Литология и полезные ископаемые, 2020, № 5, стр. 438-460

ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Изученная акватория расположена в северо-восточной части Баренцева моря между архипелагами Новая Земля и Земля Франца-Иосифа (рис. 1), Она относится к Баренцевской (Свальбардской) шельфовой [Шипилов, Тарасов, 1998], или окраинно-материковой [Верба, Иванов, 2009], плите с гетерогенной структурой. В пределах площади исследований предполагается гренвильский возраст становления фундамента [Шипилов, Тарасов, 1998], хотя существует альтернативное мнение об эпибайкальском его возрасте [Супруненко и др., 1998].

По характеру сейсмических записей и распределению потенциальных геофизических полей в пределах изученной площади выделяется две различные части: северо-западная и юго-восточная. К северо-западной части относится структура Восточно-Баренцевского мегапрогиба (ВБМ), а юго-восточная представлена Предновоземельской структурной областью (ПСО), включающей поднятия Адмиралтейства, Панкратьева и Мыса Желания, а также прогибы Седова, Мака, Гольфстрим и Карпова (рис. 2).

Район исследований расположен в пределах Восточно-Баренцевской нефтегазоносной провинции (НГП) и включает небольшие части Западно-Баренцевской НГП, самостоятельной Адмиралтейско-Приновоземельской возможно нефтегазоносной области (ВНГО) и ВНГО Земли Франца-Иосифа (рис. 3).

Восточно-Баренцевская НГП на изучаемой площади соответствует Восточно-Баренцевскому мегапрогибу. Границы мегапрогиба, которые являются также и границами провинции, контролируются разломно-флексурными зонами, отделяющими эту провинцию от поднятий Западно-Баренцевской НГП и Предновоземельской структурной области.

Восточно-Баренцевская НГП охватывает три ВНГО: Северо-Баренцевскую, Альбановско-Горбовскую и Святой Анны. Западно-Баренцевская НГП в районе работ представлена Центрально-Баренцевской перспективной нефтегазоносной областью.

В пределах Северо-Баренцевской, Альбановско-Горбовской НГО и самостоятельной Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО выявлено несколько крупных и ряд более мелких локальных поднятий. К наиболее крупным положительным структурам относятся Пахтусовская, Адмиралтейская, Орловская и Лунинская.

ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

Первые геотермические исследования на шельфе Баренцева моря начались в 70-е годы с измерений погружными зондами ПТГ-3МТБ по профилю полуостров Рыбачий – архипелаг Земля Франца-Иосифа, выполнявшихся в 23-м рейсе НИС “Академик Курчатов” группой исследователей из ГИН АН СССР и ВНИИОкеангеология (В.Н Меркушов, В.И. Падучих, Л.В. Подгорных, М.Д. Хуторской). [Методические и экспериментальные …, 1983] Эти измерения были выполнены на шельфе с глубинами моря до 300 м методом внедрения одноканального зонда в толщу осадков на глубину, не превышающую двух метров.

В Российской части Баренцева моря основной объем кондиционных зондовых измерений был выполнен геотермическим отрядом Геологического института КНЦ РАН (г. Апатиты) [Цыбуля, Левашкевич, 1992] Определение плотности теплового потока зондовым методом осуществлено на 30 станциях Баренцева моря с использованием термоградиентометра с кварцевыми резонаторами (ТГЦП) [Цыбуля, Левашкевич, 1992; Левашкевич и др., 1992; Новое в изучении …, 1990].

Начавшаяся в 80-е годы интенсивная разведка нефтегазовых месторождений на шельфе Баренцева моря сопровождалась бурением на площади акватории и на островах глубоких скважин, в которых проводились каротажные исследования, в том числе термокаротаж.

Определения теплового потока в глубоких скважинах акватории Баренцева моря проведены ПО “Арктикморнефтегазразведка”. Промыслово-геофизической службой этой организации выполнен широкий комплекс геофизических исследований, в том числе проведены геотермические исследования в скважинах с различной степенью их “выстойки” после бурения. Полученные термограммы вместе с результатами изучения теплофизических параметров пород позволили определить величины теплового потока в девяти глубоких скважинах акватории. Термокаротаж практически во всех скважинах выполнялся после окончания бурения в сроки, не превышающие одного месяца. Обработка термических измерений позволила оценить значения градиентов температуры, а результаты теплофизических исследований керна скважин – теплопроводность пород. Таким образом, были получены первые кондиционные измерения теплового потока в регионе [Цыбуля, Левашкевич, 1992], значения которого позднее были уточнены В.Г Левашкевичем [Левашкевич, 2005]. В те же годы сотрудники Геологического института КНЦ РАН провели несколько морских экспедиций (С.П. Григорян, М.О. Лахтионов, В.Г. Левашкевич, Л.А. Цыбуля), в ходе которых тепловой поток был измерен при помощи автономного зонда ТГЦП с термочувствительными кварцевыми датчиками. Площадные измерения сопровождались режимными наблюдениями температур морского дна на нескольких опорных станциях в южной и восточной частях Баренцева моря. Это позволило с помощью специально разработанного алгоритма [Левашкевич, 2005] оценить глубинную компоненту теплового потока и количественно учесть влияние периодических колебаний температуры дна. Тем не менее, скважинные геотермические измерения на этой обширной территории до сих пор остаются редкими, и с этим связана большая погрешность (~30%) при расчете глубинных температур по геотермическим данным.

В 2007–2009 гг. Геологическим институтом РАН в северной части акватории Баренцева моря проводились геотермические исследования с использованием аппаратуры ГЕОС-М, которые позволили получить 27 кондиционных измерений теплового потока в проливе Франц-Виктория (рис. 4) и в троге Орла [Хуторской и др., 2009]. По результатам работ было выполнено структурно-тектоническое районирование и построена карта прогноза глубины и локализации интервала температур катагенеза ОВ [Хуторской, 2008; Хуторской и др., 2009; Леонов и др., 2010; Ахмедзянов и др., 2011].

Изучение теплового потока на островах стало возможным после бурения параметрических скважин на архипелаге Земля Франца-Иосифа; на островах Земля Александры (скв. Нагурская), Хейса (скв. Хейса) и Грэм-Белл (скв. Северная); на архипелаге Шпицберген (скв. Грумантская-1) [Бро и др., 1989, Хуторской и др., 2013] (рис. 5); на острове Южный архипелага Новая Земля (СГ-5 – Павловское месторождение) [Никитин, Хуторской, 2018] (рис. 6).

Значения геотермического градиента в скважинах определялись по данным производственного термокаротажа после внесения соответствующих поправок на “невыстойку” скважин [Левашкевич, 2005, Никитин и др., 2019]. Имеющиеся данные обеспечивали относительную погрешность расчета плотности теплового потока ~15%. Обобщение данных о геотермической изученности региона дано в монографии [Хуторской и др., 2013].

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ И ТЕРМОБАРИЧЕСКИЙ РЕЖИМЫ НЕДР

Современные пластовые температуры в триасовой нефтематеринской толще, измеренные на одинаковых глубинах, не постоянны и изменяются в довольно широких пределах. На срезе глубины 2000 м их значения находятся в интервале от 46 до 60°С. Минимальные значения зафиксированы в скважине Северная на Земле Франца-Иосифа, максимальные – на Северо-Кильдинской площади. Сходная картина наблюдается и на глубинном срезе 2500 м, где разброс значений составил от 63°С в скважине Северная и до 77°С на Северо-Кильдинской площади.

На глубинном срезе 3000 м общая картина распределения пластовых температур резко меняется. Минимальными значениями характеризуется район Штокмановско-Лунинского порога. Здесь на Штокмановской площади пластовая температура составляет 73°С. Близкие значения зафиксированы на Северо-Мурманской площади в пределах Южно-Баренцевской синеклизы. Максимальными значениями пластовых температур на глубинном срезе 3000 м характеризуются: крайняя северная часть района работ в пределах Земли Франца-Иосифа (скважина Хейса), архипелаг Свальбард (скважины Грумантская и Вассдаленская) и Северо-Кильдинская площадь, где пластовые температуры достигают 87°С (рис. 7).

Таким образом, фактические данные свидетельствуют о закономерном увеличении напряженности современного геотермического режима в направлении с юга на север, с ярко выраженным максимумом в районе Северо-Кильдинской площади. Этот факт неоднократно подчеркивался в опубликованных источниках [Геология …, 2004; Цыбуля, Левашкевич, 1992; Хуторской и др., 2013].

Региональные закономерности геотермического режима недр Баренцевоморского региона связываются с новейшей тектонической активностью, проявления которой усиливаются в северном направлении. Это подтверждается увеличением наблюдаемого теплового потока и его мантийной компоненты с юга на север. Само же увеличение “мантийного” теплового потока обусловливается утонением коры в северном направлении и соответствующим уменьшением радиогенной компоненты теплового потока.

Район исследований характеризуется ограниченным объемом фактических данных по замерам пластовых температур, давлений и определениям отражательной способности витринита (см. рис. 7). Замерами пластовых температур охарактеризованы участки на площади Штокмановско-Лунинского порога, Южно-Баренцевской синеклизы, морского продолжения Тимано-Печорской НГП и архипелага Земля Франца-Иосифа. Замерами пластовых давлений и значений отражательной способности витринита охарактеризованы площади Штокмановско-Лунинского порога, северного продолжения Тимано-Печорской НГП, а также Южно-Баренцевской синеклизы.

На рис. 7 представлены замеры пластовых давлений в мезозойско-кайнозойских отложениях Штокмановской, Ледовой, Лудловской, Арктической, Северо-Кильдинской, Мурманской и Куренцовской структур. Бурением вскрыта только верхняя часть разреза: меловые, юрские и лишь на некоторых площадях триасовые отложения.

Верхнетриасовые, юрские и меловые отложения характеризуются гидростатическими пластовыми давлениями. Коэффициент аномальности давлений изменяется от 1.00 на Арктической площади до 1.15 на Штокмановской и Лудловской площадях.

Аномально высокие пластовые давления (АВПД) отмечены в отложениях среднего и нижнего триаса на Северо-Кильдинской и Мурманской площадях в южной части района работ. Превышение давлений над условным гидростатическим давлением достигает 1.63 раза. Наиболее явно АВПД проявляется на Мурманской площади, где коэффициент аномальности увеличивается от 1.03 до 1.63 при изменении глубины на 518 м (в интервале 2439–2957 м). Природа и область распространения АВПД в осадочных отложениях Баренцевоморского бассейна до настоящего времени не выяснена. Вероятно, возникновение АВПД связано с затрудненными флюидообменом и газогенерацией в районах развития мощных глинистых толщ верхней перми, нижнего и среднего триаса. Однако, это лишь предположение, которое требует дополнительных исследований.

Для построения прогнозной геотермической модели северо-восточной части Баренцева моря мы воспользовались известными и опубликованными данными о распространении АВПД в Тимано-Печорском регионе.

В пределах соседней Тимано-Печорской НГП аномально высокие пластовые давления зафиксированы на многих площадях – Лаявожской, Хыльчуюской, Яреюской и др. Стратиграфически зона АВПД включает отложения от ордовикских до турнейских включительно. Величина коэффициента аномальности варьирует от 1.22–1.25 до 1.51–1.90, наиболее высокие значения отмечены на Лаявожской, Северо-Сарембойской и Кочмесской площадях. Нередко наблюдается увеличение коэффициента аномальности с глубиной [Лысенин, Карпюк, 2004]. Максимальные давления (79.02 и 83.32–120.00 МПа) зафиксированы на Вуктыльской и Кочмесской площадях Предуральского прогиба (на глубинах 5500 и 5600–6262 м соответственно).

В целом, прослеживается увеличение глубины верхней границы АВПД с севера на юг. Анализ фактического материала показывает, что верхняя граница АВПД располагается на минимальных глубинах (от 3000–3200 до 4000–4200 м) на севере провинции, в районах развития мощной толщи слабоуплотненных мезозойских и кайнозойских отложений [Лысенин, Карпюк, 2004].

Большинство месторождений Тимано-Печорской НГП располагается в зоне гидростатических давлений, а АВПД фиксируются, как правило, ниже по разрезу. В зоне АВПД обнаружены лишь отдельные залежи. Это объясняется тем, что фоновые сверхвысокие давления не благоприятствуют сохранению залежей: чем выше величина АВПД, тем быстрее в залежах достигается давление гидроразрыва, ведущего к их разрушению. [Лысенин, Карпюк, 2004]. Поэтому в зоне АВПД с глубиной закономерно уменьшаются мощности залежей и запасы углеводородов, а глубина достижения литостатического пластового давления является предельной глубиной существования залежей [Лысенин, Ежов, 1987].

Перечисленные закономерности были использованы при палеоструктурной реконструкции осадочного чехла и условий катагенеза ОВ в Баренцевом море, которая реализована в виде “блочной модели”.

ГЕОТЕРМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Рассчитанная нами “блочная модель” осадочного чехла северо-восточной акватории Баренцева моря послужила основой для задания теплофизической структуры разреза вдоль 22 геотраверсов по ортогональной сетке в интервале глубин от 0 до 20 км [Никитин и др., 2018].

Для решения задачи о распределении температур в разрезе использовался численный метод конечных элементов с квадратичной аппроксимацией функции температуры между узлами прямоугольной сетки в плоскости каждого профиля, разделенного на 1681 (41х41) узел (т.е. решалась двумерная задача), реализованный в программном обеспечении TERMGRAF [Хуторской, 1996].

Внутри области моделирования задавалась конфигурация контрастных сред и их теплофизические свойства: температуропроводность а (м²/с), теплопроводность k (Вт/(м К)) и нормированная плотность тепловых источников Q/(сρ) (К/с). В расчетной части комплекса задавались линейные размеры области моделирования (Lx и Lz, в км), которые определяли линейные размеры узла (Lx/41 и Lz/41), а также временнóй интервал дискретизации решения (в млн лет). Временнóй шаг итерационного процесса автоматически выбирался программой и рассчитывался как τ = 10^–7 × × (Z  ²/4a), где Z – глубина области моделирования.

В результате численного решения уравнения теплопроводности:

где k, c, ρ – соответственно теплопроводность, теплоемкость и плотность слоев литосферы, А(х, z) ‒ плотность источников тепла в слое, τ – время, мы получаем распределение температур и тепловых потоков q(z) и q(x) для принятой теплофизической среды в конечный момент временнóго этапа дискретизации. Полученный файл результатов переименовывается в файл начальных температур, и на следующем этапе начинается расчет с конечного момента предыдущего этапа.

Для каждого профиля при моделировании задавалась краевая температура на верхней границе и тепловой поток на нижней границе (q_гр), соответствующий измеренному в ближайших скважинах значению (q_набл) за вычетом теплового потока, генерируемого в слое земной коры при спонтанном распаде долгоживущих радиоизотопов (q_р) выше нижней границы области моделирования, т.е. q_гр= q_набл– q_р.

Последний рассчитывается на основании сейсмической информации о мощности слоя (z_i) и его составе, а также из общепринятых традиционных величин удельной теплогенерации (А(x, z)) для соответствующего типа пород: (q_р)_i = А(х, z)z_i [Хуторской, Поляк, 2016].

Точность расчетов оценивалась по двум критериям: во-первых, по совпадению модельного и измеренного в скважинах теплового потока; во-вторых, по совпадению температур на пересечении профилей.

Моделирование проводилось в геометрии 2D и 3D. Построение трехмерной региональной геотермической модели проводилось с помощью пакета трехмерной графики “TECPLOT v.10.0” (Amtec Engineering Inc.), который позволяет провести объемную интерполяцию наблюдаемого поля (в нашем случае температуры, теплового потока, а также структурных сейсмотомографических границ) в координатах: широта–долгота–глубина.

Цель работы по определению глубинных температур в осадочном чехле заключалась в оценке глубин, ограничивающих температурные интервалы, которые соответствуют различной степени катагенетической трансформации органического вещества, а также в исследовании пространственной неоднородности геотемпературного поля.

В результате объемной интерполяции двухмерных температурных разрезов построены 3D- модели распределения глубинных температур (рис. 8).

На схеме распределения температур (см. рис. 8) выделяется “температурный купол” в интервале глубин 3–20 км. Его происхождение связано, по-видимому, с рефракцией глубинного теплового потока из-за структурно-теплофизических неоднородностей внутри осадочного чехла. Следует отметить, что локализация этого “температурного купола” совпадает с местонахождением неструктурных ловушек углеводородов, выделенных по сейсмическим данным. Таким образом, проявляется пространственная ассоциация “температурного купола” и нефтегазоперспективных зон.

Модель позволяет получить карты-срезы геотермического поля на любой глубине, а также карты изотермических поверхностей [Хуторской и др., 2013] и, таким образом, определить характерные температурные границы, в нашей задаче – положение изотерм катагенетического температурного интервала (60–225°С).

ВЫДЕЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ

Значительная роль катагенетических исследований в нефтяной геологии связана с тем, что именно в процессе катагенеза на стадии мезокатагенеза (МК) происходит основное нефте- и газообразование. По результатам многочисленных исследований установлено, что главная зона нефтеобразования (ГЗН) располагается в интервале трех подзон, или градаций катагенеза – МК1, МК2, МК3 [Вассоевич, 1990] (рис. 9). Отрезок времени, связанный с ГЗН, в течение которого происходит образование и относительно длительное существование нефти, получил название главной фазы нефтеобразования (ГФН). За рубежом этому понятию соответствует термин “нефтяное окно” [Хант, 1982].

Катагенетические границы “нефтяного окна” зависят от типа керогена (сапропелевого, гумусового или смешанного), темпов погружения толщи отложений, строения и состава вмещающих пород, характера геотермического и флюидодинамического режимов и др.

Основные запасы нефти чаще всего сосредоточены в ГЗН на градациях МК1–МК3. Зоны более высоких градаций катагенеза центральных частей осадочных бассейнов характеризуются распространением преимущественно газовых и газоконденсатных скоплений [Соколов, 1988]. При прогнозно-оценочных работах и поисках углеводородов большое значение имеет оценка уровня катагенетической преобразованности захороненного в осадочных породах ОВ. Определяемые в результате этой оценки этапы катагенеза являются главными показателями, отражающими способность или неспособность ОВ к генерации УВ. “В прогнозе зон генерации УВ и фазового состава генерирующихся УВ состоит прикладной аспект и значение исследований процесса катагенеза” [Грамберг и др., 2001, с. 1809].

В результате выполненных в разные годы поисково-разведочных работ на нефть и газ в северо-восточной части Баренцева моря, в осадочном чехле акватории сотрудниками Морской арктической геофизической экспедиции (МАГЭ) было выделено более двадцати локальных антиклинальных поднятий, соответствующих разным отражающим горизонтам. Они оцениваются как области возможного развития ловушек неструктурного типа: литологических, связанных с отложениями конусов выноса прогибов Фобос и Седова, а также стратиграфических, приуроченных к области выклинивания триасовых отложений под эрозионной поверхностью. На рис. 10 показано пространственное распределение локальных поднятий (нефтегазоперспективных объектов) в пределах осадочного чехла, совмещенных с температурными диапазонами, соответствующими вертикальной зональности зоны катагенеза – 0–60, 60–175, 175–225, 225–315°С (см. рис. 9).

Морфоструктурные характеристики и типы выявленных ловушек, а также их положение в предложенной нами температурной модели катагенетической зональности отражены в табл. 1.

Как видно из таблицы, наибольшее количество выявленных ловушек приурочено к зоне образования нефти. Наиболее значительными углеводородными ресурсами обладает триасовый комплекс, превышающими ресурсы юрско-неокомского комплекса в основном за счет более высокой мощности, в то же время это нисколько не уменьшает перспективности юрских отложений.

ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЕ РЕКОНСТРУКЦИИ

Простейший метод учета уплотнения слоев пород с использованием зависимости пористости от глубины (К_п(Н)) в зарубежной литературе часто называют “backstripping”. Методика “backstripping” (backstripping technique – англ. пер.) была введена для восстановления палеогеометрии залегания осадочных толщ [Perrier, Quiblier, 1974; Steckler, Watts, 1978.], однако до сих пор используется для изучения истории тектонического погружения в пассивных окраинах [Roberts et al., 1998]. В конечном счете “backstripping” позволяет оценить структурное происхождение бассейна по данным о скоростях погружения.

Методика “backstripping” основана на знании тренда нормального уплотнения пород, а также, в меньшей степени, эвстатических вариаций и палеобатиметрии.

Выбор опции определяется, по существу, проявлением или отсутствием аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в регионе.

Если выбрана опция уплотнения без учета флюидальной пластовой системы, закон уплотнения моделируется посредством кривой пористость/глубина K_n(H), которая определена для каждого литологического типа пород. Эти кривые описывают эволюцию пористости для случая, когда происходит захоронение в нормальных гидростатических условиях, а АВПД отсутствуют.

При наличии градиентов АВПД уплотнение определяется геостатической нагрузкой и поровым давлением в соответствии с законом Терцаги:

где К_п – коэффициент пористости, S – геостатическое давление, P_n – поровое давление, δ – эффективное напряжение.

Закон K_n(δ) более точно, чем закон K_n(H), описывает поведение осадочных пород под действием геостатического давления. Вместо того, чтобы описывать уплотнение как прямой результат глубины захоронения, он описывает его как результат эффективного напряжения, которому подвергаются породы. Это различие, с одной стороны, позволяет учитывать АВПД, а с другой, подразумевает, что некоторые осадочные пласты могли быть разуплотнены в результате подъема на дневную поверхность. Учет подобного фактора целесообразен при выполнении моделирования с целью прогноза АВПД, при моделировании объектов, содержащих мощные глинистые толщи, и для разрезов, в которых фиксируются значительные перерывы в осадконакоплении. Для калибровки и сопоставления моделей возможно поочередное использование законов K_n(δ) и K_n(H) для каждого литологического типа или их смесей.

Результатом процедуры “backstripping” является палеоструктурная реконструкция.

Разработанная модель палеотектонического развития (“backstripping” модель) позволяет проследить эволюцию основных структурных элементов северо-восточной части Баренцевоморского шельфа от начала накопления осадочных толщ до настоящего времени.

Пример палеоструктурной реконструкции дан по произвольному профилю (сечению) “блочной модели” I–I (рис. 11).

Для палеоструктурной реконструкции с помощью программного комплекса “TERMGRAF” была рассчитана палеогеотермическая модель, показывающая распределение температур геологического прошлого для всех представленных моментов развития осадочного бассейна (рис. 12).

Эта модель позволяет (в первом приближении) прогнозировать локализацию и глубину залежей углеводородов, т.к. по значениям палеотемператур для возраста в осадочных толщах, соответствующих возрасту нефтей (поздний триас–ранняя юра), определяется положение катагенетического интервала температур.

Оценка в данном случае возможна лишь в первом приближении, поскольку положение нефтематеринских свит в разрезе осадочного чехла, которое мы ассоциируем с интервалом катагенеза, не всегда соответствует расположению залежей. Это связано со способностью углеводородов мигрировать по проницаемым зонам, скапливаясь в ловушках. Поэтому для наиболее корректного прогноза необходимо доказать совпадение положения нефтематеринской толщи и ловушки, или определить пути миграции углеводородов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ температурных условий катагенеза органического вещества осадочных толщ среднего палеозоя–нижнего мела общей мощностью до 18.5 км в северо-восточной части Баренцевоморского шельфа показывает, что вертикальная катагенетическая зональность выражена последовательностью сменяющихся градаций катагенеза – от ПК до АК1-2 включительно. Установлено, что стадия преобразования ОВ изменяется от протокатагенеза (ПК) в юрско-меловых отложениях до апокатагенеза (АК) в отложениях карбона и перми.

С глубиной происходит возрастание степени зрелости ОВ, но эти изменения происходят с разной интенсивностью. Толщи, залегающие в интервале от поверхности и до глубины 7.5–8.0 км, еще не вышли из главной зоны нефтеобразования (градация катагенеза МК1-3) и могут представлять интерес для поисков нефтяных залежей. Ниже, до глубины 20 км, в зоне газообразования, возможно, еще сохраняются скопления легких нефтей и газов.

Нестационарное моделирование палеотемператур методом “backstripping” позволяет рассчитать интервал катагенетических температур геологического прошлого, в частности для времени, когда происходил катагенез ОВ в толщах осадочного чехла. Это надежный метод прогнозирования нефтегазоносности, который мы рекомендуем включить в комплекс поисково-разведочных работ в осадочных бассейнах.