Разрежение сеток эксплуатационных скважин - важное народнохозяйственное мероприятие
М.И. Максимов
В решении грандиозных задач, поставленных перед нефтедобывающей промышленностью XXII съездом КПСС, проблема научного обоснования целесообразной плотности сеток скважин имеет первостепенное значение, так как примерно половина капитальных вложений в добычу нефти приходится на бурение эксплуатационных скважин.
Для снижения затрат на разбуривание новых месторождений Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ) предложил разрежать на первом этапе разработки сетку эксплуатационных скважин, относя значительное количество скважин в резерв.
Благодаря этому, удалось, не сокращая запланированной добычи нефти и не снижая коэффициента нефтеотдачи, резко снизить капитальные вложения в добычу нефти и, кроме того, вводить в разработку месторождения при меньшей степени разведанности с переложением некоторых задач разведки на эксплуатационное бурение.
Однако целесообразность такого решения оспаривается рядом работников нефтяной промышленности [1, 2].
Все это заставляет ВНИИ изложить те научные основы, которые были использованы при определении принципов разрежения сеток скважин, а также ответить на возражения противников внедрения редких сеток скважин.
Проблема разрежения сеток эксплуатационных скважин с точки зрения разработки сводится к двум основным задачам:
1. получению при редких сетках скважин высокого уровня добычи нефти, обеспечивающего потребности народного хозяйства;
2. Достижению при редких сетках скважин высокой нефтеотдачи.
Решая первую задачу, ВНИИ ориентируется на получение такого же уровня добычи нефти, который был раньше при плотных сетках скважин, а в некоторых случаях и более высокого, если это потребуется для обеспечения заданного темпа прироста добычи нефти по отдельным совнархозам. Положительному решению поставленной задачи способствовали новая система внутриконтурного заводнения, при которой значительно увеличивается длина фронта нагнетания воды и обеспечиваются наиболее благоприятные расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, а также ряд мероприятий по интенсификации добычи, имеющих в своей основе увеличение градиентов давления в пласте [3, 4]. К этим мероприятиям относятся повышение давления на линиях нагнетания воды, снижение забойного давления в эксплуатационных скважинах ниже давления фонтанирования, а иногда ниже давления насыщения нефти газом, приближение фронта нагнетания воды и т. п.
При увеличении градиента давления в пласте прямо пропорционально растут дебиты скважин, что позволяет сократить их количество при сохранении того же уровня добычи нефти.
Внедрение описанных мероприятий в промышленность будет тесно связано с развитием техники добычи нефти в течение ближайших лет.
В частности, создание и внедрение новых насосов для закачки воды в пласт с повышенным давлением нагнетания, а также погружных высокопроизводительных глубинных насосов с повышенными напорами создаст условия для еще большего разрежения сеток эксплуатационных скважин на первом этапе разработки месторождений. Это позволит осуществить дальнейшее уменьшение капиталовложений в добычу нефти, так как экономия на бурении эксплуатационных скважин значительно превосходит стоимость дополнительного оборудования и сооружений для интенсификации добычи нефти.
При решении задачи разукрупнения сеток скважин ВНИИ были учтены следующие характерные черты процесса вытеснения нефти водой, связанные со специфичностью нефти. Как бы мы ни размещали скважины на нефтяной залежи, выработка запасов нефти происходит только в зоне продвижения воды. Следовательно, в условиях вытеснения нефти водой находящиеся внутри нефтяной площади скважины запасов нефти вблизи себя не вырабатывают.
Кроме того, учитывалось также, что уже на сравнительно небольшом расстоянии от ряда эксплуатационных скважин движение жидкости по пласту происходит так равномерно, как если бы вместо ряда скважин была образована в пласте галерея. В неоднородном пласте, характеризующемся чередованием плохо проницаемых участков с хорошо проницаемыми, градиенты давления на участках с ухудшенной проницаемостью увеличиваются, что несколько выравнивает движение фронта воды по пласту [5, 6].
В целом интенсивность выработки запасов тесно связана с общим уровнем отбора жидкости из пласта и не зависит от степени уплотнения эксплуатационных скважин внутри нефтяной площади.
Несколько иные черты процесса наблюдаются на заводняемой площади. Здесь после прохождения фронта воды вследствие неоднородности пласта по разрезу и по площади, особенно вследствие его прерывистости и линзовидности, образуются целики нефти. Последние возникают и в результате своеобразия линии тока, появляющейся при эксплуатации нефтяного пласта скважинами [5].
Ясно, что чем больше имеется целиков, тем больше потери запасов нефти. Поэтому борьба с образованием целиков нефти имеет существенное значение для достижения высокого коэффициента нефтеотдачи. Основными мероприятиями по вытеснению нефти из целиков, как показали проведенные исследования, являются изменение направления потока жидкости в пласте и в некоторых случаях бурение дополнительных скважин с наиболее целесообразным их расположением на целике. Так, например, нефть из целиков, образовавшихся между скважинами стягивающего ряда, можно быстро вытеснить, если организовать закачку воды в половину скважин центрального ряда (через одну скважину) с отбором нефти через остальные скважины [6]. Для вытеснения нефти из линз необходимо иметь минимум две скважины, причем одну эксплуатационную, а вторую нагнетательную и т. п. [7].
Таким образом, в условиях вытеснения нефти водой нельзя связывать обеспечение высокой нефтеотдачи с плотной сеткой скважин.
Для достижения высокой нефтеотдачи необходимо иметь правильное размещение скважин на пласте и направление потоков жидкости. В условиях неоднородного пласта размещение скважин в конечном итоге должно быть неравномерным, учитывающим характерные особенности строения пласта.
Учитывая изложенное выше, ВНИИ рекомендует разрабатывать нефтяные залежи в условиях вытеснения нефти водой в следующем порядке.
В первый период, когда имеется обширная чисто нефтяная площадь, осуществлять разработку следует редкой равномерной сеткой скважин. Количество скважин, а следовательно и их уплотнение, нужно устанавливать исходя из необходимости обеспечения заданной добычи нефти, причем при применении методов интенсификации добычи путем увеличения градиента давления в пласте допустимо значительное уменьшение числа скважин на чисто нефтяной части площади при условии рационального распределения давления в пласте и при более или менее равномерном размещении эксплуатационных скважин вдоль наступающего фронта воды.
Во второй период, когда продвинувшаяся вода захватит большую часть площади, после проведения соответствующего комплекса исследовательских работ должно быть уточнено положение целиков нефти как в «тупиковых» и застойных зонах, так и в отдельных плохо проницаемых прослоях, а также в изолированных линзах. Это даст возможность выбрать наиболее целесообразное место для бурения дополнительных эксплуатационных и нагнетательных скважин из числа резервных и переместить нагнетание воды так, чтобы при минимальном числе скважин полностью охватить весь объем пор нефтеносного пласта процессом вытеснения нефти водой.
В результате будет достигнута высокая нефтеотдача при минимальных капиталовложениях и обеспечены необходимые уровни добычи нефти [6].
Впервые в СССР редкие сетки скважин были запроектированы и внедрены в 1952-1953 гг. на центральных площадях Ромашкинского месторождения (Миннибаевской, Абдрахмановской и Павловской) с расстояниями между рядами 1000 м и между скважинами в рядах 600 м.
При обосновании столь редкой сетки скважин учитывались дополнительные ее преимущества. Она позволяла продолжительно осуществлять нормальную эксплуатацию скважин (в условиях запаздывания начала поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт) и быстро наращивать добычу нефти, так как благодаря большой площади, приходящейся на скважину, обеспечивались повышенные дебиты скважин. Эти выводы были доложены ВНИИ на выездной сессии Технического совета б. МНП (май - июнь 1955 г., г. Октябрьский) с рекомендацией сохранить редкую сетку скважин в течение 5-7 лет. Эта рекомендация не встретила особых возражений и была принята.
В 1955-1956 гг. ВНИИ были составлены проекты разработки шести центральных и прилегающих к ним площадей Ромашкинского месторождения и проекты разработки пластов ДIV и ДI Шкаповского месторождения, в которых предусматривалось применение методов интенсификации добычи путем увеличения градиентов давления в пласте, что позволило запроектировать редкие сетки скважин.
Вокруг этих проектов завязалась широкая дискуссия. Геологическим управлением б. МНП был организован ряд экспертных комиссий, в которые вошли представители научно-исследовательских институтов и руководящие работники от большинства нефтяных районов страны. В своем общем заключении все комиссии высказали несогласие с редкими сетками, заложенными в проекте, и рекомендовали применять сгущение сетки эксплуатационных скважин до 20-30 га на скважину в зависимости от геологических условий.
После тщательного обсуждения Центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений приняла проекты, составленные ВНИИ, с небольшими изменениями и одновременно решила «с целью получения экспериментальных данных для обоснования плотности размещения скважин на отдельных площадях произвести исследовательские работы на Бавлинском месторождении по совместному плану объединения Татнефть, ВНИИ и ТатНИИ».
Промышленный эксперимент на Бавлинском месторождении, при котором сетка эксплуатационных скважин была разрежена вдвое, полностью подтвердил возможность получения повышенных дебитов скважин при увеличении градиента давления в пласте [8]. Давление на линии нагнетания было увеличено выше начального также на ряде площадей Ромашкинского, а также на Туймазинском, Бавлинском, Шкаповском, Жирновском и на других месторождениях.
Рекомендации ВНИИ в отношении применения редких сеток скважин неоднократно критиковались в печати В.Н. Щелкачевым, причем основное внимание уделялось высказыванию ВНИИ о том, что за последние годы в США наметилась тенденция к резкому разрежению сеток скважин. Критиковались также появившиеся в советской литературе сведения и о том, что некоторые видные американские исследователи пришли к выводу о слабом влиянии плотности сеток скважин не нефтеотдачу.
В.Н. Щелкачев старался показать необъективность информации со стороны ВНИИ о тенденции разрежения сеток скважин в США. Так, он писал, что «анализ фактических материалов разработки показывает, что столь редкую для американских условий сетку скважин применяли отнюдь не как новую норму сетки, а благодаря каким-либо конкретным особенностям нефтеносного пласта и (или) экономическим причинам». Такими причинами он считает экономическую нецелесообразность интенсивной разработки отдельных месторождений, горный рельеф, очень малую проницаемость пласта (месторождение Спраберри), катастрофическое падение пластового давления (месторождение Солт-Крик), очень сильную заболоченность местности (месторождение Пембина) [9].
Однако в своей последней работе [10] В.Н. Щелкачев, по-видимому, вынужден признать правильность отмеченной ВНИИ тенденции разрежения сеток скважин в США (с плотностью 32, 64 и даже 128 га на скважину).
В результате изучения опыта разработки нефтяных месторождений США он в 1961 г. пришел к тому же основному положению, которое было принято ВНИИ уже много лет назад, а именно, что сгущение сетки скважин - экономически исключительно нерациональный способ повышения нефтеотдачи пласта и необходимо использовать все подходящие специальные способы воздействия на пласт и на призабойную зону скважин, чтобы обеспечить разработку месторождений при максимально возможной разреженной сетке размещения скважин.
Однако в отличие от ВНИИ эти рекомендации он решается принять не за основу при разработке нефтяных месторождений, а лишь в качестве эксперимента, учитывая влияние плотности сетки на нефтеотдачу.
Как известно, конечная нефтеотдача при современном состоянии нефтяной науки может быть более или менее точно выяснена лишь через очень продолжительное время (десятки лет) при переходе месторождения в конечную стадию разработки.
Несмотря на положительные результаты Бавлинского промышленного эксперимента и явную целесообразность описанного плана проведения разработки многие нефтяники продолжают отстаивать необходимость применения плотных сеток скважин.
Наиболее полно эти возражения изложены в статье [2]. Для достижения максимальной нефтеотдачи авторы статьи [2] считают, что разбуривание месторождений Башкирии должно осуществляться по равномерной сетке, причем обязательно плотной (В п. 3 выводов авторы пишут о принципиальной возможности разбуривания месторождений по сетке 60-80 га при условии их однородности, высокой пористости и проницаемости, но таких месторождений в Башкирской АССР они не называют.). Надо отметить непоследовательность авторов. В своей статье они приводят целый ряд случаев неравномерного продвижения воды, а именно преимущественного продвижения по наиболее проницаемым в разрезе скважин прослоям (скв. 881, Туймазы), по более проницаемым участкам пласта (скв. 1433 и 1396, Туймазы), а также преждевременного обводнения из-за перетоков воды из обводненного пласта в нефтеносный (Шкаповское месторождение). Все эти случаи наблюдаются при неоднородном строении пластов и наличии между ними гидродинамической связи. Учитывая неоднородность пластов и специфические особенности движения воды, можно прийти к единственно правильному выводу, что система разработки должна быть приспособлена к этим условиям и должна учитывать характер неоднородности на каждом участке. Равномерная же сетка скважин приспособлена к условиям однородного пласта, и никак нельзя согласиться с авторами статьи, что этот очень существенный недостаток может быть исправлен за счет применения плотных сеток скважин.
В условиях неоднородного пласта плотность скважин должна быть различной: на одних площадях скважины должны быть уплотнены, а на других разрежены. Если установить плотность сетки для всей залежи, исходя из наибольшей плотности, необходимой для отдельных участков, как предлагают авторы статьи, то этим самым мы переуплотним остальные участки. Разбуривая залежь по равномерной сетке скважин и не зная деталей ее геологического строения, мы, как правило, не получим наиболее рационального размещения скважин в отношении целиков нефти, которые возникнут в дальнейшем. Таким образом, применение плотных сеток скважин ведет к бурению излишних скважин на ряде участков и вместе с этим не гарантирует высокой нефтеотдачи. Поэтому для обеспечения полноценной нефтеотдачи и при плотных сетках необходимо предусматривать резервные скважины и бурить их на целики нефти во второй стадии разработки.
В методике ВНИИ предусмотрено разбуривание нефтяных залежей первоначально по равномерной редкой сетке скважин, так как при их бурении еще отсутствуют сведения о неоднородности пласта.
В дальнейшем же система размещения скважин приводится в полное соответствие с неоднородностью пласта на каждом участке.
Применяя на первой стадии редкие сетки скважин, мы получаем очень гибкую систему разработки, которая благодаря постепенному бурению резервных скважин позволяет лучшим образом приспособить ее к реальным особенностям нефтяного пласта и достичь более высокой нефтеотдачи пласта при таком же количестве скважин, как и в системах, в которых разработка осуществляется по плотным равномерным сеткам скважин.
При этом должны быть учтены особенности продвижения воды и характер целиков нефти, т.е. бурение резервных скважин следует в одних случаях ориентировать на ликвидацию тупиковых участков и застойных зон, а в других на отбор нефти из изолированных линз или плохо проницаемых прослоев.
При наличии перетоков воды из обводненного пласта в нефтеносный система разработки должна быть коренным образом пересмотрена с обязательным учетом движущегося контура переточной воды. О наличии перетока воды на Туймазинском месторождении из пласта ДII в нефтяной пласт ДI известно еще с 1953 г. Для приведения системы разработки в соответствие с новыми данными ВНИИ и УфНИИ предложили изменить систему разработки с осуществлением дополнительного внутриконтурного заводнения, однако более восьми лет проведение этого мероприятия задерживалось.
Игнорирование перетока жидкости между пластами ДII и ДI Туймазинского месторождения приводит к неправильной ориентации в отношении фактического состояния разработки пласта ДII Так, авторы статьи [2] считают, что для достижения запланированной величины нефтеотдачи необходимо добыть из каждой действующей скважины пласта ДII еще не менее 230 тыс. т нефти; это при большой обводненности скважин трудно сделать. Как ВНИИ, так и УфНИИ неоднократно подсчитывали количество нефти, перетекшей из пласта ДII в пласт ДI, причем оно давно превысило 11 млн. т. Если учесть, что значительная часть запасов нефти из пласта ДII перетекла в пласт ДI, то количество нефти, которую необходимо еще добыть, снизится на скважину пласта ДII более чем вдвое.
Сторонники плотных сеток скважин требуют их применения с самого начала разработки месторождений, причем у них остался теперь единственный довод, что плотная сетка нужна для обеспечения высокой нефтеотдачи пласта.
Следует, однако, отметить, что к моменту ввода в разработку месторождения, как правило, бывают разведаны только в общих чертах и фактически в это время еще отсутствуют необходимые данные о деталях геологического строения нефтяных пластов, по которым можно было бы обосновать плотность сетки скважин в отношении влияния ее на нефтеотдачу.
Все детали геологического строения нефтяного пласта выявляются лишь после разбуривания его эксплуатационными скважинами и их довольно долговременной эксплуатации, а также после проведения комплекса гидродинамических исследований.
К этому следует добавить, что вопрос о конечной нефтеотдаче является не только технологическим, но и экономическим вопросом, так как извлечение запасов нефти должно осуществляться при наиболее благоприятных для народного хозяйства технико-экономических показателях разработки нефтяных месторождений.
Таким образом, технологическое обоснование размещения скважин нельзя дать при вводе месторождений в разработку. Эта задача может быть поставлена перед научными и проектными организациями только на более поздней стадии разработки нефтяных месторождений.
Все это и было учтено ВНИИ при установлении порядка разбуривания нефтяных месторождений: сначала по редкой равномерной сетке скважин, а затем, во второй стадии разработки, бурение уплотняющих скважин.
Расчеты показывают, что для крупных и средних месторождений вторая стадия, на которой возникает необходимость бурить дополнительные скважины, наступает спустя 8-15 лет после начала разработки месторождений. Учитывая совершенствование технологии бурения скважин, следует ожидать, что стоимость бурения к этому времени заметно снизится, а следовательно, и снизятся общие капитальные вложения в бурение скважин. Сэкономленный же метраж в первый период разработки за счет применения редких сеток скважин позволит использовать его на дополнительный ввод в разработку новых месторождений. В итоге народное хозяйство получит очень большой эффект.
Работники ВНИИ твердо уверены, что при выполнении намеченного комплекса исследовательских работ удастся наиболее рационально разместить дополнительные скважины, в результате чего высокая нефтеотдача будет, как правило, достигаться при гораздо меньшем конечном уплотнении скважин.
Эта уверенность особенно укрепилась в последние годы в связи с тем, что ВНИИ удалось теоретически обосновать новые методы гидроразведочных работ, обеспечивающие изучение неоднородности нефтяных пластов вплоть до трассирования непроницаемых границ (метод гидропрослушивания), создать соответствующую аппаратуру и апробировать этот метод в промысловых условиях (Бавлы, Жирное и др.), а также использовать для этих же целей уникальный электроинтегратор ЭИ-С.
Кроме того, за 8-15 лет наука о разработке нефтяных месторождений будет быстро развиваться, будут найдены новые методы и способы, улучшающие извлечение нефти из недр, появятся новые приборы и новые методы исследования нефтяных пластов. Следовательно, полноценная нефтеотдача будет достигаться при минимальном количестве скважин, рационально размещенных на нефтяном пласте.
Из всего изложенного вытекает, что требование применения плотных сеток скважин сразу после ввода новых месторождений в разработку несостоятельно, а с народнохозяйственной точки зрения вредно, так как ведет к снижению темпов прироста добычи нефти и эффективности капитальных вложений, а также к росту себестоимости добычи нефти.
Выше уже отмечалось, что разрежение сеток скважин, сопровождаемое переложением некоторых задач разведки на эксплуатационное бурение, также является очень важным мероприятием, резко улучшающим положение разведочных работ. Если на доразведку уже открытого месторождения будет затрачиваться меньший объем разведочного бурения, то это позволит выделить больше метража на поиски новых месторождений. В итоге обеспечиваются более высокие темпы прироста разведанных запасов нефти и добычи нефти.
При вводе в разработку месторождений с меньшей степенью разведанности, конечно, необходимо учитывать, что какая-то часть эксплуатационных скважин может оказаться непродуктивной. При исследовании этого вопроса ВНИИ не исключил и возможность того, что положенное в основу системы разработки представление о геологическом строении нефтяной залежи не подтвердится после ее разбуривания, а запроектированная система разработки окажется неудовлетворительной.
Получение некоторого количества непродуктивных скважин обосновано техническим риском, если учитывать, что при принятой методике часть задач промышленной разведки переносится на эксплуатационные скважины.
В тех случаях, когда можно ожидать, что представление о геологическом строении не подтвердится, нефтяную залежь следует разбуривать по наиболее редкой сетке, чтобы большее количество скважин зарезервировать.
Подобные случаи могут произойти при слабой разведанности залежи и при сложном ее строении, т. е. в условиях сильной неоднородности пласта, при наличии дизъюнктивных нарушений, при некоторой волнистости полого залегающего пласта и т.п.
Необходимо отметить, что для обеспечения нормальных условий разбуривания залежи нефти плотной сеткой скважин необходимо очень детально разведать ее, увеличить метраж эксплуатационного и разведочного бурения. Для выполнения увеличенных объемов разведочного бурения требуется большее время, что отдаляет ввод месторождения в разработку, а также затягивает осуществление разработки. Следовательно, требование о применении плотных сеток скважин сильно противоречит задачам, поставленным перед нефтяной промышленностью по увеличению темпов прироста добычи нефти.
На основании изложенного можно сделать следующие выводы.
1. Разрежение сеток скважин - важное народнохозяйственное мероприятие, ускоряющее прирост добычи нефти.
2. Применение новых систем разработки с внутриконтурным заводнением и методов интенсификации добычи нефти с увеличением градиента давления в пласте обеспечивает на первой стадии разработки необходимые для народного хозяйства уровни добычи нефти на месторождениях при редких сетках скважин, что подтверждено Бавлинским промышленным экспериментом, а также практикой разработки месторождения Ромашкино и др.
На второй стадии должно осуществляться добуривание скважин и создаваться такая система их размещения, которая в наибольшей степени учитывает неоднородность нефтяного пласта.
3. Для обеспечения высокой нефтеотдачи ВНИИ рекомендует:
а) осуществлять в процессе разработки залежи нефти комплекс исследовательских работ, в котором большое значение имеют гидроразведочные работы, для наиболее детального изучения строения нефтяного пласта, физических свойств и их изменения по разрезу и по площади, а также для выявления формирующихся целиков нефти после прохождения фронта воды;
б) предусматриваемые в проектах резервные скважины бурить с целью ликвидации целиков нефти, причем заложение каждой скважины должно тщательно обосновываться и проводиться в комплексе с другими мероприятиями - изменением направления потоков жидкости в пласте на отдельных участках, переводом отдельных скважин в нагнетательные и т. п.;
в) регулировать эксплуатацию нефтяной залежи с учетом изменения нефтенасыщенности пласта на отдельных участках, причем для прогнозирования этого изменения должны быть созданы специальные счетно-решающие устройства, а также методы контроля за изменением нефтенасыщенности пласта на отдельных участках.
4. Позиция сторонников разбуривания нефтяных залежей Башкирии по плотной равномерной сетке скважин является необоснованной. Применение плотных сеток скважин без гарантии получения высокой нефтеотдачи ведет к бурению излишних скважин. Равномерная сетка скважин неудовлетворительна для неоднородных пластов, характерных для месторождений Башкирии. Для обеспечения высокой нефтеотдачи при плотной сетке скважин также необходимо последующее бурение резервных скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кувыкин С.И. «Известия Советов депутатов трудящихся СССР» от 24 июля 1961.
2. Кувыкин С.И., Ованесов Г.П., Золоев Т.М., Шаевский Ю.И. О нефтеотдаче в условиях неоднородного пласта. Геология нефти и газа, 1961, № 12.
3. Максимов М.И. Нефт. хоз., № 8, 1955.
4. Крылов А.П., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Вирновский А.С., Розенберг М.Д., Эфрос Д.А. Нефт. хоз., № 5, 1957.
5. Белаш П.М., Максимов М.И. Труды ВНИИ, вып. X. Гостоптехиздат, 1957.
6. Максимов М.И. Труды Всесоюзного совещания по разработке нефтяных и газовых месторождений, 1961.
7. Крылов А.П., Корнилаев В.Н. Научно-технический сборник по добыче нефти, № 14. Гостоптехиздат, 1961.
8. Дорохов О.И., Полуян И.Г., Султанов С.А. Нефт. хоз., № 2, 1959.
9. Щелкачев В.Н. Гостоптехиздат, 1958.
10. Щелкачев В.Н. ГОСИНТИ, 1961.
11. Крылов А.П., Максимов М.И., Байрак К.А., Пермяков И.Г. Нефт. хоз., № 2, 1959.
12. Васильевский В.Н. Труды ВНИИ, вып. 29. Гостоптехиздат, 1960.
13. Крылов А.П., Максимов М.М., Дорохов О.И. Нефт. хоз. № 11, 1958.
ВНИИ