Раздельный прогноз зон газа, газоконденсата и нефти юго-востока Туранской плиты на основе геотермобарических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, кандидат геолого-минералогических наук Абдулхаким Али Ахмед аль-Хамеди

• Абдулхаким Али Ахмед аль-Хамеди
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Абдулхаким Али Ахмед аль-Хамеди

Введение.

Глава 1. Основные черты геотектонического строения и развития юго-восточной части Туранской плиты.

1.1. Литолого-фациальный состав формаций.

1.2. Геодинамическая модель строения Туранской плиты с позиций глобальной тектоники.

1.3. Геотектоническое районирование, палеогеография и палеотектоника.

Глава 2. Нефтегазоносность осадочных отложений платформенной структуры.

2.1. История развития поисково-разведочных работ на нефть и газ.

2.2. Особенности распределения залежей газа, газоконденсата и нефти в разрезе осадочных отложений.

Нефтегазоносные комплексы.

2.3. Нефтегазоносность осадочных отложений и закономерности размещения месторождений в пределах крупных геоструктурных элементов.

Глава 3. Фазовая зональность углеводородов Туранской плиты.

3.1. Термобарические условия.

3.2. Вертикальная фазовая зональность углеводородов.

3.3. Пространственная фазовая зональность углеводородов.

Глава 4. Закономерности образования и размещения газоконденсатных скоплений на востоке Туранской плиты.

4.1. Генетические типы газоконденсатных скоплений.

4.2. Размещение газоконденсатных скоплений в пространстве по генетическим типам.

Глава 5. Перспективы выявления жидких углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Раздельный прогноз зон газа, газоконденсата и нефти юго-востока Туранской плиты на основе геотермобарических исследований»

Актуальность работы. Изучаемая Туранская плита включает

Восточную Туркмению и частично Западный Узбекистан. К настоящему времени в регионе открыт целый ряд крупнейших месторождений газа и газоконденсата (Даулетабад-Донмез, Шатлык и др.), что позволяет ему занять по добыче газа ведущее место в мире. Из недр Восточной

Туркмении извлечено более 1 трлн.м3 газа, а текущие разведанные запасы

1 з составляют около 3 трлн.м .

В связи с проектированием гигантских трансконтинентальных газопроводов Туркменистан-Турция-Европа и Туркменистан-Пакистан возникает необходимость дальнейшего расширения сырьевой базы газодобывающей промышленности этого региона. Вместе с тем в последние годы темпы прироста запасов газа на данной территории заметно замедлились и они значительно меньше объемов добычи, что неуклонно снижает ее обеспеченность разведанными запасами.

Разведанные запасы газа юго-восточной части Туранской плиты распределены по разрезу осадочного чехла неравномерно. Так, 80% запасов газа региона связано с неокомским комплексом нижнего мела (шатлыкский горизонт). Степень разведанности суммарных начальных ресурсов верхнеюрских отложений не превышает 15%.

На современной стадии изученности платформенная часть Туркмении относится к газоносной, о чем свидетельствуют многочисленные месторождения природного газа. Однако на возможность открытия значительных скоплений жидких углеводородов, и прежде всего в верхнеюрских карбонатных отложениях, указывают установленные разномасштабные притоки нефти и нефтепроявления на целом ряде площадей в различных частях Амударьинской синеклизы.

Эффективность поисково-разведочных работ на газ и нефть в восточной части Туранской плиты возможно лишь на основе научно-обоснованного определения первоочередных объектов для приращения запасов газа и нефти. Поэтому одной из основных актуальных проблем на Востоке Туранской плиты является раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности.

Цели исследований. Выявление основных закономерностей формирования вертикальной и пространственной фазовой зональности углеводородов в пределах юго-восточной части Туранской плиты на основании комплексного изучения палеотектонических, палеогеографических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью дифференцированной оценки перспектив нефте- и газоносности недр региона.

Задачи исследований.

1. Изучение основных черт геотектонического строения и развития юго-восточной части Туранской плиты.

2. Выделение формаций. Анализ палеогеографических и палеотектонических условий их образования.

3. Выявление термобарических факторов влияющих на формирования вертикальной и пространственной фазовой зональности углеводородов Туранской плиты.

4. Оценка перспектив открытия жидких углеводородов в недрах изучаемого региона по результатам прогноза фазовой зональности углеводородов.

Научная новизна,

- Изучена вертикальная и пространственная фазовая зональность углеводородов юго-восточной части Туранской плиты, с целью раздельного прогноза газа, газоконденсата и нефти.

- Представлена схема размещения в пространстве газоконденсатных скоплений различного генетического типа.

- Проведены комплексные исследования, на основе которых дано научно-обоснованное прогнозирование жидких углеводородов в недрах Востока Туранской плиты.

Фактический материал. Диссертация написана по материалам «Отраслевой геохимической лаборатории кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина» и «Туркменгеологии», а также с использованием опубликованных литературных данных.

Практическая ценность работы. Реализация научно-обоснованных выводов по оценке перспектив нефте- и газоносности, целенаправленные раздельные поиски и разведка газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений позволит в значительной степени снизить финансовые затраты.

Открытие жидких углеводородов в Восточной Туркмении значительно повысит топливно-энергетический потенциал этой страны.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы страниц машинописного текста, 'таблиц, 18 рисунков. Библиография включает 28 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Абдулхаким Али Ахмед аль-Хамеди

выводы подтверждаются данными по углеводородному составу конденсатов юрских и меловых отложений.

Небольшая зона первичных газоконденсатов верхней термобарической мегазоны (I-П) наблюдается в западной части Мургабской впадины в нижнемеловых отложениях (шатлыкский горизонт) (м-ния Шатлык, Моллокер, Шоркель). Характерной особенностью данной зоны является ее размещение на стыке двух крупных геоструктурных элементов - Мургабской впадины и Предкопетдагского прогиба. В связи с этим температуры здесь более низкие, чем в центральной части впадины. Залежи газоконденсатов залегают на глубинах 3,3-2,8км, современные пластовые температуры составляют 137-145°С, Кс=1,0 (см. рис.16). Палеотемпературы несколько выше и составляют 140-150°С, геологическое время их нарастания 80-100млн.лет. В этих условиях могли генерироваться первичные резко превращенные газоконденсаты группы В, которая отличается очень низким содержанием конденсата, не более 1% по отношению к газу.

Первичные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны (Н-П) широко распространены на Туранской плите. Они сосредоточены в южной части Мургабской впадины, в районе сочленения ее с Предкопетдагским прогибом и в восточной части самого прогиба, а также на Бадхыз-Карабильской ступени и в южной половине Багаджинской ступени.

В разрезе они наблюдаются в диапазоне глубин 2,8-4,7км и приурочены к большому числу стратиграфических подразделений готерив, валанжин, баррем, титон, келловей, оксфорд, нижняя и средняя юра).

В пространстве Мургабской впадины зона первичных газоконденсатов верхней термобарической мегазоны (м-ния Шатлык, Моллокер, Шаркель) постепенно переходит в зону первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны (м-ния Шатлык-западный, Теджен, Вост. Теджен, Чаача). Глубина залегания продуктивного шатлыкского горизонта здесь составляет 3,6-4,1км. Температуры пластовые, также как и в верхней термобарической мегазоне, не превышает 147°С, но коэффициенты сверхгидростатичности (IQ) возрастают от 1,1 до 1,2 (см. рис.16). В соответствии с методикой раздельного прогноза УВ в недрах (В.И.Ермолкин и Е.И.Сорокова, 1986, 1989, 1998) - это условия образования и размещения превращенных и резко превращенных первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны (см. рис.9).

На северо-восточном борту Предкопетдагского прогиба наблюдаются аналогичные термобарические условия распределения газоконденсатных залежей. На месторождении Вост. Кумбет залежи газоконденсата выявлены в валанжинских отложениях нижнего мела и титонских отложениях верхней юры. Глубина залегания их составляет соответственно - 4,2; 4,3км, Т°С - 135; 136, а Кс - 1,1; 1,15. Это безусловно термобарические параметры первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны.

Несколько иная термобарическая обстановка образования и размещения первичных газоконденсатов нижней термобарической мегазоны господствует на Бадхыз-Карабильской ступени. Продуктивные горизонты нижнего мела находятся на более высоком гипсометрическом уровне, чем в Мургабской впадине и Предкопетдагском прогибе (см. рис.16). На месторождении Карабиль глубина погружения готеривских отложений нижнего мела не превышает 2,2км. На южном блоке Даулетабада, на Шоргеле и Арнаклыче они опущены на глубины 3,0-3,3км. Температуры пластовые также ниже, чем в Мургабской впадине и не превышают 128°С. Напротив, коэффициенты сверхгидростатичности пластовых давлений несколько выше и достигают значений 1,2-1.3. В связи с этим первичные газоконденсаты здесь менее превращенные и относятся к группе А. В залежах возможны нефтяные оторочки.

Газоконденсаты южной части Бадхыз-Карабильской ступени (Чеменибид, Моргуновское) наблюдаются также в нижне-среднеюрских отложениях на глубинах 2,8-3,0км. Пластовые температуры составляют 136-137°С, a IQ не превышают 1,1-1,2. Это типичные первичные превращенные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны. Тоже самое можно сказать о газоконденсатах южной части Багаджинской ступени (см. рис.15, 16, 17).

Вторичные газоконденсаты верхней термобарической мегазоны (IB) тяготеют к Центрально-Каракумскому своду.

Развитие Центрально-Каракумского свода происходило на фоне восходящих движений. Мощность осадочного чехла в пределах свода не превышает 2000м. Максимальные темпы прогибания приходятся на меловой цикл. С апт-альбскими отложениями связаны концентрации УВ, главным образом газоконденсатные, которые оцениваются как средние.

Для апт-альбских отложений характерны благоприятные условия генерации УВ. Нефтегазоматеринские свиты апт-альбского возраста в центральной части свода были погружены всего лишь на 1,2км и максимально прогреты до 65°С. Длительность прогрева составила не более 15млн.лет.

На южном и юго-восточном погружении свода (м-ния Коюн, Курук и др., рис.П^^Эти же нефтегазоматеринские свиты залегают на глубинах 1,7-2,Окм. Палеотемпературы в них возрастают до 95°С, а время воздействия нарастающих температур на ОВ увеличивается от 15 до ЗОмлн.лет.

В соответствии с разработанными критериями фазовой зональности УВ для верхней термобарической мегазоны (см. рис.9) - это условия генерации низкотемпературного газа и начала генерации нефти.

Газоконденсатные залежи выявленные в аптских и альбских отложениях в пределах Центральной части Каракумского свода связаны с прямым испарением нефти в газ при низких пластовых давлениях, которые здесь зачастую ниже гидростатических. Кс колеблются от 0,71 до 0,99.

Конденсаты Центрально-Каракумского свода на 97% выкипают до 200°С. По групповому составу фракции н.к. - 150°С конденсаты можно отнести к метановому или нафтено-метановому типу с малым содержанием ароматики - не более 2-8%. Содержание ароматики во фракции н.к. - 200°С еще ниже - 2-3%. Групповой состав, низкое содержание ароматики, соотношение между н.алканами и изоалканами (0,8-1,2), позволяют отнести газовые конденсаты этого региона к группе вторичных газоконденсатов верхней термобарической мегазоны (см. рис.9, вторичные газоконденсаты I типа).

Вторичные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны (11В), возникшие благодаря растворению нефти в сжатом газе, размещаются в пределах Бешкентского прогиба и юго-восточной части Чарджоуской ступени.

Они приурочены к верхнеюрскому карбонатному рифогенному комплексу и залегают на глубинах 3,0-3,5км и 3,5-4,5км.

Характерной особенностью данной зоны являются высокие сверхгидростатические пластовые давления, которые появляются на глубинах 2,5км, а в интервале 3,0-4,0км достигают значений, которые можно оценить коэффициентом сверхгидростатичности Кс=1,65-2,0. При этом пластовые температуры относительно невелики 108-135°С (таблица 4). Появление высоких сверхгидростатических давлений связано с повышенной неотектонической активностью прогиба.

Сочетание относительно небольших температур и сверхгидростатических высоких пластовых давлений приводит к растворению жидких УВ в сжатом газе и образованию газоконденсатных залежей - вторичных, часто с нефтяной оторочкой. Причем, чем ниже температуры и выше коэффициенты сверхгидростатичности, тем меньше вероятность обнаружения газоконденсатных залежей с нефтяной оторочкой. Если температуры не превышают 116°С (м-ния Култак, Заварды, Аланское и др.), а Кс возрастают до 1,8-2,0, то это способствует полному растворению нефти в сжатых газах.

Заключение.

В результате проведенных исследований автором установлено:

- Туранская плита после полеозойского этапа в своем развитии претерпела две крупные стадии - платформенную и орогеническую.

- История платформенной структуры, изученная формационным анализом, свидетельствует о том, что наибольшая тектоническая активность приурочена к формированию юрских формаций, несколько слабее нижнемеловых. И совсем вялые, слабодифференцированные и неустойчивые движения характерны для формаций верхнего мела и палеогена.

- Этот вывод подтверждается геодинамической моделью строения Туранской плиты. В раннесреднеюрское время при формировании терригенно-угленосной формации начался глобальный раскол плиты и процесс интенсивного рифтогенеза, постепенно затухающего к концу байоса. В позднеюрское время (келловей-оксфорд) зоны раскола - ступени, блоки испытывают значительное погружение. Бассейн седиментации соединяется с Палеотетисом, который к этому времени достиг максимальных размеров, что способствовало формированию карбонатной формации.

В кимеридж-титонское время столкновение микроконтинентов привело к подъему восточных районов Средней Азии. Внутриконтинентальное море, расположенное в пределах Туранской плиты, значительно обмелело и сократило свои размеры. А изоляция его от Палеотетиса привела к засолонеиию и образованию сульфатно-галогенной формации.

В раннемеловое время (неоком) Палеотетис вновь проникает на территорию Туранской плиты главным образом в районе Копетдага и Предкопетдагского прогиба, благодаря чему формируется карбонатно-терригенная красноцветная формация. В позднем мелу океан Палеотетиса начинает сокращаться.

- Значительную роль в геотектоническом районировании Туранской плиты сыграли древние меридиональные глубинные разломы, которые являются частью планетарной Арало-Оманской рифтовой системы. Эта важнейшая шовная зона способствовала опусканию восточной части плиты и образованию Амударьинской синеклизы, и поднятию западной, которая представляет собой Центрально-Каракумский свод.

- Для юго-восточной части Туранской плиты характерна значительная концентрация крупных месторождений, составляющих 25% от общего числа открытий. На них приходится 90% начальных разведанных запасов газа. Около 97% всех запасов газа сосредоточено в Мургабской и Амударьинской впадинах.

- Почти 85% запасов газа связано с нижнемеловыми отложениями. На верхнеюрские комплексы приходится 15% запасов. Однако это не отвечает их истинному газонефтяному потенциалу, т.к. глубокие горизонты подсолевой юры еще не изучены бурением.

- Формирование и размещение углеводородных скоплений в пределах изучаемой территории происходит в двух термобарических мегазонах: верхней и нижней. Для верхней термобарической мегазоны характерны нормальные пластовые давления (Кс=1,0). Температуры колеблются от 60 до 110°С. Нижняя термобарическая мегазона характеризуется сверхгидростатическими пластовыми давлениями, которые возрастают от 1,1 до 2,0. Температуры составляют 120-170°С.

- Граница термобарических мегазон в разрезе проходит на различных гипсометрических уровнях в пределах отдельных геоструктурных элементов, что неразрывно связано с различной степенью активизации их в неоген-антропогеновый отрезок времени.

- Пространственная и вертикальная фазовая зональность УВ юго-востока Туранской плиты во многом зависит от того в какой термобарической мегазоне, верхней или нижней, происходило образование и размещение залежей нефти, газа и газоконденсата.

- В верхнеюрском нефтегазоносном комплексе выделяются газоконденсатная зона верхней и нижней термобарических мегазон; газоконденсатногазовая и газоконденсатнонефтяная зоны нижней термобарической мегазоны.

- В нижнемеловом нефтегазоносном комплексе развитием пользуются преимущественно газоконденсатные и газовые зоны как верхней, так и нижней термобарических мегазон.

- В пределах изучаемой территории преимущественным развитием пользуются газоконденсатные скопления, которые залегают в интервале глубин от 0,9 до 4,7 км и приурочены к большому числу стратиграфических подразделений от нижнесредней юры до апт-альба включительно. Соответственно этому образование и размещение газоконденсатов происходит в широком диапазоне температур и давлений.

- Термобарическое моделирование позволяет выявить ряд генетических типов газоконденсатов. Различают первичные и вторичные газоконденсаты. Первичные газоконденсаты - это самостоятельный продукт преобразования органического вещества. Вторичные газоконденсаты образуются в газонефтяной зоне благодаря воздействию вторичных факторов.

- Первичные и вторичные газоконденсаты подразделяются на генетические типы, разнообразие которых определяется формированием и размещением их в двух различных термобарических мегазонах: верхней и нижней.

- Первичные газоконденсаты верхней термобарической мегазоны генерируются в условиях нормальных пластовых давлений и температур, пороговые значения которых составляют 120-150°С. Первичные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны генерируются при более высоких температурах (120-180°С), но в условиях нарастающих сверхгидростатических давлений, где IQ составляют 1,1-1,5.

- Вторичные газоконденсаты верхней термобарической мегазоны образуются благодаря испарению нефти в газ, в связи с резким падением в газонефтяной зоне температур и давлений, которые зачастую ниже гидростатических, благодаря постоянному воздыманию территории.

Вторичные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны образуются за счет растворения нефти в сжатом газе в условиях быстрого нарастания в газонефтяной зоне сверхгидростатических пластовых давлений от 1,2 до 2,0, благодаря неотектонической активности региона. При этом температуры остаются относительно низкие - не более 135°С.

- В пространстве первичные газоконденсаты I типа (верхняя термобарическая мегазона) размещаются главным образом в северной части изучаемой плиты (Чарджоуекая, Беурдешикская, Бахардокская ступень, Зангузский прогиб).

Первичные газоконденсаты второго типа (нижняя термобарическая мегазона) распространены преимущественно в южной части плиты - в Предкопетдагском прогибе и на стыке его с Мургабской впадиной, а также на Бадхыз-Карабильской ступени. В Предкопетдагском прогибе и Мургабской впадине они залегают на больших глубинах (3,4-4,7км) и отличаются жесткими термобарическими параметрами (Т°С - 135-170; Кс -1Д-1,3).

- Вторичные газоконденсаты верхней термобарической мегазоны (I тип) сосредоточены в пределах Центрально-Каракумского свода. Вторичные газоконденсаты нижней термобарической мегазоны (П тип) приурочены к Бешкекскому прогибу и юго-восточной части Чарджоуской ступени. Для них характерны высокие сверхгидростатические пластовые давления (IQ - 1,52,0) и относительно низкие пластовые температуры (Тпл - 108-135°С).

Раздельное прогнозирование нефти, газа и газоконденсата позволяет предполагать, что перспективы выявления жидких углеводородов в юго-восточной части Туранской плиты достаточно высокие. По термобарическим параметрам прогнозируются две зоны нефтенакопления:

I - Мургабская (верхнеюрская), которая охватывает восточную часть одноименной впадины и сопредельные территории.

II - Бахардокская (верхнеюрская-нижнемеловая), приуроченная к западным частям Бахардокской моноклинали и Предкопетдагского прогиба.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Абдулхаким Али Ахмед аль-Хамеди, 2000 год

1. Амурский Г.И., Бондарева М.С., Соловьев Н.Н. Особенности сочленения Копетдага с предгорным прогибом// Геологическое строение и нефтегазоносность краевых прогибов. М.: Наука, 1980, с.204-207.

2. Бакиров А.А., Мальцева А.К. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М.: Недра, 1985,155с.

3. Вальбе С.П. К систематике структурных элементов зон сочленения эпигеосинклинальных складчатых поясов и платформ// Геологическое строение и нефтегазоносность краевых прогибов. М.: Наука, 1980, с.54-59.

4. Геолого-геохимические показатели размещения скоплений углеводородов восточной части Туранской плиты / В.И.Ермолкин,

5. A.С.Филин, Е.И.Сорокова и др. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986, 50с.

6. Геология и геодинамика нефтегазоносных территорий юга СССР /

7. B.С.Шейн, Т.Н.Куницкая, К.Н.Кравченко и др. М.: Недра, 1986, 232с. - Труды ВНИГНИ. - Вып. 255.

8. Геологическая основа и пути реализации перспектив газонефтеносности Бахардокского склона и Предкопетдагского прогиба / В.Н.Мелихов, В.С.Сибирев, М.А.Аширмамедов и др. Обзор информ. Серия нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ, 1987,49с.

9. Геология и геохимия нефти и газа: Учеб. Для вузов /А.А.Бакиров, М.В.Бордовская, В.И.Ермолкин и др. М.: Недра, 1993, 288с.

10. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. -М.: Недра, 1987, 232с.

11. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра, 1979,334с.

12. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И., Бобылева А.А. Раздельное количественное прогнозирование нефтеносности и газоносности. Учебное пособие. М.: МИНГ, 1986,114с.

13. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И. Фазовая зональность углеводородов в земной коре. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - (Обзор, информ. Серия «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»), 55 с.

14. Ермолкин В.И., Бобылева А.А., Сорокова Е.И. Геолого-геохимическая модель генетических типов газоконденсатов // Изв. АН СССР. Серия «Геологическая» 1989, №1, с.111-119.

15. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И., Голованова С.И. Раздельный прогноз нефте- и газоносности в глубокопогруженных пластах Юго-Восточной Туркмении. М.: Недра, «Геология нефти и газа» №9, 1991, с.5-10.

16. Закономерности размещения нефти и газа эпигерцинской платформы юга СССР, под редакцией А.А.Бакирова. Том I Средняя Азия. М.: Гостоптехиздат, 1963, с. 1-356.

17. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л.А.Польстер, Ю.А.Висковский, В.А.Николаенко и др. М.: Недра, 1984,199с.

18. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры. / В.И.Ермолкин, Э.А.Бакиров, Е.И.Сорокова, С.И.Голованова, Ю.В.Самсонов. М.: Недра, 1998, 317с.

19. Мальцева А.К., Крылов Н.А. Формационный анализ в нефтяной геологии. -М.: Недра, 1986, 183с.

20. Намиот А.Ю. Фазовое равновесие и добыча нефти. М.: Недра, 1976, 183с.

21. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник: Книга вторая. Азиатская часть СССР. -М.: Недра, 1987, с.116-145.

22. Пространственная фазовая зональность углеводородов в Предкопетдагском прогибе. / В.И.Ермолкин, Е.И.Сорокова, А.С.Филин, Н.Б.Шенгелия // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1989, Вып.8, с.1-4.

23. Старобинец И.С. Геохимия нефтей и газов Средней Азии. М.: Недра, 1966, с.3-96.

24. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.: Недра, 1986,200с.

25. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа: Учеб. для вузов, 3-е изд., дополн. и перераб. II А.А.Бакиров,

26. Фазовая зональность регионального нефтегазонакопления. В.И.Ермолкин., Е.И.Сорокова, А.С.Филин, А.А.Бобылева. -«Советская геология» №9,1985, с.21-32.

27. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. Учебник. М.: Изд-во МГУ, 1995,480с.

28. Юрские терригенные отложения Восточной Туркмении резерв поисков нефти и газа. А.К.Мальцева, Н.И.Громадина, Н.Е.Оводов и др. -М.: Наука, 1977,107с.

29. Схема пространственного размещения газоконденсатных зон различного генетического типа в юрских и меловых отложениях восточной части Туранской плиты.

30. Карта перспектив нефтеносности мезозойских отложений юго-восточной части Туранской плиты.