Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние геолого-геофизической изученности 10
1.1. Геологическая изученность 10
1.2. Региональные комплексные и сейсморазведочные работы 12
1.3. Гравиразведка и магниторазведка 14
1.4. Бурение 15
2. Лито лого-стратиграфическая характеристика разреза осадочного чехла центральной части восточно баренцевского мегапрогиба 18
2.1. Палеозойская эратема - PZ 18
2.2. Мезозойская эратема - MZ 27
2.3. Кайнозойская эратема - KZ 50
3. Структурно-тектоническое районирование изучаемой акватории 51
3.1. Свальбардская плита 51
3.2 . Восточно-Баренцевский мегапрогиб 57
4. Нефтегазоносность центральной части восточно баренцевского мегапрогиба 62
4.1. Характеристика нефтегазоматеринских толщ 62
4.2. Нефтегазоносные комплексы (НТК) изучаемой акватории 70
4.3. Характеристика месторождений юрско-неокомского НТК 75
4.4. Нефтегазогеологическое районирование изучаемой акватории 85
5. Моделирование процессов седиментации в юрском бассейне 90
5.1. Раннеюрский этап 96
5.2. Среднеюрский этап 103
5.3. Позднеюрский этап 109
6. Оценка перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части восточно-баренцевского мегапрогиба 114
6.1. Оценка начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата методом сравнительных геологических аналогий 114
6.2. Анализ структуры начальных суммарных ресурсов 126
7. Рекомендации по наиболее перспективным направлениям геологоразведочных работ 137
Заключение 148
Список использованной литературы
- Региональные комплексные и сейсморазведочные работы
- Мезозойская эратема - MZ
- . Восточно-Баренцевский мегапрогиб
- Характеристика месторождений юрско-неокомского НТК
Региональные комплексные и сейсморазведочные работы
Первые сведения о характере гравитационного поля на акватории Баренцева моря получены экспедициями ЦНИИГАиК в 1947 году. В 60-х-70-х годах НИИГА, ПМГРЭ НПО «Севморгеология», КМАГЭ проводятся площадные авиадесантные и набортные гравиметрические работы. Последние, как правило, в комплексе с гидромагнитными исследованиями на отдельных региональных профилях.
В 1975-1981 гг. аэромагнитной партией ПМГРЭ (A.M. Малявкин и др.) проведены съемки масштабов 1:1 000 000 и 1:500 000 на шельфе Баренцева моря с использованием более совершенных технических средств - протонных и квантовых магнитометров, радионавигационных систем. В 1983-85 годах МАГЭ ПГО «Севморгеология» (В.А. Журавлев и др.) проводит набортные гравиметрические исследования в комплексе с гидромагнитными наблюдениями.
В 1987 году ВНИИОкеангеология обобщены материалы гравиметрических и магнитных съемок. В 1978-1989 гг. МАГЭ ПГО «Севморгеология» выполнила надводную гравиметрическую съемку Баренцева моря масштаба 1:1 000 000. 1.4. Бурение
Поисково-разведочное бурение на шельфе было начато в 1981 г. ПО «Арктикморнефтегазразведка». Первая скважина на Мурманском месторождении (21-Мурманская) была пробурена в 1982 году до глубины 1609 м и вскрыла на забое среднеюрские отложения. В 1983 году была пробурена вторая скважина - Мурманская-22 (гл.2914 м). При испытании скв. 22 были получены промышленные притоки газа из продуктивного горизонта (нижний триас) из интервала 2542-2562 м (дебит 144 тыс. мЗ/сут. на штуцере диаметром 11,9 мм). В 1984 г. в скважине 23 (гл. 3545 м.) получен приток газа из интервала 2717-2785 м (дебит 746 тыс. мЗ/сут. на штуцере диаметром 22 мм).
На Штокмановско-Лунинском пороге в 1988 - 1991 гг. в поисковое бурение были введены четыре структуры. На трех из них открыты месторождения, на одной (Лунинской) первая бурящаяся поисковая скважина законсервирована на глубине 1405 м из-за отсутствия средств для продолжения работ. Начато бурением 12 скважин, закончено - 11 скважин, из них в восьми получены промышленные притоки газа и две скважины, продуктивные по керну и каротажу, находятся в ожидании испытания. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к общему их числу) равен 0,9. Плотность бурения в пределах Штокмановско-Лунинского порога - 1 скв. /7,9 тыс. кв. км, плотность сейсмических исследований изменяется от 0,16 до 2,55 км / кв. км (Штокмановское месторождение), составляя в среднем 0,5 км / кв. км.
Успех нефтегазопоисковых работ на арктическом шельфе во многом был предопределен достаточно строгим выполнением требований Положения об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (ГРР), которые в качестве обязательного элемента начального регионального этапа ГРР предусматривают «бурение опорных и параметрических скважин на опорных профилях в различных структурно-фациальных условиях. В результате выполнения программы бурения были получены уникальные данные о возрасте, вещественном составе и физических свойствах вскрытых разрезов, о их нефтегазоводонасыщенности. Эти данные легли в основу представлений о геологическом строении и предпосылках нефтегазоносности западно-арктического шельфа России. В 8 пробуренных скважинах были получены разномасштабные притоки нефти и газа, а параметрические скважины на островах Колгуев и Белый вскрыли залежи нефти и газа.
Таким образом, на сегодняшний день на шельфе Баренцева моря пробурены следующие скважины: Адмиралтейская-1, Ахматовская-1, Аквамаринская-1,2, Андреевская-1, Арктическая-1, Дресвянская-1,2, Ферсмановская-1, Северо-Гуляевская-1,2, Северо-Кильдинская-80,81,82,83,84, Восточно-Колгуевская-1,2, Крестовая-1, Куренцо-вская-1, Ледовая-1,2, Лудловская-1,2,3, Лунинская-1, Медынское-море-1(1), 1(3), 2(1), 2(2), 2(4), Мурманская-21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,32, Северо-Мурманская-1,2, Паханческая-1, Поморская-1,2,3, Северо-Поморская-1, Приразломная-1,2,3,4,5,6, Русская-613, Северо-Долгинская-1, Северо-Западная-202, Штокмановская-1,2,3,4,5,6,7, Варандей-море-1,2, Южно-Долгинская-1.
В результате бурения скважин были открыты Мурманское (газовое), Северо-Кильдинское (газовое), Штокмановское (газоконденсатное), Лудловское (газоконденсатное), Ледовое (газоконденсатное), Медынское-море (нефтяное), Приразломное (нефтяное), Северо-Гуляевское (нефтегазовое, нефтегазоконденсатное), Поморское (газоконденсатное) месторождения.
Все же, несмотря на все вышеперечисленные работы, общая изученность акватории бурением остается крайне низкой на сегодняшний день пробурена 51 скважина, суммарный объем морского бурения составляет 151.12 пог.км. Для сравнения на шельфе Норвегии пробурено более 700 разведочных скважин, не считая эксплуатационных. Успешность поискового бурения в российском секторе Баренцева моря составляет 33%. Основным продуктивным и перспективным НТК остается юрско-барремский (неокомский), несколько менее перспективным является триасовый. Примерно такой же является успешность бурения и в норввежском секторе Баренцева моря (37%), где наиболее перспективными также являются юрско-неокомский и триасовый НТК.
В Баренцевоморской провинции одна скважина приходится, в среднем, на 27.2 тыс. км2 перспективной площади, в том числе в Печорском море одна скважина на 16.6 тыс. км2, в Баренцевом море - на 31.6 тыс. км2. В 14 из 22 потенциально нефтегазоносных областей (80% перспективной площади) нет ни одной скважины. Однако, даже такие относительно небольшие объемы бурения привели к открытию 11-ти месторождений нефти, газа и конденсата, что подтверждает необычайно высокий углеводородный потенциал Баренцева и Печорского морей.
Данная диссертация является далеко не первой работой по шельфу Баренцева моря. Геологическое строение Баренцевоморского региона и прилегающей к нему суши изучалось многими организациями, среди которых ФГУП «ВНИИОкеангеология», ФГУП «Севморгео», ОАО «МАГЭ», ОАО «Севморнефтегеофизика», ФГУП «ВСЕГЕИ» и многие другие; оно освещено во многих научных работах. К их числу относятся в первую очередь фундаментальные труды-монографии под редакцией И.С. Грамберга (1988), Я.П. Маловицкого (1989), В.П. Гаврилова (1993), обобщающие работы М.Л. Вербы, Ю.Н. Григоренко, О.И. Супруненко, Б.В. Сенина, Э.В. Шипилова, Н.Я. Кунина, Е.Г. Бро и других.
Мезозойская эратема - MZ
Барремские отложения представлены глинами с прослоями алевролитов и редко песчаников. Глины алевритистые, серые, полиминеральные. Алевролиты и песчаники серые, зеленоватые с глинистым, редко кальцитовым цементом. Глинистые алевролиты серые, буроватые. В породах присутствует глауконит (до 10 %). В верхней части толщи отмечается неравномерное переслаивание глин и алевролитов. Породы характеризуются горизонтальной, волнистой и линзовидной слоистостью, иногда нарушенной ходами червей. Отмечаются следы течений на поверхности пластов песчаников. В породах присутствуют кальцитовые и пиритовые конкреции, унифицированные растительные остатки, обломки раковин моллюсков, фораминиферы, спикулы губок, фитопланктон. Комплекс фораминифер определяют барремский возраст. Мощность отложений от 110 (скв. Мурманская-24) до 72 м (скв. Арктическая-1) и 186 м (скв. Лудловская-1). На северном борту Штокмановско-Лунинского порога барремские отложения представляют толщу, в которой неравномерно чередуются песчаники, алевролиты и глины. Песчаники мелкозернистые, кварцевые, кварц-глауконитовые, полимиктовые, серые, зеленовато-серые. Алевролиты крупно и мелкозернистые серые. Глины слюдистые темно-серые. Выделяются прослои углистых глин. Породы содержат редкие раковины остракод и барремские комплексы фораминифер. Мощность барремских отложений в скв. Лудловская-1 - 186 м.
Далее на север берриас-нижневаланжинские, верхневаланжин-готеривские и нижнебарремские отложения выклиниваются и на Лунинской площади верхнебарремские отложения с размывом залегают на верхнеюрских глинах (скв. Лунинская-1). Мощность верхнебарремских отложений в скв. Лунинская-1 составляет 106 м.
Аптские отложения в пределах Южно-Баренцевской впадины и Штокмановско-Лунинского порога характеризуются неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глин, присутствием маломощных прослоев углей. Глины алевритистые слоистые и комковатые, полиминеральные (каолинит-гидрослюда-хлоритовые с примесью монтмориллонита). Алевролиты серые глинистые, иногда известковистые, содержат зерна глауконита, водоросли. Песчаники мелкозернистые, кварцевые и полимиктовые серые и светло-серые с глинистым, редко кальцитовым цементом. В отложениях присутствуют рассеянный пирит, редкие кремнисто-кальцитовые конкреции. Угли слагают редкие маломощные линзы и прослои, которые наиболее характерны для средней части толщи. Возраст отложений определяют комплексы фораминифер и остракоды, спорово-пыльцевые комплексы. Мощность отложений 446-605-635-369 м (скв. Мурманская-24, Арктическая-1, Штокмановская-1, Лудловская-1).
Алъбские отложения в Южно-Баренцевской впадине и на Штокмановско-Лунинском пороге залегают согласно на аптских. Отложения представляют собой неравномерное чередование серых глин, алевролитов и песчаников, с преобладанием мелкообломочных пород, которые обычно слагают верхнюю часть толщи. Мощность прослоев пород, в основном 5-30 м, выделяются пачки тонкого переслаивания. Характерны бледно-зеленые глауконитовые глины. Песчаники обычно мелкозернистые, кварцевые, редко кварц-глауконитовые, слюдистые с глинистым, реже кальцитовым цементом. В отложениях присутствуют кальцитовые конкреции, обломки раковин моллюсков, фораминиферы, редкие радиолярии. Комплексы фораминифер определяет альбский возраст отложений. Мощность отложений 488-345-825-477 м (скв. Мурманская-24, Штокмановская-1, Ледовая-1, Лудловская-1).
Верхний отдел (Кг). Отложения верхнего мела распространены в Южно-Баренцевской впадине и, возможно, на Штокмановско-Лунинском пороге и в Северо-Баренцевской впадине т.к. в шламе в верхней части разреза скв. Лунинская-1 было установлено присутствие верхнеальб-сеноманских фораминифер. Несмотря на слабую обеспеченность палеонтологическими данными, предполагается, что в разрезе представлены все подразделения верхнемелового отдела, за исключением верхнего Маастрихта (скв. Мурманская-1) [4].
В Южно-Баренцевской впадине (скв. Северо-Мурманская-1, Арктическая-1) отложения верхнего мела представлены глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов (характеристика по составу шлама). Глины серые иногда содержат гравий и гальки слоистые и комковатые. Песчаники мелкозернистые серые с глинистым, реже кальцитовым цементом. В нижней части толщи встречаются прослои зеленых глауконитовых песков и белых песчанистых известняков. Алевролиты серые с глинистым, редко кальцитовым цементом. Из отложений выделены верхнесеноман-туронский, нижнекампанский и верхнекампан-нижнемаастрихтский комплексы фораминифер.
. Восточно-Баренцевский мегапрогиб
В пределах поднятия Центральной банки триасовые отложения располагаются по большей части в зоне относительно невысоких катагенетических преобразований (МК2) и могут содержать высокоемкие коллекторы с Кп=20-25%. Восточнее, общие мощности отложений увеличиваются и достигают по сейсмическим данным в наиболее погруженных частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба 8000 м.
Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена открытием крупного по запасам Мурманского месторождения. Коллекторы представлены песчаниками, их распространение не выдержано по площади, покрышки также имеют локальное распространенные.
К триасовой толще в Баренцевском мегапрогибе приурочены силлы габбро-дол еритов. Присутствие силлов данными сейсморазведки ОГТ фиксируется также в верхней перми и в более древних отложениях палеозоя. В скважине Лудловская-1 в триасовых отложениях установлено несколько уровней внедрения магматических образований. Мощность силлов обычно составляет первые десятки метров, но встречаются тела мощностью в несколько десятков сантиметров и редко до 140 метров. Ширина зоны контактового воздействия на вмещающие породы не превышает первых метров. Вместе с тем, сближенное расположение нескольких интрузий может оказать негативное влияние на коллекторские свойства пород вмещаюшей толщи и привести к локальному увеличению степени преобразованности органического вещества.
Юрско-неокомский нефтегазоносный комплекс. Юрские отложения представляют собой покровную толщу осадочного чехла, современное распространение которой определяется величиной верхнемелового-кайнозойского аплифта, уничтожившего отложения на большей части синеклизы Бьярмеланд и в пределах свода Федынского. Мощность юрских отложений увеличивается в сторону Восточно-Баренцевского мегапрогиба до 1500 м. Отложения представлены преимущественно песчаниками, алевролитами и глинистыми породами. Комплекс характеризуется наличием высоко- и среднеемких коллекторов и флюидоупоров.
На поднятиях (Центральной Банки, Федынского) отмечается выход под покров кайнозойских осадков отражающих горизонтов юрской, а в сводовых частях - и триасовой толщ. Нижнеюрские отложения представлены почти исключительно песчаниками, несогласно перекрывающими верхнетриасовую толщу. Песчаники от мелко- до крупнозернистых, в основном, среднезернистые косослоистые и массивные, редко горизонтально-слоистые (морские разности). Мощность нижнеюрских отложений, по-видимому, не превышает 150-200 м (скв. Ферсмановская-1). Среднеюрские (аален-батские) отложения характеризуются так же преобладанием песчаников в разрезе скв. Ферсмановская-1. Песчаники слагают пачки мощностью 5-25 м, редко до 110 м (скв. Ферсмановская-1), разделенные пачками глин и алевролитов. По ГИС пористость таких песчаников составляет 8-13 %. Келловейские отложения представляют собой толщу, в которой в одинаковом количестве содержатся песчаники, глины и алевролиты. По своему составу келловейская толща может быть отнесена к полупокрышке, наличие которой в совокупности с ухудшением свойств и даже полным отсутствием региональной глинистой верхнеюрско-неокомской покрышки, является причиной отсутствия залежей УВ в юрских песчаниках Центрально-Баренцевского поднятия.
В Восточно-Баренцевском мегапрогибе к юрско-неокомскому НТК приурочены газоконденсатные месторождения: уникальное Штокмановское и крупное Ледовое; крупное газовое Лудловское месторождение. Продуктивные пласты-коллекторы сосредоточены в стратиграфическом диапазоне от аалена до келловея. Мощность юрско-барремской толщи на Штокмановско-Ледовом пороге составляет около 1000 м, в Южно-Баренцевской впадине - 1500 м. Суммарная мощность продуктивной толщи песчаников составляет около 600 м. Глубина залегания продуктивных отложений составляет 1400-2500 м.
Нижнеюрские отложения, несогласно перекрывающие верхнетриасовые, представляют собой мощную осадочную толщу с редкими и маломощными прослоями аргиллитов, алевролитов, конгломератов. Иногда отмечается слабая угленосность. В пределах Штокмановско-Лунинского порога и в Южно-Баренцевской впадине нижнеюрская часть разреза не содержит собственных покрышек, способных удерживать залежи УВ.
Среднеюрская толща по составу отложений делится на две части. Нижняя аален-батская представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глинистых пород и содержит пласты Ю1, Ю2, ЮЗ, продуктивные на Штокмановском и Ледовом месторождениях. При этом общие мощности песчаников в разрезе аален-батских отложений мало изменяются (от 350 до 400 м) в пределах всего Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Анализ изменения соотношений различных типов пород в составе толщи позволил выявить следующие особенности. На тех площадях, где песчаные пласты являются продуктивными, в разрезе каждой скважины количество глины (в процентах) преобладают над песчаниками и меньше всего содержится алевролитов. Для обеих площадей (месторождения Штокмановское и Ледовое) глины составляют в разрезе более 35%. В южном направлении в разрезе увеличивается доля алевролитов, являющихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам полупокрышками, что приводит к ухудшению условий для экранирования возможных залежей УВ.
Характеристика месторождений юрско-неокомского НТК
В скважинах Ледовая-1, Лудловская-1 и Ферсмановская-1 диагностированы фации забаровых лагун (Таб. 7). Образованию лагуны предшествует возникновение между берегом и растущим баром береговой промоины. При достижении баром поверхности моря или образовании барового острова вдольбереговая промоина превращается в мелководный бассейн ограниченной площади - лагуну. Седиментологическая модель данной фации характеризуется постепенным увеличением динамической активности среды.
Подводя итог вышесказанному, можно сделать выводы о том, что разработанная для раннеюрского этапа седиментационная модель в полной мере отражает начало трансгрессии в раннеюрское время. В конце ранней юры воды Арктического мезозойского океана, по-видимому, начали проникать с севера, периодически затопляя прибрежную равнину, о чем свидетельствуют морские фации, установленные в Штокмановской, Ледовой, Лудловской и Ферсмановской скважинах. Что же касается области современной Южно-Баренцевской синеклизы, то на конец раннеюрского времени там еще царили обстановки аккумуляционно-денудационной континентальной равнины с замкнутыми водоемами, куда разгружались палеореки.
Анализ седиментационной модели, построенной для среднеюрского времени (Рис. 30), позволяет судить об активном развитии трансгрессии, о чем напрямую говорит общее увеличение мощности среднеюрских отложений и появление среди них терригенных фаций мелководного шельфа.
В начале средней юры изучаемая акватория представляла собой аккумуляционно-денудационную равнину с областями разгрузки палеорек в южной части и прибрежно-континентальную равнину в северной, о чем свидетельствуют скважинные данные.
Чередование мелкозернистых и глинистых отложений с плохой сортировкой. В кривых ГИС отмечаются сложные аномалии расположенные в зоне отрицательных отклонений ПС. Кровельные линии наклонены, осложнены зубчатостью, кровельные - рассечены, подошвенные - почти горизонтальны.
В раннеюрском интервале разреза в этих же скважинах были установлены фации русловых отмелей. Таким образом, мы имеем дело с русловыми отложениями, которые по мере изменения подводным потоком своего русла становились то более мелкозернистыми, то более крупнозернистыми. Когда же связь «старицы» с подводной долиной прерывалась, она превращалась в изолированную среду с преимущественно уже алеврито-глинистым осадконакоплением.
В скважине Арктическая-1, также как и в нижнеюрских отложениях, в среднеюрских, а именно в нижней - средней части интервала, установлен дельтовый комплекс фаций (Таб. 9). По всей видимости, область, на которой расположена скважина, в начале-середине средней юры сохраняла за собой роль зоны разгрузки палеорек.
Таблица Нужно сказать, что в отчете [69] Е.Г. Бро и другими уже отмечалось «мощное песчаное тело», сформированное на Штокмановско-Лунинском пороге и в районе скважины Арктическая - 1. Обломочный материал при этом сносился, скорее всего, со свода Федынского, расположенного к западу от названных скважин. Вероятно, на пороге пески накапливались в виде песчаных банок вдоль бровки уступа на дне палеошельфа северо-восточного простирания. На ограниченные размеры песчаных тел указывает интерпретация сейсмических разрезов через Штокмановскую структуру [89]. Таким образом, данная седиментационная модель еще раз, но, возможно, более наглядно демонстрирует этот факт.
В отложениях скважин Лудловская-1 и Лунинская-1 установлены фации относительно глубоководной части шельфа. По характеристике, данной в таблице 12 нельзя однозначно сказать, что отложения формировались на большой глубине, но и о том, что условия формирования были мелководными, тоже ничего не говорит. Такие обстановки располагаются на внешнем краю шельфа от глубин 50-70 м в среднем до глубины 130-200 м. В отличие от мелководной части шельфа здесь отсутствует постоянное волнение, донные течения не очень активны и пространственно ограничены. Основной перенос материала происходит во взвешенном состоянии. При этом продуктивный горизонт Ю0 Лудловского месторождения скорее всего указывает на то, что Лудловская структура находилась в зоне подводных течений, в которых характерно формирование несколько вытянутых песчаных тел (подводных дюн) в относительно глубоководных условиях.
Предложенная седиментационная модель для среднеюрского времени позволяет сделать вывод о том, что во время трансгрессии море наступало с северо-востока, так как на юго-запад от Лунинской скважины обстановки сменяются на более мелководные. Так же объясняется факт, что именно в данном временном интервале разреза расположены продуктивные горизонты ЮО (J2 kl-2), Ю1 (J2 а+Ь), Ю2 (J2 а) и ЮЗ (J2 а) в Штокмановском, Ледовом и Лудловском месторождениях, а, следовательно, можно сделать выводы о благоприятных условиях для формирования толщ с повышенным коллекторским потенциалом в целом в среднеюрское время.
Многими учеными отмечается тот факт, что в составе, строении и фациальной принадлежности юрско-мелового чехла Баренцевоморского осадочного бассейна есть много общего с одновозрастными отложениями Западной Сибири (в частности, приуроченность очень характерных, обогащенных органическим веществом морских глинистых отложений (баженитов) к концу поздней юры). В данной работе также рассматривается морской генезис верхнеюрской толщи.
Во всех изучаемых скважинах верхнеюрские отложения представлены «черными глинами», которые являются установленным отражающим горизонтом и региональной покрышкой юрско-неокомского НТК. По логике эволюции осадочного бассейна такие отложения должны формироваться в спокойных глубоководных условиях тракта высокого стояния моря - пика трансгрессии как таковой, в связи с этим многие ученые предполагают глубинноморской генезис толщи верхнеюрских глин в Баренцевом море.
В контексте данного исследования анализ карты мощностей верхнеюрских отложений Баренцева моря в совокупности с уже имеющимися по седиментационными моделями ранне- и среднеюрских этапов седиментации позволяет говорить о начале регрессии моря в юрском бассейне, а, следовательно, и формировании верхнеюрских глин в условиях понижения уровня моря. Скорее всего, мы имеем дело со случаем, когда «мелководные морские аргиллиты формируют латерально протяженные покровного типа отложения, которые покрывают обширные площади морского ложа при эвстатическом понижении уровня моря» [50].
Таким образом, при построении седиментационной модели для позднеюрского времени (Рис. 31) за основу были приняты мелководно-морские условия образования отложений, по характеристикам напоминающие фации лайд - приморских лугов. Фация установлена во всех изучаемых скважинах (Таб. 13).
Похожие диссертации на «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба»
