Геологическое изучение Таймыра. Исторический экскурс и современные достижения

В 1934 г. в Арктику была отправлена геологическая экспедиция в составе Л.П. Смирнова, А.П. Берзина и других, имевшая в своем распоряжении два буровых станка «Крелиус», пригодных для бурения скважин на глубину до 500 м. Участки буровых работ: Юрюнг-Тумусский, Чайдахский, Южно-Тигянский, Ильинско-Кожевниковский и Сындасский. Эта экспедиция подтвердила данные Емельянцева о наличии на Нордвике и в бухте Кожевникова признаков нефти.

В последующие полевые сезоны геологи заложили серию скважин, и в некоторых из них были получены признаки нефтеносности. В ноябре 1934 г. в Нордвик-Хатангском районе было начато бурение двух разведочных скважин, встретивших признаки нефти. В 1936 г. экспедиция Девяткина продолжила бурение одной из этих скважин до глубины 620 м, и в интервале 365-620 м было выявлено сильное нефтепроявление. В скважине 102-Р получен полупромышленный приток нефти [9].

В 1958 г. М.К. Калинко, обобщив многолетние (1933-1953 гг.) геолого-геофизические материалы и данные бурения, окончательно обосновал выделение Анабаро-Хатангской седловины как нефтегазоперспективного экологического объекта. Позднее здесь была установлена сильная дислоцированность мезозойских и пермских отложений седловины, выявлены соляные купола и многочисленные разрывные (преимущественно сбросовые) нарушения, закартированы Аратумский, Анабаро-Тигянский и другие валы, высказано предположение о перспективах нефтегазоносности п-ова Хара-Тумус.

Анабаро-Тигянский вал (70х20-25 км), представляет наибольший интерес, поскольку к нему приурочена большая часть газонефтяных скоплений и битумопроявлений (от нефтей до керитов). Всего в этом районе Арктики по данным геологического картирования, сейсморазведки и палеопостроений было обнаружено около 20 локальных структур.

В результате проведенных геологоразведочных работ на нефть и газ были открыты Нордвикское, Ильинско-Кожевниковское (Красноярский край), Южнотигянское и Чайдахское (Якутия) месторождения.

Обнаруженная нефть почти на 70% представлена тяжелыми фракциями; повышенной серностью, концентрацией смол и асфальтенов. Кроме того доля бензиновых фракций обычно не превышает 10-20%[3].

В 1936 г. для изучения нефтегазоносности Усть-Енисейской впадины была направлена Усть-Енисейская экспедиция во главе с геологом Николаем Гедройцем. В первый же полевой сезон в низовьях р. Енисей уже были обнаружены выходы природных горючих газов. Скважина 13-Р на Малохетской структуре вскрыла полупромышленную залежь газа (Н.А. Гедройц, И.П. Луганец, А.Г. Алексин и др.).

В 1939 г первые находки нефтебитумопроявлений в Туруханском районе (Ф.Т. Марков, Г.И. Кириченко, П.Г. Верхоланцев), бурение нефтепоисковой скважины в бассейне р. Сухая Тунгуска [9].

Наступившая война 1941-1945 гг несколько затормозила производимые исследования. Усть-Енисейская экспедиция в 1942 г. скважиной № 13-Р на Малохетской структуре вскрыла залежь газа, а затем в следующей скважине был получен приток нефти. Порадовали руководство Главсевморпути и геологи Нордвикской экспедиции, которые в скважине № 102-Р получили первый приток нефти на полуострове Таймыр.

В годы войны ведущий специалист Горно-геологического управления Николай Гедройц в одиночку пересмотрел и заново переосмыслил весь накопившийся к тому времени материал по нефти и газу Арктического региона. Весомым итогом этой его работы стали обобщённая оценка перспектив будущих геологоразведочных работ на нефть и газ на обширном пространстве от Европейского севера СССР до Северо-Востока страны и первая в истории обзорная карта сравнительных перспектив нефтегазоносности Советской Арктики в масштабе 1:2500000. А в 1950 г. он опубликовал монографию «Нефтегазоносность Советской Арктики», в которую вошли обзорные геологические очерки по отдельным регионам и были обоснованы принципы районирования территории Арктики по перспективам нефтегазоносности с учётом особенностей их геологического строения, степени изученности и наличия прямых признаков нефти и газа. Здесь же содержалось прозорливое предположение Николая Гедройца, что на материковом обрамлении Северного Ледовитого океана должны быть крупные нефтегазоносные бассейны, продолжающиеся на его шельфы: Западно-Cибирский, северная периферия которого расположена в юго-западной шельфовой части Kарского моря, и Печорский в шельфовой части Баренцева моря.

В 1964 г организованы безрезультативные Северная геологоразведочная (пос. Тея) и Южно-Пясинская нефтеразведочная (г. Норильск) экспедиции [9].

В ходе семилетней напряжённой работы специалистов геологоразведочного бурового треста «Ярославнефтегазразведка» было проведено масштабное геологическое изучение центральной и северо-западной территорий Европейской части России. Трестом было пробурено десять параметрических скважин на островах акваторий Баренцева и Карского морей. И вскоре надежды российских геологов оправдались, 8 марта 1982 г. из скважины № 1 на Песчаноозёрной площади на острове Колгуев в Баренцевом море с глубины 1 тыс. 972 м был получен первый в мире приток нефти в Арктическом регионе. При продолжении бурения на глубине 1558-1561 м 21 марта 1982 г. был получен ещё более мощный приток нефти и дебит скважины составил 144 т в сутки. А в следующем месяце были испытаны газовые объекты в этой скважине в интервалах 1476-1481 м и 1372-1374 м, из которых получены фонтанные притоки газового конденсата дебитом соответственно 27 м³ и 125 м³ в сутки. Специалисты тогда отмечали, что добытая нефть очень высокого качества и уникальна по своим свойствам, содержит минимальное количество солей, воды и механических примесей, отсутствуют парафин и сероводород, что позволяет её легко перерабатывать и получать высококачественные нефтепродукты. Открытие месторождения на острове Колгуев стало знаковым событием, подтвердившим предсказания учёных, что на шельфе Арктики находится новая крупная сырьевая база России, соизмеримая по своему потенциалу с прилегающими районами Западной Сибири и Европейского Севера.

Примерно в то же время (1976 г) молодой и энергичный Владимир Токарев возглавил слаборазвитый «Красноярскнефтегазоразведка» и предпринял попытки поиска нефти на материке. Геологи практически не верили в успех компании. Однако в результате модернизации технического оснащения и методик работы уже в 1977 г на скважине №9 был получен фонтан нефти дебитом 43,5 м³, а на Куюбинской скважине № 2 фонтан дебитом 135 м³. Получение промышленного фонтана на Куюмбе доказало большую перспективу Красноярского края в отношении нефтегазоносности. Открытие Дерябинского газового месторождения доказало большие перспективы севера края. Наметились крупнейшие нефтегазоносные провинции [9].

5.2 Исследование шельфового региона Таймыра

Шельфовая зона Северного Ледовитого океана давно привлекала внимание исследователей на пример существования углеводородных запасов. Однако низкая доступность региона, суровый климат и более низкая рентабельность разведки и добычи углеводородов сильно сдерживало его исследование. И только в последние годы с истощением разведанных запасов топлива, улучшением научно-технической базы и доступностью передовых технологий (спутниковый мониторинг, компьютерное моделирование) стало возможным более детальное исследование акваторий морей Северного Ледовитого океана.

Почти весь российский шельф располагается в холодных морях Северного Ледовитого океана и Охотского моря [7]. Его протяженность у берегов России составляет 21% всего шельфа Мирового океана. Около 70% его площади перспективны с точки зрения полезных ископаемых, в первую очередь нефти и газа. На шельфе содержится четверть наших запасов нефти и половина запасов газа (рис. 13). Распределены они следующим образом: Баренцево море -- 49%, Карское -- 35%, Охотское -- 15%. И лишь менее 1% находится в Балтийском море и на нашем участке Каспия. Разведанные запасы на шельфе Северного Ледовитого океана составляют 25% мировых запасов углеводородного сырья. Однако шельфы морей в среднем изучены всего на 7%, в то время как основные сухопутные нефтегазоносные регионы -- более чем на 50%. Поэтому специалисты могут говорить только о потенциальных шельфовых запасах.

Интересно, что море Лаптевых, не отмеченное в работе 2006 года, как перспективное на содержание залежей нефти [7], уже в 2010 году приковал пристальное внимание геологов [8].



Рисунок - 13 Расположение границ существующих и предполагаемых нефтегазоносных провинций России

Исходя из результатов моделирования [8] авторами осуществлено нефтегазогеологическое районирование шельфа. В его пределах выделены Западно-Лаптевская, Центрально-Лаптевская, Анисинская, Омолойская и Восточно-Лаптевская потенциально нефтегазоносные области (ПНГО) и ПНГО континентального склона (за бровкой шельфа). При этом наибольшие перспективы связываются с Западно-Лаптевской и Центрально-Лаптевской ПНГО, расположенными вблизи крупных очагов генерации углеводородов и характеризующимися значительными толщинами осадочного чехла. ПНГО континентального склона, Анисинская и Омолойская ПНГО представляют значительный интерес для поисков залежей нефти и газа, однако требуют существенного доизучения. Восточно-Лаптевская область оценивается как малоперспективная. По результатам сопоставления выполненной авторами оценки ресурсов с оценкой МПР можно отметить, что МПР несколько недооценена нефтяная составляющая за счет неучета УВ-потенциала пермско-нижнемелового комплекса.

6. Газовые месторождения Таймыра

6.1 Месторождения Хатангско-Вилюйской НГП

Территория Красноярского края, включающая Енисей-Хатангский региональный прогиб и Анабаро-Хатангскую седловину относятся к Хатангской-Вилюской НГП. Площадь перспективный земель данной НГО составляет 315 тыс. км². Нефтепоисковые работы здесь начались в 1930-е годы, и к началу 1950-х были открыты три небольших месторождения нефти. Широко развернувшиеся в 1960-80-х годах геологоразведочные работы привели к открытию нефтяногоПайяхского и 13 газоконденсатных месторождений. Суммарные извлекаемые запасы НГО оцениваются в 33,5 миллионов тонн нефти, 450 миллиардов кубометров газа и 17 миллионов тонн конденсата [9].

Мессояхское газовое месторождение

В начале 60-х годов тепловые станции Норильского промышленного района, в больших количествах потребляющие уголь и дизельное топливо, оказались крайне невыгодны - Норильский горно-металлургический комбинат и город «задыхались» от дороговизны подземной добычи угля. Энергетический голод заставил ускоренными темпами решать вопрос о дополнительных и стабильных источниках энергии. Февраль 1966 года - в 250 километрах от Норильска было разведано Мессояхское газовое месторождение. Март 1967 года - на Мессояхской площади из скважины с глубины 815 м, пробуренной буровиками Семёновской партии Красноярской конторы бурения, был получен первый промышленный приток газа. Принято решение начать проектирование и строительство газопровода.

Декабрь 1969 года - строительство газопровода в Заполярье в рекордно короткие сроки завершено.

Это событие положило начало развитию газовой промышленности на Таймыре. Месторождение сводовое, массивное. Газовая, частично газогидратная, залежь приурочена к меловым пескам и песчаникам толщиной 10-16 м. Минимальная глубина до кровли - 800 м. Газ преимущественно метановый. Присутствует небольшое количество тяжелой нефти. Эксплуатируется с 1969 г. Пробурено 49 эксплуатационных скважин. Начальные запасы - около 44 миллиардов кубометров, текущие - 9 миллиардов кубометров.

С открытия Мессояхского месторождения началось решение энергетической проблемы Норильского промышленного района. Перевод на газообеспечение комбината позволил прекратить дорогостоящую подземную добычу угля.

Пеляткинское газоконденсатное месторождение

В 1969 году, практически следом за Мессояхским месторождением было открыто Пеляткинское месторождение газа. Дальнейшее его разработка была заморожена ввиду отсутствия острой необходимости. И только в 1995 году экспедиция глубокого бурения ОАО «Норильскгазпром» начала разработку Пеляткинского газоконденсатного месторождения. А в апреле 1999 года - на Пелятке был зажжен первый факел. Газ Пелятки позволит решить проблему газоснабжения территории на несколько десятилетий нового века.

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему Танамскую террасу. Месторождение сводовое, многозалежное (выявлено 5 залежей), пластово-массивное. Продуктивными являются песчаные пласты мелового возраста толщиной от 4 до 12,5 м. Газ преимущественно метановый. Начальные балансовые запасы газа -156 миллиардов кубометров, конденсата - около 12 миллионов тонн. В 1995 г. начато эксплуатационное бурение месторождения [9].

Северо-Соленинское газоконденсатное Месторождение

Открыто в 1969 г. Однако его промышленная разработка и эксплуатация началась только в 1983 году.

Приурочено к одноименному поднятию, осложняющему Соленинско-Мессояхский вал. Многозалежное (выявлено 7 залежей), сводовое, пластовое, пластово-массивное. Продуктивность связана с песчаниками мелового возраста. Эффективная толщина пластов от 6 до 26 м. Минимальная глубина до кровли верхней залежи 1439 м. Слабые притоки газа получены также из песчано-алевритовых пластов средней юры. Газ преимущественно метановый. Эксплуатируется с 1983 года. Начальные балансовые запасы газа - 114 миллиардов кубометров, конденсата - около 2 миллионов тонн. В 1974 г. месторождение подготовлено к разработке и в 1983 введено в эксплуатацию НГП «Норильскгазпром».

Рисунок 14 - Месторождения Хатангско-Вилюйской НГП

Дерябинское газоконденсатное месторождение

Открыто в 1976 г. Приурочено к одноименному поднятию, осложняющему Дерябинский выступ Южно-Таймырской моноклинали. Месторождение многозалежное (выявлены 4 залежи), сводовое, литологическое, среднее по запасам. Установлена газоносность линзообразно залегающих песчаников нижнего мела. Минимальная глубина до верхнего пласта - 2550 м. Толщина пластов - 3-41 м. Газ метановый. Балансовые запасы свободного газа - 55 миллиардов кубометров, конденсата - 3,5 миллиона тонн. Подготовлено к разработке.

Ушаковское газоконденсатное месторождение

Открыто в 1988 г. Приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему Танамскую террасу. Месторождение сводовое, многозалежное (выявлено 4), частично литологически ограниченное. Продуктивными являются песчаники нижнемелового возраста. Толщина продуктивных слоев от 7 до 55 м. Минимальная глубина верхней залежи - 2273 м. Газ преимущественно метановый. Балансовые запасы газа - 32 миллиарда кубометров.

Пайяхское нефтяное месторождение

Открыто в 1990 г. Приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему Восточно-Носковскую впадину. Месторождение присводовое, литологически ограниченное, однозалежное. Нефтеносность приурочена к песчаникам мелового возраста эффективное толщиной 8 м. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая [9].

6.2 Месторождения Западно-Сибирской НГП

Ванкорское газонефтяное месторождение

В 1971 году на реке Ванкор была забазирована сейсморазведочная партия, приступившая к отработке этой площади. Уже через год была выявлена нефтегазоносная структура. В 1988 году началось поисковое бурение, которое подтвердило наличие перспективного месторождения. В июле 2008 года на Западно-Лодочном месторождении Ванкорского блока была пробурена «сухая» скважина. 21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазоносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию.

Месторождение приурочено к одноименной антиклинали на Лодочном валу Надым-Тазовской синеклизы. Месторождение сводовое, многопластовое, крупное. Приурочено к юрским и меловым отложениям. Коллекторами служат песчаники. Минимальная глубина до верхнего продуктивного пласта-1014 м. Интервал нефтегазоносности--1014-2270 м. Нефть малосернистая, малосмолистая, парафинистая. Газ преимущественно метановый. Извлекаемые балансовые запасы нефти оценивались на уровне 90 миллионов тонн, газа - 62 миллиардов кубометров.С 2003 г. находится в недропользовании ЗАО «Ванкорнефть» (НК «Роснефть»). За это время извлекаемые запасы увеличены до 515 миллионов тонн. Начало промышленной добычи планируется на середину 2009 г.

Лодочное нефтегазоконденсатное месторождение

Открыто в 1984 г. Приурочено к одноименной антиклинали на лодочном валу Надым-Тазовской синеклизы. Месторождение крупное, сводовое, многопластовое (Рисунок 15). Приурочено к юрским и меловым отложениям. Коллекторами служат песчаники. Минимальная глубина до верхней залежи - 1752 м. Толщина пластов о 2,8 до 47 м. Нефть малосернистая, малосмолистая, малопарафинистая. Газ преимущественно метановый. Извлекаемые балансовые запасы нефти оценены на уровне 43 миллионов тонн, свободного газа - 70 миллиардов кубометров, конденсата - 3,5 миллиона тонн [9].

Сузунское газоконденсатонефтяное месторождение

Газовая залежь открыта в 1972г., нефтяная в 1984 г. Приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему Сузунский вал Надым-Тазовской синеклизы. Месторождение сводовое, многопластовое. Установлена нефтегазоносность меловых отложений. Нефтяная залежь литологически ограниченная. Коллектор сложен песчаниками. Минимальная глубина до верхней газоконденсатной залежи - 2300 м, донефтяной - 2645 м. Толщина пластов от 10 до 55 м. Нефть малосернистая, малосмолистая, парафинистая. Газ преимущественно метановый. Извлекаемые балансовые запасы нефти оценены на уровне 43 миллионов тонн, газа - 18 миллиардов кубометров. Месторождение подготовлено к разработке [9].



Рисунок 15 - МесторожденияЗападно-Сибирской НГП

Тагульское газонефтяное месторождение

Открыто в 1987 г. Приурочено к одноименному поднятию, осложняющему Лодочный вал Надым-Тазовскойсинеклизы. Месторождение крупное, сводовое, многопластовое. Основные нефтегазоносные комплексы -юрский и меловой. Установлена продуктивность юрских отложений. Пласты коллектора сложены песчаниками. Минимальная глубина до кровли - 1149 м. Толщина пластов от 5 до 54 м. Газ преимущественно метановый. Нефть насыщена растворенным газом. Извлекаемые балансовые запасы нефти оценены на уровне 55 миллионов тонн, газа - на уровне 37 миллиардов кубометров [9].

Горчинское нефтегазовое месторождение

Открыто в 1990 г. Приурочено к одноименному поднятию, осложняющему юго-западную периклиналь Малохетского вала. Месторождение сводовое, многозалежное (выявлено 2 залежи). Продуктивными являются меловые отложения. Пласты коллектора сложены песчаниками. Минимальная глубина до кровли верхней (газововй) залежи - 788 м. Толщина пласта 7 м. Газ преимущественно метановый. Толщина нефтяного пласта 5 м. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая. Извлекаемые балансовые запасы нефти не подсчитывались. С 1991 г. законсервировано.

6. Золото Таймыра

На территории Красноярского края выявлены 305 месторождений и перспективных проявлений золота, относящиеся к различным формационным типам. Из них собственно коренных золоторудных 68, комплексных 3, россыпных месторождений - 234.

В настоящее время выделено 10 золотоносных и золото-платиноносных провинций (рисунок 16): Таймыро-Североземельская, Норильская (золото-платиноносные), Маймеча-Котуйская, Анабарская и Западно-Эвенкийская (потенциально золото-платиноносные), Енисейская, Восточно-Саянская, Кузнецко-Алатаусская, Западно-Саянская (зотоносные), и Южно-Эвенкийская (потенциально золотоносная). Из которых четыре золотоносных провинций полностью или частично находятся на территории Таймыра [10].

Рисунок - 16 Карта золотоносных провинций Красноярского края

Потенциал коренного золота локализован в Енисейской (51,3%), Норильской (38,5%), Восточно-Саянской (3,2%), Западно-Саянской (3%), Кузнецко-Алатаусской (3%) и в перспективных собственно золоторудных проявлениях Таймыро-Североземельской золотоносной провинции (6,1%). Россыпное золото в общем балансе составляет по запасам и ресурсам соответственно 7% и 5%.

Таймырско-Североземельская провинция

Таймырско-Североземельская провинция не изучена достаточно, содержит более 9% от ресурсов золота края. В южной части о. Большевик есть перспективные районы. Сырьевая база провинции оценивается в 45-50 т. Эксплуатацию россыпей ведут ООО "Рутений" ГГПЦАГРЭ, АОЗТ "Северная Земля", АО "Куларзолото", АО "Норильский комбинат" [10].

Проблема золотоносности Таймыро-Североземельского региона - Горный Таймыр и архипелаг Северная Земля, - получила свое начало и развитие в 1972 г, после того как Мингео СССР поддержало представление сотрудников Красноярского филиала СНИИГГиМС (с 1993 г. Красноярский НИИ геологии и минерального сырья) о высоких перспективах региона на золото. С тех пор по настоящее время усилиями геологов КНИИГиМС, НИИГА, ЦАГРЭ, НПО «Севморгеология», ПГО «Красноярскгеология», ЗКГРЭ и других, в пределах полуострова Таймыр и архипелага Северная Земля открыта новая Таймыро-Североземельская золотоносная провинция. Причем основной вклад в открытие данных месторождений и дислокаций золота внесли аэрографическое (1999-2008 г.г.) исследование территории и составление по ним геологической карты [11].

В ней установлены различные геолого-промышленные типы золотоносных объектов с оцененными запасами и прогнозными ресурсами металла, выявлен ряд площадей, рассматриваемых в качестве перспективных рудно-россыпных районов (узлов, полей), проведены металлогеническое районирование и общая оценка ресурсов рудного и россыпного золота, обоснованы направления геологоразведочных работ (А.И. Забияка, И.Д. Забияка, М.Н. Злобин, С.С. Сердюк, 1971-1997 гг.; М.А Крутоярский, Н.К. Шануренко, Б.С. Васильев, В.И. Фокин, В.А. Марковский, В.Г. Кузьмин, А.А. Макарьев, В.И. Лазуренко, В.А. Шатков, А.Г. Листков, 1972-1997 гг.; А А. Маркович, В.К. Ояберь, 1981-1997 гг.). Общими усилиями геологов различных научно-исследовательских и производственных организаций в относительно короткие сроки обоснована и оценена региональная рудная и россыпная золотоносность территории и из ее недр добыт первый металл.

Норильская провинция

Золото и платиноиды сосредоточены в комплексных сульфидных медно-никелевых рудах уникальных норильских месторождений. Месторождения Октябрьское, Талнахское. Норильск 1 и Кингашское дают стране в год около 4 т попутного золота России, что составляет 14% от добываемого в Красноярском крае [10].

Анабарская и Маймеча-Котуйская провинции

На начальной стадии исследования. В пределах Гулинского массива содержание золота до 25 г/т.

Заключение

На основании проведенного исследования, можно сделать следующий вывод: геологическая изученность Таймыра довольно низка, но имеет существенные экономические и геополитические перспективы. При этом основным сдерживающим фактором в исследовании и разработке полезных ископаемых Таймыра оказывается низкая развитость инфраструктуры (топливной, транспортной и муниципальной), наряду с условиями крайнего севера. Поэтому есть необходимость применения современного оборудования и технологий для полноценного, эффективного, низко затратного и экспрессного геологического исследования Таймыра.

Складчатая система Таймыра относится к палеозойским структурам Урало-Сибирского складчатого пояса. Северная часть Таймыра принадлежит к каледонской зоне. Строение Северо-Сибирской низменности сходно со строением гор Бырранга. Здесь преобладают поверхности трех типов. Древние моренные гряды и иные ледниковые образования, сформированные в среднем плейстоцене.

Список использованных источников

1. Ершова Э.Д. Геокриология СССР. Средняя Сибирь / Э.Д. Ершова. - Москва: Недра, 1989. - 414 с.

2. Пармузин Ю.П. Средняя Сибирь. Очерк природы / Ю.П. Пармузин. - Москва: Мысль, 1964. - 309 с.

3. Кинд Н.В. Антропоген Таймыра / Н.В. Кинд. - Москва: Наука, 1982. - 181с.

4. Пармузин Ю.П. Современные рельефообразующие процессы и генезис озерных котловин. Путоранская озерная провинция: ил. - Труды лимнологического института; том 20 (40) / Ю.П. Пармузин. - Новосибирск, 1975. - С. 64-97.

5. Anisimov M.A. The landscape-geobotanical characteristic of Levinson-Lessing Lake basin (Byrranga mountains, Central Taimyr): monograph / M.A. Anisimov, I.N. Pospelov // Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 1999. p. 307--327.

6. Поспелова Е.Б. Редкие виды сосудистых растений Государственного биосферного заповедника «Таймырский»: монография / Е.Б. Поспелова. - Красноярск, 2001. - С. 216-239.

7. Осадчий А. Нефть и газ Российского шельфа: оценки и прогнозы / А. Осадчий // Наука и жизнь. - 2006. - Т. 7. - С. 23-45.

8. Малышева Н.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики / Н.А. Малышева, В.В. Обметко, А.А. Бородулин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2010. - Т. 1. - С. 20-28.

9. Арчегов В.Б. История нефтегазогеологических работ на территории сибирской платформы и сопредельных структур / В.Б. Арчегов, В.А. Степанов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2009. - Т. 4. - С. 32-48.

10. Сердюк С.С. Золотоносные провинции Центральной Сибири: геология, минералогия и перспективы освоения: дис. док-ра геол.-минерал.наук: 25.00.11 / Сердюк Сергей Станиславович. - Красноярск, 2004. - 398 с.

11. НФ ВСЕГЕИ: Твердые полезные ископаемые, 2014.

12. Природа России. География, климат, ресурсы: Таймыр, 2013.

13. Единая государственная система информации: Геологическое строение полуострова Таймыр, 2007.

Размещено на Allbest.ru