217

3. ОБОСНОВАНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ УВ В ВЫДЕЛЕННЫХ ЗОНАХ И ОЦЕНКА РЕСУРСОВ УВ ЗОН ВЫСОКОЁМКИХ КОЛЛЕКТОРОВ В КАЙНОЗОЙСКИХ КРЕМНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ОХОТСКОГО МОРЯ

3.1. Типизация разрезов кайнозойских отложений Охотского моря, содержащих кремнистые толщи; прогноз районов и зон высокоемких кремнистых коллекторов

Выполненные работы позволили разделить акваторию Охотского моря на несколько областей:

- бесперспективные области для возможного присутствия высокоемких кремнистых коллекторов;

- низкоперспективную область центральной части Охотского моря, характеризующуюся маломощным чехлом, лоскутно перекрывающим древние поднятия;

- перспективную область, представленную крупными осадочными бассейнами, расположенными на периферии акватории (прил. 5).

Анализ строения кайнозойских разрезов, размещения, состава и объема кремнистых пород в них позволили разделить перспективную акваторию на 6 районов.

Пограничный район (тип разреза I)

Осадочный чехол Пограничного бассейна имеет кайнозойский возраст и по данным МТЗ достигает мощности 6000 м, а на акватории – 9000 м (рис. 3.1). Пограничный бассейн является наиболее перспективным в Охотоморском регионе на обнаружение месторождений нефти в кремнистых отложениях. Нефть связана, в основном, с силицитами пиленгской свиты (см. 1.2.2, 2.2, 2.4). В них открыто Окружное месторождение нефти.

Кремнистые породы пиленгской свиты состоят на 55-85% из свободного кремнезема и разделены на опоковидные силициты светло-серого цвета и халцедонолиты, имеющие разнообразную окраску. Преобладающей минеральной формой кремнезема в опоковидных силицитах является кристобалит, в халцедонолитах – халцедон. Кремнистые породы свиты имеют глобулярную структуру, что определяет их хорошую матричную пористость (20%), и характеризуются интенсивной трещиноватостью. Это определяет существование единой гидродинамической системы Окружного месторождения. Фильтрационные свойства обусловлены чрезвычайной хрупкостью кремнистых пород и их высокой трещиноватостью. Из пиленгской залежи (IV продуктивный горизонт)

Рис.3.1

получены фонтанные притоки нефти до 156 т/сут. на 10 мм штуцере. Высокая гидрофильность пород-коллекторов пиленгской свиты обеспечивает высокий коэффициент нефтеотдачи (в лабораторных условиях до 0,6 и более) /28/.

В Пограничном бассейне, особенно в западной (прибрежной) части выделены протяженные зоны антиклиналей, сопряженные с региональными сдвиговыми системами. Вещественный состав пиленгских силицитов и их гранулярно-глобулярная структура в сочетании со структурно-сдвиговым фактором позволяет сравнивать Пограничный район с кремнистыми отложениями миоцена бассейна Санта Мария Калифорнии. Плотности прогнозируемых в этом бассейне ресурсов в кремнистых толщах являются предельно высокими для всего Охотоморского региона.

Западно-Камчатский район (тип разреза II)

В разрезе кайнозойских отложений Колпаковского района, охватывающего южный шельф Западно-Камчатского бассейна и часть примыкающей суши, наиболее перспективны кремнистые породы-коллекторы, присутствующие на двух стратиграфических уровнях – верхнеолигоцен-нижнемиоценовом, глинисто-кремнистом, и средне-верхнемиоценовым, туфогенно-опоково-диатомитовым (рис. 3.2).

Верхнеолигоцен-нижнемиоценовый интервал – комплекс морских глубоководных пород, в которых (вивентекская и кулувенская свиты), значительная роль принадлежит разнообразным кремнистым породам – опокам, кремнистым туфоаргиллитам, опоковидным силицитам и туфопесчаникам на глинисто-кремнистом цементе. Многочисленны прослои пепловых туфов. Характерно присутствие всех трех модификаций кремнезема: биогенного опала, кристобаллита и кварца (халцедона). По данным В.И. Гречина устанавливается отчетливая катагенетическая зональность, выраженная переходом неустойчивых модификаций кремнезема в устойчивые вниз по разрезу. Судя по сейсмическим материалам, кремнисто-глинистые отложения олигоцена – нижнего миоцена плащеобразно выполняют обширные впадины.

Имеющиеся материалы свидетельствуют, что на запад от побережья Камчатки, к более глубоководной акватории шельфа, нижне- и, возможно, среднемиоценовые отложения будут полностью замещаться кремнистыми отложениями, сходными с отдельными опоково-кристобалитовыми пластами вивентской и кулувенской свит. Особенный интрес в смысле нефтегазоносности кремнистых отложений представляют крупные эшалонированные антиклинали Колпаковско-Крутогоровского участка камчатского шельфа,

Рис.3.2

где они сопряжены с многочисленными разломами, в том числе и со сдвиговой кинематикой.

Восточно-Шмидтовский район (тип разреза III)

Район расположен в западной части Дерюгинского бассейна. От Северо-Сахалинского бассейна, расположенного западнее, и от глубоководной восточной части Дерюгинского бассейна отделен, соответственно, Восточно-Сахалинским и Западно-Дерюгинским глубинными линеаментами. Вероятно, в течение всего кайнозоя район входил в Северо-Сахалинско-Дерюгинскую область, представляющую собой единую седиментационную систему, в обширной глубоководной части которой накапливались диатомовые илы и глины, а с запада периодически распространялись обломочные потоки /17/.

Общая мощность кайнозойских отложений в рассматриваемом районе достигает 6-8 км (рис. 3.3). Большая часть этого разреза на западе (до 4-5 км) сложена палеоген-миоценовыми, а на востоке (под верхней частью островного склона) плиоцен-четвертичными образованиями (до 4-5 км). Уменьшение мощностей палеоген-миоценовых образований на востоке происходит преимущественно посредством глубоководной конденсации разреза и формированием глинисто-кремнистых отложений.

На изученном Васюканском участке Дерюгинского бассейна в верхнемиоценовых отложениях выделено 5 турбидитовых песчаных пластов. Мощность верхнемиоценовой части разреза достигает 1000 м, максимальные мощности пластов колеблются от 40 до 60 м. Как по мощности, так и по составу пласты не выдержаны. Лопастная глубоководная природа пластов подчеркивается их линзовидным залеганием и выклиниванием к западу.

Комплексная интерпретация скважинного материала позволяет представить строение верхнемиоценовых отложений.

Верхненутовский подгоризонт выделяется как основной флюидоупор. Он представлен глинами слабокремнистыми, перекристаллизованными опоками, аргиллитами кремнистыми серыми до черных. Мощность около 100 м.

Нижненутовский горизонт представлен переслаиванием песчаников мелко- и среднезернистых с алевролитами, кремнистыми глинами и аргиллитами. Общая мощность вскрытого верхнемиоценового (нижненутовского) разреза превышает 600м.

Выделенные пласты глубоководных песчаников разделены пачками переслаивания глин, кремнистых аргиллитов и алевролитов. Минеральная зрелость свободного кремнезема в кремнистых породах не установлена.

Рис.3.3

Более древние (нижнемиоцен-олигоценовые) породы не вскрыты. Предполагается, что они будут представлены здесь кремнистыми аргиллитами и силицитами, мощностью не менее 1,5-2 км.

Шмидтовский район (тип разреза IV)

Строение кайнозойских отложений Шмидтовского района в целом близко к Северо-Охотскому району: олигоцен-верхнемиоценовая часть разреза сложена преимущественно опоками (олигоцен – средний миоцен) и диатомитами (верхний миоцен), однако, в олигоценовой тумской свите распространены опоковидные силициты и халцедонолиты, а также туфы, туффиты, обогащенные кремнистым материалом. В акватории Шмидтовского района по данным сейсморазведки 3Д, выполненной ЗАО «Восток- Шмидтнефтегаз» установлено присутствие высокоамплитудных границ, секущих напластования, свидетельствующих о широком распространении диатомитов и опок. Эти границы фиксируют уровни эпигенетической смены аморфного опала-А опалом-СТ и, глубже, кристобалитом. Скважины Медведь и Тойская подтвердили результаты интерпретации сейсморазведки. Они вскрыли мощный кремнисто-глинистый разрез, представленный, судя по каротажу и шламу, слабоуплотненными диатомитами и глинистыми опоками, в разрезе которых на глубине около 1500 м наблюдается переход опала-А в опал-СТ, на глубине 1700 м – эпигенетическая граница перехода опала-СТ в кварц (микрокристаллический халцедон). Кремнисто-глинистый разрез имеет тонкослоистое строение, мощность разреза достигает 2300-3000 м. Коллекторских горизонтов во вскрытых глинисто-кремнистых отложениях не обнаружено.

Охинско-Эхабинский район (тип разреза V)

В Охинско-Эхабинском районе присутствуют отложения практически всех стратиграфических горизонтов Северо-Сахалинского бассейна, начиная с верхнеэоцен(?)-олигоценового мачигарского и кончая верхнеплиоценовым поморским (рис. 3.4).

Кайнозойские отложения резко несогласно перекрывают меловые толщи и в крупных синклиналях достигают мощности 7-8 км. Мощности кайнозоя на антиклиналях колеблются от 2,5 км на юге района до 6 км на самом севере. В разрезе нефтегазоперспективных отложений наиболее значительные несогласия и размывы наблюдаются на двух уровнях: в подошве средне-верхнемиоценовой окобыкайской свиты и в основании верхнеплиоценового помырского горизонта. Все кайнозойские отложения

Рис.3.4

района, за исключением пильских и даехуриинских, представлены терригенными образованиями.

В рассматриваемом районе на глубинах 2500-4000 м вскрыты кремнистые отложения пильской и даехуриинской свит, в основном сложенных перекристаллизованными опоками, среди которых встречены маломощные прослои кремнистых аргиллитов и кремнистых алеврито-песчаников и песчаников, а также прослои карбонатизированных перекристаллизованных опок. Наиболее полно кремнистый комплекс вскрыт на Восточно-Кайганском месторождении. Его точная стратиграфическая привязка до конца не выяснена.

Перекристаллизованные опоки имеют темно-серый и черный цвет (очень редко желтовато-палевый и серовато-кремовый). Основная масса породы представлена тонкоагрегатным халцедоном, с примесью глинистых минералов (до 40%) и обломочного материала (до 10%). В большинстве встреченных разностей присутствуют гелефицированные растительные остатки, точечные карбонатные стяжения, количество которых колеблется от долей процента до 90 %. Часто карбонатные выделения образуют оторочку вокруг небольших (до 0,03 мм в поперечном сечении) пиритовых образований. Встречаются обломки панцирей диатомей, замещенные пиритом (с сохранением первоначальной формы). В средней и нижних частях изученного интервала встречаются прослои, где среди основной массы породы присутствуют овальной формы (до 0,7х1,3 мм) выделения мелкокристаллического кварца. Глинистые минералы, в зависимости от содержания в отдельных прослоях, присутствуют как в виде пелитоморфной примеси, так и в виде микролинзовидных прослоев, мощностью до 0,7 мм, где смешанослойные (гидрослюда-монтмориллонит) минералы (с содержанием монтмориллонитовых пакетов до 20%) присутствуют в количестве от 30 до 80% (от глинистой фракции). Содержание каолинита в глинистой составляющей перекристаллизованных опок колеблется от первых процентов до 37%, гидрослюд – от 5 до 54%. Текстура перекристаллизованных опок, в основном, массивная, реже встречается тонкая параллельная горизонтальная и слабо волнистая слоистость, за счет чередования тонких (до 3 мм) прослоев слабо карбонатизированных перекристаллизованных опок черного цвета, с прослоями интенсивно карбонатизированных разностей темно-коричневого цвета.

Кремнистые аргиллиты в вынесенном керне и в шламе встречаются довольно редко. Макроскопически кремнистые аргиллиты практически не отличаются от перекристаллизованных опок. Это темно-серые, до черных, плотные массивные породы, основная масса которых представлена параллельно ориентированными чешуйками глинистых минералов, образующих микрозернистые участки. Кремнистый материал встречен в количестве от 25 до 45%. В основной массе породы присутствует обломочный материал тонкоалевритовой размерности (до 25%) и железистый карбонат в виде отдельных обособлений размером до 0,05 мм.

Петрофизические характеристики кремнистых пород практически однотипны: открытая пористость – до 5-6%, гранулярная проницаемость отсутствует. Для всех пород кремнистого комплекса и, в основном, для перекристаллизованных опок характерна интенсивная трещиноватость. Весь вынесенный керн, за редким исключением, разбит на куски не более 5-10 см по оси керна; встречаются интервалы вынесенного керна, представленные мелким щебнем.

На Восточно-Кайганском месторождении кремнистый комплекс вскрыт двумя скважинами. Притоки нефти получены в пяти из шести опробованных горизонтов первой скважины (глубина 3010-3543 м). Наибольший дебит нефти – 28,7 м³/сутки (6 мм штуцер). Во второй скважине были зафиксированы лишь вода с нефтью и незначительные периодические притоки нефти. Коллектор порово-трещинный, по площади не выдержанный.

Западно-Сахалинский район (тип разреза VI)

Миоценовые отложения Западного Сахалина представлены мощной вулканогенно-осадочной толщей, в разрезе которой отмечены два крупных кремнистых интервала. Нижний интервал (холмская свита, нижний-средний миоцен) – повсеместно распространенная в прогибе монотонная толща мелкозернистых кремнистых туфоалевролитов с прослоями и пачками мелкозернистых туфопесчаников, пепловых туфов и туффитов дацитового состава, мощностью 500-1500 м. Отмечаются прослои опок и опоковидных алевролитов. Основной компонент разреза – кремнистые туфоалевролиты – сложены алевритовыми «рогульками» окремненного стекла, погруженными в пелитоморфную глинисто-кремнистую массу. Свободный кремнезем этих пород представлен кварцевой модификацией; в опоках и опоковидных алевролитах – опалом.

Характерной текстурной особенностью отложений холмской свиты является ее мелкая изоклинальная складчатость, свидетельствующая о подводном оползании слабо консолидированного осадка. Отложения свиты формировались в пределах обширного глубокого шельфа и, возможно, в верхней части континентального склона в период максимального господства морского бассейна.

Верхний интервал (маруямская свита, верхний миоцен) представлен мелководно-морской туфодиатомитовой толщей, сложенной песчанистыми и алевритистыми туфодиатомитами, аргиллитами и песчаниками с достаточно обильными остатками диатомей. В верхней части формации песчаники образуют крупные пачки мощностью до 600 м, а туфодиатомиты представлены только песчаными разностями. Отмечаются прослои лигнитов, битая ракуша, ракушечники. Мощность толщи свыше 3000 м. Для этой толщи характерны: органогенная структура основных типов пород и опаловая модификация кремнезема; значительная роль пирокластического (преимущественно витрокластического) материала; мелководно-морской и литоральный характер отложений.

Охотско-Западно-Камчатский регион (тип разреза VII) характеризуется преобладанием в разрезе кремнистых отложений. В акватории района широкое развитие кремнистых отложений прогнозируется как по характеру волновой картины в зонах протяженных и контрастных отражений, так и по наличию секущих напластования пород ОГ, фиксирующих смену опаловой фазы кремнезема (опал-А) на опал-кристобалитовую (рис. 2.6). В регионе наиболее изучен Северо-Охотский бассейн (район VII), для которого свойственно значительное преобладание биоморфных кремнистых отложений – опок, опоковидных пород с углями, диатомитов и грубообломочных диатомитов (рис. 3.5). Во вскрытом скважинами интервале на суше Западной Камчатки миоценовая часть разреза сложена сходными с магаданскими биоморфными породами, «засоренными» песчаным и гравийным материалом с растительным детритом. Подстилающая олигоценовая-нижнемиоценовая толща – однообразный комплекс глинисто-кремнистых пород.

Вскрытый разрез кайнозойских отложений в целом характеризуется невысокими значениями отражательной способности витринита и максимальных температур, полученных в результате пиролиза слагающих разрез пород. Имеющиесяся данные, свидетельствующие о невысокой степени катагенетических преобразований ОВ кайнозойских толщ – достигающей градации МК₂ в палеогеновых терригенных отложениях.

В разрезе комплекса устанавливаются три минералогических зоны: аморфного опала (до 930 м); опал-кристобалита (930-1740 м) и кристаболита (ниже 1740 м).

Трансформация минералов кремнезема сопровождается увеличением объемного веса пород, формированием глобулярных коллекторов в кристобалитовой зоне и образованием компетентных силицитов, способных к трещинообразованию.

Рис.3.5

3.2. Обоснование подсчетных параметров оценки ресурсов ув выделенных зон высокоёмких кремнистых коллекторов в осадочном чехле Охотского моря

Учитывая установленную однотипность выделенных в Охотском море перспективных районов с калифорнийскими НГБ основным методом оценки ресурсов принят метод сравнительных геологических аналогий, который предусматривает перенесение в той или иной мере удельных плотностей ресурсов УВ хорошо изученного однотипного НГБ на рассматриваемый регион /16/.

Учитывая исключительную изученность и разнообразие коллекторских свойств кремнистых отложений и трудности сопоставления разрезов сравниваемых бассейнов, при ресурсно-сравнительном анализе, предпочтение отдано сравнению ресурсов зон установленного (Калифорния) и возможного (Охотское море) нефтегазонакопления. Это тем более оправдано, что ресурсы УВ в зонах-эталонах хорошо разведаны и определены только начальными запасами месторождений.

Основные параметры зон-эталонов:

• суммарные начальные запасы месторождений (накопленная добыча и запасы нефти и газа) всех месторождений зоны;

• площадь зоны;

• удельная плотность извлекаемых ресурсов (запасов) нефти и газа на единицу площади зоны.

Наислабейшим звеном такого анализа является определение степени схожести сравниваемых объектов – выбора коэффициента аналогии. Здесь присутствует элемент условности. Практически для всех зон Охотского моря он принят на уровне 0,5. Более низкий коэффициент практически уничтожает аналогию.

Выбранная методика более объективно отображает оценку нефтегазового потенциала кремнистых толщ Охотского моря и отвечает основной цели настоящей работы: оценить ресурсы УВ зон высокоемких коллекторов в кайнозойских кремнистых отложениях Охотского моря.

Выполненный анализ охотоморских бассейнов, перспективных на присутствие высокоемких кремнистых резервуаров, а также анализ калифорнийских НГБ с месторождениями в кремнистых отложениях показал, что расчет ресурсов на основе калифорнийских эталонов возможен только для Пограничного бассейна, Колпаковско-Крутогорского региона Западно-Камчатского бассейна, Северо-Охотского бассейна и, в меньшей степени, для Восточно-Шмидтовского района Северо-Сахалинского бассейна. Причем для Восточно-Шмидтовского (турбидитового) региона в связи с отсутствием четких границ возможного нефтегазонакопления применен другой принцип оценки – по удельным плотностям территорий с турбидитовым осадконакоплением.

3.3. Расчет удельных плотностей ресурсов ув в эталонных участках калифорнийских нгб

Бассейн Санта Мария

Бассейн Санта Мария – область калифорнийского берегового пояса, ограниченная с севера и северо-востока разломами Насименто и Санта-Денец и на западе - Тихим океаном. Бассейн интенсивно эксплуатируется в течение последних 90 лет. Пятнадцать рентабельных нефтяных месторождений, из которых на начало 1986 года было добыто 798 млн т нефти и 796 млрд т попутного газа, были открыты между 1902 и 1952 годами. В последующие годы значительных месторождений открыто не было. Площади распространения и объем среднемиоцен-плиоценовых отложений составляют 4400 км² и 4600 км³, соответственно. Нефть добывается из трещиноватых силицитов средне-верхнемиоценовой формации монтерей и песчаных пластов среднего миоцена и плиоцена. 75% добытой нефти получено из отложений формации монтерей и, как минимум, 80% этой нефти генерировано этой же формацией. Более 95% суммарной добычи нефти получено из месторождений центральной части бассейна в антиклинальных или стратиграфических ловушках.

В перделах бассейна Санта Мария выделен неогеновый плэй, основная продуктивность которого связана с кремнистыми отложениями (порцелланитами и кремнями) формации монтерей и составляет 88%. Площадь неогенового плэя – 4351 км², объем неогеновых отложений – 4600 км³ [Petroleum exploration]. Удельная плотность ресурсов неогенового плэя составляет 42 тыс. т/км² и 39,6 тыс. т/км³. Площадная и объемная удельная плотности ресурсов УВ в отложениях формации монтерей оцениваются в 36,8 тыс. т/км² и 232,3 тыс. т/км³ (табл. 3.1). Крупнейшие месторождения плэя – Санта Мария Вэлли – около 33 млн т н.э. извлекаемых запасов, и Кат Каньон – 46 млн т н.э.

В бассейне выделяются 3 зоны нефтегазонакопления, содержащие УВ в кремнистых толщах (табл. 3.2).

Таблица 3.1.

Оценка удельных плотностей ресурсов УВ неогеновых и средне-верхнемиоценовых отложенийх. Бассейн Санта-Мария

Отложения	НСР, млн т	Площадь, км^2	Удельная плотность, тыс. т/км^2	Объем отложений, км^3	Удельная плотность, тыс. т/км^3
неогеновые	182,15	4351	42	4600	39,6
средне-верхне-миоценовые	160,3	4351	36,8	690	232,3

Таблица 3.2.

Характеристика эталонных зон нефтегазонакопления бассейна Санта Мария

Зона нефтегазонакопления	Начальные извлекаемые запасы, млн т	Площадь зоны, км^2	Удельная плотность извлекаемых запасов, тыс. т/км^2	Крупнейшее месторождение зоны	Нефть/газ
Санта Мария Валли	41	690	59	Санта Мария Валли, 33 млн.т	Нефть – 84%
Оркитт	82	1271	64	Кат Каньон, 46 млн.т	Нефть
Ломпок	7	751	9	Ломпок, 6,6 млн.т	Нефть
Итого	130	2712	50

Бассейн Вентура-Санта-Барбара

Бассейн Вентура-Санта-Барбара расположен в южной Калифорнии, на суше включает зрелый НГБ Вентура, первое месторождение в котором было открыто в 1861 году, и недостаточно изученную шельфовую часть – Санта Барбара Ченнэл. На суше бассейн ограничен разломами Санта Енец и Биг Пэйн на севере, на востоке – разломом Сан Габриел, с юга разломной зоной Малибу Коаст – Санта Моника; его западная шельфовая часть на севере ограничена разломом Санта Енец, островами Ченнэл – на юге – и Пойнт Консепшен и Сан Мигель – на западе.

Суша бассейна (НГБ Вентура) является нефтедобывающим районом уже в течение более чем ста лет. Основным продуктивным интервалом здесь служат плиоцен-плейстоценовые песчаные отложения, кремнистые миоценовые горизонты на суше нефтеносны в мелких нерентабельных месторождениях (извлекаемые запасы нефти менее 0,16 млн т.) (рис. 3.6А, рис. 3.6Б). Основной перспективный район на суше бассейна, неразведанные геологические ресурсы которого оцениваются в 400 млн т. н.э. – «Окснард шельф». Однако, главные перспективы бассейна на обнаружение месторождений нефти в средне-верхнемиоценовых силицитах связаны с его акваториальной частью – Санта

Рис.3.6А

Рис.3.6Б

Барбара Ченнэл, где уже открыты крупные месторождения (Хондо, Пескадо, Сакате) с извлекаемыми запасами, превышающими 200 млн. баррелей каждые (более 30 млн т.) и известны многочисленные неразведанные залежи.

Характерной чертой строения средне-верхнемиоценовых отложений является широкое развитие в кремнистых толщах отложений турбидитовых потоков, распространяющихся в западном и северо-западном направлениях. Эти песчаные слои продуктивны на суше бассейна и в восточной части его акватории. Кроме того, для среднемиоценового времени в пределах бассейна характерна интенсивная вулканическая деятельность; в бассейне широко распространены пласты эффузивов, в кремнистых отложениях – продукты эксплозии. Известно небольшое нефтяное месторождение – Конего, залегающее в эффузивах.

В бассейне выделяются два неогеновых плэя, связанных со средне-верхнемиоценовыми кремнистыми отложениями: первый - в силицитах формации монтерей, второй – в кремнистых (формация монтерей), вулканогенно-кремнисто-глинистых (формация топанга)отложениях и турбидитовых песчаниках (формация модело).

Площадь средне-верхнемиоценового силицитового плэя 4532 км². Плэй охватывает преимущественно акваториальную часть бассейна. Объем кремнистых и глинисто-кремнистых отложений формации монтерей – 4142 км³, удельные плотности УВ ресурсов составляют 54,9 тыс. т/км² и 58,2 тыс. т/км³ (табл.3.3). Наиболее крупное месторождение в пределах плэя – Хондо – 32 млн. т. н.э. извлекаемых УВ.

Таблица 3.3