CC BY
55
УДК 553.982:553.041:552.578:550.836
ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ И ПЕРВИЧНО-АККУМУЛИРОВАННЫЕ РЕСУРСЫ БАЖЕНОВСКИХ НЕФТЕЙ
УСТЬ-ТЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ
Г.А. Лобова
Томский политехнический университет E-mail: lobovaga@tpu.ru
Выполнена оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины и её обрамления (Западная Сибирь) на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования очагов генерации и относительной плотности начальных геологических ресурсов баженовских нефтей. Приведена рекомендация первоочередности объектов для постановки геологоразведочных работ.
Ключевые слова:
Палеотемпературное моделирование, баженовские нефти, очаг генерации, плотность ресурсов, верхнеюрско-меловые отложения, Усть-Тымская мегавпадина.
Key words:
Paleotemperature modeling, Bazhenov oil, the generation center, density of resources, Upper Jurassik-Cretaceous deposits, the Ust-Tym megadepression.
Введение
Западная часть Усть-Тымской мегавпадины, граничащая с Александровским, Средневасюган-ским и Пудинским палеовыступами (Западная Сибирь), покрыта редкой сетью сейсмических профилей методом общей глубинной точки. В восточных районах современные геофизические работы практически не проводились. Территория исследований представляет собой переходную зону между западными районами нефтепромыслов Томской области (Левобережье Оби) и восточными районами (Правобережье Оби), спорными в отношении перспектив поисков скоплений углеводородов (УВ) [1]. Интерес к этому объекту обуславливается определенной общностью нефтегазовой геологии с Нюрольской мегавпадиной, где доказан высокий потенциал нефтегазонакопления [2].
В Усть-Тымской депрессионной зоне распространены тогурская и баженовская нефтегенерирующие толщи и, при наличии резервуаров в отложениях осадочного чехла, определяют ее перспективность.
По генезису рассеянного органического вещества (РОВ) верхнеюрские нефтепроизводящие породы в пределах впадины имеют зональное строение [3]. Значения Сорг варьируют от9...12мас. % в зоне распространения баженовской свиты в западной части мегавпадины (сапропелевое РОВ), постепенно уменьшаясь до 6.8 мас. % в переходной зоне (РОВ смешанного типа) и достигает значений 2.3 мас. % в породах марьяновской свиты в восточной части депрессии («псевдогумусовое» РОВ). Эти отложения являются основной нефтегенерирующей толщей для мелового и верхнеюрского нефтегазоносных комплексов (НГК).
По генезису РОВ нефтепроизводящие породы тогурской свиты в пределах Усть-Тымской мегавпадины являются типичными озерными отложениями с РОВ гумусового типа, с показателем Сорг=1,5...5,0 мас. %. Они являются источником
УВ для среднеюрского, нижнеюрского и палеозойского НГК.
Цель настоящих исследований - выполнение оценки перспектив нефтегазоносности верхнеюр-ско-меловых отложений Усть-Тымской мегавпадины на базе палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования, картирования плотности первично-аккумулированных ба-женовских нефтей, сопоставление результатов прогноза с данными нефтеразведочных работ и, как следствие, определение первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ на верхнеюрский и меловой НГК.
Г еолого-структурная характеристика
территории исследования
Усть-Тымская мегавпадина является структурой
I порядка и располагается в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Структуры осадочного чехла унаследует отрицательные формы поверхности фундамента - Усть-Тымского грабен-рифта северо-восточного простирания и Нарымско-Колпа-шевской впадины северо-западного простирания [4]. В строении чехла [3] депрессия оконтурена положительными структурными формами I порядка (рис. 1). На юге, через Северо-Парабельскую мегамоноклиналь, она сочленяется с Парабельским мегавыступом. На востоке мегавпадина ограничена Пайдугинским и Пыль-Караминским мегавалами, на западе - Александровским сводом и Среднева-сюганским мегавалом. Мегавпадина осложнена структурами II порядка: в центральной части Неготским, в западной Сампатским, в восточной Пы-жинским мезопрогибами. На юго-востоке, через Зайкинскую мезоседловину, мегавпадина сочленяется с Восточно-Пайдугинской, а на юго-западе, через Шингинскую мезоседловину, с Нюрольской мегавпадинами. На севере мегавпадина ограничивается Караминской мезоседловиной. В качестве самостоятельных элементов Усть-Тымскую депрес-
сию осложняют немногочисленные мелкие положительные структуры IV порядка.
По отражающему горизонту IIа (кровле юрских отложений) по замкнутой изогипсе -2560 м площадь мегавпадины составляет 19400 км2, в рельефе доюрского основания мегавпадина увеличивается в размерах до 38000 км2ивключает в себя Северо-Парабельскую мегамоноклиналь, Караминскую и Зайкинскую мезоседловины.
Характеристика нефтегазоносности
территории исследований
Усть-Тымская мегавпадина, Северо-Парабель-ская мегамоноклиналь и северная часть Парабель-ского мегавыступа расположены в пределах Усть-Тымского нефтегазоносного района (НГР) Пайду-
гинской нефтегазоносной области (НГО). Восточная и южная части территории исследования входят в земли Пыль-Караминского и Парабельского НГР этой же области. Западная часть участка приурочена к Васюганской НГО, охватывая отдельные месторождения Александровского, Средневасю-ганского, Межовского и Пудинского НГР. Залежи УВ связаны с доюрским, нижнеюрским, среднеюрским, верхнеюрским и меловым комплексами.
Основной нефтепроизводящей толщей для доюрского, нижнеюрского и среднеюрского НГК является тогурская свита. Она распространена в центральных и восточных частях мегавпадины и в Се-веро-Парабельской мегамоноклинали, а также заливообразно, «языками» - в северной и юго-восточной части Парабельского мегавыступа (рис. 1).
1 2 3 4 ® Б1п
/— 6 7 8 О 9 ' I
10
Рис. 1. Обзорная структурно-тектоническая схема территории исследования (на основе [3]): 1 - месторождения: а) нефтяное, б) газовое, в) газоконденсатное; границы тектонических элементов: 2 -I порядка, 3 - II порядка и номер структуры; 4 -речная сеть; 5 - исследуемая скважина и ее номер; 6 - восточная граница распространения баженовской свиты и «переходной» зоны; 7 - западная граница «переходной зоны» и распространения марьяновской свиты; 8 - граница зоны распространения тогурской свиты; 9 - контур района исследования; 10 - контур построения карт. Структуры II порядка: 1 - Неготский мезопрогиб, 2 - Пыжинский мезопрогиб, 3 - Сампатский мезопрогиб, 4 - Зайкинская мезоседловина, 5 -Караминская мезоседловина, 6 - Шингинская мезоседловина, 7 - Пудинское мезоподнятие, 8 - Трайгородский мезо-вал. Скважины: К-Е350 - Киев-Еганская350, Т1п - Тымская 1 парамерическая, Б1п - Береговая 1 параметрическая, К7 -Колпашевская 7, С37п - Сенькинская37параметрическая, Сн133 - Снежная 133, У-Т1 - Усть-Тымская 1, То1 - Толпаров-ская 1, Т317 - Трассовая 317, В360 - Вертолетная 360
В доюрском НГК наиболее высокими емкостными свойствами обладают измененные породы, развитые по карбонатным и терригенно-карбона-тным образованиям. Перспективы связывают и с корой выветривания по магматическим и метаморфическим породам кислого состава.
Нижнюю часть нижнеюрского НГК слагают гет-танг-раннетоарские толщи урманской свиты с пластами Ю17-16. Верхнюю часть НГК представляют позднетоар-ааленские песчано-глинистые отложения салатской (в юго-восточной части участка -пешковской) свиты с пластами-коллекторами
Ю15-14 и Ю13-11.
Среднеюрский НГК формируется в байос-бат-ское время в объеме тюменской свиты, в которой выделяется серия резервуаров (Ю10-2), разделенных глинисто-углистыми пачками.
Основной нефтематеринской свитой для верхнеюрского и мелового НГК в западной части территории исследований выступает баженовская свита, на востоке ее временной аналог - марьяновская. Между границами распространения этих свит выделяется зона с переходными условиями седиментации и катагенеза.
Основным, разрабатываемым в настоящее время НГК, является верхнеюрский НГК. Он объединяет отложения келловей-титонского возраста, формировавшиеся в разных фациальных условиях. В западной части района в прибрежно-морских условиях формируется васюганская свита, разделенная по литологическому составу на нижнюю, существенно глинистую, и верхнюю подсвиты. Полный разрез верхневасюганской подсвиты содержит 4-5 песчаных пластов, совокупность которых формирует здесь регионально-нефтегазоносный горизонт Ю1. Наличие регрессивного и трансгрессивного циклов осадконакопления, в эпоху формирования верхневасюганской подсвиты, позволяют выделить в ее составе две пачки - подугольную и наду-гольную. Разрез подугольной пачки представлен регрессивными песчаными пластами Ю14, Ю13 На ряде площадей эти пласты объединены и формируют единую песчаную толщу, индексируемую как Ю13-4
В надугольной пачке выделяют пласты Ю11-2. Восточнее Средневасюганского мегавала морские отложения васюганской свиты замещаются преимущественно континентальными осадками наунак-ской свиты, песчаные разности которой объединены в горизонт Ю1 [5]. В пределах района исследований открыты мелкие по запасам месторождения нефти: Киев-Еганское, Линейное, Тунгольское, Двойное, Соболиное. Кроме того зафиксированы нефтегазопроявления на Лесной, Летней, Тростниковой, Толпаровской площадях. В Парабельском НГР с этими отложениями связаны газовые и газоконденсатные залежи Усть-Сильгинского, Средне-Сильгинского, Северо-Сильгинского, Снежного месторождений. В Александровском НГР открыто Никольское мелкое нефтяное месторождение.
Меловой НГК охватывает морской разрез неоко-ма и характеризуется сложным геологическим
строением пластов от берриаса до нижнего апта, преимущественным развитием неантиклинальных ловушек литологического и комбинированного типов. Залежи приурочены к неокомскому клиноформному (пласты группы Б) и неокомскому шельфовому (пласты группы А) комплексам. На Соболином месторождении залежи газоконденсата приурочена к пластам А12, Б!, Б10 киялин-ской свиты. На Гураринском месторождение залежь нефтегазоконденсата локализуются в пластах Б12, Б10. Нефтегазопроявления зафиксированы в отложениях ачимовского нижнемелового комплекса на Трассовой площади.
Палеотемпературное моделирование,
картирование очагов генерации нефти
Прогнозирование очагов генерации баженовских нефтей выполнено методами палеотектониче-ских реконструкций и палеотемпературного моделирования [6]. На рис. 2 приведена схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания осадочного чехла. Карта построена путем интерполяции значений теплового потока, полученного решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла 10-и скважин (рис. 1). Обратим внимание, что распределение повышенных значений теплового потока, характерное для северо-востока и юго-запада Усть-Тымской мегавпадины, согласуется с размещением месторождений нефти и газа.
На втором этапе исследований в моделях распространения тепла 10 скважин восстановлена термическая история баженовских отложений и их временных аналогов на 10 ключевых моментов геологического времени (на начало/завершение формирования свит). На заданные ключевые времена, путем интерполяции геотемператур отложений в разрезах скважин, построены схематические карты распределения геотемператур (рис. 3). По геотемпературному критерию [7] выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Пороговые температуры, определяющие границу очага генерации нефти: баженовской свиты -85 °С; переходной зоны - 90 °С; марьяновской свиты - 95 °С.
91,6млн л назад (конец формирования покур-ской свиты) очаг генерации нефти в баженовской свите еще не наблюдался.
86,5 млн л назад (конец формирования ипатов-ской свиты) очаг действовал в зоне распространения баженовской свиты на западном склоне Севе-ро-Парабельской мегамоноклинали и северо-западнее Вертолетной площади, при температурах 85.93 °С. В переходной зоне очаг локализуется в северной части территории, в зоне сочленения Пыль-Караминского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины, при температурах 90.95 °С. В зоне распространения марьяновской свиты очаг действовал на Тымской площади при температурах 95.97 °С (рис. 3, А).
Рис. 2. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока из основания (значения изолиний в мВт/м2). Остальные условные обозначения теже, что на рис. 1
73,2 млн л назад (конец формирования славгород-ской свиты) очаг действовал в баженовской свите при температурах 85.96 °С и занимал практически всю зону распространения свиты, кроме участка скважины Толпаровской 1. В переходной зоне очаг занял восточную часть Неготского мезопрогиба и распространился до северо-восточного склона Пыжинского мезопрогиба. В южной части переходной зоны очаг проявился узкой полосой на северозападном склоне Парабельского мегавыступа и действовал при температурах 90.98 °С. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95.100 °С. Площадь его распространения увеличилась до северного склона Пайдугинского мегавала (рис. 3, Б).
61,7млн л назад (конец формирования ганькин-ской свиты) в баженовской свите очаг действовал при температурах 85.103 °С во всей зоне её распространения. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.106 °С и распространился на севере до южной части Пыжинского мезопроги-ба, на юге - до Сенькинской площади. В марья-новской свите очаг действовал при температурах 95.108 °С и распространился до центральной части Пайдугинского мегавала (рис. 3, В).
41,7млн л назад (конец формирования люлин-ворской свиты) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.109 °С. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.113 °С. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95.114 °С.
37,6 млн л назад (время максимального прогрева осадочной толщи) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.109 °С в пределах всей зоны ее распространения. В переходной зоне
очаг действовал на всей ее площади, при температурах 90.114 °С. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95 .115 °С, увеличиваясь в южном направлении до Береговой площади (рис. 3, Г).
32,3 млн л назад (конец формирования чеган-ской свиты) очаг в баженовской свите действовал во всей зоне ее распространения, при температурах 85.101 °С. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.106 °С, постепенно уменьшаясь в северном и западном направлении. В марьянов-ской свите очаг действовал при температурах 95.107 °С, из зоны очага выходит центральная часть Пайдугинского мегавала (рис. 3, Д).
4,71 млн л назад (конец миоценового времени) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.100 °С, в переходной зоне - при температурах 90.104 °С, в марьяновской свите - при температурах 95.104 °С.
1,64 млн л назад (конец плиоценового времени) очаг в баженовской свите действовал при температурах 85.99 °С, из зоны очага выходит участок Па-рабельской мегамоноклинали. В переходной зоне очаг действовал при температурах 90.102 °С, из зоны очага выходит участок северо-западного склона Парабельского мегавыступа и Пыжинский мезопрогиб. В марьяновской свите очаг действовал при температурах 95... 102 °С, из зоны очага выходит участок Пайдугинского мегавала (рис. 3, Е).
Очаг интенсивной генерации нефти в современном разрезе баженовской свиты действует при температурах 85.97 °С, занимая западную и северную части зоны распространения свиты. В переходной зоне очаг действует при температурах
90.99 °С и локализуется севернее Вертолетной площади. В марьяновской свите очаг действует при температурах 95.98 °С в пределах Пыль-Карамин-ского мегавала (рис. 3, Ж).
Расчет относительной плотности начальных геологических ресурсов баженовских нефтей
Для районирования территории по степени перспективности верхнеюрского и мелового НГК по величине первично-аккумулированных баженовских нефтей рассчитан условный интегральный показатель (УИП) по формуле [8]:
9
УИП= £ (Titi -10■2), i=1
где T - расчетная температура очага генерации нефти, °С; ti - время действия очага, млн л; количество временных интервалов /=1,.,9 выбрано исходя из числа представительных свит по этапам их формирования.
Результаты расчетов УИП, ранжирования зон по степени перспективности и сведения по испытанию глубоких скважин территории исследований приводятся в таблице.
Испытания глубоких скважин изучены и сведены из первичных «дел скважин» (фондовые материалы Томского филиала ФГУ «ТФГИ по СФО»).
На схематической карте распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском НГК (рис. 4), построенной путем интерполяции УИП, видно, что наиболее перспективными землями являются северо-восточная, северная и юго-западная части Усть-Тымской мегавпадины и обрамляющие здесь ее структуры. Данные, полученные при испытании верхнеюрского и мелового НГК глубоких скважин в пределах изучаемой территории (табл.), в основном, согласуются с таким прогнозом. В зоне прогнозируемой высокой относительной плотности первично-аккумулированных баженов-
Рис. 3. Схематические карты распределения геотемператур (значения изолиний в °С) и положения очагов генерации баженовских нефтей 85,6 (А), 73,2 (Б), 61,7 (В), 37,6 (Г), 32,3 (Д), 1,64 (Е), млн л назад и в современном разрезе (Ж). Пороговые температурыы, определяющие границу очага генерации нефти: баженовской свитыы -85 °С; переходной зоныы - 90 °С; марьяновской свитыы - 95 °С Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
Таблица. Сопоставление расчетной относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей и данных по испытанию глубоких скважин Усть-Tымской мегавпадины и ее обрамлении
Зона Плотность ресурсов, ед. УИП Ранжи- рование Скважина Результаты испытания
Пласт, свита Приток, мЗ/сут Tип флюида
Зона сочленения Неготского мезопрогиба и Кара-минской мегоседловины SS 2 Киев-Еганская 350 Ю1 8,40 8ода+нефть
Киев-Еганская 353 Ю1З 0,00 -
Ю14 0,00 -
Киев-Еганская 354 Ю11-2 З,60 8ода+пленка нефти
Зона сочленения Неготского мезопрогиба и Пыль-Караминского мегавала 92 1 Тымская 1п Меловые и верхнеюрские отложения не испытаны
Центральная часть Пайгу-динского мегавала 0 - Береговая1п Ю1 14,60 8ода
Северо-восточная часть Парабельского мегавыступа 0 - Колпашевская 5 Tаpская 207 8ода+газ
Hаyнакская 8,62 8ода+газ
Колпашевская 6 Покурская 4В1 8ода+газ
Колпашевская 7 Hаyнакская 1,1В 8ода+пленка нефти
Северо-западная часть Парабельского мегавыступа 2S 6 Сенькинская 37п Tаpская 100 8ода
Ю1 В,00 8ода
Сенькинская 38п Ю1 0,00 -
Зона сочленения южной части Неготского мезопрогиба и Сампатского мезопрогиба SS 2 Снежная 131 Ю1 1,З0 Hефть
З00 Газ
Снежная 133 Ю11-2 S00 Газ
Ю1З-4 0,24 Hефть
Снежная 138 Ю11-2 З9,60 Hефть+техническая вода
Снежная 139 ЮГ4 1З2 Hефть
Снежная 140 Ю1 ЗВ,90 Hефть+газ
Снежная 143 Ю11-4 24,40 Hефть+газ
Зона сочленение Северо-Парабельской моноклинали и Неготского мезопрогиба 64 4 Усть-Тымская 1 Ю1 7,В0 8ода
Центральная часть Неготского мезопрогиба В6 В Толпаровская1 Ю1 4,11 Bода
Толпаровская 3 Ю1 0,00 -
Зона сочленения Неготского мезопрогиба и Средне-васюганского мегавала 6S З Трассовая317 Ю1 2,26 8ода+нефть
Восточная часть Неготского мезопрогиба В6 В Вертолетная 360 Ю11-2 6,З8 8ода
Ю1З-4 4,ЗВ 8ода
Вертолетная 362 Ю1 7,60 8ода
ских нефтей (Тымская площадь) пласты в верх-неюрско-меловых отложениях не испытывались.
Первоочередные объекты ГРР на вехнеюрский и меловой НГК
Расчеты (табл.) и картирование (рис. 4) относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей Усть-Тымской мегавпадины и ее обрамления позволяют ранжировать по степени перспективности меловой и верхнеюрский НГК следующим образом. Рациональная очередность поисково-разведочных работ: 1 - зона сочленения Неготского мезопрогиба и Пыль-Караминского мегавала;
2 - зона сочленения Неготского мезопрогиба и Ка-раминской мегоседловины, зона сочленения южной
части Неготского мезопрогиба и Сампатского мезо-прогиба; 3 - зона сочленение Неготского мезопро-гиба и Средневасюганского мегавала; 4 - центральная часть Неготского мезопрогиба. Рациональна постановка поисков (новые площади) в пределах северо-западной части Парабельского мегавыступа.
Выводы
1. Выполнен расчет значений плотности теплового потока из основания осадочного разреза 10-и представительных глубоких скважин Усть-Тым-ской мегавпадины (Томская область). Повышенные значения плотности теплового потока соответствуют положениям месторождений нефти и газа.
Рис. 4. Схематическая карта распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском HK Усть^ь/мской мегавпадины (значения изолиний в величине условного интегрального показателя УИП). Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
2. Построен комплект схематических карт распределения геотемператур и положения очагов интенсивной генерации нефти в баженовской (марьяновской) нефтепроизводящей свите на ключевые времена истории осадконакопле-ния. Очаги выделены по геотемпературному критерию главной зоны нефтеобразования.
3. Температуры в очагах интенсивной генерации нефти баженовской (марьяновской) свиты достигают 109.115 оС, зарождение очагов происходило 87 млн л назад (конец формирования ипатовской свиты). 38 млн л назад - время максимального прогрева материнских отложений.
4. Для отдельных зон территории исследований рассчитан условный интегральный показа-
тель, учитывающий геотемпературу очагов генерации баженовских нефтей и время действия этих очагов. Построена схематическая карта распределения относительной плотности первично-аккумулированных баженов-ских нефтей.
5. Рекомендована рациональная очередность поисковых и поисково-разведочных работ на меловой и верхнеюрский нефтегазоносные комплексы в пределах отдельных зон мегавпадины и ее обрамления.
Автор благодарна д.г.-м.н. А.Н. Фомину (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) за предоставление данных по отражательной способности витринита скважин Усть-Тымской мегавпадины для расчета палеотемператур.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Зимина С.В., Тищенко ГИ., Смирнова К.Ю., Елисеева О.Д. Применение амплитудно-интерпретационного комплекса для выявления перспективных объектов на нефть и газ (Восток Томской области) // Известия Томского политехнического университета. - 2011. - Т. 318. - № 1. - С. 63-68.
2. Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. - 2006. - Т. 47. - № 6. - С. 734-745.
3. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.
4. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. - М.: Недра, 1981. - 143 с.
5. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система / под ред. Б.Н. Шурыгина. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. - 480 с.
6. Исаев В.И., Лобова Г.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. - № 1. -С. 38-43.
7. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленев-ский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. -Т. 38. - № 6. - С. 1070-1078.
8. Исаев В.И., Попов С.А., Хашитова А.Б. Очаги генерации и зоны аккумуляции баженовских нефтей центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2009. - Т 315. - № 1. - С. 56-64.
Поступила 12.09.2011 г.
