ожно предположить, что и в ближайшие годы удельный вег добычи нефти из залежей с упруговодонапорным режимом сохранятся на уровне примерно 70-75%. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, к 1980 г. значительно увеличится; возрастет также добыча тяжелых нефтей, что несколько повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи. В некоторых районах будут разрабатываться глубокие горизонты, в которых следует предполагать закономерное снижение проницаемости пород и в ряде случаев наличие залежей нефти с режимом растворенного газа, что также повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи.

Для прогнозирования динамики коэффициента нефтеотдачи на длительный период, кроме знания фактически достигнутых величин его в различных геологических условиях, необходимы детальные расчеты по ряду групп месторождений и знание многих фактором, влияющих на нефтеотдачу, в частности, большое значение имеет знание потенциальных возможностей методов поддержания давления на нефтеотдачу.

Американцы Робертс и Уокер, ссылаясь на накопленные материалы о возможностях и применении различных методов поддержания пластового давления, считают, что максимальное значение коэффициента суммарной нефтеотдачи будет не более 60%. Однако это может быть достигнуто, заявляют они, в течение следующих 50 лет. С этим их мнением нельзя согласиться. Нам представляется, что научные исследования в этой области позволят обосновать и добиться значительно большего извлечения нефти.

До настоящего времени еще нет полной ясности в потенциальных возможностях методов поддержания давления в отношении повышения конечного коэффициента нефтеотдачи. Можно считать доказан иым весьма положительное значение водного фактора в увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. В этом отношении приведенные выше данные по эксплуатации Грозненских месторождение являются вполне убедительными. Роберте и Уокер указывают, что заводневие является наиболее распространенным способом повышения суммарной нефтеотдачи - оно может повысить суммарную нефтеотдачу на 20-30% от запасов, и что для извлечения 1 м нефти из пласта надо прокачать через него 20м3 воды. Следует подчеркнуть, что выбор того или иного метода воздействия на пласт зависит в итоге не только от величины суммарной нефтеотдачи, но и от экономической эффективности мероприятия. Необходимо прежде всего разобраться в том, каковы фактически достигнутые коэффициенты и какие факторы, влияющие на нефтеотдачу, еще не выявлены. Кроме общеизвестных факторов, влияющих на нефтеотдачу (вязкость жидкостей, физические свойства коллекторов, величина остаточной воды и ее свойства и др.), необходимо более детально изучить влияние скоростей вытеснения нефти, оценить потенциальные возможности методов поддержания пластового давления в отношении увеличения нефтеотдачи, а также проанализировать влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу в различных условиях неоднородности пластов.

НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ - КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

Особое значение для познания природных факторов, влияющих на величину нефтеотдачи пластов, имеют исследования по выработанным или находящимся в длительной разработке залежам.

Существующая в настоящее время методика определения коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным для выработанных залежей или заводненных участков требует значительного совершенствования и единого подхода к определению наиболее важных параметров, влияющих на нефтеотдачу пласта.

Современные методы исследования пластов позволяют в значительной степени уточнить величину нефтеотдачи, определяемую по геолого-промысловым данным, и познать некоторые особенности процесса вытеснения благодаря учету следующих факторов:

1) упругих сил пласта при определении нефтеотдачи пласта по заводненным участкам;

2) степени охвата залежи в процессе заводнения, обусловленной неоднородностью пласта и коллектора;

3) степени вытеснения нефти водой, обусловленной особенностями структуры норового пространства и капиллярными силами;

4) точности определения положения водо-нефтяного контакта как первоначального, так и текущего;

5) истинной величины нефтенасыщенности пород и т.п. Коэффициент нефтеотдачи в заводненных участках (в условиях водонапорного режима) определяется отношением добытого объема нефти из залежи к первоначальному объему нефти в пределах данного участка.

В условиях водонапорного режима добыча нефти из заводненного участка обычно принимается равной суммарной добыче по залежи в целом, что справедливо только в том случае, если текущее давление в залежи равно начальному пластовому давлению.

Если же текущее давление в залежи меньше начального пластового давления, то некоторое количество нефти будет добыто за счет упругих сил всей залежи, а не только за счет вытеснения нефти из заводненного участка. При вычислении коэффициента нефтеотдачи заводненного участка необходимо эту дополнительную добычу исключать из общей добычи нефти за счет упругих сил пласта. Влияние упругих сил пласта на нефтеотдачу заводненного участка тем больше, чем меньше относительный объем заводненного участка (по отношению ко всему объему залежи).

Точность определения коэффициента нефтеотдачи пластов, разрабатываемых в условиях водонапорного режима, зависит от точности определения заводненного объема залежи. Вследствие неоднородности пласта по проницаемости в залежи могут оставаться при данной системе размещения скважин не заводненные участки пласта. Отношение объема нефтесодержащей породы, охваченного заводнением (т.е. где прошла вода), ко всему объему нефтесодержащей породы в пределах всей залежи (в случае выработанной залежи) пли в пределах заводненного участка представляет собой коэффициент охвата залежи (в данном случае участка) заводнением. Поскольку коэффициент нефтеотдачи пласта можно представить в виде произведения коэффициентов вытеснения (т.е. нефтеотдачи однородного пласта по лабораторным данным) и охвата, то для выработанной залежи (или участка) можно вычислить достигнутый коэффициент охвата. Однако определенная таким образом величина коэффициента охвата не позволяет выявить невыработанные зоны пласта. Поэтому для более эффективного обнаружения не вырабатываемых участков пласта необходимо шире использовать не только давно применяемые геологические методы, но и методы гидроразведки, разработанные Н.П. Яковлевым во ВНИИ.

Точность определения коэффициента нефтеотдачи пласта зависит в значительной степени от точности определения нижней границы залежи.

При подсчете запасов нефти на ряде крупнейших месторождений Татарии и Башкирии до недавнего времени выделялась так называемая переходная зона. При опробовании переходной зоны на Ромашкинском месторождении во многих скважинах получены притоки чистой нефти или нефти с водой.

Существуют совершенно различные представления о так называемой переходной зоне. Одни исследователи к переходной зоне относят значительную часть нефтяной залежи только на том основании, что содержание воды в залежи несколько увеличивается по сравнению с номинальным содержанием связанной воды.

Так, Н.Н. Сохранов отмечает, что переходная зона может иметь мощность 8-10 м, а водо-нефтяной контакт залегает на расстоянии 1,5 м от зеркала воды. Если учесть, что многие крупные платформенные залежи имеют в среднем мощность пласта всего 7-8 м, то в таком представлении почти всю залежь надо относить к переходной зоне.

В.П. Савченко предлагает выделять две переходные зоны: за верхнюю границу первой переходной зоны он предлагает принимать 75% -ную нефтенасыщенность, а кровлю второй переходной зоны проводить по 25% -ной нефтенасыщенности. Следовательно, если в залежи связанной воды будет 30%, то всю залежь надо относить к переходной зоне. Однако если нефтенасыщенность пласта составляет 15-25%, то при опробовании этой части залежи можно получить только чистую воду. Поскольку эти предложения не дают точного представления о нижней границе и объеме самой залежи и, следовательно, не обеспечивают точности подсчета запасов нефти, они не могут быть приняты.

Имеющийся керновый материал дает ясное представление о нижней границе залежи и позволяет однозначно решить вопрос о так называемой переходной зоне.

Несомненно, что понятие «переходная зона» возникло в результате трудностей интерпретации данных геофизических исследований скважин и отсутствия кернов, характеризующих зоны водо-нефтяного контакта.

Проведенные во ВНИИ исследования показали, что большое влияние на четкость отбивки водо-нефтяного контакта имеют геологические условия. В мощных песчаных пластах положение ВНК определяется достаточно точно по резкому снижению кажущихся сопротивлений.

Однако существует большое число скважин, на каротажных диаграммах которых ввиду плавного уменьшения кажущихся сопротивлений невозможно точно установить положение ВНК. В этих случаях нечетная отбивка ВНК вызвана особенностями строения нефтяного горизонта, выражающимися в частом чередовании песчаных, алевритовых и аргиллитовых образований, обусловивших постепенный спад сопротивлений в зоне ВНК.

На характер изменения кажущихся сопротивлений в зоне ВНК оказывает влияние не только нефтегазонасыщенность пласта, но и физические свойства коллекторов, сопротивление вмещающих пород, неравномерное проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт и др.

Приведенные примеры показывают, что расчлененность пласта и большое количество алевритовых и аргиллитовых прослоев не способствуют четкому определению ВНК по геофизическим данным и что точная интерпретация геофизических материалов должна основываться на данных отбора керна.

Различные результаты испытания скважин в переходной зоне свидетельствуют о том, что интерпретация физической сущности переходной зоны, основанная только на данных промысловой геофизики, субъективна и несовершенна; поэтому в одних случаях к переходной зоне относят часть нефтяной залежи, а в других к той же зоне относят водоносную часть пласта.

В действительности же под понятием ВНК следует подразумевать поверхность раздела между нефтеносными и водоносными породами, ограничивающую нефтяную залежь снизу. Выше этой поверхности при опробовании можно получить чистую нефть или нефть с водой, ниже - только воду.

Для анализа разработки крупных нефтяных залежей большое значение имеет определение текущего положения водо-нефтяного контакта. Для этого необходимо в пределах водоплавающей части крупных залежей иметь специальные неперфорированные скважины, в которых должны вестись радиометрические исследования за подъемом водо-нефтяного контакта в процессе разработки залежей.

Точность определения коэффициента нефтеотдачи пласта по геолого-промысловым данным в значительной степени зависит от знания объема пор, насыщенных нефтью. Между тем до последнего времени даже по крупнейшим нефтяным залежам страны нет ни одного достоверного определения коэффициента нефтенасыщенности по кернам, отобранным на безводных растворах. Такое положение в значительной степени отражается на точности подсчета первоначальных запасов нефти и на величинах коэффициентов нефтеотдачи пластов, определяемых по геолого-промысловым данным.

Отсутствие каких бы то ни было данных о величине истинного коэффициента нефтенасыщенности пород обусловило широкое внедрение в промысловую практику геофизических методов определения нефтенасыщенности коллекторов. Так, в Башкирии, Татарин, Куйбышевской области и других нефтяных районах внедрение этих методов дало хорошие показатели.

Для совершенствования методики определения нефтенасыщенности пластов и их практического внедрения в практику нефтепромыслового дела во ВНИИ при подсчете запасов нефти по Шкаповскому месторождению, Миннибаевской., Абдрахмановской и Павловской площадям были составлены карты нефтенасыщенности по отдельным пластам и горизонту Д в целом, которые доказывают возможность широкого использования данных Геофизических методов.

По картам нефтенасыщенности пластов были выявлены зоны с различной нефтенасыщенностью. Так, например, по Миннибаевской площади минимальный предел нефтенасыщенности пород составляет 58%, максимальный - 94%, средний по всему пласту - 87%; по Абдрахмановской площади минимальная величина нефтенасыщенности достигает 62%, максимальная - 94%, средняя-85%; по Павловской площади минимальная величина нефтенасыщенности равна 66%, максимальная - 93%, средняя - 82%; по Шкаповскому месторождению получены следующие данные: по пласту Д (верхняя пачка) минимальный коэффициент нефтенасыщенности (в долях единицы) равен 0,60, максимальный - 0,92. средний - 0,84; по пласту Д минимальный коэффициент нефтенасыщенности достигает 0,61, максимальный - 0,92, средний - 0,81. Эти данные показывают, что в целом величины нефтенасыщенности пластов, определенные по промыслово-геофизическим исследованиям скважин, вполне согласуются с геологическими представлениями о степени нефтенасыщенности пород.

Особо следует отметить, что вследствие ограниченной высоты капиллярного подъема воды процент воды в нефтяной залежи в той части ее, которая подстилается водой, будет увеличиваться по мере уменьшения мощности нефтенасыщенной части пласта, Исследования коэффициента нефтенасыщенности пород по крупнейшим нефтяным залежам платформенной области показали, что наибольшая нефтенасыщенность коллекторов, достигающая 92%, как и следовало ожидать, приурочена к повышенной части структуры и расположена в пределах внутреннего контура нефтеносности, а за его пределами, по направлению к внешнему контуру, нефтенасыщеностъ пласта постепенно убывает до 80% и далее в краевой части залежи снижается до 60%.

В качестве примера можно привести Шкаповское месторождение. Здесь в самой возвышенной сводовой части величина нефтенасыщенности коллекторов достигает 90-92%. Но по мере удаления от внутреннего контура нефтеносности к внешнему постепенно эта величина уменьшается и минимальное значение нефтенасыщенности доходит до 60%. Это очень важное обстоятельство и здесь никаких противоречий с нашими геологическими представлениями нет.

Таким образом, изучение объема порового пространства коллекторов, занятых нефтью, на примере крупнейших залежей Русской, платформы позволяет установить, что нефтенасыщенность пород в пределах одной и той же залежи неодинакова: она достигает максимального значения в зоне внутреннего контура нефтеносности пласта и минимального в краевой части залежи.

Следовательно, при определении величины нефтеотдачи заводненных участков пласта следует пользоваться не средними величинами нефтенасыщенности пластов по всей залежи, а величиной нефтенасыщенности, характерной для данного участка. Если для крутозалегающих нефтеносных пластов различие в величинах нефтенасыщенности по разрезу не оказывает существенного влияния на подсчет запасов нефти и определение величины нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным, то для платформенных залежей это может привести к большим ошибкам.

Следует особо отметить, что до сих пор величины нефтенасыщенности пород, определенные геофизическими методами, не удалось сравнить с истинным нефтенасыщением пород и установить их сходимость.

Определение нефтеотдачи под действием упругих свойств жидкости и породы.

Задача 1.

Используя теорию упругого режима, разработанную В.Н. Щелкачевым, определить количество нефти, которое можно получить из залежи только за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.

Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь - 1200 га; средняя мощность залежи = 12 м и пористость породы т = 22. Количество связанной воды = 20%. Начальное пластовое давление = 180 кгс/см2. Давление насыщения = 80 кгс/см2. Пластовая температура = 54,5° С. Добыча нефти за время падения пластового давления на (100 кгс составила 5 * 106 м3.

Объемный коэффициент только вследствие упругости нефти изменяется при пластовой температуре = 54,5° С и падении пластового давления с = 180 кгс/см2 до = 80 кгс/см2 от = 1,02 до = 1,026 см2/кгс (рис.3).

На основе этих данных можно подсчитать коэффициент сжимаемости нефти по формуле [1]

Коэффициент сжимаемости пор породы примем равным на 1 кгс/см2.

Коэффициент упругоемкости залежи подсчитаем по формуле

Искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил, найдем по формуле

Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды подсчитаем общий начальный объем нефти в залежи (в пластовых условиях):

Находим процент нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды:

= 1,92% общего запаса нефти.

Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной области

5.10 - 478 * 10 = 4522 * 103 м3.

Падение давления в пределах контура нефтеносности неизбежно нарушит равновесие за контуром, где давление также будет падать, и часть воды под действием упругой энергии пласта поступит в нефтяную часть пласта.

Рассмотрим законтурную кольцевую площадь = 12 000 га, занятую напорной водой, и примем при данных условиях коэффициент сжимаемости воды

Тогда коэффициент упругоемкости для указанной законтурной обводненной части пласта найдем по формуле

Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром будет менее интенсивным, чем внутри контура.

Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассматриваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток времени на

В этом случае количество воды, которое поступит в поры пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефтеносности, будет

Таким образом, через начальный контур нефтеносности в результате гидродинамического (неупругого) перемещения воды в пласт поступит следующий объем жидкости:

Остальная часть (до 5-106м3) представляет суммарный запас, определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше половины (приблизительно 51,7%) добычи нефти будет получено за счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пределах начального контура нефтеносности и в его непосредственном окружении.

Определение коэффициента нефтеотдачи и продолжительности процесса при площадном заводнении

Задача 2.

Площадное заводнение нефтяной залежи ведется по пятиконечной системе (рис.3). Площадь элемента заложи 4, средняя мощность = 10 м; средний коэффициент пористости породи т - 0,25; содержание связанной воды равно 20% от объема пор.

Нефтенасыщенность породы к моменту начала процесса заводнения = 0,55; вязкость нефти в пластовых условиях =11 сантипуазам; объемный коэффициент нефти 1,12; вязкость воды = 1 сантипуазу. Объемный коэффициент воды = 1.

Требуется определить ориентировочно продолжительность процесса заводнения и количество нефти, которое будет получено с каждого элемента площади, если окончание процесса приурочено к достижению степени обводнения продукции эксплуатационных скважин, выражающейся величиной - 97%, а интенсивность нагнетания воды равна сутки на каждую инжекционную скважину.

При пятиточечной системе расстояние между инжекционными скважинами равно стороне квадрата-элемента площади = 4 га = 40000 м2; сторона квадрата - 1/40000 = 200 м.

Подсчитаем коэффициент М, определяемый свойствами Пластовых жидкостей, по формуле

Среднее расстояние от инжекционных скважин до контура воды к моменту прорыва ее в эксплуатационные скважины

Для этих условий величину нефтеотдачи к моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины можно определить из графика (рис.5) как = 36%. Коэффициент заводнения для пятиточечной системы - 72,3%.

Теперь имеются все данные для вычисления продолжительности первого периода получения безводной нефти по формуле

Средний удельный расход воды в течение второго периода заводнения, принимая изменение обводнения равномерным, определится по формуле

где - степень конечного обводнения продукции эксплуатационных скважин, равная 97%, или 0,97.

Конечная нефтеотдача при = 97% и = 0,081 равна 61%, т.е. = 0,61.

Продолжительность второго периода получения водо-нефтяной продукции подсчитаем по формуле

Общий срок процесса заводнения 786 + 3385 = 4171 день, или около 11,4 года.

За время заводнения с каждого элемента площади будет добыто нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Особо следует подчеркнуть необходимость экономических исследований эффективности различных мероприятий, повышающих коэффициент нефтеотдачи.

Необходимо проанализировать геолого-промысловый материал по большому количеству пластов, законченных разработкой или находящихся в конечной стадии эксплуатации. Надо пробурить ряд специальных оценочных скважин для отбора керна, чтобы выяснить коэффициент нефтенасыщения (или водонасыщенности) на новых, еще не разрабатываемых месторождениях и коэффициент остаточной нефтенасыщенности на разработанных залежах и заводненных частях нефтяных пластов в условиях, сохраняющих пластовое соотношение водонасыщения. Дальнейшее развитие должны получить теоретические и экспериментальные работы по изучению процессов движения нефти, воды и газа в пористой среде.

Большое научное и практическое значение приобретает изучение геологических критериев неоднородности нефтесодержащих пластов. Известно, что степень неоднородности существенно влияет на установление оптимальных скоростей вытеснения нефти, на характер движения контуров, на плотность размещения скважин и на величину конечного коэффициента нефтеотдачи пласта. По материалам детально разбуренных пластов должна быть получена методика количественного выражения степени неоднородности пластов.

Научные исследования по определению достигнутых коэффициентов нефтеотдачи и решение проблемы повышения нефтеотдачи являются актуальными. Разнообразие геологических условий разработки месторождений обусловливает необходимость широких исследований, охватывающих все газо-нефтяные районы. Наряду с развитием исследований на местах необходима координация работ местных и центральных институтов, что ускорит решение восьми важных научных и практических задач по увеличению нефтеотдачи пласта.

В заключение можно привести некоторые данные по нефтеотдаче пластов по Соединенным Штатам Америки и России.

Из цифр, опубликованных в зарубежной печати, известно, что по нефтяным месторождениям США величина проектной нефтеотдачи пластов с применением вторичных методов разработки составляет 33%, по некоторым другим источникам эта величина оценивается 35-37%.

Определенная нами средняя величина проектной нефтеотдачи пластов по всем месторождениям России значительно выше. Однако не следует успокаиваться, что в среднем проектная нефтеотдача у нас намного больше, чем в США. Преимущества Российской системы ведения народного хозяйства дают возможность широко применять научно обоснованные методы разработки и осуществлять заводнение и другие методы повышения нефтеотдачи в пределах всей залежи, что обеспечивает большее извлечение нефти и недр.

Вместе с тем следует отметить, что при определении достигнутых величин нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным надо очень тщательно и объективно проводить анализ разработки залежей. Из данных, опубликованных в печати, видно, что по пласту XXII Октябрьского месторождения (Чечено-Ингушская республика) величина, нефтеотдачи уже достигла 97%. Этот пласт разрабатывают с 1927 г. и по состоянию герметизации промыслов отмечались потери нефти от устья скважин до товарных резервуаров. Если учесть эти потери и добытое количество нефти, то коэффициент нефтеотдачи пласта XXII будет превышать 100%. Таким образом, прежде чем говорить о величине нефтеотдачи 97%, необходимо тщательно проанализировать все фактические данные разработки.

Можно привести другой пример по кирмакинской свите Апшеронского полуострова. Известно, что эта свита сложена тонкозернистыми слабопроницаемыми разностями и нефтеотдача ее, как отмечают отдельные исследователи, по некоторым районам не превышает 10-13%. Но если учесть содержание связанной воды в породах, то, оказывается, что для коллекторов этой свиты при определении нефтеотдачи по геолого-промысловым данным принимается такой же процент (20%) связанной воды, как и для хорошо проницаемых средне-зернистых песков свиты ПК. В действительности же содержание связанной воды в коллекторах кирмакинской свиты будет больше, чем в песках свиты ПК, а следовательно, величина нефтеотдачи кирмакинской свиты (при неизменности других параметров свиты и показателей разработки) будет также больше, т.е. превысит 10-13%.

Эти примеры приводятся для того, чтобы показать, какое важное значение имеет точное и объективное определение параметров пласта и первоначальных запасов нефти.

Придавая исключительно важное значение установлению фактической величины нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным для определения извлекаемых запасов, оценки эффективности применения новых методов разработки, а также планировании перспективных и прогнозных запасов и объема поисковых работ, необходимо по всем нефтяным залежам, находящимся в длительной разработке, произвести генеральный пересчет запасов нефти для определения истинной величины коэффициента нефтеотдачи. Такой генеральный пересчет должен быть произведен силами всех научно-исследовательских институтов и нефтепромысловых управлений по единым методике и программе.

Необходимо ценнейшие данные почти вековой разработки нефтяных залежей Бакинского, Грозненского, Краснодарского и других районов научно обобщить и сделать достоянием всей промышленности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1)"Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», В.С. Бойко, Москва «Недра», 1990г.

2)"Нефтегазопромысловая геология», М.А. Жданов, Москва 1962г.

3)"Нефтегазопромысловая геология и нефтеотдача пласта», Гостоптехиздат 1963, под. ред. Крымов А.П.

4)"Расчеты в технологии и технике добычи нефти», К.Г. Оркин, П.К. Кучинский, Гостоптехиздат 1959г.

5)"Эффективность современных методов разработки нефтяных залежей», Б.Ф. Сургучев, В.И. Колганов.

Рис.1 Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой.

Рис.3. Схема пятиконечной системы заводнения

Рис.2. График зависимости объемного коэффициента нефти от давления и температуры.

Рис.4. Нефтеотдача к моменту прогрева воды в эксплуатационные скважины в зависимости от свойств нефти и среднего расстояния от нагнетательных скважин до контура нефтеносности.

Страницы: 1, 2

Голосование

Как вы оцениваете работу нашего сайта? Отлично Хорошо Нормально Плохо Результаты