CC BY
13ГЕОЛОГИЯ
УДК 550.41.553.3
С.Б. Вагин1; М.А. Лобусев1, e-mail: Miobusev@gmaii.com; Ю.А. Антипова1, e-mail: vert225@gmai1.com 1 ФГБОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Выявление особенностей и основных закономерностей распределения гидрогеологических параметров отдельных водоносных комплексов территории Гыданского полуострова
В статье рассматривается один из перспективных, но в то же время труднодоступных районов нашей страны -Гыданский п-ов. Запасы углеводородного сырья определяют не только его энергетический потенциал, но и потенциал экономического развития региона в целом. На сегодняшний день на исследуемой территории не было проведено комплексных обобщающих научно-исследовательских работ, которые помогли бы подсчитать запасы нефти, газа и газового конденсата, а также достоверно оценить ресурсный потенциал нефтегазоперспективных объектов данного региона.
Статья посвящена одному из направлений комплексного изучения Гыданской нефтегазоносной области - исследованию и выявлению гидрогеологических особенностей отложений осадочного чехла.
В гидрогеологическом разрезе Гыданского п-ова выделяются два этажа, каждый из которых имеет специфические черты и отличительные особенности. Этажи практически полностью гидродинамически изолированы друг от друга из-за наличия толщи в основном глинистых отложений турон-нижнеолигоценового возраста в сочетании со сплошным распространением многолетнемерзлых пород.
Авторами было проанализировано более 500 проб пластовых вод по 192 скважинам изучаемой территории и прилегающих районов. На основе этого анализа были установлены основные закономерности распределения гидрогеологических параметров отдельных водоносных комплексов, определены генетические типы водных растворов, проведена типизация подземных вод по степени метаморфизации, выявлены особенности гидрогеологической зональности изучаемой территории.
Ключевые слова: Западная Сибирь, Гыданский полуостров, газонефтеносность, углеводороды, гидрогеология, гидрогеологический этаж, водоносный комплекс, минерализация, ионы, солеобразующие компоненты.
S.B. Vagin1; M.A. Lobusev1, e-mail: MLobusev@gmai1.com; Y.A. Antipova1, e-mail: vert225@gmai1.com
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).
Identification of the Features and Main Regularities in the Distribution of Hydrogeological Parameters of Individual Aquifers in the Gydan Peninsula
The paper considers one of the promising, but difficult-to-access areas of our country - the Gydan Peninsula. The reserves of hydrocarbon raw materials determine not only its energy potential, but also the economic development of the region as a whole. To date, there has been no comprehensive general scientific research conducted in the study area that have helped to calculate oil, gas and gas condensate reserves, and also to reliably estimate the resource potential of oil and gas prospects in the region.
This article is devoted to one of the directions of the compreshive study of the Gydan oil and gas bearing area - the study and identification of the hydrogeological features of the formations of the sedimentary cover.
In the hydrogeological section of the Gydan Peninsula, two hydrogeological soles are distinguished, each of which has its own specific and distinctive features, and are also almost completely hydrodynamically isolated from each other because of the presence of a thickness of mostly turonian-lower oligocene clay deposits combined with continuous wide-spread occurence of permafrost.
32
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
In their studies, the authors analyzed more than 500 samples of fossil water in 192 wells in the studied territory and adjacent areas, on the basis of which the main regularities in the distribution of hydrogeological parameters of individual aquifers were determined, genetic types of aqueous solutions were determined, the groundwater was typification by the degree of metamorphism, and The features of the hydrogeological zonality of the studied territory are revealed.
Keywords: Western Siberia, the Taman Peninsula, petroleum, hydrocarbons, hydrogeology, hydrogeological floor aquifer complex mineralization, ions, salt-forming components.
В пределах территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) одним из основных перспективных объектов проведения поисково-разведочных работ на газ и нефть является территория Гыданского п-ова. Гыданская нефтегазоносная область (НГО) - самая северная и труднодоступная область Западной Сибири, освоение которой проходило невысокими темпами, с ограниченными объемами геологоразведочных работ, в связи с чем накоплен сравнительно небольшой объем информации о геологическом строении и газонефтеносности этой области [1, 2]. Отсутствие комплексных обобщающих научно-исследовательских работ по данной территории не позволяет достаточно надежно оценивать ее ресурсный углеводородный потенциал. Одним из направлений комплексного изучения Гыданского п-ова является изучение гидрогеологической обстановки разреза осадочного чехла. В гидрогеологическом разрезе Западно-Сибирской водонапорной системы, в северной части которой находится исследуемый район, выделяются два
гидрогеологических этажа, каждый из которых характеризуется наличием специфических гидрогеохимических и гидродинамических свойств [3]. Мощная толща в основном глинистых отложений турон-нижнеолигоценово-го возраста в сочетании со сплошным распространением многолетнемерзлых пород практически полностью исключает гидродинамическую связь между минерализованными водами мезозойских и палеозойских отложений нижнего гидрогеологического этажа и пресными водами кайнозойских отложений верхнего этажа.
Нижний гидрогеологический этаж вмещает апт-альб-сеноманский, неоком-ский, юрский и палеозойский водоносные комплексы.
Для изучения физико-химических свойств пластовых вод комплексов гидрогеологического этажа было изучено 210 анализов по 65 скважинам на территории Гыданского п-ова, а по прилегающим районам - 400 анализов по 127 скважинам (Большехетская впадина, Таймырский автономный округ и Красноярский край). В основу построения карт
минерализации и типизации подземных вод по степени метаморфизации легли результаты около 80 анализов. Палеозойский водоносный комплекс на исследуемой территории разведочными скважинами не вскрыт, охарактеризовать его в гидрогеологическом плане не представляется возможным. Юрский водоносный комплекс представлен преимущественно глинистыми отложениями гольчихинской и баженов-ской свит, которые являются региональным водоупором. В гидрогеологическом аспекте интерес связан с песчано-гли-нистыми и песчано-алевритовыми породами малышевской свиты [4]. На территории Гыданского п-ова комплекс характеризуется водным притоком дебитом 5,72 м3/сут при среднем динамическом уровне 828,5 м. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа,с минерализацией 6,9-9,2 г/л. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и хлора, содержание которых изменяется в пределах 94,9-98,6 %-экв. и 34,8-38,5 %-экв., соответственно. Микроэлементный состав вод представлен йодом (3,44-4,65 мг/л),
Ссылка для цитирования (for citation):
Лобусев А.В., Антипова Ю.А., Фадеев И.Ю. Оценка возможности применения систем поддержания пластового давления на месторождении Восточный Челекен // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 32-36.
Lobusev A.V., Antipova Y.A., Fadeev I.Y. Evaluation of the Possibility of Application of Plast Pressure Support Systems at the Deposit of Eastern Cheleken (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 10, P. 32-36.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017
33
ГЕОЛОГИЯ
бромом (4,19-6,92 мг/л), бором (1,25,2 мг/л), фтором (1,5-7,5 мг/л). Плотность воды - 1,004 г/см3. Неокомский водоносный комплекс объединяет породы танопчинской и ахской свит. Толщина вскрытых готе-рив-барремских отложений составляет 600-1200 м.
Водонасыщенные породы комплекса характеризуются 135 определениями химического состава подземных вод. Дебит пластовых вод изменялся от 0,6 до 2460 м3/сут при среднем динамическом уровне 1230 и 980 м, соответственно. Химический состав пластовых вод готерив-барремских отложений -преимущественно гидрокарбонатно-на-триевого, реже хлоркальциевого типа, с минерализацией 3,5-17,1 г/л. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и хлора, содержание которых изменяется в пределах 90,2-99,1 %-экв. и 20,197,8 %-экв., соответственно. Микроэлементный состав вод представлен йодом (0-25,8 мг/л), бромом (3,19-32,98 мг/л), бором (0,92-14,35 мг/л), фтором (0,412,0 мг/л). Плотность воды изменяется от 1,001 до 1,007 г/см3. Газосодержание составляет 0,003-2,97 м3/м3. Состав растворенного газа преимущественно метановый, содержание метана - 82,7-96,8 %, гелия и аргона - до 0,044 и 0,12 %, соответственно, плотность по воздуху -0,570-0,703.
По результатам анализа проб были построены карты изменения минерализации и степени метаморфизма подземных вод Гыданского п-ова. На территории распространения готе-рив-барремских отложений гидрокар-бонатно-натриевые воды преобладают в основном в западной части, на востоке распространены воды хлоркальциевого типа.
Наибольшие значения минерализации отмечаются в северной, южной и юго-восточной части района исследования, в центральной части уровень минерализации пластовых вод снижается. Минимальные ее значения зафиксированы на Южно-Мессояхской, Перекатной, Хальмерпаютинской и Тазовской площадях (менее 4 г/л). Изменение коэффициента НС0/С1 отражает соответствующую закономерность
динамики коэффициента метаморфизма данных отложений. Количественные значения коэффициента ИС03/С1 варьируют в пределах от 0,002 (Лодочная площадь) до 0,96 (Песцовая площадь). Содержание брома в водах готерив-бар-ремских отложений снижается в западном направлении, максимумы (164,92 и 170,24 мг/л) приурочены к восточной части исследуемого района. Повышенное содержание йода приурочено к западной и юго-западной части п-ова Гыдан. Снижение содержания йода в пластовых водах отмечается в северо-западном направлении. Вследствие значительной изменчивости состава готерив-барремских отложений в динамике гидрохимических показателей не прослеживается закономерность, характерная для вышезалегаю-щих отложений.
Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс в отложениях марресалинской и покурской свиты отличается от выше- и нижележащих отложений преобладанием песчаных пород, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Вскрытая мощность комплекса на рассматриваемой площади составила 1200-1400 м. Гидрогеохимическая характеристика подземных вод рассматриваемого комплекса представлена 128 определениями по всей территории исследования. Для характеристики апт-сеноманских отложений было использовано 32 анализа вод, из которых 11 приурочены к площади Гыданского п-ова, а 21 -к прилегающей территории. Пластовые воды комплекса по классификации В.А. Сулина относятся к гидрокарбонатно-натриевому и хлор-кальциевому типу, с минерализаций 2,18-20,9 г/л.
Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и хлора, содержание которых изменяется от 84,5 до 98,2 %-экв. и от 55,5 до 99,6 %-экв., соответственно. Микроэлементный состав вод представлен йодом (0,8617,76 мг/л), бромом (3,42-57,45 мг/л), бором (0-12,3 мг/л), фтором (0,3815,0 мг/л). Плотность воды изменяется от 1,001 до 1,014 г/см3. Газосодержание составляет 0,14-3,5 м3/м3. Газ по составу преимущественно метановый, содержание метана - 91,1-98,7 %, гелия и арго-
на - до 0,032 и 0,125 %, соответственно, плотность по воздуху - 0,559-0,599. Гидрогеохимическое опробование водо-вмещающих аптских отложений показало, что минерализация вод изменяется от 4,7 до 19,4 г/л. Наименьшее значение минерализации зафиксировано в центральной части изучаемого района, в северо-западном и юго-восточном направлениях уровень минерализации пластовых вод растет, максимальные значения зафиксированы на Ханавей-ской, Пякяхинской и Хальмерпаютинской площадях.
В центральной части исследуемой территории преобладают воды гидрокар-бонатно-натриевого типа по классификации В.А. Сулина, в северо-западной и юго-восточной части - хлоркальциевого типа. Граница смены типа вод проходит в районе Утренней, Минховской, Семеновской и Пякяхинской площадей. Значения коэффициента HCO3/CL изменяются от 0,01 до 0,30, при этом структура поля данного коэффициента схожа со структурой поля коэффициента метаморфизма.
Повышенные значения коэффициента CL/Br (более 700) зафиксированы в юго-восточной части территории. В северо-западном и восточном направлении прослеживается уменьшение значений, структура поля коэффициента CL/Br становится практически однородной.
Как и в вышезалегающих отложениях, наблюдается закономерное изменение содержания брома (7,0-58,5 мг/л) в пластовых водах в зависимости от величины минерализации:зональное распределение концентраций брома соответствует аналогичным зонам изменения минерализации вод отложений апта. Уменьшение содержания йода в подземных водах отмечается преимущественно в западной части Гыданского п-ова, максимальное содержание - в юго-восточной и северной части исследуемого района. Подземные воды апт-альб-сеноманско-го комплекса могут использоваться для закачки в продуктивные пласты в целях поддержания пластового давления. На территории распространения пластовых вод сеноманских отложений уровень минерализации увеличива-
34
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
ется с севера на юг, что соответствует классической субширотной гидрогеохимической зональности. Минимальная минерализация составляет 7 г/л и приурочена к Утренней площади. Воды с минерализацией более 18 г/л распространены на территории Анти-паютинской, Харвутинской, Тазовской и Восточно-Тазовской площадей. По химическому составу воды хлоркаль-циевого и гидрокарбонатно-натриевого типа. Хлоркальциевые воды преобладают в южной и центральной частях, на севере и северо-востоке распространены воды гидрокарбонатно-натриевого типа.
В изменении коэффициента НС03/С1 наблюдается та же картина, что и у коэффициента метаморфизма. Максимальное значение коэффициента ИС03/С1 приурочено к Мессояхской площади и равняется 0,15. Уменьшение значений коэффициента С1/Вг прослеживается в направлении к южной части Гыданского п-ова. Наибольшие значения приурочены к восточной части исследуемого района.
Изменение содержания брома в пластовых водах аналогично изменению структуры поля минерализации этих вод в пределах изучаемого района, т. е. содержание брома увеличивается с севера на юг и изменяется от 17,02 до 80,00 мг/л.
Увеличение содержания йода в водах сеноманских отложений прослеживается в юго-западном направлении. Максимальное значение содержания йода (22,0 мг/л) приурочено к Тазовской площади.
Верхним водоупором комплекса являются в основном глинистые отложения с прослоями алевролитов и песков ту-рон-нижнеолигоценового возраста (отложения ганькинской итибейсалинской свит), отделяющие нижний гидрогеологический этаж от верхнего. Гидрогеологическая обстановка верхнего гидрогеологического этажа Гыданского п-ова определяется практически повсеместным распространением мно-голетнемерзлых достаточно мощных толщ и близостью моря. Первый фактор предопределяет отсутствие пресных
межмерзлотных вод на побережье Карского моря, второй - наличие в мерзлых толщах криопэгов.
Воды маломощного сезонно-талого слоя, являющиеся продуктом инфильтрации атмосферных осадков и таяния неглубоко залегающих подземных льдов, существуют в теплый период во всех районах полуострова. Надмерзлот-ные воды несквозных таликов залегают преимущественно под руслами малых рек и акваториями небольших озер, их мощность обычно не превышает несколько десятков метров. Водоупором для них служат мерзлые толщи, залегающие чашеобразно, что определяет безнапорный характер вод несквозных таликов [5].
ВЫВОДЫ
На Гыданском п-ове подземные воды по степени минерализации изменяются от солоноватых до соленых. Преобладающий тип водных растворов изучаемой территории - хлоридно-натриевый. В большей части региона наблюдается инверсионная гидрогеологическая
«та CREON
О
INVENTRA
Part of CREON
ДВЕНАДЦАТАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
КАУЧУКИ, ШИНЫ И РТИ 2017
10 октября, отель «Балчуг Кемпински Москва» ТРЕТЬЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ГАЗОВЫЕ БАЛЛОНЫ. ИТОГИ ГОДА 2017
23 ноября, отель «Балчуг Кемпински Москва» МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ТРИЗ 2017
27 ноября, отель «Балчуг Кемпински Москва» МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ЗДРАВЫЙ СМЫСЛ.
РЕЙТИНГ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ РОССИИ 2017
30 ноября, отель «Балчуг Кемпински Москва»
Дополнительную информацию о предстоящих конференциях вы можете получить в Оргкомитете по тел.: +7 (495) 276-77-88 или е-mail org@creonenergy.ru
ГЕОЛОГИЯ
зональность, наличие которой связано с широким распространением лито-генных и конденсатогенных водных растворов в нижнемеловом и юрском комплексах. Наличие мощного альбского водоупорного горизонта стало причиной развития наиболее стабильных гидрогеологических условий в верхнемеловом комплексе, где преобладают седиментогенные и древние инфильтрогенные водные растворы [6].
На основе проведенного гидрогеологического анализа были установлены основные закономерности распределения гидрогеологических параметров отдельных водоносных комплексов, определены генетические типы водных растворов, а также особенности гидрогеологической зональности изучаемой территории.
Выявленные гидрогеологические особенности строения территории Гыданского п-ова совместно с комплексной
геолого-геофизической интерпретацией сейсмогеологических материалов, данных грави- и магниторазведки, геофизических исследований скважин, а также геолого-геохимическими, палео-структурными, литолого-фациальными и другими исследованиями станут основой для выделения новых газонефте-перспективных объектов и обоснования приоритетных направлений для подготовки ресурсной базы углеводородов в пределах Гыданского п-ова.
Литература:
1. Лобусев А.В., Лобусев М.А., Антипова Ю.А., Вагин С.Б. Изучение гидрогеологических характеристик разреза осадочного чехла полуострова Гыдан для прогноза газонефтеносности // Тезисы докладов XXI Губкинских чтений «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». М., 2016. С. 155-160.
2. Брагин Ю.И., Лобусев М.А., Вертиевец Ю.А. Методическое руководство к лабораторным работам по курсу «Промыслово-геологический контроль разработки залежей углеводородов». М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010. 56 с.
3. Лобусев А.В., Страхов П.Н., Лобусев М.А., Антипова Ю.А. и др. Возможности повышения эффективности освоения залежей углеводородов, приуроченных к карбонатным отложениям палеозойской группы Западной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 12. С. 32-38.
4. Керимов В.Ю., Лобусев М.А., Бондарев А.В., Шилов Г.Я. Геобарические условия формирования нефтегазоносных комплексов северной части Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2016. № 5. С. 16-20.
5. Лобусев М.А., Вересович А.А. Сейсморазведка в Арктике. Выявление и трассирование предполагаемых тектонических нарушений в слабоизученном регионе Арктической территории севера Западной Сибири // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2017. № 1. С. 92-94.
6. Ермилов О.М., Карогодин Ю.Н., Конторович А.Э. и др. Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа Крайнего Севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2004. 141 с.
7. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее... М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. 261 с.
8. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Недосекин А.С., Зарипов С.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Гыданского полуострова севера Западной Сибири // Наука и ТЭК. 2012. № 3. С. 10-15.
9. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и особенности формирования залежей углеводородов. Л.: Недра, 1985. 279 с.
10. Садыкова Я.В. Гидрогеология полуострова Гыдан // Интерэкспо ГЕО-Сибирь - 2015. XI Междунар. науч. конгр. (г. Новосибирск, 13-25 апреля 2015 г.): Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология»: Сб. мат-лов в 3 т. Новосибирск, 2015. Т. 1. С. 140-144.
References:
1. Lobusev A.V., Lobusev M.A., Antipova Yu.A., Vagin S.B. Study of Hydrogeological Characteristics of the Sedimentary Cover Section of the Gydan Peninsula for the Gas and Oil Presence Forecasting. Abstracts of the XXI Gubkin Readings «The Fundamental Basis of Innovative Technologies of Prospecting, Exploration and Development of the Oil and Gas and Priorities for the Development of the Resource Base of Fuel and Energy Complex of Russia». Moscow, 2016, P. 155-160. (In Russian)
2. Bragin Yu.I., Lobusev M.A. Vertievets Yu.A., Methodical Guide to Laboratory Works on the Course «Field Geological Control of the Development of Hydrocarbon Reservoirs». Moscow, Publishing Center of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2010, 56 p. (In Russian)
3. Lobusev A.V., Strakhov P.N., Lobusev M.A., Antipova Yu.A., Musikhin A.D., Osin D.A. Possibilities for Increasing the Efficiency of Development of Hydrocarbon Reservoirs Associated with Carbonate Deposits of the Paleozoic Group of Western Siberia. Territoriya «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2013, No. 12, P. 32-38. (In Russian)
4. Kerimov V.Yu., Lobusev M.A., Bondarev A.V., ShiLov G.Ya. Pressure Conditions of Formation of Oil and Gas Complexes of the Northern Part of Western Siberia. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, No. 4, P. 16-20. (In Russian)
5. Lobusev M.A., Veresovich A.A. Seismic Exploration in the Arctic. Detection and Tracing of Supposed Tectonic Dislocations in the Poorly Studied Region of the Arctic Territory of the North of Western Siberia. DeLovoy zhurnaL Neftegaz.RU = Business Magazine Neftegaz.RU, 2017, No. 1, P. 92-94. (In Russian)
6. ErmiLov O.M., Karogodin Yu.N., Kontorovich A.E., Ter-Saakyan Yu.G., AgaLakov S.E., BeLyaev S.Yu., Borisova L.S., Bukreeva G.F., Burshteyn L.M., Gordeev V.N., Dmitruk V.V., ZhiLina I.V., Kontorovich V.A., Krasavchikov V.O., Suprunenko O.I., Chupova I.M., Fursenko E.A. Features of the Geological Structure and Development of Unique Gas Reservoirs in the Far North of Western Siberia. Novosibirsk: Publishing House of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 2004, 141 p. (In Russian)
7. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V. Gydan: Geological Structure, Hydrocarbon Resources, Future... Moscow, Nedra-Biznestsentr, 2006, 261 p. (In Russian)
8. Kurchikov A.R., Borodkin V.N., Nedosekin A.S., Zaripov S.M. Geological Structure and Hydrocarbon Potential of the Gydan Peninsula in the North of Western Siberia. Nauka i TEK = Science and FEC, 2012, No. 3, P. 10-15. (In Russian)
9. KrugLikov N.M., NeLyubin V.V., YakovLev O.N. HydrogeoLogy of the West Siberian OiL and Gas Basin and Features of the Hydrocarbon Reservoirs Formation. Leningrad, Nedra, 1985, 279 p. (In Russian)
10. Sadykova Ya.V. HydrogeoLogycaL Structure of the Gydan PeninsuLa. Interexpo GEO-Siberia 2015. XI InternationaL Scientific Congress (Novosibirsk, ApriL 13-25, 2015). InternationaL Scientific Conference «Subsurface Management. Mining Engineering. Directions and TechnoLogies of Prospecting, ExpLoration and DeveLopment of MineraL Deposits. GeoecoLogy». Proceedings in 3 voLumes. Novosibirsk, 2015, VoL. 1, P. 140-144. (In Russian)
36
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
