Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Геологические запасы нефти это


Начальный геологический запас - нефть

Начальный геологический запас - нефть

Cтраница 1

Начальные геологические запасы нефти по западному заливу Павловой Горы достаточны для проведения процесса внутрипла-стового горения.  [1]

Начальные геологические запасы нефти этой залежи были достаточны для проведения процесса внутрипластового горения.  [2]

Определение начальных геологических запасов нефти, как правило, в карбонатных коллекторах производится объемным методом. Однако при этом часто невозможно обеспечить достаточную точность оценки запасов из-за сложности расчета объемов пор пласта. В таких случаях наиболее эффективным способом определения ( вернее уточнения) геологических ( балансовых) запасов нефти в залежах нефти по данным их разработки является применение уравнений материального баланса. Полученные результаты контролируются при расчете запасов на несколько дат разработки рассматриваемой залежи, а для реализуемой системы разработки указанным способом определяются геологические запасы нефти, которые могут быть охвачены существующей сеткой скважин и применяемым воздействием на пласт. С другой стороны, определение уравнений материального баланса требует существенного снижения или повышения текущего пластового давления в объекте подсчета запасов ( не менее 15 - 20 % начального давления) при тщательном контроле за добываемой продукцией и пластовым давлением по скважинам.  [3]

Были рассчитаны начальные геологические запасы нефти по каждому опытному участку и суммарно по всем участкам.  [4]

Вторая группа объектов содержит 10 % начальных геологических запасов нефти и, как и первая, включает в себя восемь эксплуатационных объектов. Более 50 % запасов нефти данной группы приходится на залежи нефти пашииского горизонта Чекмагушевского месторождения. Небольшие запасы нефти содержатся в коллекторах пашииского горизонта Кушнаренковского и Чермасанского месторождений, причем залежи нефти последнего не разрабатываются.  [6]

Предусматривается извлечение из недр 60 % начальных геологических запасов нефти. Срок извлечения основных запасов 40 - 50 лет.  [7]

Требуется определить на основе метода материального баланса начальные геологические запасы нефти ( в дегазированном состоянии) GH и текущую нефтеотдачу г к концу указанного периода.  [8]

По одному очень крупному нефтяному месторождению ( его начальные геологические запасы нефти были несколько меньше 1 млрд т), расположенному в Западной Сибири, наш анализ разработки задолго ( примерно за 10 лет) до печального конца предсказал негативный результат достижения конечной нефтеотдачи в 3 раза меньше официально утвержденной и в 5 раз меньше возможной рациональной. Тогда были выявлены причины этого негативного результата и предложены мероприятия радикального изменения ситуации - отказ от применяемой технологии и осуществление принципиально иной технологии. По тому месторождению начальное пластовое давление было равно 250 ат, давление насыщения нефти газом около 170 ат, минимальное забойное давление фонтанирования добывающей скважины безводной нефтью около 30 ат ( т.е. намного ниже давления насыщения), начальное газосодержание нефти около 250 м3 / т, среднее содержание в нефти асфальтенов-парафинов около 10 %, показатель снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления на 1 ат в области ниже давления насыщения а 0 03 1 / ат, при снижении забойного давления ниже давления насыщения на 20 ат коэффициент продуктивности по нефти снижается в 1 8 раза, при снижении на 70 ат снижается в 8 2 раза и при снижении на 120 ат снижается в 36 6 раза. При фонтанном способе эксплуатации добывающих скважин, чтобы не произошло самопроизвольное снижение забойного давления и резкое падение дебита нефти, необходимо было забойное давление держать на уровне 170 ат, устьевое давление на уровне 70 ат, для чего постоянно применять штуцера.  [9]

На первую группу объектов приходится 32 % ( см. рис. 3.5) начальных геологических запасов нефти рассматриваемых групп по терригенным коллекторам месторождений. Значительная часть запасов нефти содержится в эксплуатационных объектах Таймурзинского, Менеузовского и Андреевского месторождений. Наиболее выработаны залежи нефти в тульском и бобри-ковском горизонтах Таймурзинского месторождения.  [11]

Разведанное Ромашкинское месторождение с его огромными запасами нефти в продуктивных девонских отложениях ( начальные геологические запасы нефти были около 4 млрд. т и начальные извлекаемые запасы нефти были более 2 млрд. т) первоначально создало колоссальную проблему. У нашей страны до этого уже имелся опыт успешной разработки Туймазинского месторождения путем законтурного заводнения.  [12]

Первый - коэффициент продуктивности осадочных отложений Кпр, под которым понимается статистически средняя величина начальных геологических запасов нефти на 1 км3 разреза осадочных отложений данного бассейна. Этот коэффициент удачно выражать в весовых процентах.  [13]

Кроме того, за счет термического расширения удается извлечь дополнительно 3 - 5 % начальных геологических запасов нефти в пласте.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Геологический запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Геологический запас - нефть

Cтраница 1

Геологические запасы нефти на уже разведанных и эксплуатируемых площадях оцениваются в 36 5 млрд. т условного топлива. Геологическое упра - Министерства внутренних дел США считает, что геологи-извлекаемые запасы нефти по США достигают 54 млрд. т условного топлива.  [1]

Геологические запасы нефти и газов ( категория С2) - запасы нефти и газов, подсчитанные для площадей, расположенных в пределах нефтегазоносных областей ( провинций) по горизонтам, продуктивность которых установлена на других месторождениях, а в пределах данной площади предполагается на основе благоприятных геологических и геофизических данных.  [2]

Геологические запасы нефти можно оценить, умножив плотность товарной нефти на объем порового пространства, занятого пластовой нефтью, и затем разделив результат произведения на величину объемного коэффициента.  [3]

Геологические запасы нефти небольших песчаных линз, вскрытых единичными скважинами и отнесенных к группе малопродуктивных, сосредоточены в центральных площадях, а восемь площадей ( Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская, Западно-Лениногор - ская, Зай-Каратайская, Миннибаевская, Восточно-Сулеевская, Аль-кеевская, Восточно-Лениногорская) с запасами нефти более 5 млн т содержат 61 % всех запасов данной категории.  [4]

Подсчет геологических запасов нефти с оценкой точности подсчета для любых участков площади и разреза месторождения.  [5]

По геологическим запасам нефти СССР занимает одно из первых мест в мире, а ресурсы природного газа составляют / з газовых ресурсов мира. Во многих районах СССР природный газ является самым распространенным топливом.  [6]

По геологическим запасам нефти СССР занимает одно из первых мест в мире, а ресурсы природного газа составляют 7з газовых ресурсов мира. Во многих районах СССР природный газ является самым распространенным топливом.  [7]

В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.  [8]

Эгеол - геологические запасы нефти, т; Упор - общий объем залежи, м3; рн-коэффициент нефтеотдачи; К. Умножая каждый из объемов на количество нефти, приходящейся на 1 м3 породы, получим количество нефти, заключенное на различных абсолютных отметках в залежи.  [9]

Фобщ - геологические запасы нефти, т; k - коэффициент нефтеотдачи, доли единицы.  [10]

Наибольшую плотность геологических запасов нефти имеет водонефтяная зона пласта Дп Туймазинского месторождения, наименьшую ( почти в 2 раза ниже) - пласта fliv Шкаповского месторождения.  [11]

Наши подсчеты возможных геологических запасов нефти представляют собой просто оценку порядка величин, основанную все же на достаточно достоверных данных.  [12]

Qo - балансовых геологических запасов нефти; Kz - коэффициента вытеснения нефти агентом и / з - коэффициента использования дренируемых подвижных запасов нефти, равная 24 %, приводит к потери 1 % начальных извлекаемых запасов нефти и потери 1 2 % общего экономического эффекта. Потери общего экономического эффекта равны капитальным затратам на бурение и обустройство 6 3 % общего фонда скважин.  [13]

Применительно к геологическим запасам нефти главной бывает ошибка определения действительной величины средней эффективной толщины нефтяных пластов по фактически наблюдаемым эффективным толщинам по ограниченному числу разведочных скважин. Кроме этой ошибки есть и другие ошибки ( определения средней пористости и средней неф-тенасыщенности пластов, средней плотности пластовой нефти), но они обычно бывают на порядок ниже и потому несущественны.  [14]

Таким образом, геологические запасы нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину, Сс 51 74 106 / 31 1 67 106 т / скв.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Геологические и извлекаемые запасы нефти и газа, классификация запасов нефти.

Геологические и извлекаемые запасы

Для начала немного терминологии. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. По ряду причин, о которых чуть далее мы расскажем поподробнее, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть вполне ожидаемо называетсяизвлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.

Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко.

В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения — это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.

Вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов — те самые средние 30—40%.

Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением — это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно солёную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами.

Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель — утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь.

Заводнение

О третичных методах чуть позже, а пока посмотрим, что происходит в пласте при закачке воды, и почему при этом не вытесняется 100% геологических запасов нефти.

В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Обычное соотношение этих жидкостей по объёму — 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода обычно как бы обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.

В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти — всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.

Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал — порядка одной сотой миллиметра, — поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор (см. рисунок).

До заводнения.После заводнения.

Капиллярное защемление капли нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны поверхности раздела фаз (нефти и воды), тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны меньше вследствие малого диаметра самого порового канала. Разность капиллярного давления в начале и в конце капли превышает приходящийся на её длину перепад давления, создаваемый эксплуатацией пласта. В результате капиллярные силы не позволяют капле пройти через поровый канал.

Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. То есть, чтобы вытеснить эту капельку нефти, нужно на расстоянии в несколько сотых долей миллиметра развить именно такой перепад давления. И так на всем протяжении пласта, то есть на расстоянии в несколько миллиметров перепад должен быть уже около ста атмосфер, и так далее. При желании, в лабораторных условиях, на небольших образцах горной породы, можно создать такой перепад давления и осуществить полное, стопроцентное вытеснение. На реальном же месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины составляет обычно сотни метров; нужный в таких условиях для полного вытеснения перепад давления превышает практически возможный в тысячи раз.

Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60—70%.

Справедливости ради надо отметить, что все вышеописанное верно для гидрофильных пластов, то есть таких, в которых горная порода смачивается водой. В гидрофобных же пластах все наоборот — нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится.

Часть пласта, в которой вытеснение нефти водой завершено, называется «промытой». Ещё одна важная причина, по которой КИН не достигает 100%, состоит в том, что при заводнении не все части залежи промываются одинаково хорошо. Во-первых, закачиваемая вода идёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. Во-вторых, пласт неоднороден, он может быть разбит на проницаемые пропластки, разделённые непроницаемыми породами. При этом отдельные проницаемые пропластки часто невелики по площади, и из-за этого не все нужные скважины в него попадают. Если пропласток вскрыт нагнетательной скважиной, а добывающей — нет (или наоборот), то промываться он не будет. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.

Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение — около 50—60%.

Проектный коэффициент извлечения нефти при заводнении рассчитывается как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. Взяв приведённые выше типичные значения этих коэффициентов, нетрудно посчитать типичное значение нефтеотдачи — от 30 до 42%, что совпадает с ранее упомянутым средним КИН.

Цифровая модель процесса заводнения. Красные точки — добывающие скважины, синие — нагнетательные. Красный цвет поля означает высокую нефтенасыщенность, синий — высокую водонасыщенность, жёлтый и зелёный — промежуточные значения. Пучки кривых — линии тока. Иллюстрация взята с сайта группы, занимающейся разработкой новых технологий цифрового моделирования залежей нефти и газа. Источник:https://www.sintef.no/projectweb/geoscale/results/streamline-methods/.

Третичные методы

Третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые и газовые.

Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать. Как видим, тепловые методы, по сути, являются модификацией заводнения — вторичного метода разработки.

Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию заводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.

Как мы помним, в промытой заводнением части пласта остаточная нефть содержится в виде изолированных капелек, удерживаемых на месте капиллярным давлением. Когда хорошо смешивающийся с нефтью газ проходит через поровое пространство, часть этого газа растворяется в нефти. В результате капельки нефти сильно увеличиваются в объёме и могут снова соединиться друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает перемещаться к добывающим скважинам. Со временем газа становится все больше и уже скорее капельки нефти растворяются в газе и увлекаются вместе с ним к добывающим скважинам.

Доизвлечение остаточной капиллярно защемленной нефти с помощью газовых методов.

Из описания газовых методов понятно, что с их помощью, теоретически, можно добиться почти стопроцентного коэффициента вытеснения. Нефть и закачиваемый газ в пласте смешиваются и добываются вместе. На поверхности нефть отделяется, а газ снова закачивается в пласт, где опять смешивается с нефтью и т. д. В добываемой смеси нефти с газом постепенно становится все больше газа и все меньше нефти; казалось бы, возможно довести процесс до того, что нефти в пласте почти не останется.

Однако практически газовые методы дают дополнительно всего около 5—10% дополнительной нефтеотдачи, то есть КИН увеличивается с 30—40% при обычном заводнении до 40—45%. Это существенно, но кардинально ситуацию с навеки оставленными под землёй запасами не меняет.

Так получается в основном потому, что газ обладает примерно в сто раз меньшей вязкостью, чем нефть. Если его непрерывно закачивать в нагнетательные скважины, то он быстро придёт по кратчайшей прямой в добывающие скважины; дальше будет вырабатываться только та остаточная нефть, которой повезло оказаться именно на этой прямой. Именно для того, чтобы такого не происходило, газ закачивают попеременно с водой. Это в определённой мере стабилизирует процесс.

Прочие виды третичных методов до сих пор не вышли за рамки опытных работ, и, вполне вероятно, многие из них никогда и не выйдут. Распространённость тепловых и газовых методов на самом деле тоже не очень велика. Как уже говорилось, тепловые методы привязаны к нетрадиционным высоковязким запасам. С газовыми же методами основная сложность — подобрать источник газа. Закачивать можно или углеводородный газ, который вообще-то и сам по себе — ценный энергоноситель; или углекислый газ, который нужно ещё найти где-то неподалёку. Некоторые залежи природного газа содержат большой процент углекислоты, которую можно отделять и направлять на нефтяное месторождение для закачки, но есть такие залежи далеко не везде.

stydopedia.ru

Геологический запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Геологический запас - нефть

Cтраница 2

Таким образом, геологические запасы нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину, Gc 51 74 106 / 31 1 67 106 т / скв.  [16]

Обозначим GOCT - геологические запасы нефти, содержащиеся в рассматриваемом объекте ( участке, пласте, месторождении) в данный момент времени ( остаточные запасы), a G0 - первоначальные геологические запасы.  [17]

В России известны геологические запасы нефти, находящиеся в малопродуктивных пластах, составляющие сотни миллионов и миллиарды тонн. Эти запасы нефти давно были обнаружены, разведаны или недоразведаны, но не были введены в промышленную разработку, поскольку при применении обычной стандартной технологии их разработка является экономически нерентабельной.  [18]

Для эффективного использования геологических запасов нефти при современных интенсивных методах воздействия на продуктивные пласты месторождений необходимо дополнить комплексный геологический, гидродинамический и технико-экономический анализы разработки также комплексным энергетическим анализом. Он основан на рассмотрении процессов разработки и эксплуатации каждого нефтяного месторождения как комплексной энергопроизводящей системы, функционирующей на энергетическом самообеспечении.  [19]

Показателем эффективности отбора геологических запасов нефти из залежи служит коэффициент нефтеотдачи, или отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам. Практикой установлено, что при водонапорном режиме удается извлечь из нефтяной залежи до 80 % общего количества нефти, заключенной в ней до начала разработки. Другими словами, коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может достигать величины 0 8, что является довольно высокой цифрой.  [21]

По полученным данным подсчитываются геологические запасы нефти и газа и определяются промышленные извлекаемые запасы.  [22]

Методом материального баланса подсчитывают геологические запасы нефти. Он применим в условиях значительного отбора нефти из залежи при различных режимах разработки, для чего используют разные модификации метода.  [23]

Нефтяное месторождение, содержащее геологические запасы нефти, объемом VH 150 - 106 м3 в пластовых условиях разрабатывается с применением заводнения при семиточечном расположении скважин, предусмотренном технологической схемой. Считается, что при принятой схеме расположения скважин эта зависимость будет оставаться справедливой в течение всего срока разработки месторождения.  [24]

По опубликованным зарубежным данным доказанные геологические запасы нефти в России на 2001 г. составляют 6, 6 млрд. тонн. Наша страна занимает седьмое место в мире по данному показателю после пяти ближневосточных стран и Венесуэлы.  [25]

Более высокая степень использования геологических запасов нефти в СССР обеспечивается, как уже отмечалось, за счет более широкого применения методов разработки месторождений с поддержанием пластовых давлений путем закачки воды в нефтеносные пласты.  [26]

Имеющиеся неточности в определении геологических запасов нефти и влияние на нефтеотдачу ряда других факторов не мешают видеть, что в целом ( см. табл. 31 и 32) наблюдается тенденция увеличения нефтеотдачи с уменьшением соотношения вязкости нефти и воды в пластовых условиях; Однако если по залежам маловязкой нефти высокая нефтеотдача достигается в основном при небольшой обводненности суммарно добытой продукции, то по залежам с повышенной вязкостью нефти меньшая нефтеотдача обеспечивается за счет длительной эксплуатации залежей при высокой обводненности продукции.  [27]

Площади: с плотностью геологических запасов нефти и газа - 1 - весьма высокой, II - высокой, III - средней, IV - малой, V - очень малой; VI - неперспективные; VII - месторождения нефти; VIII - месторождения газа; IX - локальные поднятия, разведка которых дала отрицательные результаты; X - граница выявленных и предполагаемых крупных поднятий; XI - граница Западно-Сибирской низменности; XII - границы нефтегазоносных районов и областей.  [29]

Первые два коэффициента из балансовых геологических запасов нефти выделяют подвижные запасы нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также