VIP Studio ИНФО Глубинные сейсмические исследования МОГТ как инструмент оценки перспектив нефтегазоносности и поисков крупных скоплений углеводородов
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

В.А. Трофимов,  (ФГУП Институт геологии и разработки горючих ископаемых)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-4
 

 

В 70-80-х гг. XX в. на территории Республики Татарстан объединением “Татнефть” активно осуществлялось бурение скважин, вскрывающих докембрийский фундамент на значительную глубину. В те годы в пределах Южно-Татарского свода, Мелекесской впадины и Северо-Татарского свода было пробурено около 20 скважин, прошедших по архей-нижнепротерозойским образованиям от первых сотен метров до нескольких километров. Естественно, главной целью бурения этих скважин для нефтяников Татарстана было обнаружение нефти и газа в породах фундамента [3]. Скважины бурились с позиций как органического (дальняя боковая миграция УВ из гипсометрически нижезалегающих осадочных толщ Осинско-Калтасинского и Серноводско-Абдулинского авлакогенов (Лобов В.А., 1970 и др.), так и неорганического (миграция УВ из мантии или глубинных зон земной коры (Краюшкин В.А., 1989; Кудрявцев Н.А., 1963 и др.) генезиса нефти. Бурение скважин обосновывалось в зонах разломов, на выступах фундамента, а также на локальных структурах, выделенных сейсморазведкой или структурным бурением по горизонтам осадочного чехла, в ряде случаев – по данным грави- и магниторазведки.

В результате изучения этих скважин для востока Русской плиты были получены новые данные о строении, составе, свойствах, возрасте древнейших архейских и нижнепротерозойских образований, установлена увеличивающаяся с глубиной битуминозность, выявлены зоны коллекторов, из которых получены притоки высокоминерализованных, насыщенных газами, в том числе углеводородными, вод, тем самым разрушив сложившееся в те годы представление о фундаменте как монолитном основании [3]. Однако интенсивные притоки пластового флюида были получены лишь в 2 скважинах (20000-Миннибаевская и 2092-Черемшанская) из 20. Кроме неотработанности в те годы методики выделения коллекторов по данным ГИС и технологии испытания пластов, это свидетельствовало также о недостаточной обоснованности местоположения и глубины некоторых скважин.

Для выяснения возможностей сейсморазведки МОГТ для изучения внутреннего строения кристаллического фундамента, прогнозирования и целенаправленного вскрытия разуплотненных зон в его толще были проанализированы и обобщены данные акустического каротажа (АК) и вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) по всем пробуренным к концу 80-х гг. параметрическим и сверхглубоким скважинам Татарстана (а также по скв. 2000-Туймазинская в Башкортостане) и данные производственной сейсморазведки МОГТ по профилям, проходящим через эти скважины. В районе сверхглубоких скв. 20000-Миннибаевской, 20009-Ново-Елховской и параметрической скв. 20011-Бавлинской были проведены специальные экспериментальные наблюдения МОГТ. В результате выполнения этого комплекса исследований были выявлены закономерности распределения скоростей распространения сейсмических волн в толще кристаллического фундамента; установлено наличие субгоризонтальных и наклонных отражателей в докембрийском фундаменте; показано, что наиболее крупные из них имеют в большинстве случаев тектоническую природу; сформулированы критерии прогнозирования в докембрийском фундаменте разуплотненных зон – коллекторов и на этой основе выявлены объекты, перспективные для дальнейшего изучения бурением (Трофимов В.А., 1994).

Первая же скважина, рекомендованная по этим критериям на Осином объекте в фундаменте (скв. 966), подтвердила наличие коллектора и, что очень важно, послужила весомым доказательством возможностей сейсморазведки МОГТ и ее высокой информативности при изучении внутреннего строения кристаллического фундамента.

Не менее важным результатом выполненных на сверхглубоких скважинах Татарстана исследований стало и то, что они дали ощутимый толчок и физическую основу проведения в нефтяных районах глубинной сейсморазведки МОГТ, позволяющей получать информацию на всю мощность земной коры вплоть до границы Мохоровичича. Тогда же было сформулировано следующее предположение: если нефтяные месторождения действительно имеют глубинную природу и связаны с восходящими потоками УВ-флюидов, то строение земной коры под этими месторождениями, скорее всего, будет отличаться от окружающих территорий. Вероятно, эти отличия будут более явными для месторождений-гигантов и могут быть зафиксированы сейсморазведкой. Для проверки этого предположения с 1993 г. реализуются на территории Татарстана региональные глубинные сейсмические исследования МОГТ, главной целью которых является выявление различий в строении земной коры в районе крупных месторождений УВ и территорий, где такие месторождения не обнаружены.

Первые же результаты, полученные в 1994-1995 гг., свидетельствовали о существовании таких различий (Трофимов В.А., 1999). Так, на временном разрезе по профилю 039511 (рис. 1) под группой месторождений западного склона Южно-Татарского свода на времени 5-7 с (ориентировочная глубина 15-20 км) четко выделялись мощные отражатели. Западнее, где месторождения нефти не выявлены, вплоть до границы с Чувашской Республикой таких ярких динамических аномалий не наблюдалось. Подобные различия в строении земной коры были отмечены при анализе данных глубинной сейсмики и по другим регионам.

 

Рис. 1. ВРЕМЕННОЙ РАЗРЕЗ ПО ПРОФИЛЮ 11

 

На татарстанском профиле 039511 обращало на себя внимание наличие аномалий и иного типа: субвертикальных и крутонаклонных, сужающихся вниз зон аномально высокой интенсивности записи. Как правило, нижней своей частью они достигали уровня регистрации аномальных зон первого типа и, вероятно, отображали участки дезинтегрированных, нарушенных, трещиноватых пород, которые могли бы быть путями миграции флюидов.

Хотя природа выявленных аномалий в те годы достоверно не была определена, сам факт их наличия показал принципиальную возможность решения поставленной задачи по выявлению связей нефтеносности осадочного чехла с глубинным строением земной коры, а в дальнейшем – создания методики прогнозирования крупных скоплений УВ на основе глубинной сейсморазведки МОГТ. Кроме того, полученные результаты послужили обоснованием проведения подобных исследований на территории Самарской, Оренбургской, Кировской областей, республик Башкортостан, Удмуртия, а также их расширения в Татарстане.

Очень интересными и приблизившими к пониманию природы наблюдаемых на временных разрезах динамических аномалий оказались результаты глубинной сейсморазведки, проведенной ОАО “Самарагеофизика” по профилю 2-Г в Самарской области (Трофимов В.А., Романов Ю.А., Хромов В.Т., 2004). Этот профиль пересек с северо-запада на юго-восток Жигулевский вал и одноименный разлом, отделяющий Ставропольскую депрессию от Жигулевско-Пугачевского свода. Как известно, к Жигулевскому валу приурочена цепочка нефтяных месторождений. Глубинность исследований по этому профилю составляла около 50-60 км.

Выделенные в разрезе земной коры границы, сам облик временного разреза свидетельствуют о формировании Жигулевско-Пугачевского свода в обстановке тангенциального сжатия, что подтверждается и высокими значениями поля силы тяжести по данным гравиразведки. А сам Жигулевский разлом представляет собой гигантский взбросонадвиг, ложем которого является граница Мохоровичича. Это полностью подтверждает выводы В.А.Лобова о надвиговой природе Жигулевского вала (Лобов В.А. и др., 1974), но в дополнение к ним свидетельствует о его глубинной природе.

В районе Жигулевского вала на временном разрезе (особенно при специальной обработке) следится пологая (до 30-40°) плоскость взбросонадвига, секущая весь осадочный чехол и корнями уходящая в фундамент. Амплитуда взброса достигает 375-400 м, а горизонтальное перемещение “аллохтона” на северо-запад достигает 2 км. Отметим, что восточно-северо-восточнее (Шурунов M.B., 2000) доказанная амплитуда взброса по скв. 109-Карлово-Сытовская составляет 696 м и может достигать 844 м (Зольненская площадь), а горизонтальное перемещение (по данным В.А.Лобова) может достигать 8 км (район Самарской Луки). Фронтальная часть взбросонадвига очень сложная, что подтверждается новыми данными сейсморазведки.

Таким образом, проведенные в Самарской области глубинные региональные сейсмические исследования позволили понять приуроченность нефтяных месторождений Жигулевского вала к крупному, имеющему глубинную природу взбросонадвигу.

Результаты глубинных сейсмических исследований по другим профилям по ряду причин оказались менее информативными. Так, в связи со спецификой планирования геолого-разведочных работ, отработанные региональные профили располагались в пределах отдельных административных образований, не всегда оптимально и в ряде случаев не увязывались с профилями на соседних территориях. Это затрудняло или делало невозможным изучение сравнительных характеристик крупных тектонических элементов, нефтеносных и слабоизученных земель.

С целью получения качественно новой информации и наращивания полученных ранее результатов была обоснована отработка геотраверса, пересекающего Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию с северо-запада на юго-восток и проходящего через Ромашкинское нефтяное месторождение-гигант (рис. 2). При этом главной задачей было изучение особенностей строения осадочного чехла и земной коры в целом Северо-Татарского свода, Казанско-Кажимского прогиба, Котельнического свода и юго-восточной части Московской синеклизы в сравнении с нефтеносным Южно-Татарским сводом. Важнейшей составляющей работ являлось выявление связей размещения нефтяных месторождений с особенностями строения земной коры.

 

Рис. 2. ПОЛОЖЕНИЕ ГЛУБИННЫХ РЕГИОНАЛЬНЫХ СЕЙСМОПРОФИЛЕЙ
НА СХЕМЕ ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ФУНДАМЕНТА ВОЛГО-КАМСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
1 – границы тектонических элементов разных порядков; 2 – нефтяные месторождения;
3 – глубинные региональные сейсмопрофили; 4 – рекомендуемые глубинные региональные сейсмопрофили

 

Геотраверс общей протяженностью > 1000 км, названный Татсейс-2003, прошел по территории Нижегородской и Кировской областей, республик Марий Эл, Татарстан и Башкортостан. Полевые наблюдения проводились ОАО ”Татнефтегеофизика", научно-методическое сопровождение работ и обработка данных осуществлялись ФГУП ИГиРГИ. В юго-восточной части, в районе Стерлитамака, путем корректировки профиля VIII (ОАО “Башнефтегеофизика”) он был увязан с геотраверсом Уралсейс, что в дальнейшем позволило получить цельную информацию по профилю общей протяженностью около 1600 км от Урала до Московской синеклизы.

При полевых работах применялась следующая методика: система наблюдений асимметричная; длина расстановки 12 км; число активных каналов 240; максимальное удаление возбуждение-прием 10 км; расстояние между пунктами приема 50 м; расстояние между пунктами возбуждения 100 м; кратность 60. В качестве регистрирующей аппаратуры использовалась телеметрическая система INPUT/OUTPUT SYSTEM TWO. Длина полезной записи составила 20 с, шаг квантования – 4 мс. В качестве источника возбуждения использовались мощные сейсмические вибраторы Hemi-50 с максимальным толкающим усилием 23 т в группе из 5-6 штук на базе 50-55 м; на каждом пункте возбуждения отрабатывалось 5-8 воздействий. Параметры свип-сигнала, уточненные в ходе опытных работ, были следующими: начальная частота 14 Гц, конечная – 70 Гц, длительность свип-сигнала 20 с. В целом можно отметить, что примененные технико-методические средства, а также четкое взаимодействие производственного геофизического предприятия и научно-исследовательского института обеспечили получение кондиционных материалов, что явилось основой решения поставленных геологических задач (Трофимов В.А., Хуснимарданов Н.М., Трофимов А.В., 2004).

Геотраверс Татсейс-2003 пересек 12 нефтяных месторождений, из которых Ромашкинское, Ново-Елховское, Туймазинское, расположенные на Южно-Татарском своде, относятся к категории крупнейших и уникальных. Многие из месторождений являются многопластовыми, но основным горизонтом разработки служат отложения терригенного девона. На юго-восточном склоне Северо-Татарского свода также открыты нефтяные месторождения, но их число и запасы существенно меньше, чем на Южно-Татарском своде.

В пределах Казанско-Кажимского авлакогена небольшие притоки нефти были получены на Сырьянской структуре в северной части Кировской области и в скв. 1-Илеть на территории Республики Марий Эл [1]. Последнее нефтепроявление для проведенных глубинных сейсмических исследований особенно важно, так как Илетская площадь расположена недалеко от геотраверса.

На территории Котельнического свода и восточного борта Московской синеклизы залежи нефти не обнаружены, нефтепроявления не отмечались. Данные о петрографическом составе и строении фундамента по результатам сверхглубокого бурения приведены в ряде работ (Глубокое бурение в Пучеж-Катунской импактной структуре, 1999; Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности, 1996; Петрографический состав и геологическое строение докембрийских образований в разрезе параметрической Миннибаевской скв. 20000, 1980).

Волновое поле на полученных по геотраверсу Татсейс-2003 временных разрезах, по сравнению с ранее отработанными в этом регионе профилями глубинного МОГТ, носит качественно новый по геологической информативности характер (Трофимов В.А., 2006). Это стало возможным благодаря более высокому технико-методическому уровню выполненных работ и оптимальной ориентировке профиля на большей его части, когда тектонические элементы и разломы пересекались преимущественно вкрест простирания. Рассмотрим основные особенности поля, видимые на временных разрезах.

Главной, доминирующей, особенностью волнового поля на больших временах является наличие наклонных, восстающих в юго-восточном направлении осей синфазности. Причем наблюдается четко выраженная зональность: эти оси есть в основном в юго-восточной части геотраверса (интервал 100-430 км), где расположены нефтяные месторождения (рис. 3, 4).

 

Рис. 3. ХАРАКТЕР ВОЛНОВОЙ КАРТИНЫ НА ГЕОТРАВЕРСЕ ТАТСЕЙС-2003

 
 

Рис. 4. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЗЕМНОЙ КОРЫ ПО ГЕОТРАВЕРСУ ТАТСЕЙС-2003
1 – границы тектонических элементов I порядка; 2 – уточненные границы тектонических элементов;
3 – нефтяные месторождения; 4 – поверхность кристаллического фундамента; 5 – предполагаемые субвертикальные зоны деструкции;
6 – отражатели в консолидированной коре: а – уверенные, б – неуверенные; 7 – подошва расслоенной зоны – возможная граница Мохоровичича

 

В соответствии с результатами предшествующих исследований (Николаевский В.Н., 1987 и др.; [2]) и комплексного анализа геолого-геофизических данных по сверхглубоким скважинам Татарстана (Трофимов В.А., 1994), наиболее интенсивные отраженные волны в фундаменте имеют тектоническую природу. Основываясь на этом, можно сделать вывод о том, что наклонные отражатели являются разломами и отображают зоны нарушенных, трещиноватых пород. Судя по форме отражателей, их выполаживанию с глубиной и примыканию к субгоризонтально расслоенным зонам, можно предположить, что они образовались в обстановке горизонтального сжатия и представляют собой взбросонадвиговые структуры, выделяемые и ранее (Трофимов В.А., 1993 и др.). Современная тектоническая активность, наблюдающаяся в нефтяных районах Татарстана, свидетельствует о том, что эти структуры “живут” и в настоящее время.

Своими нижними частями наклонные отражатели примыкают к нижней, субгоризонтально расслоенной коре, в ряде случаев пересекая ее и выполаживаясь на границе Мохоровичича. Однако в некоторых случаях эти отражатели пересекают уровень Мохоровичича и проникают в верхнюю мантию, что наиболее четко видно в интервале профиля 430-480 км (to = 15-19 c).

На полученном по геотраверсу временном разрезе граница Мохоровичича, отображаемая, вероятно, как подошва сейсмически расслоенной нижней коры, прослеживается в целом довольно уверенно (см. рис. 3). На большей части профиля заметно ее восстание в юго-восточном направлении, особенно четко в интервале 0-140 км, где время ее регистрации уменьшается от 16 до 13 с, или в масштабе глубин – от 52-53 до 42-43 км. Восстание границы Мохоровичича носит не монотонный характер. Так, на 480, 280 и 120 км профиля происходит резкое, ступенеобразное изменение глубины расслоенной зоны. Интересно отметить, что юго-восточнее этих точек отмечается аномальное увеличение ее мощности и, как правило, именно здесь отходят от нее, иногда веерообразно, наиболее интенсивные наклонные отражатели. Судя по глубине подошвы расслоенных интервалов в аномальных зонах (до 60-65 км, или в масштабе времени до 18-19 с), они находятся уже в верхней мантии.

Интересно отметить, что при более детальном рассмотрении подошва расслоенной зоны на некоторых участках крайне неоднородна. Например, в начале профиля (интервал 0-110 км) здесь наблюдается чередование очень интенсивных и слабых осей синфазности разных форм и крутизны.

Как и в других районах Волго-Уральской провинции, на полученных по геотраверсу Татсейс-2003 временных разрезах выделяются субвертикальные динамические аномалии, в некоторых случаях очень интенсивные, например, в интервале 382-383 км. Проведенный на некоторых ярковыраженных субвертикальных динамических аномалиях анализ сейсмограмм и разрезов неполнократного суммирования позволил с достаточно высокой степенью уверенности сделать вывод о том, что они отображают реальные геологические тела, но что они представляют собой, пока не ясно. Высказанное ранее предположение (Трофимов В.А., 1999) о том, что они являются субвертикальными зонами нарушенных, трещиноватых пород, наиболее вероятно, но не доказано. В будущем было бы целесообразно решить этот вопрос путем постановки специальных геофизических и геохимических исследований и бурения.

Таким образом, строение земной коры и верхней мантии под нефтяными месторождениями Южно-Татарского свода и юго-восточного склона Северо-Татарского свода (интервал профиля 50-360 км) кардинальным образом отличается от других территорий.

    Во-первых, здесь наблюдаются зоны отражений, интерпретируемые как глубинные взбросонадвиги, характеризующиеся высокой отражательной способностью; в северо-западной части профиля в интервале от 610 км и до его окончания (Котельнический свод, Московская синеклиза) наклонные отражатели выделяются, но противоположного наклона и с намного меньшей отражательной способностью.

    Во-вторых, наклонные отражатели прослеживаются на этом участке до уровня Мохоровичича и в ряде случаев входят в верхнюю мантию (интервалы 480-430; 290-240 км и др.); на северо-западе таких эффектов не наблюдается; из указанных интервалов наиболее интересен первый, где на временах 15-19 с (ориентировочная глубина 50-65 км) выделяется локальная зона с интенсивной и контрастной, по сравнению с окружающей толщей, сейсмической записью; именно отсюда веерообразно отходят несколько наклонных отражателей.

    В-третьих, характер границы Мохоровичича также меняется: на северо-западе территории эта граница проходит достаточно плавно, погружаясь в восточном направлении от 48 до 54 км (интервал профиля 890-1000 км), а в юго-восточной части профиля на фоне моноклинального подъема наблюдаются резкие изменения ее глубины, сопряженные с отмеченными аномальными зонами в верхней мантии.

Все это свидетельствует о необычном, скорее всего, нарушенном характере и коры и мантии в районах крупных месторождений УВ.

Если подходить с этих позиций, то изученные геотраверсом территории Котельнического свода и Московской синеклизы (интервал профиля 610-1000 км) малоперспективны. Хотя здесь нужно сделать оговорку в связи с резким изломом профиля (примерно на 700 км) и неоптимальным из-за этого прохождением этих тектонических элементов, особенно Московской синеклизы.

Особое место в сравнительной оценке строения земной коры и перспектив нефтеносности занимает Казанско-Кажимский авлакоген (по существующей тектонической схеме интервал профиля 500-610 км). Здесь, как и в нефтяных районах, наблюдается довольно интенсивный наклонный отражатель, что существенно повышает перспективы этого участка и делает целесообразной постановку поисковых работ. Вообще же, судя по числу (или плотности) наклонных отражателей в земной коре, в интервале профиля 400-570 км могут быть открыты нефтяные месторождения, но, вероятно, небольшие.

Пользуясь этими критериями, можно вполне обоснованно провести западную границу Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по Казанско-Кажимскому прогибу (по геотраверсу это примерно 570 км) и оптимизировать планирование нефтепоисковых работ.

Полученные по геотраверсу Татсейс результаты позволяют сформулировать рабочую гипотезу о поисках нефти в рифей-вендских отложениях, а также в палеозойских отложениях, на территориях, где развиты рифей-вендские образования.

Прежде всего, обратим внимание на следующие факты:
  1. – наличие в интервале 0-92 км (tо = 1,7-3,5 c) очень интенсивных отражений, связанных с рифейскими отложениями (рис. 5, см. рис. 3);
  2. – подход к подошве рифейского комплекса глубинных наклонных отражателей юго-восточного восстания, а также противоположного;
  3. – гораздо меньшая нефтеносность палеозойского осадочного чехла в районе развития рифей-вендских отложений, где открыто только небольшое Усень-Ивановское месторождение. Рядом, но за пределами развития додевонского комплекса, расположены Серафимовское, Туймазинское, Субханкуловское месторождения.
 

Рис. 5. СТРОЕНИЕ ЗЕМНОЙ КОРЫ В ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ГЕОТРАВЕРСА ТАТСЕЙС-2003

 

В соответствии с разрабатываемой концепцией формирования нефтяных месторождений путем восходящей миграции по нефтеподводящим каналам (Трофимов В.А., Корчагин В.И., 2002 и др.), которые, как свидетельствуют результаты глубинной сейсморазведки МОВ-ОГТ, представляют собой наклонные отражатели с возможным сочетанием в некоторых районах с субвертикальными нарушенными зонами, пересекаемая геотраверсом мощная рифей-вендская толща может играть роль экрана. То есть, возможно, нефть следует искать под этим экраном. Упоминаемое же Усень- Ивановское месторождение расположено в районе субвертикальной аномалии, где изолирующие свойства покрышки были нарушены.

В настоящее время пока трудно сказать, какие именно отложения являются покрышкой, но использовать высказанное предположение в качестве рабочей гипотезы поисков нефти в рифейских отложениях и в подстилающей толще фундамента имеет смысл. Поэтому в этом районе (и других подобных) следует провести детальные тематические исследования, основанные на переобработке и переинтерпретации данных сейсморазведки и скважинных исследований.

Таким образом, главными научными и практическими результатами проведенных исследований является установление связей нефтеносности осадочного чехла со строением земной коры и верхней мантии, а именно разительных отличий строения консолидированной земной коры и верхней мантии под нефтяными месторождениями Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов от северо-западных территорий, наличие под этими месторождениями глубинных листрических разломов, уходящих своими корнями в земную кору и верхнюю мантию. Это позволяет с высокой степенью уверенности, во-первых, говорить о том, что выявленные факты являются весомыми аргументами в пользу глубинного происхождения нефти, во-вторых, ставить вопрос о целесообразности использования выявленных особенностей в качестве критериев оценки перспектив нефтеносности слабоизученных территорий и поисков крупных скоплений УВ.

Как видно из приведенных примеров, один только геотраверс Татсейс, прошедший по перспективным в целом и неплохо изученным территориям, позволил дать практические рекомендации по выделению первоочередных участков и оптимизации нефтепоисковых работ, в том числе на рифей-вендский комплекс. Большую геологическую и экономическую эффективность глубинных сейсмических исследований МОГТ следует ожидать на слабоизученных территориях европейской части России (Московская, Мезенская синеклизы, Казанско-Кажимский авлакоген и др.) и главное – в Восточной Сибири.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. “Дикая кошка” в Марий Эл дала нефть // Нефть и капитал. – 2002. – № 11.
2. Леонов Ю.Г. Платформенная тектоника в свете представлений о тектонической расслоенности земной коры // Геотектоника. – 1991. – № 6.
3. Муслимов Р.Х. Программа дальнейшего изучения недр Татарии / Р.Х.Муслимов, Ф.М.Хамадеев, Р.Х.Ибатуллин, И.Х.Кавеев. – Глубинные исследования докембрия востока Русской платформы. – Казань: Татарское книжное издательство, 1980.


©  В.А. Трофимов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-4.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru