Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1985
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 12.95 км²
Пибаньшурское месторождение
Пибаньшурское месторождение расположено в Балезинском районе, в 100-110 км севернее от г. Ижевска и в 24 км к юго-востоку от ст. Балезино. Непосредственно на площади месторождения расположены с.с. Андрейшур, Сенькачум, в 0,5 км южнее – с. Верхняя Туга (Рис.1).
Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения – Лозолюкско-Зуринское и Восточно-Красногорское, Шадбеговское.
В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Верхнекамской впадины, в северной части Зуринского вала и приурочено к Южно-Пибаньшурской структуре.
Южно-Пибаньшурская структура впервые выявлена сейсморазведочными работами МОВ, выполненными с.п. 3/78-79 на Западно-Кезской площади. К глубокому бурению структура подготовлена в 1989 г. по результатам структурно-параметрического бурения. Структура закартирована по кровле стерлитамакского горизонта сакмарского яруса нижней перми.
Месторождение открыто в 1990 г.Впервые запасы нефти Пибаньшурского месторождения были приняты на Государственный баланс по результатам оперативного подсчета (по форме 4-гр) по пластам В-II верейского горизонта и A4-0, A4-1 башкирского яруса,выполненного в рамках отчетного баланса ПГО «Удмуртгеология» за 1990 г.
Рис.1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики
Через площадь месторождения проходит железнодорожная ветка Агрыз-Ижевск-Балезино, соединяющая две магистральные линии Казань-Свердловск и Киров-Глазов-Пермь. Автотрасса Ижевск-Глазов проходит в 10-12 км западнее от месторождения. Непосредственно на площади месторождения дорожная сеть представлена, в основном, проселочными дорогами, труднопроходимыми для автотранспорта в период осенне-весенних распутиц.
Ближайший магистральный нефтепровод Сургут-Полоцк проходит в 20 км южнее месторождения.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Глубокими скважинами на Пибаньшурском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Максимальная вскрытая бурением толщина разреза составляет 2170 м в скв. 1053 (живетские отложения).
Характеристика разреза основана на результатах обобщения геолого-геофизических материалов по скважинам, пробуренным в пределах площади месторождения. В качестве опорного разреза использованы материалы поисковой скв. 1053.
Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с "Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы", 2002, 2005 гг. При этом использовались материалы межскважинной и межплощадной корреляции маркирующих границ по данным ГИС, макроскопическое описание керна по поисково-разведочным скважинам, выполненным в КТЭ ОАО "Удмуртгеология".
Индексация пластов в данной работе приводится согласно общепринятой в пределах Удмуртской Республики.
Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен в полном объеме в Граф. 1, папка 1. Данные о глубинах залегания основных маркирующих горизонтов по месторождению представлены в Прил. 2, кн. 2.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (D2)
Глубоким бурением вскрыты отложения живетского (D3g) яруса, которые представлены отложениями муллинского горизонта и сложены преимущественно аргиллитами темно-серыми, плитчатыми, алевролитами темно-серыми, кварцевыми, песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, кварцевыми. Вскрытая толщина составляет 72 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (D3)
Представлен отложениямифранского и фаменского ярусов.
В составе франского (D3f) яруса выделяются три подъяруса: нижний, средний и верхний.
Нижний подъярус включает в себя надгоризонт коми с пашийским и тиманским горизонтам.
Отложения пашийского горизонта представлены песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, кварцевыми; алевролитами темно-серыми, кварцевыми, аргиллитами темно-серыми, плитчатыми. Толщина отложений составляет 21-26 м.
Отложения тиманского горизонта сложены доломитами темно-серыми, мелкозернистыми; аргиллитами темно-зеленовато-серыми, песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, кварцевыми, алевролитами темно-серыми, карцевыми.Толщина отложений составляет 10-18 м.
Средний подъярус включает в себя российский надгоризонт в объеме саргаевского и доманикового горизонтов.
Отложения саргаевского горизонта сложены известняками коричневато-серыми, органогенными, плотными. Толщина отложений составляет 8-11 м.
Отложения доманикового горизонта сложены известняками темно-серыми, органогенными, в разной степени битуминозными. Толщина отложений составляет 16-30 м.
Верхний подъярус включает в себя донскойнадгоризонт в объеме мендымского и нерасчлененных воронежского и евлано-ливенского горизонтов.
Отложения мендымского горизонта сложены известняками темно-коричневато-серыми, тонко-мелкозернистыми, слабобитуминозными, плотными.Толщина отложенийсоставляет40-45 м.
Отложения нерасчлененных воронежского, евлановского, ливенского горизонтов сложены известняками светло-серыми, коричневато-серым, органогенными, плотными, со стилолитовыми швами, доломитами серыми, светло-серыми, тонко-мелкозернистыми, плотными. Толщина отложений составляет 158-163 м.
Фаменский ярус (D3fm) делится на нерасчленённые нижний, средний подъярусы и заволжский надгоризонт верхнего подъяруса.
Разрез нижнего и среднего подъяруса сложен преимущественно органогенными известняками светло-серыми, коричневато-серыми, с отдельными прослоями доломитов серых, тонко-мелкозернистых, неравномерно известковистых, плотных и пористых. Толщина отложений составляет 174-179 м.
Отложения заволжского надгоризонта представлены известняками серыми, органогенными, плотными, пористыми. Толщина отложений составляет 18-22 м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C1)
Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус (С1t)представлен малевским и упинским горизонтами.
Отложения малевского и упинского горизонтов представлены органогенными известняками серыми, коричневато-серыми, плотными. Толщина отложений составляет 0-10 м.
Визейский ярус (С1v) представлен кожимским и окским надгоризонтами.
Для расчленения отложений терригенной толщи нижнего карбона на горизонты применялся метод межскважинной корреляции прослоев аргиллитов и глинистых алевролитов, разделяющих продуктивные пласты в разрезах скважин, охарактеризованных палинологически.
Кожимский надгоризонт представлен бобриковским горизонтом. Бобриковский горизонт залегает с размывом на отложениях турнейского яруса и представлен песчаниками, с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений составляет 0-16 м.
Окский надгоризонт сложен в верхней карбонатной части доломитами органогенными, серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, неравномерно известковистыми, толщина карбонатной части 82-85 м; в нижней части терригенные отложения тульского горизонта представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов и составляют 23-31 м.
Серпуховский ярус (С1s)сложен органогенными известняками светло-серыми, плотными; доломитами светло-серыми, тонко-мелкозернистыми, органогенными, неравномерно известковистыми. Толщина отложений составляет 100-104 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (C2b)сложен органогенными известняками, серыми, пористыми, плотными, с редкими прослоями аргиллитов. В отложениях башкирского яруса установлена нефтеносность пластов А4-0, А4-1. Толщина отложений составляет 64-66 м.
Московский ярус (C2m) включает в себяверейский, каширский, подольский имячковский горизонты.
Отложения верейского горизонта представлены чередованием известняков органогенных, серых с аргиллитами пестроокрашенными, алевритистыми. В отложениях верейского горизонта установлена нефтеносность пласта В-II. Толщина отложений верейского горизонта составляет 46-52 м.
Отложения каширского, подольского и мячковского горизонтов представлены чередованием известняков серых, светло-серых, органогенных, плотных с доломитами серыми, коричневато-серыми, органогенными, микро-тонкозернистыми. Толщина отложений каширского горизонта составляет 79-85 м, подольского – 36-41 м, мячковского – 74-87 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (C3)
Верхний отдел представленкасимовским (C3k) игжельским (C3g) ярусами. Отложения сложены толщей известняков и доломитов. Известняки светло-серые пелитоморфные и скрытокристаллические, доломитизированные с включениями ангидритов и кремней. Доломиты коричневато-серые и темно-серые, скрытокристаллические, крепкие. Толщина отложений изменяется от 213 до 227 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (P)
Отложения пермской системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний (приуральский) отдел включает в себя ассельский, сакмарский, уфимский ярусы; средний (биармийский) отдел включает казанский и уржумский ярусы; верхний (татарский) отдел состоит из северодвинского и вятского яруса.
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (P1)
Ассельский ярус (P1as) сложен доломитами и известняками светло-серыми, плотными окремненными, с включениями гипса и ангидрита. Толщина отложений 65-70 м.
Сакмарский ярус (P1sk) включает нерасчлененные тастубский+стерлитамакский горизонтыи представлен известняками и доломитами серыми, светло-серыми, слабо загипсованными, плотными, с прослойками ангидритов. Кровля известняков является хорошим структурным маркером и отбивается по керну и материалам ГИС. По НГК толща известняков выделяется высокими значениями и снижением значений ПС в сторону песков. С кровлей известняков связан первый отражающий горизонт (ОГ I). Толщина яруса изменяется от 125 до 130 м.
Артинский (P1ar)+кунгурский (P1kg) ярусы представлены сульфатно-карбонатной толщей, которая по керну сложена неравномерным переслаиванием доломитов светло-серых, серых и темно-серых, плотных, ангидритов голубовато-серых, мелкокристаллических, с прослоями и включениями гипса и брекчий из алевролитов, реже известняков, доломитов и ангидритов, с прослойками селенитов. В силу своего изменчивого вещественного состава толща не является маркирующей и не находит своего отражения на временных разрезах. Породы трещиноватые, крепкие. Толщина отложений изменяется от 16 до 24 м.
Уфимский ярус (P1uf) сложен аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников и известняков. Аргиллиты красновато-коричневые и зеленовато-серые, с включениями гипсов и прослоями доломитов темно-серых мелкозернистых. Алевролиты темно-коричневые, мелкозернистые с прожилками гипсов. Песчаники буровато-серые и зеленовато-серые, мелкозернистые, известковистые, очень крепкие. Толщина отложений изменяется от 70 до 80 м.
СРЕДНИЙ (Р2), ВЕРХНИЙ (Р3) ОТДЕЛЫ
Средний отдел представлен казанским (Р2kz) и уржумским (P2ur) ярусами. Верхний отдел представлен северодвинским (P3sd) и вятским (P3vt) ярусами. Отложения среднего и верхнего отделов сложены переслаиванием пестроцветных аргиллитов, алевролитов, песчаников, с прослоями конгломератов, мергелей, глинистых известняков. Толщина отложений среднего и верхнего отделов пермской системы изменяется от 570 до 580 м.
ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q)
Отложения представлены глинами, суглинками и супесями с прослоями песков, галечников и гравия. Толщина отложений составляет 0-20 м.
Краткая характеристика продуктивных пластов
Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными коллекторами верейского горизонта московского яруса и башкирского яруса среднего карбона.
Продуктивный пласт В-II верейского горизонта
Литологически пласт представлен, преимущественно, известняками, коллектор пласта – пористыми известняками.
Пласт прослеживается по всей площади, общая толщина изменяется от 5,0 до 6,0 м. Пласт состоит из двух проницаемых прослоев толщиной от 0,7 до 1,5 м. Эффективная толщина пласта по площади изменяется от 1,8 до 2,7 м.
Пласт нефтенасыщен в скв. 1050, 1053;в скв.1055 – нефтеводонасыщен, в скв.1054, 1056 – водонасыщен.
Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от0,7 (скв.1050)до 2,4 м(скв. 1053).
Продуктивные пласты башкирского яруса среднего карбон
В отложениях башкирского яруса нефтеносность приурочена к пластам А4-0 иА4-1.
Пласт А4-0 имеет линзовидное строение, эффективный коллектор вскрыт только в скв. 1050, 1056. В скв.1053, 1054, 1055 коллектор замещен непроницаемыми плотными породами.
Пласт состоит из одного проницаемого прослоя, толщиной 0,6-0,8 м. Общая толщина пласта изменяется от 0,6 до 1,0 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта в скв. 1050 составляет 0,8 м.
Пласт нефтенасыщен в скв. 1050;в скв.1056 – водонасыщен.
Пласт А4-1 прослеживается по всей площади, общая толщина изменяется от 1,4 до 4,0 м. Пласт состоит из одного-двух проницаемых прослоев толщиной от 0,5 м до 2,1 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,4 до 2,6 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1,5 (скв. 1053) до 1,8 м (скв. 1055) (Прил.6, кн.2).
Пласт нефтенасыщен в скв. 1050, 1053; в скв.1055, 1054, 1056 – водонасыщен.
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом плане месторождение приурочено к Южно-Пибаньшурской структуре, расположенной в северной части Зуринского вала, являющегося структурным элементом Верхнекамской впадины (Рис.2).
В тектоническом строении выделяются два структурных этажа.
Нижний этаж представлен архейскими и нижнепротерозойскими породами кристаллического фундамента, верхний этаж – верхнепротерозойскими и палеозойскими отложениями осадочного чехла.
В строении фундамента выделяется Камско-Бельский авлакоген, представляющий собой крупную отрицательную структуру фундамента, заполненную рифейскими отложениями.
Кристаллический фундамент скважинами Пибаньшурского месторождения не вскрыт. В пределах Камско-Бельского авлакогена кристаллический фундамент погружен, предположительно, на глубину 7-8 км.
По геофизическим данным (сейсморазведки, гравиметрической и магнитной съемок) поверхность фундамента глубинными разломами разбита на отдельные выступы и более мелкие блоки.
В современном структурном плане в пределах Камско-Бельского авлакогена выделяются Лозолюкский выступ кристаллического фундамента и более мелкие блоки, со структурами облекания которых связаны залежи нефти в башкирских и верейских отложениях среднего карбона.
Рис.2. Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.
НЕФТЕНОСНОСТЬ
По результатам поисково-разведочных работ на Пибаньшурском месторождении промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласт В-II) и башкирского яруса (пласты А4-0,А4-1) среднего карбона.
Всего на месторождении выявлено пять залежей нефти, из них две залежи в отложениях верейского горизонта и три залежи в отложениях башкирского яруса, приуроченные к районам скв.1053 и 1050-1055.
Нефтяные залежи верейского горизонта
Промышленная нефтеносность пласта В-II верейского горизонта установлена по керну и грунтам, результатам промыслово-геофизических исследований, испытанием в эксплуатационной колонне поисково-разведочных скв.1050, 1053, 1055 и подтверждена результатами эксплуатации скв. 1053, 1055.
Пласт сложен известняками, преобладающий тип коллектора – поровый, покрышками являются плотные разности карбонатов и аргиллиты.
Пласт состоит из двух проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,7 до 1,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,8 до 2,7 м, нефтенасыщенная толщина – от 0,7 до 2,4 м.
Пласт В-II представлен двумя залежами нефти, приуроченными к районам скв.1055 и скв.1053.
Нефтяная залежь пласта B-II в районе скв.1055 вскрыта двумя скважинами.Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, керна и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв. 1055, 1050 и результатами пробной эксплуатации скв.1055.
ВНК залежи принят условно на абсолютной отметке -1113,4 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.1050, где при испытании нефтяной части пласта из интервала перфорации с абсолютными отметками -1112,2-1113,6 м был получен приток нефти дебитом 2,40 м3/сут при Нд=1060,0 м, а при достреле нефтеводонасыщенной части пласта (интервал перфорации -1112,2-1116,2 м) – приток нефти дебитом 0,9 м3/сут и воды дебитом 3,7 м3/сут при Нд=1151,5 МПа. Кровля водонасыщенного пропластка вскрыта на абсолютной отметке -1114,2 м.
В скв.1055 при испытании в эксплуатационной колонне пласта из интервала перфорации с абсолютными отметками -1107,8-1112,8 м получен приток безводной нефти дебитом 18,1 м3/сут при ΔР=8,14 МПа.
В период 1999-2003 гг. осуществлялась пробная эксплуатация залежи скв.1055 с начальным дебитом безводной нефти 8,8 т/сут.
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 0,7 до 1,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м. Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта B-II в районе скв.1053 вскрыта одной скважиной. Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, керна и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне и результатами пробной эксплуатации в скв.1053.
ВНК принят условно на абсолютной отметке -1113,4 м – по середине расстояния между подошвой нефтенасыщенного пласта в скв. 1053 (-1109,2 м) и кровлей водонасыщенного пласта в скв.1056 (-1117,9 м). В скв.1053 при испытании пласта в колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1104,2-1110,2 м получен приток безводной нефти дебитом 18,2 м3/сут при ΔР=6,9 МПа (после КОС).
В скв.1056 при опробовании в процессе бурения водонасыщенного пласта из интервала с абсолютными отметками -1117,9-1119,1 м получен приток воды дебитом 23 м3/сут.
Граница запасов категории С1 проведена на отметке -1109,2 м – по подошве нефтенасыщенного по ГИС и испытанию пласта в скв. 1053.
В период 1999-2003 гг. осуществлялась пробная эксплуатация залежи скв.1053 с начальным дебитом нефти 8,2 т/сут, обводненность 6,4%. С 2003 г. разрабатывается совместно с пластом А4-1 с начальным дебитом 4,5 т/сут, обводненность 55,5%.
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважине составляет 2,4 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,1 м. Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяные залежи башкирского яруса
Промышленная нефтеносность башкирских отложений приурочена к пластам А4-0 и А4-1, продуктивность которых установлена по керну и грунтам, результатам промыслово-геофизических исследований, испытанием в процессе бурения и в эксплуатационной колонне поисково-разведочных скв.1050, 1053, 1055 и эксплуатацией скв.1053.
Промышленная нефтеносность связана с пластами А4-0, А4-1, залегающими в верхней части башкирского яруса.
В отложениях башкирского яруса выявлено три залежи нефти, из них одна залежь пласта А4-0,приуроченная к району скв.1050 и две залежи пласта А4-1, приуроченные, соответственно, к районам скв.1055, 1053.
Нефтяная залежь пласта А4-0
Нефтяная залежь пласта А4-0 в районе скв. 1050 вскрыта одной скважиной.Продуктивность пласта установлена по результатам ГИС, керна и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв.1050.
Пласт сложен известняками, преобладающий тип коллектора – поровый, покрышками являются плотные разности карбонатов и аргиллиты.
Пласт состоит из одного проницаемого прослоя, толщина которого составляет 0,8 м. Эффективная и нефтенасыщенная толщина составляют 0,8 м.
В скв. 1053, 1054, 1055 коллектор замещен непроницаемыми разностями пород. Зона замещения коллектора проведена по середине расстояния между скважинами с эффективными толщинами пласта и его аналогами.
ВНК принят условно на отметке -1129 м – по подошве нефтенасыщенного по ГИС и испытанию пласта в скв. 1050, где при испытании в эксплуатационной колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1128,2-1130,2 м получен приток нефти дебитом 3,38 м3/сут при ΔР=9,22 МПа.
Нефтенасыщенная толщина пласта в скв.1050 составляет 0,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 0,5 м (таблица 11.6). Тип залежи – пластовый сводовый, литологически экранированный.
Нефтяные залежи пласта А4-1
Пласт сложен известняками, преобладающий тип коллектора – поровый, покрышками являются плотные разности карбонатов.
Пласт состоит из одного-двух проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,5 до 2,1 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,4 до 2,6 м, нефтенасыщенная толщина – от 1,5 до 1,8 м.
Нефтяная залежь пласта А4-1 в районе скв. 1055 вскрыта одной скважиной.
Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв. 1055.
ВНК принят условно на абсолютной отметке -1131,8 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.1055, где при испытании в эксплуатационной колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1127,8-1132,3 м получен приток безводной нефти дебитом 3,05 м3/сут при Нд=671,5 м.
В скв.1050 кровля водонасыщенного пласта вскрыта абсолютной отметке -1132,5 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта в скв.1055 составляет 1,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,7 м (таблица 11.6). Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта А4-1 в районе скв. 1053 вскрыта одной скважиной.
Нефтеносность пласта А4-1 установлена по данным ГИС и подтверждена испытанием в эксплуатационной колонне и эксплуатацией в скв.1053.
ВНК принят условно на абсолютной отметке -1131,8 м – по аналогии с УВНК залежи района скв.1055. Следует отметить, что середина расстояния между подошвой нефтеносного по ГИС пласта в скв. 1053 (-1126,4 м) и кровлей водонасыщенного пласта в скв.1056 (-1136,5 м) составляет -1131,5 м, что не противоречит принятому УВНК залежи.
При испытании пласта в скв.1053 из интервала перфорации с абсолютными отметками -1120,2-1128,2 м получен приток безводной нефти дебитом 11,6 м3/сут при ΔР=9,67 МПа.
В скв.1056 при опробовании в процессе бурения совместно с пластом А4-0 был получен приток воды дебитом 7,9 м3/сут.
Граница запасов категории С1 проведена на абсолютной отметке -1126,4 м – по подошве нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.1053.
С 2003 г. пласт А4-1 разрабатывается совместно с пластом В-II с начальным дебитом 4,5 т/сут, обводненность 55,5%.
Нефтенасыщенная толщина пласта в скв.1053 составляет 1,5 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,3 м. Тип залежи – пластовый сводовый.
Источник: Подсчет запасов нефти и ТЭО КИН Пибаньшурского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Отчет по договору № 106У/1-НТЦ11, № 107У/2-НТЦ11. ИЖВ 00836 НЭ. Романенко Л.М., Юсупова Р.З., Кафичев Д.В., и др. 2012
Следующее Месторождение: Волчинка