Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Калінінградський нефтегазоносный район - Географія

Г.Н. Ельцина

З мінеральних ресурсів прибережних територій і дна моря найбільш, мабуть, важливим ресурсом є нафта. Дослідженнями останніх десятиріч встановлено, що Калінінградська область і південно-східна частина Балтійського моря являють собою єдиний нефтегазоносный район і характеризуються наявністю ідентичних структур. Це положення дає підставу досить реально оцінювати перспективність ще не освоєної зазначеної частини акваторій і врахувати деякі аспекти охорони надр і раціонального природокористування. Матеріалом дослідження стали як опубліковані, так і фондові дані. Робота присвячується професору В.І. Лимареву - активному прихильнику і пропагандисту використання системного підходу до рішення наукових задач.1. Історія відкриття і видобутки нафти

Перспективи нефтегазоностности Східної Пруссиї досить високо оцінювалися ще на початку ХХ століття. З 1955 року нефтепоисковые роботи в Калінінградської області почав здійснювати трест "Спецгеофізіка". Протягом перших трьох років досліджень геофизики передали в розвідку більше за 40 перспективних структур. Вже в 1958 році в області було організоване глибоке розвідувальне буріння, а в 1962-1963 роках в районі м. Гусева отримана перша Калінінградська нафта. Примітно, що первинне випрбовування кембрийского колектора на Гусевської площі дало гарячу высокоминерализованную воду з підвищеним змістом йода і брома і тільки після соляно-кислотної обробки була отримана притока нафти 3 м3/доба. Через два місяці з цієї свердловини почався самоизлив нафти при дебіті 2,6 т/доба і устьевом тиску 14-16 атмосфер. Свердловина Гусев-2 вважається первооткрывательницей нафти в Калінінградської області [4].

У 1968 році в 36 км східніше м. Калінінград відкрито перше промислове (і саме велике) родовище нафти - Красноборськоє. Спочатку загальні запаси нафти в ньому оцінювалися в 11306 тис. т (витягуваний - 5633 тис. т). Видобуток нафти на Красноборськом родовищі початий в 1975 році (цей рік є офіційним початком промислової нефтедобычи в області). Первинні дебіти при самоизливе становили 150-260 т/доба. І зараз, через чверть віку, на Красноборськом родовищі функціонують 57 механізованих свердловин, що становить 23% від загальної кількості діючих свердловин в області. До Красноборської покладу прирізані Західно- і Північно-Красноборська площі. Запаси цих покладів багато менше; на них працюють 34 і 4 свердловини відповідно.

У 1980 році введена в пробну експлуатацію Деймінська структура. Нині на родовищі діють в режимі насосної експлуатації 6 свердловин. Функціонуючі в області найбільш великі (Красноборские, Ушаковськиє і Маліновськоє) родовища вводилися в експлуатацію в 1975-1977 роках. Сьогодні саме на цих площах зосереджене 80% всіх експлуатаційних свердловин. У 1975 році тільки з Красноборського і Ушаковського родовищ було отримано 290 тис. т. нафти. Дещо пізніше одне Красноборськоє родовище багато років забезпечувало біля 450 тис. т, тобто більше за половину річної здобичі. Рекордної здобичі - 1,5 млн. т - область досягла в 1983 році, після чого здобич 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 втримувати здобич на 700,0 - 750,0 тис. т виняткове за рахунок освоєння нових невеликих родовищ, яких в запасі біля десятка. Особливих перспектив на відкриття значних родовищ не передбачається. За даними Управління природо- і недропользования, у разі введення в експлуатацію Кравцовського морського родовища в 2000 році загальна здобич становитиме 650,0 - 680,0 тис. т. Загальні витягуваний запаси нафти на суші і в морі за останніми оцінками становлять 18 млн. т [8].

Вивчення нефтегазоностности радянської Балтіки відноситься на початок 60-х років, але широкі і продуктивні дослідження почалися з 1976 року з створенням "ЗІ Петробалтік" (спільна організація СРСР, ГДР і Польщі). У кінці 70-х років було відкрито два нафтових родовища, об'єднаних загальною назвою "Шведенек" в акваторій ФРН. Одне з них розташоване в Кильської бухті в 4,0 км від берега на глибині моря 20,0 м. Нефтеносны юрські терригенные 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 акваторій в межах Лебської зони підняття (в 40,0 - 70,0 км від берега на глибинах моря до 70,0 км) відкрите 4 родовища. Нафта приурочена до терригенным колекторів середнього кембрия, що залягають на глибині від 1600,0 до 2500,0 м. На радянському шельфі виявлені 3 родовища: поблизу м. Балтийска, на заходу і до північного заходу від м. Ніди. Структури і колектори аналогічні польським, нафтоносний горизонт залягає на глибинах 2400,0 - 2500,0 м.

Сама великий поклад відкритий на нефтеперспективной площі Д-6, розташованій в акваторій далі на захід 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 промислову притоку легкої високоякісної нафти з газовим чинником 24,9 м3/т. Родовище отримало назву "Кравцовськоє", але часто іменується по назві площі - "Д-6". Структура Д-6 і Калінінградська на площі З-9 (мал. 1) законсервовані до розв'язання питання про екологічну безпеку рекреационно-заповідної зони Куршської коси і біологічних ресурсів регіону. У цей час "ВАТ Лукойл-Калининграднефть" має ліцензію Міністерства природних ресурсів на право розробки родовища. Розробку буде виконувати "Петробалтік" (Польща) з самоподъемной плавучої бурової установки типу "Levingston-III". Екологічна експертиза оцінила проект будівництва першої розвідувальної свердловини на родовищі "Кравцовськоє" як що "відповідає сучасним вимогам і забезпечуючий достатній рівень екологічній безпеці" [13]. Свердловина запроектована для отримання гидродинамических характеристик пласта з метою подальшого визначення технології буріння і розробки родовища [13].2. Характеристика нефтеносности регіону

В структурно-тектонічному відношенні регіон відноситься до обширної негативної платформеної структури - Балтійської синеклизе. У регіональному плані найбільш занурена частина синеклизы має північно-східне простягання. У південно-східній частині Балтійського моря найбільш зануреної є приосевая Гданьско-Куршская впадина (2,0 - 3,5 км). Впадина обмежена системою каледонских і герцинских розломів. У акваторій простежуються тельшайские, що продовжуються з суші, неманские і прегольские

разломные зони. Однак, залишаючись субширотными на півдні в Лэбско-Самбийской зоні, в північній частині впадини вони міняють простягання на північно-східне і субмеридиональное. Зони позднекаледонских розломів нерідко супроводяться локальними нафтоносними структурами, що ускладняють древні хвилі. Наприклад, один такий вал з сьома нафтоносними структурами протягається до м. Калінінград вдовж Московського шосе від повороту на м. Знаменськ. Другий вал, на якому підтверджено шість родовищ, закартирован починаючи від південного побережжя Куршського затоки вдовж побережжя моря. Обидва вали йдуть під води Балтіки.

У південній і південно-східній частинах моря локальне підняття має форму валів, розташованих на підведених блоках регіональних розломів. Деяке підняття відповідає брахиантиклиналям з асиметричним профілем. Розміри структур вимірюються першими кілометрами, рідко досягаючи 20,0 км по довгій осі, амплітуди становлять 10,0 - 50,0 м, що порівнянно з такими для структур суші. Самі форми найбільш виражені в каледонском комплексі (Є1 - Д1), а амплітуди збільшуються в напрямі регіонального занурення підмурівка (на півдню).

Таким чином, безперечно, що і територія Калінінградської області, і дно Південно-Східної Балтіки протягом всіх періодів, з якими можливо зв'язувати утворення нафти, її пасток, міграцію і збереження нафтових покладів, випробовувало однаковий тектонічний розвиток. Відмінність полягає лише в інтенсивності (але не в спрямованості) процесів, про що свідчить зростання амплітуд структур і розломів в південно-західному напрямі.

Наочне уявлення про характер нафтоносних структур регіону може дати розгляд Деймінської нафтового покладу, розташованого поблизу Красоборського і Маліновського родовищ у м. Гвардейська. Структура знаходиться в зоні зчленування Самбійського виступу і Прегольської депресії. У відкладенні середнього кембрия це куполовидная складка, обмежена з півдня і розвинена по зведенню розлому. Розломи ділять складку на західний і південно-східний блоки. Західний юлок має форму трапеції ЗСЗ простягання. Південно-східний блок має вигляд "полуантиклинали" північно-західного простягання, яка по північно-західному і південно-західному крилах обмежена розломами. Кути падіння міняються від 0о21' в західному крилі до 3о в північно-східному. Нефтеносность приурочена до прослоям алевритов і алевролитов, потужність яких складає біля 10,0 м, а глибина залягання підошви в західному підведеному блоці 2096,0 м, в південно-східному опущеному - 2267 м. Таким чином, амплітуда тектонічного порушення на структурі вельми значна. Поклад Деймінського родовища класифікується як антиклинальная сводовая тектонічно екранована. Основні параметри покладу приведені в таблиці 1.

Нафта родовища - метаново-нафтановая, легка (g = 0,836 г/см3), з виходом легких фракцій (до 300оС) 47,6%; в'язкість - 2,29 сантипуаз, малосернистая (0,11%), смолиста (2,7 %), высокопарофиновая (6,7%), з газовим чинником 10,9 м3/т; тиск насичення становить 19,9 м3/т. Розчинений газ - азотно-вуглеводневий; його склад в об'ємних відсотках: углеводородов - 80,6, гелію - 0,06, вуглекислоти - 2,29, азоту - 18,2. Підстилаючі поклад пластовые води відносяться до хлора-кальцієвого типу з мінералізацією 176,2 - 193,5 г/л, містять 1-4мг/л йода і 940-1012 мг/л брома. Дебіт при випрбовування становив 0,15 - 7,25 м3/з. Водонефтяной контакт відбитий на абс. відмітці 2087 м.

Колектори. Основним нефтегазоносным горизонтом є терригенные відкладення тискресской свити середнього кембрия. Коллекторские властивості горизонту вельми непостійні. Найбільш високі вони у сортованих дрібо- і среднезернистых пісковиків з однорідною або грубослоистой текстурой. Такі пісковики в межах одного шара (в горизонтальній площині) фациально заміняються тонкослоистыми дрібо- і тонкозернистыми, часто алевритистыми і глинистими різницями, вмісними численні алевритово-глинисті прошарки. Таким чином, зони підвищеної проникності мають форму литологических лінз, а коллекторские властивості в межах одного пласта сильно розрізнюються (табл. 1). Тип колектора поровой і трещинно-поровый. Частіше за все родовища двухпластовые, причому запаси нафти в різних пластах одного родовища несумірні. У південно-західному напрямі при стійкому збільшенні потужності тискресской свити і зростанні міри надійності покришки скорочується потужність і гіршають коллекторные властивості нафтоносної зони.

Пастки і нефтематеринские породи. Піщані породи можуть утворюватися тільки у берегів. Під час їх формування глиниста фракція постійно несеться. Але сила хвиль, приливів, вдольбереговых течій може і геть змити піщане відкладення[1]. Отже, піщані колектори і пастки кембрия повинні тяжіти до побережжя. При цьому в зонах выклинивания вірогідні регіональні, а в литологических лінзах - локальні пастки. Частіше за все берегові пастки формуються у вигляді вала опуклої форми, що протягається вдовж берега з схилом у бік моря і виявляючого собою відкладення древньої аккумулятивной тераси. У цьому випадку буде чітко простежуватися межа між морськими і континентальними фациями, вказуюча на положення берегової лінії. До бухт, боліт, лагун, що розвиваються вдовж берегової лінії, тяжіють і нефтематеринские породи. Оскільки міграції нафти на великі відстані виключені, найбільш перспективним нафтоносним відкладенням є морські і солоноватоводные фракції, бо в цьому випадку мова йде про спільне залягання колекторів і нефтематеринских порід. Нафтоносними можуть бути зандровые дельти, такі эфимерные прибережні і підводні освіти, як бари і коси. Про можливість наявності в регіоні подібних пасток говорить Г.С. Харін [12]. При невеликій потужності такі структури можуть мати трохи кілометрів в довжину, декілька сотень метрів завширшки і типовий опуклий профіль.

Нафтоносні піски середнього кембрия містять численні прослои збагачених органікою чорних аргиллитов, які є паралической фацией заболочених приморських рівнин, що формувалася в зоні коливання берегової лінії. Все залягаюче вище відкладення в регіональному плані ілюструє регресивний характер седиментація, на фоні якого можна бачити локальну трансгрессию в ордовике і особливо в силуре. У трансгрессивных осадках умови нефтенакопления краще, ніж в регресивних. Протягом ордовика і силура в регіоні нагромаджувалися непроникні покришки.

Самим важливим для регіону типом нафтоносної пастки є антиклинальные складки і виступи. Вони почали формуватися в кембрии як структури вдягнення нерівностей підмурівка. Згодом в результаті каледонского, герцинского і навіть альпійського орогенеза відбувалося перетворення цих структур. Переважали дизъюнктивные деформації, що порушують цілісність структур; в цей же час могли формуватися екрани, сприяючі створенню тектонічно-екранованих покладів.

Ті ж зони тектонічних порушень стали головними магістральними шляхами міграції нафти. У цьому плані вельми показова Прегольська зона розломів, яку ряд авторів вважає каледонской. Думається, що тектонічна активність цієї зони зберігалася багато довше. Каледонские структури в кембрии не могли бути настільки вираженими, щоб стати пастками кембрийской нафти, яка цілком могла формуватися в цей час. У каледонских структурах кембрия не могли зберігатися нафтові поклади внаслідок відсутності покришок. Надійними покришками для кембрийских пасток стали відкладення ордовика і силура, але вельми глибоководні литофации цих переходів навряд чи є нефтематеринскими. Швидше усього, основна нафта утворилася в більш молодих товщах, хоч не виключено і кембрийское нефтеобразование.

Нефтематеринскими якостями володіють відкладення девона і перми. На рубежі силура і девона відбувалася зміна морської обстановки на умови солоноватоводных і прісних лагун, причому потужність ритмічних девонских красноцветов свідчить про тривале існування цих фаций. Згодом в зв'язку з виявами герцинского орогенеза девонские (а також пермские) відкладення зазнало руйнування. Ці рухи не могли не надати впливу на пожвавлення каледонских разломных зон, в т.ч. і Прегольської. Не виключено, що денудация девонской товщі забезпечувалася і альпійськими рухами позитивного знака. Сказане зафіксоване вельми мінливою потужністю девона: біля 900,0 м в районі Клайпеди, 100,0 м поблизу м. Зеленоградска при повній відсутності у м. Балтійська.

Південний розлом Прегольської зони в межах Калінінградської області має амплітуду зміщення 100,0 - 150,0 м. У Сувалської і Дзукийської зонах Польщі зміщення досягає 300,0 м і комплекс каледонских відкладення перекритий недислокованими альпійськими освітами. До структур цієї зони, особливо тих, які розташовуються на перетині широтних розломів з субмеридиональными, приурочені нафтові поклади.

Північний розлом виявляється в позднепермских відкладенні і успадковується триасовыми, тобто рухливість території зберігалася і під час різних фаз альпійського орогенеза. Умови, сприятливі для утворення нафти в пермском періоді, підтверджуються встановленням в районі м. Нида бар'єрного рифа, який відгороджував пермскую лагуну від морського басейну. Риф йде в Гданьськую впадину і цілком може виявитися нефтегазоносной структурою - потужність регіонально нефтеперспективных доломіту і вапняків цехштейна у вкв. Д1-6 становить 42,0 м.

Відповідно до вищесказаного основні моменти формування нафтових покладів в регіоні можна представити в такій послідовності. Балтійський орогенез завершив формування нерівностей архейского кристалічного підмурівка і зробив його континентальною областю. Денудация продовжила розчленування основи майбутньої платформи. Вияв перших фаз каледонского орогенеза привів до трансгрессии моря. У умовах дрібного теплого моря в його прибережній частині йшло формування піщаних колекторів. Періодично територія заболачивалась, перетворювалася в солоновато-водну і прісну лагуну, де нагромаджувалися темні збагачені органікою глини - аналоги кембрийских аргиллитов, які цілком могли бути нефтематеринскими породами. Але на рубежі кембрия і силура вони були в істотній мірі зруйновані. У кембрии, ордовике і силуре йде формування структур вдягнення, осадкова товща ущільняється, кути нахилу крил уменьшаяются в напрямі замка структур антиклинального типу; на цьому етапі формується надійна ордовикско-силурийская покришка. У герцинский і раннеальпийский етапи розвитку інтенсивно відбувалося формування нафти і магістралей її міграції. У цей же час виникають екрани в древніх структурах, тобто формуються структурно-тектонічні пастки і антиклинальные сводовые порушені поклади.

Отже, Калінінградська область і прилегла частина акваторій являють собою площу поширення однотипних нафтових покладів єдиного генезису із загальними нафтовими свитами, тобто належать до одному і того ж Калінінградському нефтегазоносному району.3. Перспективи нефтедобычи

Ми звикли до твердження, що в прибережній Балтіке нафті повинне бути більше, ніж на суші. Думка ця засновується на тому, що шельфи, як правило, відділені від відкритого моря скидами, за якими розташовується опущена область. У зоні свала глибин потужність осадкової товщі зростає. Це явище ми спостерігаємо практично повсюдно. Так, в Мексиканській затоці потужність осадків до 17,0 км, причому 12,0 км з них - дельтовые піщано-глинисті фации; в Карібському і Північному морях - біля 10,0 км, а в Каспійському - більше за 20,0 км і т.д.; запаси ж нафти в однакових об'ємах порід, розвинених на шельфі і на суші, одні і ті ж [10]. Але Балтика - море шельфовое, і потужності осадкової товщі в його прибережній зоні сумірні з такими на суші: у вкв. Д1-6 - 2356,0 м, С1-9 - 2719,0 і Рибачинська-1 - 2402,0 м, Ягідна-1 - 2956,0 м.

Крім того, в таких структурах, як синеклиза, хоч лінії максимальних потужностей свит загалом зміщаються у бік нефтеперспективных територій, зокрема ж чим древнє осідання, тим далі у напрямі від максимальних потужностей розташовуються осі прогибов, що спостерігаються в цей час. Не зони максимальних потужностей, а саме осьові частини прогибов були зонами нефтенакопления, і в них могли зберегтися промислові поклади нафти і газу. Максимальні потужності і занурення гарантують лише краще збереження товщ при висхідних тектонічних рухах, але ніяк не їх нефтегазоносность. Так, структура Д-6 розташовується не в центральній частині вала, а в зоні переходу вала в прогиб.

З позиції тектоніки плит особливе місце в освіті і накопиченні нафти відводиться рифтовым зонам (в т.ч. і пасивним околицям материків) і зонам субдукции, де вірогідне сильне прогрівання (до 145-175оС) могутньою збагаченою органікою осадкової товщі. Наприклад, ланцюжком нефтепродуктивных підняття промаркирована зона занурення Південно-Каспійської плити під Турансько-Скіфську [5, 11]. Регіональне нефтеносны і палеозоны субдукции, які в сучасній структурі земної кори виражені передовими прогибами. У областях сполучення прогибов і схилів платформ розташовуються унікальні нефтегазоносные басейни (Персидська затока, лагуна Маракайбо і інш.). З перерахованими тектонічними зонами пов'язано до 80% світових запасів нафти і газу [6, 2].

У впадині Балтійського моря рифтогенез міг виявитися тільки починаючи з пізнього альва. З палеоценом-середнім эоценом зв'язують освіту Датсько-Польського авлакогена і Польсько-Литовської впадини, які в цей час були затокою Північного моря. З североморским рифтогенезом співвідносять і формування рифта вдовж линиамента Тейсейра-Торнквиста (лінія Т-Т), що розділяє Східно-Європейську і Средне-Европейскую платформи, де потужності осадкової товщі значно зростають. Ідея ж про похоронений під палеозойським відкладенням субмеридиональном рифтовом гребінь, подібний североморскому, в Балтіке поки не підтверджується. Докембрийские, палеозойські і мезозойські розломи впадину Балтійського моря не контролюють, а ускладняють [9]. Звідси аж ніяк не подаючий надію прогноз на розв'язання проблеми нефтедобычи за рахунок освоєння Кравцовського родовища. До того ж при самої прогресивній організації робіт з урахуванням вимог міжнародного і російського природоохранного законодавства морська нафта обходиться приблизно в три рази дорожче за нафту, здобуту на суші. Ситуація з нефтедобычей на суші на сьогодні досить тривожна. Кембрійський колектор, що забезпечує Калінінградський нефтегазоносный регіон, складений для експлуатації. Коефіцієнт видобування нафти з пласта не перевищує 30%, тобто до 70,0% і більше за нафту залишається нездобутої. Тиск і дебіти на родовищах швидко падають, а початкові витягуваний запаси не підтверджуються. З 246 діючих свердловин в фонтанной експлуатації рахується тільки 15,0%. Неважко полічити, що при річній здобичі 750,0 тис. т на одну свердловину доводиться 3,1 тис. т нафти в рік, або 8,5 т/доба. Якщо пригадати, що початкові дебіти на Калінінградських родовищах досягали 150-260 т/доба, ми маємо право свідчити загальне виснаження кембрийского нафтового пласта.

Охорона надр і ресурсозберігання такої цінної енергетичної сировини, як нафта, вимагає такої системи розробки, яка забезпечувала б мінімальні витрати на одиницю нафти, що добувається при більш повному використанні промислових запасів. У цій системі ведучими повинні бути заходи щодо видобування нафти з пласта, в т.ч.: а) поліпшуючі коллекторские властивості (термічна соляно-кислотна обробка, гидроразрыв з пескованием і т.д.); б) підтримуючі пластовое тиск (всередині- і законтурное заводнення, спроектоване на основі знання пластовой водонапорной системи і що виключає можливість обводнення нафтового пласта підстилаючими водами). Збільшення нефтеотдачи до 40-50%, що по сучасних технологіях цілком реально, подвоїть здобич. Цей резерв здатний дати економічний ефект анітрохи не менший, ніж освоєння Кравцовського родовища.Список літератури

Гаврілов В.П. Геология і мінеральні ресурси Світового океану. - М., 1990.

Геодекян А.А., Забанбарк А., Конюхів А.І. Тектонічеськиє і литологические проблеми нефтегазоносности континентальних околиць. - М., 1988.

Геологія і геоморфология Балтійського моря / Ред. А.А. Грігяліс. - Л., 1991.

Єльцина Г.Н. Мінеральние ресурси // Калінінградська область. Природні ресурси. - Калінінград, 1999. - С. 9-60.

Калиненко М.К. Методи порівняльної оцінки перспектив нефтегазоносности акваторій і пошуків в них нафти і газу. - М., 1977.

Кулямин Л.Н. Ресурси мінеральної сировини вод Світового океану і надр океанічного дна. - Л., 1982.

Левин Л.Э., Фельдман С.Л. Балтійськоє море // Тектоніка і нефтегазоносность околичних і внутрішніх морів СРСР. - Л., 1970. - С. 190-251.

Павле В. Сирьевая база регіону // Калінінградська область. - Калінінград, 1999. - С. 26-27.

Пуура В.А., Амантов А.В., Свірідов Н.И., Корсакова М.А. Тектоника // Геологія і геоморфология Балтійського моря. - Л., 1991.

Розсадив У.Л. Основи нафтової геології. - Л., 1958.

Троцюк В.Я., Марина М.М. - Органічний вуглевод у відкладенні Світового океану. - М., 1988.

Харин Г.С., Харін С.Г. Геологичеськоє будова Куршської коси і її підводних схилів // Проблеми вивчення і охорони природи Куршської коси. - Калінінград, 1988. - С. 318-329.

Екологічна оцінка проекту Д-6. / "ВАТ Лукойл-Калининградморнефть". Калінінград, 1
Порівнюємо тигельні преси ZHHJ, ZHTJ і TYMB
Компанія Торговий дім ЧЕЯЛ рада запропонувати Вам широкий вибір тигельних пресів для тиснення та висікання серій ZHHJ, ZHTJ і TYMB. Висока продуктивність і простота в обслуговуванні роблять тигельні преси незамінними в будь офсетного і цифрової друкарні, що займається випуском рекламної продукції,

Конверти: як вибрати те, що підходить саме Вам?
Конверт - перше, що бачить людина, отримуючи від Вас лист. Незалежно від того, що він знайде всередині - підписані документи або рекламне повідомлення - перше враження про Вашу компанію створюється при погляді на конверт. Саме тому більшість компаній намагаються користуватися фірмовими конвертами,

Чим RIT корисний користувачам CTP-обладнання
Навіть найменша зміна часу експонування або ж потужності лазера збиває результати вимірювання. З цієї причини всілякі світи в тестах, які додаються виробниками до видаткових матеріалів, виявляються не зовсім оптимальними. Однак замість того, щоб швидко усунути проблему з відхилення в технологічному

Старанно вивчений гомосексуалізм
Виється Ценев А треба вам помітити, що гомосексуалізм зживім в нашій країні хоч і остаточно, але не цілком. Вірніше, цілком, але не повністю. А вірніше навіть так: цілком і повністю, але не остаточно. У публіки адже що зараз на розумі? Один гомосексуалізм. Ну, ще араби на розумі, Ізраїль,

Мотивація ефективності
Олександр Петрович Ісаєв, кандидат економічних наук, психолог, завідувач лабораторією відбору та моніторингу перспективних менеджерів Уральського державного технічного університету. Мотивація - це те, що змушує людину діяти і прагнути досягати певних цілей. Вона є, мабуть, найпотужнішим чинником

Природокористування та завдання берегозахисту на Калінінградському морському узбережжі
О.І. Рябкова В останні десятиліття особливо гостро постали питання, пов'язані з вивченням природи, використанням ресурсів та охороною прибережних областей морів і океанів [9]. Тому актуальним завданням сьогодення є пошук шляхів раціонального берегопользованія, що включає в себе природокористування

Управління культурою в умовах мегаполісу
Подготовил:Б.К. Баранів, студент групи С-202 Інститут економіки, управління і права (ІЕУП) Московського державного університету культури і мистецтв (МГУКИ) Москва, 2008 Сьогоднішня соціокультурна ситуація характеризується як нерівномірністю розвитку різних регіонів країни, так і підвищенням

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати