РУБРИКИ

Геологическое строение Самотлорского месторождения

   РЕКЛАМА

Главная

Бухгалтерский учет и аудит

Военное дело

География

Геология гидрология и геодезия

Государство и право

Ботаника и сельское хоз-во

Биржевое дело

Биология

Безопасность жизнедеятельности

Банковское дело

Журналистика издательское дело

Иностранные языки и языкознание

История и исторические личности

Связь, приборы, радиоэлектроника

Краеведение и этнография

Кулинария и продукты питания

Культура и искусство

ПОДПИСАТЬСЯ

Рассылка E-mail

ПОИСК

Геологическое строение Самотлорского месторождения

2.2.3 Характеристика пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ1/1-2, АВ1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт АВ1/1-2.

Залежь пласта АВ1/1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ1/1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с сп 0,35-0,6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по пс>0,6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о. - 1675,0- 1698,0 м: на западном склоне структуры - 1675,0-1680,0м; на восточном отмечается погружение до отметок - 1698м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 3424км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 6540км, высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 1/3.

В пласте АВ1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой пс=0,35-0,6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с пс>0,6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники - прослои с пс>0,6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ1/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ1/3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ1/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке - 1611м. Залежь пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 5638км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 2017км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Рисунок 2.1

Таблица 2.4

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)

Год

Добыча

нефти

Добыча

жидкости

Накопл.

Добыча нефти

Накопл. добыча

жидкости

Дебит

Нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ. фонд

добыв.

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

скважин

1

1972

1,1

1,1

1,1

1,1

15,4

15,4

0,00

70,5

2

2

1973

108,3

108,3

109,4

109,4

94,9

94,9

0,00

1141,5

9

3

1974

461,0

463,3

570,4

572,7

105,5

106,0

0,50

4368

15

4

1975

302,5

309,4

872,9

882,1

81,2

83,1

2,23

3723,5

11

5

1976

419,8

468,6

1292,7

1350,7

115,6

129,0

10,41

3631,5

16

6

1977

937,4

995,0

2230,1

2345,7

116,1

123,2

5,79

8077

33

7

1978

1399,6

1640,1

3629,7

3985,8

102,9

120,6

14,66

13603,3

51

8

1979

1827,6

2088,3

5457,3

6074,1

86,2

98,5

12,48

21205

86

9

1980

2419,1

2857,0

7876,4

8931,1

75,3

88,9

15,33

32133

107

10

1981

3062,6

3854,6

10939,0

12785,7

69,3

87,2

20,55

44203,5

155

11

1982

2781,4

3630,7

13720,4

16416,4

48,3

63,0

23,39

57596,8

199

12

1983

3186,7

4105,0

16907,1

20521,4

41,8

53,8

22,37

76272,6

288

13

1984

4733,1

6323,3

21640,2

26844,7

40,3

53,8

25,15

117581,3

382

14

1985

4016,3

6490,8

25656,5

33335,5

42,5

68,7

38,12

94546,1

381

15

1986

4153,4

8713,0

29809,9

42048,5

35,9

75,3

52,33

115550,9

396

16

1987

3826,7

10463,3

33636,6

52511,8

29,3

80,1

63,43

130791,6

440

17

1988

3334,6

11934,5

36971,2

64446,3

21,1

75,5

72,06

158035,2

491

18

1989

2831,9

12184,8

39803,1

76631,1

16,9

72,7

76,76

167169

519

19

1990

2200,2

12240,4

42003,3

88871,5

13,1

72,9

82,03

168295

519

20

1991

1650,4

11329,0

43653,7

100200,5

10,3

70,7

85,43

160381,3

496

21

1992

1210,1

8638,7

44863,8

108839,2

8,3

59,3

85,99

145826

463

22

1993

1134,8

6337,6

45998,6

115176,8

8,6

48,0

82,09

131577,1

427

23

1994

1020,4

5018,9

47019,0

120195,7

11,6

57,1

79,67

88327

365

24

1995

976,0

5182,9

47995,0

125378,6

10,7

56,8

81,17

91412,8

310

25

1996

368,4

2466,0

48363,4

127844,6

9,0

60,2

85,06

40995,6

307

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. - 1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках - 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,59,5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 5232км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Таблица 2.5

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта АВ2-3.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

Фонд

добыв.

Скважин

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

1971

297,8

297,8

372,6

372,6

127,4

127,4

0,00

2338,7

13

1972

521,3

521,3

893,9

893,9

146,7

146,7

0,00

3553,6

21

1973

2289,5

2335,6

3183,4

3229,5

200,1

204,1

1,97

11442

54

1974

4178,0

4200,4

7361,4

7429,9

176,2

177,1

0,53

23716

81

1975

3279,1

3393,1

10640,5

10823,0

124,3

128,6

3,36

26391

77

1976

4227,8

4619,7

14868,3

15442,7

155,8

170,2

8,48

27135,5

84

1977

4808,2

5236,6

19676,5

20679,3

161,6

176,0

8,18

29759,4

102

1978

5348,0

6068,2

25024,5

26747,5

141,7

160,8

11,87

37731,7

136

1979

5056,0

6137,8

30080,5

32885,3

103

125,0

17,63

49082,1

161

1980

4523,4

5771,6

34603,9

38656,9

75,1

95,8

21,63

60216

181

1981

5032,5

6643,2

39636,4

45300,1

72,5

95,7

24,25

69419,6

218

1982

5315,4

8465,5

44951,8

53765,6

73,2

116,6

37,21

72576,7

249

1983

4896,8

9461,1

49848,6

63226,7

62,5

120,8

48,24

78385,4

262

1984

5381,3

10838,4

55229,9

74065,1

59,1

119,0

50,35

91071,8

327

1985

5336,1

11165,5

60566,0

85230,6

52,5

109,9

52,21

101560

417

1986

6723,8

17257,9

67289,8

102488,5

40,8

104,7

61,04

164647

608

1987

5996,4

22394,9

73286,2

124883,4

29,3

109,4

73,22

204381

677

1988

4865,4

23921,3

78151,6

148804,7

20,2

99,3

79,66

240367

732

1989

3859,6

23309,4

82011,2

172114,1

15,8

95,4

83,44

244853

741

1990

2919,8

22397,3

84931,0

194511,4

12

92,1

86,96

243394

739

1991

2033,7

20317,7

86964,7

214829,1

8,8

87,9

89,99

230095

708

1992

1344,3

14473,7

88309,0

229302,8

6,5

70,0

90,71

206492

640

1993

1044,3

10958,7

89353,3

240261,5

5,5

57,7

90,47

190236

584

1994

1103,5

8075,6

90456,8

248337,1

10,1

73,9

86,34

109694

517

1995

1194,7

8839,2

91651,5

257176,3

9,9

73,2

86,48

120804

411

1996

478,3

3555,0

92129,8

260731,3

9,2

68,4

86,55

51740,8

396

Рисунок 2.2

Пласт АВ4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском - 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах - 1670-1690м. ГНК отбивается на а.о. - 1612,0-1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,51,5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7м. Размеры нефтяной части - 2821км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина - 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ8/0, БВ8/1, БВ8/2, БВ8/3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8/0, пласты БВ8/1 и БВ8/2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ8/3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ8/1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ8/0 и БВ81-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке - 2075м. В северной (район скв. 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м. Залежь пластово-сводовая; размеры залежи - 4327км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках - 2071-2081м. Размеры залежи 3926км, высота - 150м, нефтенасыщенная толщина - 17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВ10 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ10/0 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ10/0 и БВ10 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ10/0) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ10, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ10 сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до - 2190-2195м, к своду поднимаются до - 2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 4021км, высота - 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 7,9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Таблица 2.6

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта БВ10.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

фонд

добыв.

скважин

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

1971

42,3

42,3

63,1

63,1

84,6

84,6

0,00

500,2

4

1972

97,8

97,8

160,9

160,9

108,1

108,1

0,00

904,8

5

1973

78,8

78,8

239,7

239,7

73,6

73,6

0,00

1070,7

7

1974

71,5

71,5

311,2

311,2

39,7

39,7

0,00

1801,5

9

1975

68,0

68,0

379,2

379,2

25,7

25,7

0,00

2648,5

10

1976

67,3

67,3

446,5

446,5

23,6

23,6

0,00

2855

16

1977

208,6

208,6

655,1

655,1

38,5

38,5

0,00

5416

26

1978

367,2

369,2

1022,3

1024,3

35,1

35,3

0,54

10457,5

55

1979

635,2

639,4

1657,5

1663,7

26,9

27,1

0,66

23624,2

82

1980

751,4

765,0

2408,9

2428,7

25,5

26,0

1,78

29449

90

1981

1050,3

1123,8

3459,2

3552,5

32,7

35,0

6,54

32128,8

99

1982

1269,2

1397,9

4728,4

4950,4

45,3

49,9

9,21

28027,1

93

1983

1336,5

1590,2

6064,9

6540,6

47

55,9

15,95

28463,3

100

1984

1092,8

1417,9

7157,7

7958,5

32,8

42,6

22,93

33295,1

102

1985

819,5

1273,3

7977,2

9231,8

34,5

53,6

35,64

23751,3

89

1986

1295,1

1740,8

9272,3

10972,6

40,9

55,0

25,60

31639

126

1987

1247,8

2130,6

10520,1

13103,2

27,8

47,5

41,43

44919,5

149

1988

1031,0

2010,9

11551,1

15114,1

19,7

38,4

48,73

52208,4

159

1989

733,3

1685,9

12284,4

16800,0

14,3

32,9

56,50

51166

156

1990

594,9

1404,1

12879,3

18204,1

13

30,7

57,63

45698,9

141

1991

443,6

1412,8

13322,9

19616,9

9,7

30,9

68,60

45826,4

139

1992

498,7

1409,5

13821,6

21026,4

11,2

31,7

64,62

44520

135

1993

641,3

1427,3

14462,9

22453,7

14

31,2

55,07

45915,5

143

1994

539,7

1281,5

15002,6

23735,2

17,8

42,3

57,89

30254,2

137

1995

500,6

1222,3

15503,2

24957,5

16,3

39,8

59,04

30801,7

110

1996

212,5

588,3

15715,7

25545,8

13,7

37,9

63,88

15454,4

120

Рисунок 2.3

Пласты ЮВ1/1-2 и ЮВ1/1.

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ1/1-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках - 2316м (север) и 2310м (юг), в среднем на отметке - 2313м. Размеры залежи 6,03,0км, высота - 66м, средняя нефтенасыщенная толщина - 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о. - 2451м, на юго-западе на а.о. - 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,42,4км, высота - 55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.

По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ1/1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.

На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о. -2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.

На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м, -2471м, -2467м.

На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. - 2476м и 2490м.

На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. - 2476м. Залежь имеет размеры 3,21,5км, высота - 8м.

На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. - 2322м и 2369м, соответственно.

На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.

Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. - 2399м -2404м. Размеры 1,43,5км, высота - 28м.

В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке - 2352м. Размеры залежи 1,10,75км, высота - 7м.

Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. - 2353м. Размеры 1,60,9м, высота - 11м.

На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245. ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1,40,7км, высота - 11м.

Все залежи пластовые, сводовые.

Таблица 2.7

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

фонд

добыв.

скважин

тыс.т

Тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

1971

6598,1

6637,5

12049,1

12089,3

522,8

525,9

0,59

12620,7

46

1972

8245,1

8293,5

20294,1

20382,8

539,2

542,4

0,58

15291,5

69

1973

14292,8

14587,9

34586,9

34970,7

431,6

440,5

2,02

33119,2

158

1974

25003,0

25985,3

59589,9

60956,0

364,9

379,2

3,78

68529

258

1975

27075,7

28777,1

86665,6

89733,1

303,7

322,8

5,91

89159,5

278

1976

29564,8

32982,0

116230,4

122715,1

322,1

359,3

10,36

91774,3

307

1977

33822,0

39908,8

150052,4

162623,9

306,2

361,3

15,25

110440

376

1978

35233,5

43915,2

185285,8

206539,1

257,8

321,3

19,77

136646,6

466

1979

34260,6

43519,3

219546,4

250058,4

186,8

237,3

21,27

183374,4

628

1980

36800,8

51421,9

256347,2

301480,3

157,4

219,9

28,43

233865

730

1981

39927,5

58177,5

296274,7

359657,8

143,4

208,9

31,37

278521,4

903

1982

38461,7

64335,3

334736,5

423993,1

126,0

210,8

40,22

305306,1

1034

1983

38471,7

76909,0

373208,1

500902,1

110,3

220,5

49,98

348851,5

1152

1984

35916,1

88076,6

409124,3

588978,7

86,7

212,6

59,22

414226,9

1326

1985

27676,3

85993,8

436800,6

674972,5

72,5

225,3

67,82

381914,4

1381

1986

28273,2

107990,8

465073,8

782963,3

57,8

220,8

73,82

489022,5

1652

1987

25456,2

130687,9

490530,0

913651,2

44,9

230,5

80,52

567113,4

1819

1988

21542,1

142889,5

512072,1

1056540,7

33,6

222,9

84,92

641288,9

1923

1989

18096,9

145453,5

530169,0

1201994,2

28,0

225,0

87,56

646504,8

1933

1990

13732,9

142379,0

543901,9

1344373,2

21,4

221,9

90,35

642596,9

1918

1991

9763,0

126954,2

553664,9

1471327,3

15,4

200,3

92,31

635935,2

1904

1992

6213,9

87239,1

559878,8

1558566,4

10,3

144,6

92,88

602565,7

1820

1993

4699,1

58819,4

564577,9

1617385,8

8,2

102,6

92,01

572772,2

1743

1994

4538,0

49575,2

569115,9

1666961,0

13,0

142,0

90,85

349674,8

1605

1995

4784,3

55020,7

573900,2

1721981,7

13,2

151,8

91,30

363373,6

1239

1996

1924,2

24624,9

575824,4

1746606,6

12,0

153,6

92,19

160759,3

1216

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5


© 2007
Полное или частичном использовании материалов
запрещено.