0,16 и R2 = -0,04), так и для каждой скважины (R2 = 0,07–0,34), поэтому вода, полученная в результате исследований методом испарения при температуре 121 °С — свободная вода порового пространства, а не выделяющаяся при дегидратации глин или в результате десорбции с поверхности пор глинистых минералов и керогена. Противоположная ситуация наблюдается для воды, выделенной при нагревании образца от 121 до 250 °С: корреляционная зависимость ее содержания от количества глинистых минералов (R2 = 0,70) указывает на то, что это физическая слабо связанная вода глин. Полученные результаты подтверждают правильность выбора температурных диапазонов ступенчатого прогрева (121 и 250 °С) для определения количества свободной и остаточной воды методом испарения для образцов пород баженовской свиты.

Выводы

  1. Метод Дина — Старка низкоэффективен для определения содержания остаточной воды в низкопроницаемых сланцевых породах баженовской свиты. Метод испарения позволяет получить не только точное количество остаточной воды, но и измерить отдельно содержание свободной и слабо связанной воды.
  2. Предложенный метод испарения дает возможность быстро за 1–3 ч получить как качественную, так и количественную оценку содержания воды в образцах пород небольшой массы (25–70 г).
  3. Для получения достоверных результатов содержания воды методом испарения исследования должны проводиться на образцах пород баженовской свиты с максимально сохраненной первоначальной влажностью.

Список литературы

  1. Dandekar A. Y. Petroleum Reservoir Rock and Fluid Properties. — Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013. — 502 с.
  2. Recommended Practices for Core Analysis, Second Edition. — Dallas: STEP, 1998. — 220 р.
  3. Оценка содержания остаточнои поровои воды и анализ состава водных вытяжек пород баженовскои свиты Западной Сибири / Е. С. Казак, Н. Н. Богданович, А. В. Казак [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2017. — № 4. — С. 48–52.
  4. Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). — Baltimore: ASTM International, 2010. — Р. 86–91.
  5. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples / D. A. Handwerger [et al.] // SPE 147456. — 2011.
  6. Hensel W.M. J. An Improved Summation-of-Fluids Porosity Technique // SPE 9376-PA. — 1982.
  7. Mackenzie R. C. Differential Thermal Analysis. — London and New York City: Academic Press Inc. — 1970. — Т. 1.
  8. Reconciling Retort versus Dean Stark Measurements on Tight Shales / D. A. Handwerger [et al.] // SPE 159976-MS. — 2012.
  9. Nutting P. G. Some Standard Thermal Dehydration Curves of Minerals // Shorter contributions to general geology. — 1941–1942. — Р. 197–216.
  10. Petrophysical Considerations in Evaluating and Producing Shale Gas Resources / C. H. Sondergeld [et al.] // SPE 131768-MS. — 2010.
  11. Understanding Permeability Measurements in Tight Shales Promotes Enhanced Determination of Reservoir Quality / R. Suarez-Rivera [et al.] // SPE 162816-MS. -2012.
  12. Wood J. M. Crushed-Rock Versus Full-Diameter Core Samples for Water-Saturation Determination in a Tight-Gas Siltstone Play // SPE 174548-PA. — 2015.
  13. Quantity and composition of residual pore water extracted from samples of the bazhenov source rock of West Siberia, Russian Federation / E. S. Kazak [et al.] // 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017, 29 June — 5 July. — Albena, Bulgaria: STEF92 Technology Ltd, 2017. — Р. 829–841

Referen

  1. Dandekar A.Y., Petroleum reservoir rock and fluid properties, Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013, 502 p.
  2. Recommended practices for core analysis, Second Edition, Dallas: STEP, 1998, 220 р.
  3. Kazak E.S. et al., Quantification of residual pore water content and analysis of water extract of the Bazhenov formation samples (Western Siberia) (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 4, pp. 48–52, DOI: 10.24887/0028-2448–2017-4-48-52.
  4. Manual of petroleum measurement standards (MPMS), Baltimore: ASTM International, 2010, pp. 86–91.
  5. Handwerger D.A. et al., Improved petrophysical core measurements on tight shale reservoirs using retort and crushed samples, SPE 147456, 2011.
  6. Hensel W.M.J., An improved summation-of-fluids porosity technique, SPE 9376-PA, 1982.
  7. Mackenzie R.C., Differential thermal analysis, London and New York City: Academic Press Inc., 1970, Part 1.
  8. Handwerger D.A. et al., Reconciling retort versus Dean Stark measurements on tight shales, SPE 159976-MS, 2012.
  9. Nutting P.G., Some standard thermal dehydration curves of minerals, Shorter contributions to general geology, 1941–1942, pp. 197–216.
  10. Sondergeld C.H. et al., Petrophysical considerations in evaluating and producing shale gas resources, SPE 131768-MS, 2010.
  11. Suarez-Rivera R. et al., Understanding permeability measurements in tight shales promotes enhanced determination of reservoir quality, SPE 162816-MS, 2012.
  12. Wood J.M., Crushed-rock versus full-diameter core samples for water-saturation determination in a tight-gas siltstone play, SPE 174548-PA, 2015.
  13. E Kazak. S. et al., Quantity and composition of residual pore water extracted from samples of the Bazhenov source rock of West Siberia, Russian Federation, Proceedings of 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017, 29 June — 5 July, Albena: 2017,pp. 829–8

Авторы выражают благодарность специалистам ООО «Газпромнефть НТЦ» за предоставление кернового материала и сопроводительной информации по образцам, сотрудникам МГУ им. М. В. Ломоносова С. А. Смирновой и В. А. Лехову за помощь в организации экспериментов.

Возврат к списку