Калінінградський
нафтогазоносний район
Г.М. Єльцина
З мінеральних
ресурсів прибережних територій і дна моря найбільш, мабуть, важливим ресурсом
є нафта. Дослідженнями останніх десятиліть встановлено, що
Калінінградська область і південно-східна частина Балтійського моря представляють
собою єдиний нафтогазоносний район і характеризуються наявністю ідентичних
структур. Це положення дає підставу досить реально оцінювати
перспективність ще не освоєної зазначеній частині акваторії і врахувати деякі
аспекти охорони надр та раціонального природокористування. Матеріалом дослідження
стали як опубліковані, так і фондові дані. Робота присвячується професору
В.І. Лимареву - активного прихильника і пропагандисту використання системного
підходу до вирішення наукових завдань.
1. Історія
відкриття і видобутку нафти
Перспективи
нефтегазоностності Східної Пруссії досить високо оцінювалися ще на початку
ХХ століття. З 1955 року нефтепоісковие роботи в Калінінградській області почав
здійснювати трест "Спецгеофізіка". Протягом перших трьох років
досліджень геофізики передали в розвідку більше 40 перспективних структур. Вже
в 1958 році в області було організовано глибоке розвідувальне буріння, а в
1962-1963 роках в районі м. Гусєва отримана перша Калінінградська нафту.
Примітно, що початкове випробування кембрійського колектора на
Гусевський площі дало високомінералізованих гарячу воду з підвищеним
вмістом йоду й брому і тільки після соляно-кислотної обробки був отриманий
приплив нафти 3 м3/доб. Через два місяці з цієї свердловини почався самоізлів
нафти при дебіте 2,6 т/добу і устьевой тиску 14-16 атмосфер. Добре
Гусєв-2 вважається першовідкривачем нафти в Калінінградській області [4].
У 1968 році в 36 км
на схід від м. Калінінграда відкрито перше промислове (і найбільше)
родовище нафти - Красноборское. Спочатку загальні запаси нафти в ньому
оцінювалися в 11306 тис. т (які добуваються - 5633 тис. т). Видобуток нафти на
Красноборском родовищі розпочато в 1975 році (цей рік є офіційним
початком промислової нафтовидобутку в області). Початкові дебіти при
самоізліве становили 150-260 т/добу. І зараз, через чверть століття, на
Красноборском родовищі функціонують 57 механізованих свердловин, що
становить 23% від загальної кількості діючих свердловин в області. До
Красноборской поклади прирізати Західно-і Північно-Красноборская площі. Запаси
цих покладів багато менше; на них працюють 34 і 4 свердловини відповідно.
У 1980 році введена
в пробну експлуатацію Деймінская структура. Нині на родовищі діють в
режимі насосної експлуатації 6 свердловин. Функціонуючі в області найбільш
великі (Красноборскіе, Ушаковскіе і Малиновське) родовища вводилися в
експлуатацію в 1975-1977 роках. Сьогодні саме на цих площах зосереджено
80% всіх експлуатаційних свердловин. У 1975 році тільки з Красноборского і
Ушаковского родовищ було отримано 290 тис. т. нафти. Трохи пізніше одне Красноборское родовище багато років
забезпечували близько 450 тис. т, тобто більше половини річного видобутку. Рекордної
видобутку - 1,5 млн. т - область досягла в 1983 році, після чого видобуток стала
неухильно знижуватися (1991 р. - 1090,7; 1992 р. - 950,0; 1993 р. - 800,0; 1997
р. - 764,0 тис. т). У 1999 році нафту добували на 18 з 26 розвіданих
родовищ. Останні п'ять років вдається утримувати видобуток на 700,0 - 750,0
тис. т виключно за рахунок освоєння нових невеликих родовищ, яких у
запасі близько десятка. Особливих перспектив на відкриття значних родовищ
не передбачається. За даними Управління природо-та надрокористування, у разі
введення в експлуатацію Кравцовське морського родовища у 2000 році загальна
видобуток складе 650,0 - 680,0 тис. т. Загальні запаси нафти на суші і
в морі за останніми оцінками становлять 18 млн. т [8].
Вивчення
нефтегазоностності радянської Балтики відноситься до початку 60-х років, але широкі
і продуктивні дослідження почалися з 1976 року зі створенням "СВ
Петробалтік "(спільна організація СРСР, НДР та Польщі). Наприкінці 70-х
років було відкрито два нафтові родовища, об'єднаних загальною назвою
"Шведенек" в акваторії ФРН. Одне з них розташоване в Кільський бухті
в 4,0 км від берега на глибині моря 20,0 м. Нафтоносні юрські Теригенні
колектори в інтервалі 1427,0 - 1457,0 м. Початкові запаси родовищ
оцінені в 2,5 - 3,0 млн. т. До кінця 1985 року на 14 майданчиках радянського і
польського шельфу було пробурено 22 свердловини, що дозволило відкрити 7
нафтогазових родовищ. У польській частині акваторії в межах Лебской зони
піднять (в 40,0 - 70,0 км від берега на глибинах моря до 70,0 км) відкрито 4
родовища. Нафта приурочена до теригенними колекторів середнього кембрію,
що залягає на глибині від 1600,0 до 2500,0 м. На радянському шельфі виявлені 3
родовища: поблизу м. Балтійська, на захід і на північний захід від м. Ніди.
Структури і колектори аналогічні польським, нафтоносний горизонт залягає на
глибинах 2400,0 - 2500,0 м.
Найбільша
поклад відкрита на нефтеперспектівной площі Д-6, розташованої в акваторії
на захід від м. Ніди. Перша ж свердловина, пробурена зі стаціонарної платформи,
побудованої в 22,0 км від берега на глибині моря 25,0 - 30,0 м, дала
промисловий приплив легкої високоякісної нафти з газовим фактором 24,9
м3/т. Родовище отримало назву "Кравцовське", але часто
іменується за назвою площі - "Д-6". Структура Д-6 і
Калінінградська на площі З-9 (мал. 1) законсервовані до вирішення питання про
екологічної безпеки рекреаційно-заповідної зони Куршської коси і
біологічних ресурсів регіону. В даний час ВАТ
"Лукойл-Калінінграднефть" має ліцензію Міністерства природних
ресурсів на право розробки родовища. Розробку буде виконувати
"Петробалтік" (Польща) з самопідйомної плавучої бурової установки
типу "Levingston-III". Екологічна експертиза оцінила проект
будівництва першої розвідувальної свердловини на родовищі
"Кравцовське" як "що відповідає сучасним вимогам і
що забезпечує достатній рівень екологічної безпеки "[13].
Добре запроектована для отримання гідродинамічних характеристик пласта в
метою подальшого визначення технології буріння і розробки родовища
[13].
2.
Характеристика нафтоносності регіону
В
структурно-тектонічному відношенні регіон належить до обширної негативною
платформенний структурі - Балтійської синеклізі. У регіональному плані найбільш
занурена частина синекліза має північно-східне простягання. У південно-східній
частині Балтійського моря найбільш зануреною є пріосевая
Гданськ-Куршская западина (2,0 - 3,5 км). Улоговина обмежена системою каледонскіх і герцинського розломів. В акваторії
простежуються що продовжуються з суші тельшайскіе, Німанська і прегольскіе
розломно зони.
Однак, залишаючись субширотні на півдні в Лебско-Cамбійской зоні, в північній
частини западини вони змінюють простягання на північно-східне і субмеридіональна.
Зони позднекаледонскіх розломів нерідко супроводжуються локальними нафтоносними
структурами, які ускладнюють давні хвилі. Наприклад, один такий вал із сімома
нафтоносними структурами простягається до м. Калінінграда уздовж Московського
шосе від повороту на м. Знаменськ. Другий вал, на якому підтверджено шість
родовищ, закартировано починаючи від південного узбережжя Куршського затоки вздовж
узбережжя моря. Обидва вала йдуть під води Балтики.
У південній та
південно-східній частинах моря локальні підняття мають форму валів, що розташовуються
на піднятих блоках регіональних розломів. Деякі підняття відповідають
брахіантікліналям з асиметричним профілем. Розміри структур вимірюються першими
кілометрами, рідко досягаючи 20,0 км по довгій осі, амплітуди складають 10,0 --
50,0 м, що можна порівняти з такими для структур суші. Самі форми найбільш
виражені в каледонском комплексі (Є1 - Д1), а амплітуди збільшуються в напрямку
регіонального занурення фундаменту (на південь).
Таким чином,
безперечно, що і територія Калінінградській області, і дно Південно-Східної
Балтики на протязі всіх періодів, з якими можливе пов'язувати освіту
нафти, її пасток, міграцію та збереження нафтових покладів, відчували
однакове тектонічна розвиток. Відмінність полягає лише в інтенсивності
(але не в спрямованості) процесів, про що свідчить зростання амплітуд
структур та розломів у південно-західному напрямку.
Наочне уявлення
про характер нафтоносних структур регіону може дати розгляд Деймінской
нафтової поклади, розташованої поблизу Красоборского та Малиновського
родовищ у м. Гвардійське. Структура знаходиться в зоні зчленування
Самбійского виступу і Прегольской депресії. У відкладах середнього кембрію це
куполоподібна складка, обмежена з півдня і розвинена по зведенню розлому. Розломи
ділять складку на західний і південно-східний блоки. Західний юлок має форму
трапеції ПС простягання. Південно-східний блок має вигляд "полуантікліналі"
північно-західного простягання, яка по північно-західному та південно-західному
крилам обмежена розломами. Кути падіння змінюються від 0о21 'в західному крилі
до 3О в північно-східному. Нафтоносності приурочена до прошарку алевритів і
алевролітів, потужність яких становить близько 10,0 м, а глибина залягання
підошви в західному піднесеному блоці 2096,0 м, в південно-східному опущеному - 2267
м. Таким чином, амплітуда тектонічного порушення на структурі досить
значна. Поклади Деймінского родовища класифікується як
антиклінальними сводовая тектонічно екранована. Основні параметри поклади
наведені в таблиці 1.
Нафта родовища
- Метанової-нафтановая, легка (g = 0,836 г/см3), з виходом легких фракцій (до 300оС)
47,6%; в'язкість - 2,29 сантіпуаз, малосірчисту (0,11%), смолиста (2,7%),
високопарофіновая (6,7%), з газовим фактором 10,9 м3/т; тиск насичення
складає 19,9 м3/т. Розчинений газ - азотно-вуглеводневий; його складу в
об'ємних відсотках: вуглеводнів - 80,6, гелію - 0,06, вуглекислоти - 2,29,
азоту - 18,2. Підстилають поклад пластові води відносяться до хлор-кальцієвого
типу з мінералізацією 176,2 - 193,5 г/л, містять 1-4мг/л йоду і 940-1012 мг/л
брому. Дебіт при випробуванні становив 0,15 - 7,25 м3/с. Водонефтяной контакт
відбитий на абс. відмітці 2087 м.
Колектори.
Основним нафтогазоносних горизонтом є Теригенні відкладення тіскресской
свити середнього кембрію. Колекторські властивості горизонту дуже непостійні.
Найбільш високі вони у сортованих дрібно-та середньозернисті пісковиків з
однорідною або грубослоістой текстурою. Такі пісковики в межах одного шару
(в горизонтальній площині) фаціальні заміщаються тонкослоістимі дрібно-та
тонкозернистим, часто алеврітістимі і глинистими дивовижними речами, що містять
численні алеврітово-глинисті прошарки. Таким чином, зони підвищеної
проникності мають форму літологічних лінз, а колекторські властивості в
межах одного шару сильно відрізняються (табл. 1). Тип колектора поровое і
тріщини-порові. Найчастіше родовища двухпластовие, причому запаси нафти в
різних шарах одного родовища непорівнянні. У південно-західному напрямку
при стійкому збільшенні потужності тіскресской свити і зростанні ступеня
надійності покришки скорочується потужність і погіршуються колекторні властивості
нафтоносної зони.
Пастки і
нефтематерінскіе породи. Піщані породи можуть утворюватися тільки біля берегів.
Під час їх формування глиниста фракція постійно несеться. Але сила хвиль,
припливів, вдольберегових течій може і геть-чисто змити піщані відкладення [1]
. Отже, піщані колектори та
пастки кембрію повинні тяжіти до узбережжя. При цьому в зонах виклинювання
ймовірні регіональні, а в літологічних лінзах - локальні пастки. Найчастіше
всього берегові пастки формуються у вигляді валу випуклої форми,
простягається вздовж берега з ухилом у бік моря і який є собою
відкладення стародавньої акумулятивних терас. У цьому випадку буде чітко
простежуватися кордон між морськими і континентальними фаціямі, що вказує
на стан берегової лінії. До бухт, болотах, лагун, що розвиваються уздовж
берегової лінії, тяжіють і нефтематерінскіе породи. Так як міграції нафти на
великі відстані виключені, найбільш перспективними нафтоносними відкладеннями
є морські і солоноватоводние фракції, бо в цьому випадку мова йде про
спільному заляганні колекторів і нефтематерінскіх порід. Нафтоносними можуть
бути зандрові дельти, такі ефемерними прибережні та морські освіти, як
бари і коси. Про можливість наявності в регіоні подібних пасток говорить Г.С.
Харін [12]. За невеликої потужності такі структури можуть мати декілька
кілометрів у довжину, кілька сотень метрів в ширину і типовий опуклий
профіль.
Нафтоносні піски
середнього кембрію містять численні прошаруй збагачених органікою чорних
аргілітів, які є параліческой фаціей заболочених приморських
рівнин, що формувалася в зоні коливання берегової лінії. Все що залягають вище
відкладення в регіональному плані ілюструють регресивний характер седиментації,
на тлі якого можна бачити локальну трансгресії в ордовик і особливо в
силур. У трансгресивний опадах умови нефтенакопленія краще, ніж у
регресивних. Протягом ордовик і силуру в регіоні накопичувалися
непроникні покришки.
Найважливішим для
регіону типом нафтоносної пастки є антиклінальними складки та виступи.
Вони почали формуватися в Кембрії як структури облеканія нерівностей
фундаменту. Згодом в результаті каледонского, герцинського і навіть
альпійського орогенезу відбувалося перетворення цих структур. Переважали
діз'юнктівние деформації, які порушують цілісність структур; в цей же час могли
формуватися екрани, що сприяють створенню тектонічно екранованих
покладів.
Ті ж зони
тектонічних порушень стали головними магістральними шляхами міграції нафти. У
цьому плані дуже показовою Прегольская зона розломів, яку ряд авторів
вважає каледонской. Здається, що тектонічна активність цієї зони
зберігалася багато довше. Каледонскіе структури в Кембрії не могли бути
настільки вираженими, щоб стати пастками кембрійської нафти, яка цілком
могла формуватися в цей час. У каледонскіх структурах кембрію не могли
зберігатися нафтові поклади з причини відсутності покришок. Надійними
покришками для кембрійських пасток стали відкладення ордовик і силуру, але вельми
глибоководні літофаціі цих переходів чи є нефтематерінскімі.
Швидше за все, основна нафту утворилася в більш молодих товщах, хоча не
виключено і кембрійської нефтеобразованіе.
Нефтематерінскімі
якостями володіють відкладення девону і перму. На рубежі силуру і девону
відбувалася зміна морської обстановки на умови солоноватоводних і прісних
лагун, причому потужність ритмічних девонських красноцветов свідчить про
тривалому існуванні цих фацій. Згодом у зв'язку з проявами
герцинського орогенезу девонські (а також пермські) відкладення піддалися
руйнування. Ці рухи не могли не вплинути на пожвавлення каледонскіх
розломних зон, в т.ч. і Прегольской. Не виключено, що денудація девонської
товщі забезпечувалася і альпійськими рухами позитивного знаку. Сказане
зафіксовано досить мінливою потужністю девону: близько 900,0 м в районі
Клайпеди, 100,0 м поблизу м. Зеленоградська при повній відсутності у м. Балтійська.
Південний розлом
Прегольской зони в межах Калінінградської області має амплітуду зміщення
100,0 - 150,0 м. У Сувалской і Дзукійской зонах Польщі зсув досягає 300,0
м і комплекс каледонскіх відкладень перекритий недіслоцірованнимі альпійськими
утвореннями. До структурам цієї зони, особливо тим, які розташовуються на
перетині широтних розломів з субмеридіональними, приурочені нафтові поклади.
Північний розлом
проявляється в позднепермскіх відкладеннях і успадковується тріасовий, тобто
рухливість території зберігалася і під час різних фаз альпійського орогенезу.
Умови, сприятливі для утворення нафти в Пермському періоді, підтверджуються
встановленням в районі м. Ніда бар'єрного рифу, який відгороджував Пермську
лагуну від морського басейну. Риф йде у Гданьську западину і цілком може
виявитися нафтогазоносної структурою - потужність регіонально нефтеперспектівних
доломітів і вапняків цехштейна в скв. Д1-6 становить 42,0 м.
Відповідно до
вищесказаним основні моменти формування нафтових покладів в регіоні можно
представити в такій послідовності. Балтійський орогенез завершив
формування нерівностей архейського кристалічного фундаменту і зробив його
континентальної областю. Денудація продовжила розчленовування підстави майбутньої
платформи. Прояв перших фаз каледонского орогенезу призвело до трансгресії
моря. В умовах дрібного теплого моря в його прибережній частині йшло формування
піщаних колекторів. Періодично територія заболачівалась, перетворювалася на
солонкувато-водну і прісну лагуну, де накопичувалися темні збагачені
органікою глини - аналоги кембрійських аргілітів, які цілком могли бути
нефтематерінскімі породами. Але на рубежі кембрію і силуру вони були в
істотній мірі зруйновані. У кембрію, ордовик і силур йде формування
структур облеканія, осадова товща ущільнюється, кути нахилу крил
уменьшаяются в напрямку замку структур антиклінальними типу; на цьому етапі
формується надійна ордовицького-силурійські покришка. У герцинського і
раннеальпійскій етапи розвитку інтенсивно відбувалося формування нафти і
магістралей її міграції. В цей же час виникають екрани в древніх структурах,
тобто формуються структурно-тектонічні пастки і антиклінальними сводовие
порушені поклади.
Отже,
Калінінградська область і прилегла частина акваторії представляють собою
площа поширення однотипних нафтових покладів єдиного генезису із загальними
нафтовими свитами, тобто належать до одного й того ж Калінінградському
нафтогазоносної району.
3. Перспективи
нафтовидобутку
Ми звикли до
твердженням, що в прибережній Балтиці нафти має бути більше, ніж на суші.
Думка ця грунтується на тому, що шельфи, як правило, відокремлені від відкритого
моря скидами, за якими розташовується опущена область. У зоні звалюванні глибин
потужність осадовою товщі зростає. Це явище ми спостерігаємо практично
повсюдно. Так, в Мексиканській затоці потужність опадів до 17,0 км, причому
12,0 км із них - дельтові піщано-глинисті фації; в Карибському та Північному
морях - близько 10,0 км, а в Каспійському - понад 20,0 км і т.д.; ж запаси нафти в
однакових обсягах порід, розвинених на шельфі і на суші, одні й ті самі [10]. Але
Балтика - море шельфові, і потужності осадовою товщі в його прибережній зоні
порівнянні з такими на суходіл, а в скв. Д1-6 - 2356,0 м, С1-9 - 2719,0 і
Рибачінская-1 - 2402,0 м, Ягідна-1 - 2956,0 м.
Крім того, у таких
структурах, як синекліза, хоча лінії максимальних потужностей світ в цілому
зміщуються в бік нефтеперспектівних територій, зокрема ж чим давніший
опади, тим далі у напрямку від максимальних потужностей розташовуються осі
що спостерігаються в даний час прогинів. Чи не зони максимальних потужностей, а
саме осьові частини прогинів були зонами нефтенакопленія, і в них могли
зберегтися промислові поклади нафти і газу. Максимальні потужності і
занурення гарантують лише кращу схоронність толщ при висхідних
тектонічних рухах, але ніяк не їх нафтогазоносність. Так, структура Д-6
розташовується не в центральній частині валу, а в зоні переходу валу в прогин.
З позиції тектоніки
плит особливе місце в освіті та накопичення нафти відводиться рифтових зонам (в
т.ч. і пасивним околиць материків) і зон субдукції, де ймовірний сильний
прогрів (до 145-175оС) потужної збагаченої органікою осадовою товщі. Наприклад,
ланцюжком нефтепродуктівних підняттів промаркована зона занурення
Південно-Каспійської плити під Туранської-Скіфську [5, 11]. Регіонально нафтоносних і
палеозони субдукції, які в сучасній структурі земної кори виражені
передовими прогинами. В областях сполучення прогинів і схилів платформ
розташовуються унікальні нафтогазоносні басейни (Перська затока, лагуна
Маракайбо та ін.) З перерахованими тектонічними зонами пов'язано до 80% світових
запасів нафти і газу [6, 2].
Під западині
Балтійського моря ріфтогенез міг проявитися лише починаючи з пізнього Альва. З
палеоцені-середнім еоцен пов'язують освіта Датсько-Польського Авлакоген і
Польсько-Литовської западини, які в цей час були затокою Північного моря. З
північноморських ріфтогенезом співвідносять і формування Рифт уздовж лініамента
Тейсейра-Торнквіста (лінія Т-Т), що розділяє Східно-Європейську і
Середньо-Європейської платформи, де потужності осадовою товщі значно
зростають. Ідея ж про поховання під палеозойськими відкладеннями
субмеридіональними рифтової гребені, подібному північноморської, в Балтиці поки не
підтверджується. Докембрійські, палеозойські і мезозойські розломи западину
Балтійського моря не контролюють, а ускладнюють [9]. Звідси аж ніяк не
обнадійливий прогноз на вирішення проблеми нафтовидобутку за рахунок освоєння
Кравцовське родовища. До того ж при самої прогресивної організації робіт
з урахуванням вимог міжнародного і російського природоохоронного
законодавства морська нафту обходиться приблизно в три рази дорожче за нафту,
видобутої на суші. Ситуація з нафтовидобутком на суші на сьогодні досить
тривожна. Кембрійський колектор, який забезпечує Калінінградський нафтогазоносний
регіон, складний для експлуатації. Коефіцієнт вилучення нафти з пластів не
перевищує 30%, тобто до 70,0% і більше нафти залишається недобутий. Тиск і
дебіти на родовищах швидко падають, а початкові видобувні запаси не
підтверджуються. З 246 діючих свердловин в фонтанної експлуатації числиться
тільки 15,0%. Неважко порахувати, що при річній видобутку 750,0 тис. т на одну
свердловину припадає 3,1 тис. т нафти на рік, або 8,5 т/добу. Якщо згадати,
що початкові дебіти на Калінінградський родовищах досягали 150-260
т/добу, ми маємо право свідчити загальне виснаження кембрійського нафтового
пласта.
Охорона надр і
ресурсозбереження такого цінного енергетичної сировини, як нафта, вимагає
такої системи розробки, яка забезпечувала б мінімальні витрати на
одиницю видобутої нафти при більш повне використання промислових запасів. У
цій системі провідними повинні бути заходи з вилучення нафти з пласта, в
т.ч.: а) поліпшують колекторські властивості (термічна соляно-кислотна
обробка, гідророзрив з пескованіем і т.д.); б) підтримують пластовий тиск
(внутрішньо-і законтурного заводненню, спроектована на основі знання пластової
водонапірної системи і виключає можливість обводнення нафтового пласта
підстилаючих водами). Збільшення нафтовіддачі до 40-50%, що за сучасними
технологіям цілком реально, подвоїть видобуток. Цей резерв здатний дати
економічний ефект анітрохи не менший, ніж освоєння Кравцовське
родовища.
Список
літератури
Гаврилов В.П.
Геологія та мінеральні ресурси Світового океану. - М., 1990.
Геодекян А.А.,
Забанбарк О., Конюхов А.И. Тектонічні і літологічні проблеми
нафтогазоносності континентальних околиць. - М., 1988.
Геологія і
геоморфологія Балтійського моря/Ред. А.А. Грігяліс. - Л., 1991.
Єльцина Г.М.
Мінеральні ресурси// Калінінградська область. Природні ресурси. --
Калінінград, 1999. - С. 9-60.
Калиненко М.К.
Методи порівняльної оцінки перспектив нафтогазоносності акваторій та пошуків у
них нафти і газу. - М., 1977.
Кулямін Л.Н.
Ресурси мінеральної сировини вод Світового океану і надр океанічного дна. - Л.,
1982.
Левін Л.Е.,
Фельдман С.Л. Балтійське море// Тектоніка і нафтогазоносність окраїнних і
внутрішніх морів СРСР. - Л., 1970. - С. 190-251.
Павлов В. Сировинна
база регіону// Калінінградська область. - Калінінград, 1999. - С. 26-27.
Пуура В.А., Амантов
А.В., Свиридов Н.І., Корсакова М.А. Тектоніка// Геологія та геоморфологія
Балтійського моря. - Л., 1991.
Рассел У.Л. Основи
нафтової геології. - Л., 1958.
Троцюк В.Я., Марина
М.М. - Органічний вуглець у відкладеннях Світового океану. - М., 1988.
Харін Г.С., Харін С.Г.
Геологічна будова Куршської коси і її підводних схилів// Проблеми
вивчення та охорони природи Куршської коси. - Калінінград, 1988. - С. 318-329.
Екологічна
оцінка проекту Д-6./ВАТ "Лукойл-Калінінградморнафта". Калінінград,
1999.
Для підготовки
даної роботи були використані матеріали з сайту
1 В останні роки на цій підставі обговорюється
ймовірність існування колекторів турбідітного генезису.
