МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ СТВОЛА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗРЕЗУ С УВЕЛИЧЕНИЕМ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА

Сайфуллин Аскар Айдарович; Мубаракшин Ленар Наилевич; Пупков Николай Владимирович

УДК 622.276.344 001 10.24412/1728-5283_2022_3_105_113

МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ СТВОЛА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗРЕЗУ С УВЕЛИЧЕНИЕМ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Российская Федерация

На сегодняшний день с развитием компьютерных технологий сфера нефтегазовой промышленности значительно модернизировалась с середины 20-го века. Многие процессы оптимизированы и автоматизированы, но до сих пор существует область в принятии решения по разработке месторождений, которой необходима трансформация. При выборе положения горизонтального ствола нефтяной скважины по геологическому разрезу основным методом являются многовариантные гидродинамические расчеты. Несмотря на то, что подход получил широкое распространение во многих нефтегазовых компаниях, он обладает рядом недостатков: необходимость больших вычислительных мощностей, расчетного времени, высоких трудозатрат на подготовку и обработку результата, неустойчивости решений в виду невозможности расчета всех возможных вариантов траекторий. В работе рассматривается методика оценки эффективности проводки скважин, основанная на статистике и теории графов, позволяющая устранить ряд недостатков существующего традиционного подхода. Основным принципом методики является анализ статических геологических свойств, которые влияют на объем дренируемых запасов, вовлеченных скважиной и, как следствие, на накопленную добычу за рентабельный период. Разработан алгоритм, определяющий наиболее перспективные для вовлечения в разработку участки пласта при известных координатах точки входа в пласт (Т2) и окончания ствола скважины (ТЗ), учитывающий технологическую возможность бурения каждого сегмента рассматриваемой траектории. Перспективность зон определяется путем применения разработанной целевой функцией, которая учитывает фильтрационно-емкостные свойства, а также характер насыщения ячеек в геолого-гидродинамической модели. При рассмотрении всех возможных траекторий и расчета целевой функции производится качественное ранжирование скважин. Предложенный в работе подход опробован на гидродинамических моделях нефтяных месторождений Западной и Восточной Сибири, проведено сравнение с результатами многовариантного гидродинамического расчета. Оптимальная траектория характеризуется максимальной добычей нефти и кратным сокращением времени расчета. Разработанный алгоритм представляет из себя комплекс программ-скриптов для распространенных

Ключевые слова: разработка месторождений, проводка скважин, гидродинамическое моделирование, целевая функция, Python.

гидродинамических симуляторов с поддержкой языка программирования Python.

METHODOLOGY FOR DETERMINING THE POSITION OF THE BOREHOLE OF A HORIZONTAL WELL ACCORDING TO A GEOLOGICAL SECTION WITH

INCREASED COVERAGE FACTOR

A.A. Sayfullin, L.N. Mubarakshin, N.V.Pupkov

©Saifullin Askar Aidarovich, Mubarakshin Lenar Nailevich, Pupkov Nikolay Vladimirovich ООО Tyumen Oil Research Center, Tyumen, Russian Federation

Today, with the development of computer technology, the oil and gas Industry has been significantly modernized since the middle of the 20th century. Many processes have been optimized and automated, but

there is still an area In the decision-making on the oil field development that needs transformation. Multiple run simulation is the main method when choosing the position of a horizontal oil well along a geological section. Despite the fact that the approach has become widespread in many oil and gas companies, it has a number of disadvantages: the need for large computing power, estimated time, high labor costs for preparing and processing the result, instability of solutions due to the impossibility of calculating all possible trajectory options. The paper considers a methodology for evaluating the efficiency of well placement based on statistics and graph theory, which allows to eliminate a number of disadvantages of the existing traditional approach. The main principle of the methodology is the analysis of static geological properties that affect the volume of drained reserves involved by the well and, as a result, the accumulated production over a profitable period. An algorithm has been developed that determines the most promising areas of the reservoir for involvement in development at known coordinates of the point of entry into the reservoir (T2) and the end of the borehole (T3), taking into account the technological drilling possibility each segment of the trajectory under consideration. The prospects of the zones are determined by applying the developed objective function, which takes into account the filtration and capacitance properties, as well as the nature of cell saturation in the geological and hydrodynamic model. When considering all possible trajectories and calculating the objective function, a qualitative ranking of wells is performed. The approach proposed in this paper has been tested on hydrodynamic models of oil fields in Western and Eastern Siberia, compared with the results of multivariate hydrodynamic calculation. The optimal trajectory is characterized by maximum oil production and a multiple reduction in the calculation time. The developed algorithm is a set ofscript programs for common

Key words: field development, well wiring, hydrodynamic modeling, objective function, Python.

hydrodynamic simulators with support for the Python programming language.

Введение. Вектор развития нефтегазового сектора направлен на цифровизацию и широкое применение методологий смежных дисциплин таких как: математика, физика, программирование. Большой объем данных, полученных с промысла, необходимо эффективно обрабатывать и использовать для принятия управленческих решений [2]. С увеличением детализации геолого-гидродинамических моделей увеличивается вероятность технической ошибки при принятии решения о положении траектории горизонтальной скважины по геологическому разрезу. Традиционно, специалисты нефтегазовой отрасли решают задачу проводки горизонтальной скважины, опираясь на ранее принятые решения (интервалы проводки, принятые траектории), используют экспертный подход - размещая конкретную скважину на основе накопленного опыта и знаний.

К отрицательным факторам экспертного подхода можно отнести:

- сложность учета распространения геологического тела-коллектора в латеральном направлении, проводка скважины по ячей-

кам с наибольшей проницаемостью не всегда обеспечивает наибольший коэффициент охвата, особенно при разработке высоко-расчлененных коллекторов, сложенных в континентальной обстановке осадконакопления,

- сложность учета технологических возможностей буровой, которая во многом является основным фактором корректировки конечной фактической траектории от первоначальной плановой.

Другим методом, активно применяющимся в отрасли, является многовариантный расчет (МВР). Однако, данный подход обладает рядом недостатков:

- необходимость больших вычислительных мощностей (кластера),

- значительное время расчета.

- перебор ограниченного числа вариантов - допускающий наличие альтернативного оптимального решения, обеспечивающего сочетание критериев - буримость, запускной дебит, охват запасов разработкой/накопленная добыча.

Авторами разработана методология и прототип программного обеспечения (ПО)

[4], которая позволяет избежать вышеописанные недостатки и может быть применена совместно с существующими подходами. Основным принципом работы является поиск алгоритмом перспективных к бурению зон, рассмотрение всех возможных траекторий и их ранжирование на качественном уровне с применением целевой функции (ЦФ).

Данная методология может найти свое широкое применение на месторождениях на начальном этапе разработки, где основным видом геолого-технических мероприятий (ГТМ) является ввод новых скважин (ВНС), а также при разработке высоко-расчлененных объектов.

1. Разработка алгоритма.

При разработке месторождения коэффициент охвата оценивается на конечный период разработки, либо после проведения гидродинамического расчета при планировании разработки [1]. Основной целью работы является качественная оценка коэффициента охвата без применения гидродинамического расчета в зависимости от выбранной траектории скважины.

В качестве объекта разработки на котором проводились расчеты для вывода ЦФ был выбран пласт в Восточной Сибири, возраст свиты приурочен к среднеапскому периоду, отложения характеризуются высокими значениями проницаемости до 1,7 Д с высокой степенью расчлененности. Кол-

лектор сложен песчаными телами барами и руслами древних рек, пласт содержит большое количество разобщенных линз. Объект введен в пробную эксплуатацию в 2017-ом году. Основные требования, по проводке скважин[5-8]:

- длина горизонтального участка ствола скважин Ь=1000 м;

- угол искривления ствола скважины при маневрах не превышает 3-х градусов на 100 м;

- максимизация запускного дебита и накопленной добычи нефти на рентабельный период, который оценивается в 20 лет в рамках данной работы.

Для решения поставленной задачи решена обратная ей: имея результат расчета, провести анализ по установлению параметров, которые вносят наибольший вклад в накопленную добычу нефти. Первоначально проведено 2025 траекторий, которые равномерно покрывают геологический разрез, и произведен расчет. При анализе результатов по стволу каждой скважины собрана статистика основных фильтрационно-емкост-ных свойств (ФЕС), характера насыщения, а также построен куб связанных тел на рассматриваемом участке моделирования, который позволяет оценить характер вскрытия пласта. На рисунке 1 представлен геологический разрез по кубу связанных тел и кубу проницаемости.

Рис. 1 Кубы связанныхтел и проницаемости

Разрез демонстрирует наличие пяти связанных по латерали тел, выделенных различными цветами, однако, наибольшими из

них по объему является Тело №1 и Тело №2. Анализ относительной средней величины ФЕС и относительной величины подвижных

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2022, том 44, №3(107) |||||||||||||||||||||||||||||||||Ша

запасов также показывает наибольшую перспективность данных тел с точки зрения разработки (рисунок 2). При построении диаграммы накопленной добычи нефти за 20 лет (рисунок 3) выделяется три самостоятельных облака точек:

- вскрытие траекторией скважины связанного тела №2, которое по результатам статистического анализа коллекторских свойств ранжировано как второе по перспективности

- данный тип вскрытия показал наименьшее значение накопленной добычи нефти;

- вскрытие траекторией скважины связанного тела №1, являющимися наиболее перспективным, значение накопленной добычи нефти незначительно выше;

- совместное вскрытие тел №1и №2 траекторией скважины показывает значительное увеличение добычи нефти за расчетный период.

Рис. 3 Распределение результатов

Рис. 2 Относительные величины

Таким образом, анализ продемонстрировал важность необходимости ранжирования связанных тел по коллекторским свойствам и запасам для определения зон к заложению в них ствола скважины. По такому принципу в долгосрочной перспективе стратегия по проводке скважины в той части группы связанных тел, которые вносят набольший вклад в суммарный разрез, является наиболее перспективной, что также подтвердили дополнительные исследования.

Данная логика отражена в статистической ЦФ, которая построена за счет результатов серии гидродинамических расчетов.

сматриваемом участке моделирования,

- уn (khxS0ц) - относительная величина khх Soil по рассматриваемому связанному телу,

- ц STOIIP ~ относительная величина извлекаемых запасов по рассматриваемому связанному телу,

- 1п— проходка ствола скважины по рассматриваемому связанному телу,

-L - проектная длина горизонтального участка скважины.

На основе выполненных расчетов и анализа результатов разработан алгоритм, принцип которого описан в таблице 1.

¥

i [ on) + Иn STOIIPn

х-^ — 1, 2 L

где:

-N - количество связанных тел на рас-

n=1

ТАБЛИЦА 1 - Схема работы алгоритма

№ Рабочий шаг алгоритма Описание

1 Инициализация модели Считывание необходимых кубов свойств (kh, Soil, PORO, остаточные запасы), перенос информации в алгоритм в виде 3D матриц для дальнейшей обработки.

2 Построение куба связанных тел Задается cut-off критерий по проницаемости, с помощью которого рассчитываются связанные объемы в районе скважины.

3 Расчет статистики По выделенным телам рассчитывается относительная статистика с целью выявления наиболее перспективных зон.

4 Построение траекторий Из заданной точки Т2 в заданную точку ТЗ проводятся все возможные траектории с учетом ограничений по буримости траектории скважин (DLS - dogleg severity).

5 Сбор статистики по траекториям После построения траекторий осуществляется сбор информации вдоль скважин. Рассчитываются накопленные значения ФЕС, доля ствола в каждом из связанных тел.

6 Применение целевой функции На основе собранной на предыдущем шаге статистики производится расчет ранее приведённой целевой функции для каждой из построенных траекторий.

7 Ранжирование траекторий В зависимости от характера вскрытия связанных тел по коллектору и рассчитанных ЦФ происходит ранжирование траекторий на качественном уровне.

Целью работы алгоритма является определение траектории, которая обеспечит максимизацию добычи нефти за счет вовлечения в разработку разобщенных тел коллекторов, рассчитывающихся с учетом cut-off criteria по проницаемости.

На основе выведенного алгоритма разработан прототип ПО, который позволяет подключаться к гидродинамической модели в указанных координатах Т2 и ТЗ определять перспективную траекторию, с учетом введенных ограничений по буримости скважины, и формировать DATA-файлы для дальнейшего расчета модели.

2. Вычислительные эксперименты После разработки алгоритма с ЦФ его эффективность была доказана вычислительными экспериментами на гидродинамических моделях. В ходе проведения расчетов рассматривались различные месторождения Западной и Восточной Сибири, разные объ-

екты разработки, разработанная методика сравнивалась с МВР. Также проведен ретроспективный анализ фактической скважины, планирование которой производилось на геологической основе ревизии 2018-го года с последующим ее изменением в 2021-ом году после факта бурения скважины.

2.1 Сравнение с многовариантным расчетом

Как было отмечено ранее, МВР получил широкое распространение во многих нефтегазовых компаниях, исключением не является и проектный институт ООО «Тюменский нефтяной научный центр»[3].

Рассматривается кандидат на уплотняющее бурение нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Восточной Сибири. Первоначальная траектория определена путем рассмотрения трехсот вариантов проведения скважины с помощью инструмента МВР, после чего на этом же участке

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2022, том 44, №3(107) |||||||||||||||||||||||||||||||||Шй

применен разработанный алгоритм. По результатам гидродинамического расчета на рисунке 4 видно, что разработанный алгоритм не уступает в эффективности опреде-

ленной проводки и попадает в топ-3% лучших рассмотренных траекторий при рассмотрении в МВР.

Рис. 4 Сравнение результатов расчета с МВР

Также сравнение проводилось и с точки зрения трудозатрат, результаты представлены в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2 - Сравнение трудозат рат

Показатель МВР Алгоритм

Время расчета 7.5 ч 20 сек

Подготовка к расчету 2-5 ч 2 мин

Количество расчетов 300 1

Память 68 Гб 227 Мб

Буримость траекторий ± +

По результатам сравнения можно сделать вывод о том, что алгоритм, не уступая в эффективности, позволяет сократить время расчета в 1350 раз, что значительно оптимизирует процесс определения оптимальной траектории скважины. Таким образом, данный подход возможно использовать совместно с МВР с целью проведения серии расчетов только в зонах, определенных алгоритмом как наиболее перспективные.

Однако стоит отметить, что результат (топ-3%) может быть в дальнейшем улучшен, так как текущие решения верны для модели одиночной скважины. На сегодняшний день ведутся работы по модернизации целевой функции, которая в дальнейшем позволит учитывать интерференцию добывающих скважин, а также влияние действующего нагнетательного фонда.

2.2 Ретроспективный анализ

Следующим примером доказательной базы эффективности разработанного подхода является ретроспективный анализ проводки фактической скважины. Рассматривается нефте-газоконденсатное месторождение, находящееся в восточной части Российской Федерации. Объект разработки характеризуется отсутствием газовой шапки малыми значениями нефте-

насыщеных толщин. Планирование траектории скважины выполнялось в 2018-ом году, однако, при получении фактических данных рассматриваемой цели оказалось, что оцененные раннее коллекторские свойства были

переоценены.

В данном вычислительном эксперименте рассматривается 4 варианта расчета, описание которых приведено в таблице 3.

ТАБЛИЦА 3 - Схема описания проведенных расчетов

Траектория/ Геологическая основа Фактическая траектория Траектория алгоритма

Revl8 Расчет №1 Расчет №3

Rev21 Расчет №2 Расчет №4

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

На рисунке 5 представлен разрез по кубу kh X Soil геологической основы 2018 года, а так же разница карт после ее обновления на факт бурения скважины.

Алгоритм Факт

Рис. 5 Разрез по кубу khx Soil

Черным цветом представлена траектория, построенная алгоритмом, фиолетовым - фактическая.

В таблице 4 представлен результат вышеописанных расчетов.

ТАБЛИЦА 4 - Сопоставление расчетов

Добыча нефти, тыс. т 2021 2022 2023 2024 2025 12021 2025 12021 2031 12021 2046

Расчет №3-Расчет №1 17 29 62 43 34 185 311 411

Расчет №4-Расчет №2 9 3 39 26 19 96 155 206

Разработанный подход позволил бы увеличить накопленную добычу нефти на 18%, что позволило бы увеличить экономическую эффективность решения, путем увеличения коэффициента охвата. Разработанный алгоритм показал свою эффективность с точки зрения накопленной добычи нефти как на проектной геологической основе (Яеу18), так и на обновленной по результатам бурения (Яеу21).

2.3 Проектное решение

Проведенные расчеты позволяют пересмотреть принятые проектные решения о траектории кандидата к бурению на рассматриваемом месторождении в 2023-ем году. Проведен вычислительный эксперимент с предложением альтернативной траектории горизонтальной скважины. Ниже, на рисунке 6, представлен разрез по кубу проницае-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2022, том 44, №3(107) lllllllllllllllllllllllllllllllllDDU

мости с сопоставлением сравниваемых траекторий, черный цвет - траектория, построенная алгоритмом, синий цвет - проектное решение.

■Алгоритм Проектное решение

Рис. 6 Сопоставление траекторий

Результаты расчета представлены в таблице 5.

ТА Б Л И ЦА 5 - Сопоставление расчетов

Добыча нефти, тыс. т 2023 2024 2025 2026 2027 12023 -27 12023 -33 12023 -42

Алгоритм 11 86 62 50 41 251 393 494

Решение 8 65 51 44 37 205 332 447

А 3 21 11 6 4 45 61 47

По результатам гидродинамического моделирования формируется вывод о большей эффективности альтернативной траектории скважины на период бизнес-планирования на +45 тыс. тонн и +47 тыс. тонн на весь расчетный период.

Так как в основе метода лежат фундаментальные законы анализа и статистики, можно предполагать об устойчивости метода к входным данным. Таким образом он является тиражируемым на большую часть известных месторождений, что было доказано апробацией на различных объектах разработки Западной и Восточной Сибири.

ВЫВОДЫ. В результате проведенной работы нами разработана методология, позволяющая ранжировать траектории горизонтальных скважин по их перспективности, исключая многовариантные расчеты. С поЛ ИТЕРАТУРА

1. Костюченко C.B. Прямой расчет коэффициента охвата вытеснением при геолого-гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. 2006. №10. С. 112-115.

мощью данного метода разработано тестовое программное обеспечение на языке программирования Python. Проведены расчеты на гидродинамических моделях различных объектов разработки с приведением доказательства подхода.

Предложенный алгоритм позволяет ранжировать траектории скважин на качественном уровне, что позволяет производить расчеты различных сценариев развития проекта. По построенной целевой функции возможно проведение ретроспективного анализа фактической пробуренной скважины с целью определения ее зоны дренирования.

Перспективами развития полученного инструмента является модернизация ЦФ с целью учета межскважинной интерференции и влияния нагнетательных скважин.

2. Степанец Л.Ю., Акопян Э.А. // Анализ развития внедрения цифровизации в нефтегазовую отрасль // Инновационная наука. 2018. №7-8. С. 69-72.

3. Универсальный метод выбора оптималь-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2022, том 44, №3(107) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII

ного заканчивания при бурении боковых горизонтальных стволов на газовых скважинах/ Магизов Б.Р., Зинченко К.З., Девя-шина А.С., Лознюк О.А. II Научный журнал российского газового общества. 2020. №3. С. 22-29.

4. Алгоритм Дейкстры. Поиск оптимальных маршрутов на графе [Электронный ресурс] // https://habr.com/ru/post/111361/ [Дата обращения: 28.02.2022].

5. Положение компании геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин и боковых стволов. II № П2-10 P-0218

6. D.W. Rodman, Security DBS, and G. Swietlik, Pilot Drilling Control Ltd. Extended Reach Drilling Limitations: A Shared Solution II SPE 38466.

7. Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Chang Wen, ADNOC Drilling Company; Hui Zhang and Yue Gu, China University of Petroleum Study on World Drilling Limit Envelope and Break its Limitations II SPE/ IADC-189352-MS.

8. Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Zhenxin Jiang, Engineer Technology Research ilnstitute of Xinjiang Oilfield Company; He Li and Hui Zhang, China University of Petroleum World Drilling Limit Envelope: Why it Shows an Irregular Triangle? II SPE-188622-MS

REFERENCES:

1. Kostyuchenko S.V. Direct calculation of the displacement coverage coefficient in geological and hydrodynamic modeling II Oil economy.

Ведущий специалист

ООО «Тюменский нефтяной научный центр» ул. Осипенко, 79/1,

625002, г. Тюмень, Российская Федерация E-mail: aasaifullin@tnnc.rosneft.ru

главный инженер проекта,

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ул. Осипенко, 79/1,

625002, г. Тюмень, Российская Федерация E-mail: lnmubarakshin@tnnc.rosneft.ru

начальник управления

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ул. Осипенко, 79/1,

625002, г. Тюмень, Российская Федерация E-mail: nvpupkov@tnnc.rosneft.ru

2006.No. 10, pp. 112-115.

2. Stepanets L.Yu., Akopyan E.A. //Analysis of the development of digitalization implementation in the oil and gas industry // Innovative science. 2018. No.7-8, pp. 69-72.

3. The universal method of choosing the optimal

completion when drilling lateral horizontal shafts in gas wells / Magizov B.R., Zinchenko K.Z., Devyashina A.S., Loznyuk O.A. // Scientific Journal of the Russian Gas Society 2020. No. 3 pp. 22-29.

4. Dijkstra's algorithm. Search for optimal routes on

the graph [Electronic resource] // https://habr. com/ru/post/111361 / (accessed: 02/28/2022).

5. The position of the company geological support of drilling horizontal wells and lateral shafts. // № P2-10 R-0218

6. D.W. Rodman, Security DBS, and G. Swietlik, Pilot Drilling Control Ltd. Extended Reach Drilling Limitations: A Shared Solution // SPE 38466.

7. Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Chang Wen, ADNOC Drilling Company; Hui Zhang and Yue Gu, China University of Petroleum Study on World Drilling Limit Envelope and Break its Limitations // SPE/ IADC-189352-MS.

8. Xin Li and Deli Gao, China University of Petroleum; Zhenxin Jiang, Engineer Technology Research ilnstitute of Xinjiang Oilfield Company; He Li and Hui Zhang, China University of Petroleum World Drilling Limit Envelope: Why it Shows an Irregular Triangle? // SPE-188622-MS

Leading Specialist

OOO Tyumen Oil Research Center

st. Osipenko, 79/1,

625002, Tyumen, Russian Federation E-mail: aasaifullin@tnnc.rosneft.ru

Chief Project Engineer,

OOO Tyumen Oil Research Center

st. Osipenko, 79/1,

625002, Tyumen, Russian Federation E-mail: lnmubarakshin@tnnc.rosneft.ru

Head of Department

OOO Tyumen Oil Research Center

st. Osipenko, 79/1,

625002, Tyumen, Russian Federation E-mail: nvpupkov@tnnc.rosneft.ru

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2022, том 44, №3(107) |||||||||||||||||||||||||||||||||ЦШ1

METHODOLOGY FOR DETERMINING THE POSITION OF THE BOREHOLE OF A HORIZONTAL WELL ACCORDING TO A GEOLOGICAL SECTION WITH INCREASED COVERAGE FACTOR

Текст научной работы на тему «МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ СТВОЛА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗРЕЗУ С УВЕЛИЧЕНИЕМ КОЭФФИЦИЕНТА ОХВАТА»