ipng.org.ru

Гидрогеология нефти и газа
OIL AND GAS HYDROGEOLOGY

Новости
News
Тематические разделы
Thematic sections
Персоналии
Personnels
Организации
Organisations
История
History
Реклама
Advertisment
О сайте
About the site
Форум
Forum

 

ФЛЮИДНЫЕ СИСТЕМЫ ОСАДОЧНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
(типы, основные процессы, пространственное распространение)

Л.А.Абукова (Институт проблем нефти и газа РАН)

А.А.Карцев (Государственная академия нефти и газа им. И.М.Губкина)

«Отечественная геология» -1999. - № 2.

На современном уровне изучения осадочных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) правильно рассматривать углеводороды (УВ) и  подземные воды как целостную флюидную систему, представляющую собой  единство УВ и литосферных водных растворов вместе с вмещающими их пластами и трещинными зонами, характеризующихся взаимообусловленным поведением в  процессах формирования, сохранения и разрушения залежей полезных ископаемых.

По причинам и механизму передвижения флюидов в осадочном чехле НГБ можно выделить три основных типа флюидных систем геосферы - инфильтрационный, элизионный и геодинамический (рис.1).

Поскольку процесс перераспределения давления в водонапорных комплексах идет продолжительное время и нередко неравномерно, в морфологически едином бассейне возможно наличие различных типов ФС. Более того, возможно проявление на одной и той же территории сразу двух типов ФС, хотя более общим случаем на суше является смена с глубиной флюидных систем в последовательности: инфильтрационный - элизионный - геодинамический (рис.2). Геодинамическая флюидная система изучена и описана менее других, поэтому в  данном случае она будет рассмотрена более детально.

В инфильтрационных флюидных системах (ИФС) основная масса флюидов сформирована за счет атмосферных и поверхностных вод, профильтровавшихся в  коллекторы. Движение флюидов обусловлено пластовом давлением, которое в превалирующем большинстве случаев равно гидростатическому (1а). Его можно  вычислить по данным гидрогеологического опробования с помощью формулы Силина-Бекчурина и ее модификаций. В ИФС гидрогеологический режим бывает как напорным, так и безнапорным. Основная форма энергии - потенциальная энергия жидкости в поле силы тяжести [23], главная причина массопереноса - неравномерность в формировании гидростатического давления (напора), или, другими словами, возникновение  градиентов  гидростатического давления, что обусловлено, главным образом, разницей гипсометрического положения различных частей НГБ, механизм передвижения флюидов сводится к проникновению их вниз по разрезу [12 и др.].

Для ИФС характерно развитие гидродинамической и гидрохимической зональности в больших масштабах, часто в масштабах НГБ в целом. ИФС широко представлены в верхних этажах НГБ (особенно древних), например, на восточном блоке Западно-Сибирского НГБ (пассивная окраина континентальной плиты).Часто в самых верхних частях бассейнов формируются ИФС, имеющие наиболее тесные связи с грунтовыми водами. Такие ИФС иногда называются грунтовыми.  С глубиной в пределах осадочных НГБ значение инфильтрационных ФС становится ничтожным.

В элизионных флюидных системах (ЭФС), преобладает эксфильтрационный тип водообмена, движение УВ и подземных вод контролируется пластовым давлением, которое может быть равно гидростатическому, но также часты случаи его превышения: в этих случаях формируется супергидростатическое давление, оно может по общим геологическим соображениям и результатам скважинных замеров, благодаря континуальным свойствам, спрогнозировано довольно точно. Напор создается при выжимании (“элизии”) вод из уплотняющихся  осадков и пород в коллектора и частично при уплотнении самих коллекторов с выжиманием вод из одних их частей в другие, а также при термической дегидратации минералов, деструкции органического вещества (рис.1б).

Основная форма энергии - потенциальная энергия упругой деформации жидкости, накапливающейся в коллекторах в результате уплотнения отложений и выжимания из них водных растворов [12]. Причиной движения в ЭФС является неравномерность (по скорости и объему) интенсивности отжатия вод в различных участках НГБ, что в свою очередь, контролирует разницу в потенциальной энергии упругой деформации.

Такие системы приурочены к прогибающимся участкам земной коры, выполненными осадочными образованиями. В подобных системах сообщения с земной поверхностью совсем нет, или оно имеется только в зонах разгрузки. Миграция флюидов, как правило, происходит из более погруженных частей бассейнов в приподнятые (т.е. вверх по восстанию пластов).

ЭФС наиболее широко развиты в пределах  молодых осадочных НГБ, как правило, в их погруженных частях, например, в пределах юрских отложений Мургабской впадины Амударьинской НГБ, меловых отложений Терско-Каспийского прогиба Восточно-Предкав-казского НГБ и т.д.[12].

Для элизионных ФС характерна зависимость флюидодинамической зональности от тектоники (и прежде всего разломной тектоники) и химической зональности от литофациальной обстановки, поэтому в пределах единой НГБ может формироваться несколько ФС. По Амударьинскому (Каракумскому) НГБ ранее нами методами аналогового и математического моделирования гидрогеологических условий мезозойских (нижнемеловых и верхнеюрских) отложений были выделены отдельные ФГС для крупных отрицательных структур (Предкопетдагский прогиб, Мургабская и Амударьинские впадины), показано, что для глубин, где возрожденные воды активного участия в формировании общего баланса подземных вод не принимают, химический состав подземных вод почти полностью зависит от исходного состава вод бассейна осадконакопления (т.е.от литофациальных условий), температуры и давления [1].

Как правило, ЭФС развиты на глубинах, где флюидовмещающие отложения находятся на средних стадиях нефтегазообразования, поэтому тепловой режим здесь, наряду с давлением, играет важную роль в функционировании системы. На больших же глубинах, где  свойства разнофациальных пород сближаются, роль этого фактора заключается главным образом, в сохранности или разрушении скоплений УВ [7]. Отметим, что по мере углубления осадочного чехла уменьшаются геотермические градиенты, возрастает степень “вещественной” однородности  флюидных систем. Бoльшее значение для их функционирования  на термобарическом  континуальном  фоне приобретают иные энергетические  источники [11 и др.], но они ответственны за функционирование уже другого типа флюидных систем.

Геодинамические флюидные системы (ГФС) чаще всего формируются в рифтовых зонах [23]. В ГФС напор вод создается в результате геодинамического давления.

Подчеркнуть разницу между ЭФС, контролируемой геостатическим давлением, и ГФС, контролируемой геодинамическим давлением, можно, используя сравнения, приведенные П.Ф.Шпаком и Н.А.Куриленко. По мнению этих авторов (со ссылкой на О.А.Одекова), «на горные породы воздействуют два основных вида внешних сил: а) геостатическое давление (давление вышележащей толщи) б) геотектоническое напряжение (вертикальные и горизонтальные силы растяжения и сжатия). И если геостатическое давление для определенного комплекса пород довольно инертно во времени (медленно возрастает по мере погружения или понижения в результате подъема и денудации пород), то вертикальные и горизонтальные силы растяжения и сжатия действуют совместно и одновременно, хотя и независимо друг от друга, т.е. составляют неизменно более подвижную систему» [25, стр. 36].

В отличие от ИФС пластовое давление здесь не равно гидростатическому, и не контролируется, как в ЭФС, масштабами элизии свободных, рыхло- и прочносвязанных вод под действием геостатической нагрузки. По своей природе геодинамическое давление  намного сложнее. Оно формируется как суперпозиция периодических и непериодических разночастотных колебаний и, как правило, сочетает в себе, как вертикальную, так и тангенциальную составляющие (рис.1в и 1г).

Геодинамическое давление и образованное им поле геодинамических напряжений наименее изучено. Вопрос, каким образом волновые процессы порождают силовые напряжения в пластовых системах, позволяют лучше понять опыты В.М.Сбоева, исследующего микросейсмические процессы, которые возникают в массивах горных пород при техногенном воздействии. Он показал принципиальную возможность переходов в напряженном массиве горных пород энергии упругой деформации в высокочастотные колебания. Им отмечено, что в “добротных” ненарушенных целиках, способных накапливать значительное количество потенциальной энергии от действия геостатического давления, при ударном воздействии провоцируются квазирезонансные микросейсмические колебания со значительными амплитудами, превышающими в 2-3 раза амплитуды провоцирующих колебаний. В этих опытах важно установление не только факта возникновения высокочастотных квазирезонансных явлений (рис.3), но и того обстоятельства, что при этом не происходит разрушения добротных целиков [21].

Другими словами, в природной геологической среде геодинамическое сжатие приводит к повышению потенциальной энергии упругой деформации, а та, в свою очередь, - к возникновению микросейсмического шума; наложение же на систему дополнительных (любых и сколь угодно малых) волновых воздействий инициирует перевод части энергии деформации в высокочастотную энергию при сохранении целостности исходной геологической структуры.

Повышению напряжения в породе, возможно, способствует эффект Кайзера - высокочастотное излучение из-за роста напряжения и микродеформаций в зернах породы. В итоге возникает локальное повышение пластового давления, которое изменит эффективное напряжение, что характерно для сейсмических процессов [8].

Высокочастотные эффекты влекут за собой флюидодинамические и гидрохимические явления нелинейного характера. “Известны случаи,- пишет О.Л.Кузнецов,- когда внезапно, без видимой причины на поверхности Земли, как правило, в окрестных разломных зонах в течение приблизительно месяца изливаются обильные водные источники... интерпретировать это как результат выхода на поверхность кинематической волны"[15, стр.63].

Многочисленны данные о гидрогеодинамических и гидрохимических эффектах, наблюдаемых при землетрясениях. Так, повышенное геодинамическое давление отмечается в областях интенсивной складчатости и повышенной сейсмичности. При этом отношение пластового давления к гидростатическому нередко достигает величины 1,8 - 2,0 иногда и больше. Подобные явления отмечены, например, в Таджикско-Афганском НГБ, Предкарпатском НГБ.

По данным Д.Е. Осики, величины гидродинамических эффектов, наблюдаемых при землетрясениях, превышают значения фона иногда на два порядка. Это значит, что между отдельными точками водоносного горизонта на какое-то время гидравлические градиенты могут достигать величин порядка десятых долей против наблюдаемых в статическом состоянии величин порядка тысячных и десятитысячных долей. Это явление важно учитывать при характеристике форм массопереноса в эксфильтрационных системах. Величина гидравлических градиентов, наблюдаемые в этих системах в статических условиях, по имеющимся данным нередко ниже значений, необходимых для достижения начальных градиентов, что препятствует фильтрации и тем самым сильно снижает скорость массопереноса. В геодинамических же системах дело может обстоять иначе. Так, фильтрация растворов может, по-видимому, обеспечить относительно значительные скорости и объемы массопереноса, в том числе и миграции УВ.

Следует иметь в виду, что, как следует из работ Д.Г.Осики, гидрогеодинамические эффекты имеют место не только в связи с сильными, но и средней силы землетрясениями и наблюдаются на расстояниях до многих сотен км от их эпицентров [23].

Есть данные о том, что в условиях всестороннего сжатия сдвиговые деформации на несколько порядков ускоряют течение химических реакций [7].

Опытами и натурными экспериментами В.М.Сбоева показаны взаимопереходы микросейсмического фона и энергии упругих деформаций в целиках горных пород. В реальных условиях ситуация намного сложнее. Поскольку всем известным геофизическим полям (гравитационному, электромагнитному, акустическому) соответствует определенный спектр собственных (и техногенных) частот, геодинамическое давление формируется как суммарный результат тех напряжений, которые возникают в литосфере при одновременном воздействии гравитационного, электромагнитного и акустического полей Земли.

Высвобождение запасенной горными породами различных видов энергии (акустическая эмиссия, электромагнитное излучение, сейсмическая вибрация, ударная)  обусловливает флуктуацию различных параметров системы “горные породы- органическое вещество-флюиды”, в том числе и емкостно-фильтрационных [22 и др.].

 Картина усложняется не только тем, что каждое из полей неравномерно по интенсивности [24], но и потому, что функционирование ГФС носит пульсационный характер, что отчасти связано с восприятием импульсных энергетических воздействий. Движение флюидов обеспечивается неравномерной плотностью интегрального разночастотного поля. При этом надо иметь в виду, что колебательные процессы в геологической среде бывают как периодическими, так и непериодическими.

Формирование скоплений УВ связано на больших глубинах с быстропротекающими геодинамическими процессами. Земная кора, подчеркивает он, характеризуется неравномерным распределением напряжений, и в местах концентрации напряжений происходит разрушение минерального каркаса с новообразованием пустотного пространства и общим увеличением объема пород (дилатансия). Дилатансия сопровождается импульсным выделением энергии в виде поля напряжения. Волны напряжения перераспределяют энергию на значительные расстояния от источника возбуждения и формируют сложную систему радиальных и кольцевых трещин, при повторных актах импульсного высвобождения энергии трещинная система работает как  природный насос по перекачке флюидов [14].

Особенностями геодинамического поля частично обусловлена способность к обособлению по гидрохимическому или гидродинамическому признаку (гидродинамические ловушки, линзы пресных вод в окружении минерализованных вод и наоборот) части фильтрационного потока (при сохранении сплошности последнего).

Наиболее изучен спектр сейсмических колебаний, который достаточно широк: от сотых долей секунды до нескольких часов, в диапазоне частот 0,05-100 Гц выделяется постоянный шум, названный микросейсмами (МС). МС с частотами выше 1 Гц существуют повсеместно и являются фундаментальным свойством земной коры [17].  Можно предполагать, что низкочастотный диапазон МС определяет континуальные свойства флюидных систем, высокочастотные эффекты, как отмечалось выше, влекут за собой флюидодинамические и гидрохимические явления нелинейного характера.

Надо различать устойчивые (стабильные) и неустойчивые во времени ГФС. Те и другие могут возникать как в тектонически спокойных (рис. 1в), так и подвижных (рис.1г) частях НГБ.

Самоорганизация периодических волновых процессов  приводит в течение геологического времени к формированию в пределах ГФС нефтегазоносных бассейнов устойчивых материально-энергетических систем автоволнового характера [1,10,15,16 и др.].

Относительно устойчивые во времени (от одной крупной тектонической перестройки до другой) ГФС возникают в тектонически спокойных и пространственно выдержанных территориях в виде периодически упорядоченных структур, описание которых содержится в работах В.В.Пиотровского М.А.Садовского, Р.И.Гришкяна, В.В. Богацкого, В.И.Витязя, С.И.Сухоноса, Е.А.Лободы и многих других. В их работах развита идея о глобальной дискретизации геологического пространства Земли и ее влияния на размещение полезных ископаемых, в том числе нефти и газа [2, 5, 13, 18, 20 и др.].

В геологически же неоднородном, блочном, трещиноватом, напряженном массиве горных пород под действием геодинамического давления может происходить неоднократная перестройка структуры геологического пространства с разуплотнением и уплотнением, возможны локальные зоны резкого (до 50%) всплеска частоты микросейсмических колебаний [21]. В реальной геологической среде описанный механизм характерен для областей развития тектонических растяжений, где нередко возникают зоны с пластовым давлением ниже гидростатического (субгидростатические давления). Эти явления могут трактоваться как зафиксированный “мгновенный” временной срез сложной динамики процесса перераспределения геодинамического давления.

Такие условия, на наш взгляд, характерны для Долиновской зоны нефтегазонакопления в триасовых отложениях, расположенной  в Восточно-Предкавказском нефтегазоносном бассейне. В пределах этой зоны фиксируются термоаномалия, субгидростатические давления, а высокие значения газонасыщенности подземных вод могут расцениваться как показатель высокой перспективности территории на нефть и газ.

Возникновение зон субгидростатических давлений  (даже если они носят кратковременный характер) может привести к созданию ФС особого, депрессионного типа. Такие системы были выделены Ю.И.Яковлевым и Р.Г. Семашевым в пределах Сибирской платформы. Механизм их образования заключается в частичном поглощении (засасывании) вод осадочного чехла в раздробленные породы разломных зон в верхней части фундамента платформы при отсутствии подтока инфильтрационных вод вследствие наличия мощной криолитизоны. Подобные системы обнаружены и в Западной Сибири - в пределах рифтоподобного Колтогорского прогиба [23].

Предполагается [16], что между трещиноватым фундаментом и осадочными отложениями в момент  разломообразования возникает состояние, аналогичное вакуумному, формой выхода из которого является электромагнитное поле высокого напряжения, способствующего активной миграции УВ из осадочных отложений в трещиноватый фундамент.

При такой физике процесса, скорее всего, надо ожидать формирования ФС вихревого (ревербераторного) типа, поскольку они в большей мере соответствуют траектории силовых полей электромагнитного поля.  Возникновение вихревых ФС и их связь с электромагнитными полями ранее было по анализу расположения залежей УВ, аномалий соленакопления отмечено на территории Чарджоуского, Бухарского и Гиссарского нефтегазоносных районов Амударьинского НГБ [6].

Возбуждение геодинамического поля достигается и вследствие непериодических энергетических  возмущений. Разновидностью таковых являются подкоровые локальные возмущения (КПЛВ) [3]. Показано, что к КПЛВ приурочены морфоструктуры центрального типа и, что особенно важно (для понимания связи гео- и гидрогеологического режима НГБ), - короткоживущие структуры деформации в подземной гидросфере - так называемые “муаровые структуры” гидрогеодеформационного поля Земли, сформировавшегося под воздействием напряжений в литосфере [3,4].

Таким образом, проявление геодинамического давления (и соответственно функционирование ФС) фиксируется как на локальном, так и региональном пространственных масштабах, за счет явлений многочастотного резонанса может обусловливать ярко выраженную нелинейность в проявлении свойств как флюидовмещающих пород (в частности, резкие скачки емкостно-фильтрационных свойств), так и самих флюидов (повышение миграционной и растворяющей способности). Геодинамическое давление не может быть вычислено или замерено непосредственно, опосредованно о напряженности геодинамического поля можно судить по соотношению пластового и гидростатического давления, при этом часто наблюдается весьма мозаичное распределение значений этого параметра (рис.2).

Из этого следует два основных вывода. Первый касается крайней необходимости разработки новых подходов к анализу гидрогеологической, в частности флюидодинамической информации. Его результатом должны стать методы описания, прогноза и интерпретации нелинейных флюидодинамических и гидрохимических эффектов при изучении процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Второй вывод сводится к следующему: если точечная (полученная в результате гидрогеологического опробования скважин) информация может быть интерполирована для ИФС и ЭФС, то такой подход неприемлем для ГФС. Для объективного описания ГФС, с учетом их подвижности и нелинейности проявления свойств последней, необходим гидрогеомониторинг (ГМ) НГБ. Динамика  гидродинамических, гидрохимических и геотемпературных параметров должна быть положена в основу изучения различных типов флюидных систем (и прежде всего элизионных и геодинамических) и на этой основе осуществлена диагностика зон нефтегазонакопления. Прогноз развития флюидных систем разных типов и их режима имеет большую роль для оценки ресурсов вод, условий их эксплуатации, для проектирования и разработки месторождений УВ на больших глубинах, а также решении некоторых других задач. В частности, результаты ГМ могут лечь в основу районирования НГБ по степени гидрогеодинамической устойчивости, что позволит оценить масштабы и время релаксации техногенных воздействий на НГБ.

Логично предположить, что различные (газогидрохимические, термобарические, геохимические) параметры НГБ на больших глубинах могут быть аппроксимированы только в пределах отдельных ГФС, однако из-за неразработанности методов определения формы, площади и глубины их распространения именно ГМ позволит разработать критерии выделения ГФС как в осадочном чехле, так и фундаменте НГБ.

Литература:

  1. Абукова Л.А. Системно-геодинамический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. Автореферат дис. на соиск. уч. ст. д.г.-м..н., Москва,1993. ГАНГ.- 46 с .
  2. Богацкий В.В. Волновой механизм формирования рудолокализующих  структур  магнетитовых  месторождений Сибирской платформы /Геология рудных месторождений, 1977. N 11. Т. ХIХ. С.23-35.
  3. Бороздич Э.В. Геодинамические воздействия на среду обитания./В кн.: Современные проблемы изучения и сохранения биосферы. Т.1. Свойства биосферы и ее внешние связи. Санкт-Петербург, Гидрометеоиздат, 1992 .С.258-269.
  4. Вартанян Г.С., Куликов Г.В. О механизмах движения подземных вод глубоких зон. Доклад 27 сессии МГК, секция 16. Гидрогеология. М.,Наука, 1984. -С.10-15.
  5. Витязь В.И. Периодичность размещения геологических структур платформенных областей Сибири. М. Недра, 1982. 176 с.
  6. Гаврилюк М.Г., Сабитова Н.И. Отражение на карте пластики рельефа конвективных ячеек магнитных полей и месторождений полезных ископаемых. / Метод пластики рельефа в тематическом картировании. Пушино.1987. С. 126-128.
  7. Григорьева Г.Ф., Потеряева В.В. Перераспределение генерируемых жидких и газообразных углеводородов в разнофациальных толщах. / Энергия и механизм первичной миграции углеводородов М., Наука,1988. С. 61-66.
  8. Давление пластовых флюидов/А.Е.Гуревич, М.С.Крайчик, Н.Б. Батыгина и др.-Л. Недра, 1987.-223 с.
  9. Дзамунашвили В.Г., Жаров А.А., Чистотина Н.П. Химические превращения ароматических углеводородов в условиях высоких давлений в сочетании с деформацией сдвига//ДАН  CCCР.1972-Т.215.№ 1.C.127-130.
  10. Дмитриевский А.Н., Володин И.А., Шипов Г.И. Энергоструктура Земли и геодинамика.М., Наука, 1993.- 154 с.
  11. Дудин Ю.Д. Физические основы миграции вещества в литосфере./Энергия и механизм первичной миграции углеводородов. М., Наука.1993.С. 124-133.
  12. Карцев А.А., Вагин С.Б.,  Шугрин В.П.  Нефтегазовая гидрогеология . М.,Недра, 1992,- 208 с.
  13. Квет Р., Немец Н.В. Симметрия равноудаленных планетарных    разрывных систем /Симметрия структур геологических тел. М.-Л.: Наука, 1976. С.8-9.
  14. Коротков Б.С. Геодинамические факторы формирования и размещения залежей нефти и газа в глубокозалегающих комплексах /Текто-нические и  палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности. Украина. Институт геологических наук.1996. С.68-69.
  15. Кузнецов О.Л. Симкин Э.А. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.,Недра. 1990.- 269 с.
  16. Кукуруза В.Д., Савченко В.И. Геоэлектрические аспекты формирования крупных скоплений углеводородов в трещиноватых зонах кристаллического фундамента и возможности их прогнозирования. // Рифтогенез и нефтегазоносность. М., Наука.1993. С.178-184.
  17. Линьков Е.М. Сейсмические явления. -  Л.: Изд-во  ЛГУ.1987 г.-248 с.
  18. Немец Н.В. Регулярность геологических структур - математическая геология - геодинамика //Внутренняя геодинамика (Кр.тез. докладов к Всесоюзн. сов. по внутр. геодинамике). Вып.1.Общие вопросы внутренней геодинамики. Л.:1972. С.28-29.
  19. Одеков О.А. Явления совместного действия вертикальных и горизонтальных тектонических движений в земной коре. Ашхабад., Ылым, 1981 г.
  20. Пиотровский В.В. Использование морфометрии для изучения рельефа и строения Земли // Земля во вселенной. М.: Мысль,1964. 292.
  21. Сбоев В.М. Исследование микросейсмических процессов,  возникающих в массиве горных пород подземных рудников. Институт горного дела СО АН СССР. Препринт № 25. Новосибирск. 1988.71 с.
  22. Соловьев Н.Н. Геодинамические проблемы миграции углеводородов./Тектонические и  палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности. Украина. Институт геологических наук.1996. С.152-153.
  23. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии./А.А.Карцев, Ю.П.Гатенбергер, Л.М.Зорькин и др.; Под ред. А.А.Карцева.-М.:Недра, 1992.-208 с.
  24. Царев В.П. Влияние эндогенной энергии на возникновение и развитие биосферы/Современные проблемы изучения и сохранения биосферы. Том 1. Свойства биосферы и ее внешние связи. М. Институт литосферы РАН.1992. С.102-111.
  25. Шпак П.Ф.,Куриленко Н.А. Механизм первичной миграции углеводородов в зонах разгрузки геотектонических напряжений./Энергия и механизм первичной миграции углеводородов. М. Недра. 1988. С.33-38.

© Институт проблем нефти и газа РАН (лаборатория нефтегазовой гидрогеологии)
© Л.А.Абукова
© Н.С. Шараев. Информация о сайте