CC BY
31
P.C. Хисамов1, Н.С. Гатиятуллин1, Е.А. Тарасов1, А.Р. Баратов1,
В.В. Ананьев1, В.И. Горбачев2
'ОАО «Татнефть», Казань, Альметьевск, e-mail: tgru@tatneft.ru
2ФГУП НПЦ ««Недра», Ярославль
РЕЗУЛЬТАТЫ ПАРАМЕТРИЧЕСКОГО БУРЕНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН В 2002 - 2003 гг.
1. Обоснование, методика и комплекс выполненых работ
В 2003 г. на лицензионных землях нераспределенного фонда Республики Татарстан, в рамках реализации федеральной программы «Экология и природные ресурсы России 2002 - 2010 гг.» завершены бурением 4 параметрические скважины глубиной от 2200 до 2500 м (Рис.1). Бурение проведено в западном регионе РТ, где промышленно значимые объекты углеводородного сырья не установлены. Цель работ - изучение разреза палеозойского осадочного чехла, докембрийского кристаллического основания и оценка перспектив нефтегазоносности Северо-Татарско-го свода (СТС) и Мелекесской впадины, входящих в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Необходимость параметрического бурения в регионе определялась возникшим дисбалансом между значительным объемом выполненных в последние годы региональных геолого-геофизических работ в Западном Татарстане и отсутствием достоверной информации о параметрах осадочного чехла и кристаллического фундамента. Не менее актуальной являлась задача уточнения количественной оценки прогнозных ресурсов углеводородного сырья в пределах лицензионных участков, находящихся в нераспределенном фонде недр РТ. Строительство и геолого-техническое обслуживание скважин осуществляло ТГРУ ОАО «Татнефть» совместно с ООО «Татнефть-Бурение».
Скважины достигли проектной глубины, вскрыв архей-протерозойский кристаллический фундамент Северо-Та-тарского свода на 870 м (скв. 20010) и Мелекесской впадины на 85 м (скв. 1001), 308 (скв. 34) и 438 м (скв. 33).
Скв. 20010 Кукморская пробурена (гл. 2500м) в центральной части Северо-Татарского свода, в пределах одноименного поднятия с максимальной амплитудой 25 м по кровле ассельского яруса, в точке пересечения региональных сейсмических профилей069605 и 069607. Пространственные границы объекта - Кукморский район, в 2,5 км юго-западнее р.ц. Кукмор, с географическими координатами 56°10'с.ш., 50°57/в.д.иальтитудой ротора (Ар) 38,67 м.
Научное обоснование заложения скв. 20010 было дано ТатНИПИнефть в 1979 г., в исполнение программы изучения глубинных недр - "Комплексный проект геолого-геофизических и поисково-разведочных работ на нефть и битумы по Татарской АССРна1981 -1985 гт" (Муслимовидр., 1980). В проекте предусматривалось параметрическое бурение в пределах Северо-Татарского свода, с вскрытием и углублением, не менее, чем на 800 м, в кристаллические породы сводовой части Кукморского эрозионно-тектонического выступа фундамента. Цель - поиски разуплотненных
зон фундамента, которые могут представлять из себя ловушки нефти в результате миграции из нефтеносных терри-генных горизонтов девона. По разным причинам полная реализация проекта, в частности, строительство скв. 20010, не была осуществлена в намеченные годы.
Параметрическое бурение в пределах Мелекесской впадины выполнено на восточном борту (скв. 1001), в осевой части Усть-Черемшанского внутриформационного проги-ба(скв. 33) ивегозападной бортовойчасти(скв. 34). Такое расположение скважин имеет важное значение для уточнения границы нефтеносности юго-западного Татарстана.
Геолого-геофизическим обоснованием заложения скв. 1001 Трудолюбовская (гл. 2200 м) явились структурные построения по кровле ассельского яруса и результаты сейсморазведки по площадным и региональному профилям. По этим данным фиксируется локальная купольная структура меридионального простирания 4х2,3 км, с максимальной амплитудой 22 м по кровле отражающего горизонта «У». Пространственные границы объекта - Нурлатский район РТ, в1,7 км западнее н.п. Трудолюбово; северо-восточный борт Мелекесской впадины, вблизи регионального сей-смопрофиля039902; 54°45/с.ш.,50°32/в.д.; Ар=171,02м.
Параметрическая скв. 33 Алькеевская (гл. 2500 м) пройдена в пределах восточного борта Мелекесской впадины, в осевой части Усть-Черемшанского прогиба. По результатам региональных сейсмических работ, в комплексе с высокоточной гравиразведкой здесь выделен, как наиболее оптимальный для заложения скважины, Альке-евский объект, расположенный на региональном сейсмическом профиле 03860, в 1,9 км западнее н.п. Ср. Алькее-
во; 54°49с.ш., 49°58'в.д; А =167,6 м.
rJHIjrtKJm^l.ia грДНИиЛ рЛМНТДРчЧЫХ *>Н И ЦЧЛГТШ1 мрлгтрепитчнлго тошл
грамци пспнмвш струк1>р пхжчм че<1»чм«*жх jnfMinToe
pC'VOHb." i" ШС ;cvli
Рис. Местоположение параметрических скважин, пробуренных в 2002-2003гг. на территории Татарстана, в пределах тектонических элементов I порядка.
научно-технический журнал
20у Георесурсы i (15) 2004
По изученным структурным планам тульского горизонта С1, верейского горизонта С2 и поверхности ассельского яруса Р1 амплитуда Алькеевского поднятия составляет 11 м.
Скв. 34 Кузнечихинская (гл. 2500) пробурена в пределах западной прибортовой части Усть-Черемшанского прогиба в зоне сочленения западного борта и центральной части Мелекесской впадины, в Алькеевском районе РТ, в 4 км юго-западнее с. Кузнечиха; 54°40/ с.ш. и 49°43' в.д.; Ар= 174,96 м. Кузнечихинский объект расположен на региональном сейсмопрофиле 039903. По изученным структурным планам тульского горизонта С1, верейского горизонта С2 и поверхности ассельского яруса Р1 объект расположен в пределах крупного Большеполянского поднятия.
В подготовке обосновывающих геолого-геофизических материалов на проведение параметрического бурения на территории РТ участвовали специалисты ТГРУ ВНИГНИ, Департамента геологии и использования недр МЭПР РТ. Весь пакет проектно-сметной документации (геологические проекты, рабочие индивидуальные проекты, сметные расчеты) прошел экспертизу в ГУП «Геолэкспергиза» (г. Москва) и утвержден ГУПР РФ по РТ. Кураторство по проводке скважин осуществляло ФГУП НПЦ «Недра» (г. Ярославль).
Строительство скважин было начато в IV квартале 2002г. и завершено в 2003 г., достигув наибольшей скорости бурения по скв. 1001 - 458 м/ст.мес. Продолжительность бурения, включая спуско-подъемные операции, в балансе времени проводки скважин составила 58 -70 %. На ликвидацию геологических осложнений в скважинах было затрачено менее 1% времени от продолжительности проходки.
В процессе бурения произведен отбор керна, шлама, выполнено около 20 методов геофизических исследований, в том числе высокоточная геотермия. Методом сейсмической локации бокового обзора (СЛБО) изучено распределение открытой трещиноватости в околоскважинном пространстве. Бурение сопровождалось ВСП и НВСП, испытанием скважин в открытом стволе и завершилось испытанием объектов в эксплуатационной колонне.
При исследовании скважин применялись передовые технологии по отбору керна и высокоточным геофизическим измерениям. ЗАО «НИИКБ бурового инструмента» обеспечило отбор керна увеличенного диаметра устройством «Кембрий». Скважинные замеры температуры позволили детализировать и уточнить интервалы испытания в обсаженном стволе скважины. На достаточно однородном геотермическом фоне разреза выявлены аномалии. Они классифицированы как зоны коллекторов. Результаты геотермических исследований зафиксировали в кристаллическом фундаменте процессы конвективного тепломассопереноса, приуроченные к разуплотненным участкам метаморфизованных пород докембрия.
Отбор керна осуществлялся в интервалах, определенных геологическим заданием и проектом. Суммарная проходка с отбором керна составила не менее 20 % длины от общей глубины скважины, при линейном выходе 62 - 80 %. Отбор керна производился снарядами «Недра» и «Кембрий». Интервалы отбора керна корректировались в зависимости от вскрываемого разреза, с целью обязательного отбора керна на границах стратиграфических подразделений. Отбор шлама проводился через 2 - 5 м проходки. Отбор керна снарядом «Кембрий» обеспечил наиболее качественный отбор образцов из рыхлых, трещиноватых и сыпучих пород, а также из интервалов терригенно-карбонатных отло-
жений С2 -С1, обладающих высокими коллекторскими свойствами. Геологической службой ТГРУ выполнены документация и маркировка керна, фотодокументация керна в ящиках и отбор образцов на лабораторные исследования.
Каротаж скважин проводился в полном объеме. Техническая оценка качества первичных материалов включала контроль за положением стандарт-сигналов, поверку стабильности работы аппаратуры, совпадение в пределах допустимых погрешностей при повторных измерениях. Проводилась комплексная интерпретация с целью определения пригодности полученных данных для дальнейшей количественной оценки параметров разреза.
В процессе бурения проведены испытания скважин с помощью испытателей пластов на бурильных трубах. Работы по опробованию пластов осуществлялись сразу после их вскрытия и проведения привязочного комплекса про-мыслово-геофизических исследований с обязательным проведением кавернометрии. Место установки пакера выбиралось с учетом литологического состава пород, диаметра и состояния ствола скважины. По данным геолого-технологических наблюдений в процессе проводки скважин, интерпретации ГИС, результатов испытаний КИИ-146 во вскрытых разрезах были выявлены горизонты слабонефтенасыщен-ных и битуминозных пород. В скважины были спущены эксплуатационные колонны, и в них проведены испытания объектов. По завершению испытаний, проведения ВСП и НВСП скважины ликвидированы по категории 1а.
В каждой из скважин проведено опробование 4 объектов, в т.ч. в фундаменте. Этот ответственный и трудоемкий процесс включал комплекс разнообразных методов по вызову и интенсификации притоков пластовых флюидов. В ходе испытаний промышленно-нефтеносные пласты не выявлены. По отдельным опробованным объектам получены только притоки пластовых рассолов, преимущественно хлоридно-натриевого состава.
По скоростной характеристике разрез СТС (скв. 20010) делится на несколько пластов разной мощности, скорость продольной волны в которых изменяется от 2400 м/с до 6180 м/с. Пониженнымизначениями V пл. выделяютсятер-ригенные отложения девона (3680), отложения визейского яруса (2770), верейского горизонта (3000) и верхней перми (2400 м/с). Карбонатные отложения осадочного чехла и породы фундамента характеризуются более широким диапазоном изменения скоростей (3480 - 6180 м/с).
Пластовая скорость в фундаменте Мелекесской впадины (скв. 33, 34 и 1001) составляет 6580 м/с. Терриген-ный комплекс девона на вертикальном годографе выделяется одним пластом, с V пл. 3670 - 3700 м/с. Нижняя карбонатная толща Д- С характеризуется V пл. 3420-3700 м/с. Средняя карбонатная толща визейского и башкирского ярусов представлена 2 пластами - 6000 и 6300 м/с. Повышенными значениями ^л. выделяются отложения С3 4660 - 4820 м/с. Терригенные отложения Р2 , неогена и четвертичной системы характеризуются Vпл.1800 -2100 м/с.
Собранный в результате бурения уникальный каменный материал проанализирован во ВНИГНИ (г. Москва), НПЦ «Недра» (г. Ярославль), ЦНИИгеолнеруд (г. Казань), Казанском университете и ТГРУ ОАО «Татнефть». По всем видам исследований сформированы представительные выборки анализов, которые в совокупности с установленными геофизическими параметрами разреза позволили дать расширенную вещественную характеристику
научно-технический журнал
(литолого-стратиграфическую, петрофизическую, геохимическую и др.) толщ осадочного чехла и фундамента. Выделены нефтематеринские породы с различным нефтегене-рационным потенциалом, определены коллекторские свойства пород, литогеохимический тип осадконакопления и формационная принадлежность метаморфических пород.
2. Обобщение материалов параметрического бурения. Кристаллический фундамент
По данным параметрического бурения фундамент Се-веро-Татарского свода и Мелекесской впадины сложен различными формационными типами метаморфитов. В метаморфических толщах этих тектонических единиц отсутствуют первичные поверхности напластования и только спорадически сохранились реликты исходных пород. Эти факторы сильно осложняют реконструкцию первичного состава толщ, делают практически невозможным прослеживание маркирующих горизонтов и детальные стратиграфические сопоставления. К тому же, как указывает Н.Л. Добрецов ("Метаморфические...", 1981), явно стратиграфические докембрийские подразделения в той или иной мере насыщены неосомным материалом - мигматитами, анатектическими гранитами, т.е. по сути своей являются также мигматитовыми формациями.
При формационном подходе к расчленению толщ выделялись конкретные геологические тела, сложенные метаморфическими породами, связанные между собой на породном парагенетическом, минеральном и др. уровнях. Аналитические исследования керна были направлены на установление набора главных и второстепенных метаморфических пород, слагающих конкретные интервалы (тела) вскрытой толщи и являющимся одним из основных признаков метаморфической формации.
В скв. 20010 Кукморской из 870 м вскрытого фунда-мента211м (24,25 %) пройдено с отбором керна, через примерно равные промежутки (60 - 100 м) бескернового бурения. Таким образом, толща фундамента СТС в данном сечении оказалась равномерно охарактеризована 20 -30 м интервалами керна до глубины 2500 м, что позволяет вполне корректно определить петрохимические признаки и фор-мационную принадлежность вскрытых метаморфитов.
Химический состав метаморфических пород охарактеризован 99 силикатными анализами. Выборка анализов по статистическому минимуму 47- 48 % 8Ю2 распадается на базитовую и гранитоидную породные группы. Внутри гра-нитоидной группы статистические минимумы 55 -56%и64 -65 % 8Ю2 соответственно обосабливают диориты, кварцевые диориты и тоналит-граниты. Такое распределение составов пород по керну фиксируется интервалами тонко-грубополосчатых мигматитов, (гнейсодиориты, кварцевые гнейсодиориты), теневых мигматитов (гнейсотоналиты, гнейсограниты) и скиалитами базитового состава - амфиболитами, двупироксеновыми кристаллосланцами и мела-нократовыми гнейсами. Меланосома тонко-грубополосча-тых мигматитов (75% и более объема пород) по химическому составу соответствует диоритам, в участках насыщения жильным, каплевидным и (или) межгранулярным лейко-сомным гранитным материалом-кварцевым диоритам. Лейкосома представлена плагиогранитами, реже микроклиновыми гранитами нормального и субщелочного рядов.
В теневых мигматитах резко преобладает гранитоидный метатект (до 70 %), в котором в виде линз и скиалитов по-
гружены амфиболиты, двупироксеновые кристаллические сланцы, меланократовые гнейсы и отмеченные тонко-гру-бополосчатые мигматиты. Выделяются небулитовые разности мигматитов, в которых гранитный метатект пропитывает субстратный материал, и последний фиксируется в виде равномерно рассеянных реститокристов или их сростков, а также шлировые мигматиты, еще сохранившие теневые скиалиты. Вскрытые метаморфиты образуют упорядоченный ряд пород пониженной натриевой щелочности, со средневзвешенным гнейсотоналитовым составом, внутри которого эволюционные изменения содержаний ведущих пет-рогенных окислов происходят плавно от базитов до плагиог-ранитов. Парагенетическая связь пород обнаруживается и по петрографическим признакам. Для них характерен реликтовый двупироксеновый минеральный парагенезис, до достаточно лейкократовых разностей тоналитов, что позволяет последние диагностировать как эндербиты.
Такие породы в фундаменте Волго-Уральской антеклизы выделяют в составе отрадненской серии двупироксеновых кристаллических сланцев и гнейсов архей-протерозойского возраста. Формационный тип пород - нестратифицированная эндербитовая формация гранулитовой фации метаморфизма, первичный состав которой фрагментарно или полностью затушевандиафторическими процессами (хлоритизация, кар-бонатизация, эпидотизацияидр.). По К/ЯЪ-330-570 и Ба/ЯЪ-17-40 породы формации близки ультраметаморфогенным гранитоидам Алдана, и по этим параметрам, а также концентрациям Ба, 8г, Сг и ряду других элементов значительно отличаются от мигматитов фундамента Мелекесской впадины.
Проведенные испытания пород кристаллического фундамента на приток в скв.20010 показали, что ни в одном из испытанных интервалов не было получено истинно пластовой воды (приток пластовой воды в общем объеме добытой жидкости составил для трех интервалов 2,4; 9,9;51,6 %). Наиболее приближенной к составу пластовой воды явилась жидкость, отобранная из интервалов 1634 - 1676; 1660 -1645 м (притокпластовойводыдостиг51,6%). По составу проба оказалась хлоридно-натриевым рассолом, с общей минерализацией 234 г/дм3, плотностью 1,156 г/см3, содержанием аммония 14 мг/дм3, брома 516 мг/дм3, органического углерода 137 мг/дм3. Тип, поВ.А. Сулину, хлоркальци-евый. Гидрохимические условия испытанного объекта являются благоприятными для сохранения залежей нефти.
Среди метаморфитов Мелекесской впадины в разрезах скв. 33, 34 и 1001 зафиксированы тонко-грубополос-чатые мигматиты, теневые мигматиты и гомогенные гней-соплагиограниты, взаимосвязанные между собой постепенными переходами. В совокупности они образуют «ме-таморфогенный матрикс», неоднородный по вертикали и, вероятно, по латерали. В его пределах сменяемость пород незакономерна, а степень их преобразования такова, что при макроскопическом описании керна весьма затруднительно определить объем метаморфизуемого субстрата, границы и конфигурацию конкретных геологических тел. Однако, послойное распределение разностей ме-таморфитов достаточно уверено устанавливается при пет-рографо-геохимических исследованиях пород. Для них характерен пироксен-амфибол-биотитовый мафический парагенезис, сходные микроструктуры и оптические особенности породообразующих минералов.
Наиболее близки по физиографическому облику гней-сотоналиты и плагиогнейсограниты. Последние в качестве
■— научно-технический журнал
22ь Георесурсы i (15) 2004
лейкосомы формируют тонкополосчатые и теневые мигматиты по кварцевым гнейсодиоритам и гнейсотонали-там, а также отмечаются в достаточно однородных интервалах. В целом, весь ряд этих пород можно интерпретировать как неосомную часть мигматитовой толщи.
По петрохимическим признакам породы образуют достаточно упорядоченную группу, соответствующую гра-нитоидам пониженной щелочности натриевого уклона. Внутри нее фиксируются 3 статистических минимума распределения составов по SiO2 (63 -65 %, 69-70 %, 72-73 %), отделяющих кварцевые гнейсодиориты, гнейсотоналиты, мезо- и лейкограниты. Корреляционных переломов по содержанию других петрогенных элементов внутри группы не обнаружено. При сравнительном анализе средневзвешенных составов интервалов сплошной проходки с керном, по содержанию SiO2 во вскрытом разрезе метаморфической толщи явно заметна "макроэвтакситовая расслоен-ность", обусловленная чередованием макрополос, сложенных главными породами формации - гнейсогранитами и гнейсотоналитами, при преобладании последних.
Охарактеризованные породы относятся к тоналит-гней-совой мигматитовой формации докембрийского возраста. Не исключено, что породы возникли в результате анатекти-ческого преобразования более древних и глубокометамор-физованных гранулитовых толщ, изохимичных неосом-ным производным. Выявленная дифференциация массива метаморфитов по вертикали, видимо, обусловлена в т.ч. и частичным отжимом (внедрением) гранитного материала из скоплений анатектического расплава.
Такой тип пород зафиксирован по материалам бурения многих скважин, вскрывших фундамент на территории Татарстана. Б.С. Ситдиков (1980) определял ихкакдиафтори-ческие гнейсограниты, возникшие при гранитизации амфиболитов, или по сумме геолого-петрографических данных относил к породам лаишевской серии суперкрусталь-ного булгарского комплекса архейского возраста, с первоначальным метапелит-вулканогенным субстратом. А. И. Постников (Доплатформенные..., 1992) данные породы выделяет в составе ультраметагенного плагиогранитного раннебакалинского комплекса. Цифры абсолютного возраста, полученные К-Ar методом, попадают в широкий диапазон 1,8 -2,9 млрд. лет, и, по-видимому, большейчас-тью «скорректированы» наложенными процессами.
Геохимический фон пород фундамента (Таусон, 1977) по сечениям скв.33, 34 и 1001 не выходит за пределы гра-нитоидов андезитового типа ( K/Rb ~ 230; Ba/Rb ~10 ), что свидетельствует о достаточно кислом протоконтиненталь-ном составе коры AR-PR возраста в данном регионе. Для пород характерны повышенные концентрации Ba (до 1000 г/т), минимальные Ni, Co, V, Cr и закономерное увеличение содержаний Th, Li, Rb, Cs и Ba в процессе эволюции формации, от тонко-грубополосчатых мигматитов к конечным дифференциатам-гнейсоплагиогранитам.
Таким образом, даже при относительно простом сравнительном анализе редкоэлементных составов пород фундамента двух соседних блоков Волго-Уральской антеклизы явно заметна гетерогенность метаморфических формаций, сформировавших протокору региона AR-PR возраста.
В осадочном чехле СТС и Мелекесской впадины выявлены традиционные для этих регионов отложения девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Установлены литогенетические типы оса-
дочных пород, тип вскрытого разреза в местной стратиграфической легенде, нефтематеринские толщи, пласты коллекторов и флюидоупоров. Осадочные породы охарактеризованы биостратиграфическими, геохимическими, ли-тологическими и петрофизическими исследованиями.
Заключение
Таковы, в тезисной форме, результаты параметрического бурения 2002 - 2003 гг. на территории РТ. В статье упомянуты, но не приведены результаты обширных исследований НВСП, СЛБО, высокоточной геотермии, геохимических, петрофизических, палеонтологических и др.
Несмотря на то, что бурение скважин не выявило про-мышленно-значимых скоплений УВ, результаты работ для целей прогноза нефтегазоносности и уточнения региональной геологии Западного Татарстана станут базовыми на ближайшую перспективу. Составлены геолого-геофизические разрезы СТС и Мелекесской впадины, получена кол-лекторская характеристика пластов, оценен характер их насыщения, установлены скоростные параметры разреза, дана характеристика нефтегазоматеринских свойств вскрытых пород и оценка перспектив нефтегазоносности региона.
В целом, перспективы нефтегазоносности Мелекесской впадины оцениваются значительно выше, чем Северо-Та-тарского свода. По литолого-фациальным критериям Ме-лекесская впадина характеризуется наличием в разрезе как пород-коллекторов, обладающих хорошими фильтрацион-но-емкостными параметрами, так и флюидоупоров с хорошими экранирующими свойствами. Наличие в разрезе впадины катагенетически зрелых нефтематеринских пород и резервуаров, способных вмещать углеводороды, на фоне благоприятных гидрогеологических и тектонических предпосылок позволяет сделать вывод о высоких перспективах нефтеносности ее бортов и отчасти центральных участков.
Направления дальнейших научно-исследовательских и геологоразведочных работ с целью выявления промышленных скоплений нефти: 1) площадная сейсморазведка с выделением антиклинальных поднятий на всех стратиграфических уровнях; 2) геохимические исследования (наземные, атморадиохимические, аэрогаммаспектрометрические); 3) методы локального прогноза (геофизико-геохимические -ГГХМ, сейсмические - «Нейросейсм» и др.) для выделения конкретных нефтеперспективных объектов.
Авторы признательны проф.Р.Х. Муслимову за всестороннюю помощь при выполнении Госконтрактов и научно-мето-дическоеруководство исследованиями.
Литература
Добрецов Н.Л. Принципы выделения и классификации метаморфических формаций и задачи формационных исследований. Метаморфические формации (принципы выделения и классификации). Тр. ИГГ СО АНСССР. вып. 488. Новосибирск. 1981. 6-19.
Доплатформенные комплексы нефтегазоносных территорий СССР. Под ред. B.C. Князева, Т.А. Лапинской. М. Недра. 1992.
Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М., Ибатуллин Р.Х., Кавеев И.Х. Программа дальнейшего изучения глубинных недр Татарии. Глубинные исследования докембрия востока Русской платформы. Казань. 1980. 3-13.
Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов. Под ред. Н.К. Фортунатовой. М. НИА. Природа. 2000.
Ситдиков Б.С., Низамутдинов А.Т., Полянин В.А. Петрология и геохимия пород кристаллического фундамента востока Русской платформы. Казань. Изд-во КГУ 1980.
Таусон Л.В. Геохимические типы и потенциальная рудонос-ностъ гранитоидов. М. Недра. 1977.
научно-технический журнал шсг^ш
I »кш
