Геологические условия формирования коллекторов месторождения Восточный Челекен в Туркменистане

По отдельным структурным материалам разных лет по кровле продуктивного горизонта VIII, хорошо изученного на Восточном Челекене, построена общая структурная карта (рисунок 11).

На основании этих структурных построений и результатов геологического моделирования месторождения Восточный Челекен сделан вывод о том, что основные перспективы нефгегазопостности Большой Челекенской структуры могут быть связаны с закономерностью площадного и глубинного распределения свойств пластов-коллекторов, в процессе моделирования месторождения Восточный Челекен.



Рисунок 11- Структурная карта по кровле VIII пачки месторождения Восточный Челекен (Мамедов, 2015)



Рисунок 12- Профиль по продуктивной VII пачки месторождения Восточный Челекен (Мамедов, 2015)

Данная закономерность предполагает распределение наилучших коллекторов основных продуктивных горизонтов в VII и VIII в виде своеобразного пояса песков, песчаников и алевритов, распространенного в периферийной части структуры (а не в центральной части структуры, как это ранее считалось) (рисунок 12), в определённом гипсометрическом диапазоне, и может являться ключевой к пониманию перспектив нефтегазоносности не только месторождения Восточный Челекен, но и Большой Челекенской структуры, а также других сопредельных структур Прибалханской зоны поднятий.

Предлагаемый подход к получению геолого-геофизических данных и к их использованию в процессе геологического моделирования позволил оперативно оценить строение залежей, коллекторские свойства и характер флюидонасыщения пластов-коллекторов на основе создания уточнённой, достоверной геологической модели изучаемого месторождения и обеспечил ускоренный ввод елабоизученного месторождения Восточный Челекен в разработку. Применённый подход позволит выявить закономерности геологического строения и перспективы нефтегазоносности изучаемого месторождения, актуальные для других недоразведанных и слабоизученных площадей региона, и может быть использован в процессе изучения и моделирования строения других месторождений.

3.3 Палеогеографические реконструкции бассейна осадконакопления

Палеогеографические условия осадконакопления восстановлены по данным бурения месторождения Восточный Челекен и керновых определений из разрезов скважин, начиная только с нижнемеловой эпохи.

Конец альба-начало позднемеловой эпохи связаны с колебательными движениями, приведшими к перерывам в осадконакоплении. В пределах горных сооружений юго-западного Туркменистана отложения верхнего мела играют существенную роль. На обширной территории Западно-Туркменской впадины (ЗТВ) они погребены под более молодыми осадочными толщами, под которыми они вскрыты единичными скважинами.

В Келькерском прогибе и на южном крыле Большебалханской мегантиклинали верхнемеловые отложения не установлены, что позволило дать основание прогнозировать отсутствие их и в разрезе месторождения Восточного Челекена, в связи с поднятием территории в верхнемеловой период.

В Прибалханской зоне верхний мел частично уцелел только на Гарадепе, на южных крыльях структур Сыртланлы, Боядаг, Гуйыджык, на северном крыле Монжыклинской складки. Во всех известных разрезах Прибалханской зоны мощность невелика и не превышает первых сотен метров.

Палеогеновый морской бассейн покрывал, по-видимому, всю территорию Западно-Туркменской впадины (ЗТВ) часть Западного-Копетдага. Однако трансгрессия была кратковременной. Потому, как в Восточном Прибалханье, на размытом маастрихте лежат несогласно, со стратиграфическим перерывом, отложения среднего эоцена, что фиксирует перерыв в осадконакоплении между мелом и эоценом.

В палеогене Восточный Челекен и Челекен были сушей, косвенным подтверждением этому служит отсутствие палеогеновых отложений в разрезах всех пробуренных скважин Келькерского прогиба, Гегерендаг-Экеремской зоны и на южном крыле Б.Балкана, расположенных к северу, в близости от площади Восточный Челекен. Кроме того, установлено отсутствие палеогеновых отложений в Гегерендаг-Экеремской зоне поднятий, где разрезы средне-верхнеплиоценовых отложений в ряду ложных структур (Чекичлер и др.) весьма схожи со структурами Восточного Челекена.

Конец палеогенового - начало неогенового времени связаны с проявлением одной из наиболее интенсивных фаз альпийского тектогенеза, коренным образом изменившей палеогеографическую обстановку. К этому времени относятся, фазы наиболее интенсивных процессов формирования горно складчатых сооружений, обрамляющих ЗТВ. Часть территории впадины также испытала подъем, повлекший за собой регрессию морского бассейна. Восточное Прибалханье совместно с большим, и малым Балканами и северной частью Западного Копетдага в результате подъема стало сушей. Миоценовый бассейн имел лишь локальное распространение в виде узких заливов и проливов. Так, его осадки установлены на северных погружениях складок Гумдаг и Монжыклы. В их разрезе установлены (по фауне) отложения сарматского и тарханского ярусов, то есть некоторых частей верхнего и среднего миоцена. Отмеченная стратиграфическая непоследовательность является либо результатом перерывов, либо следствие дизъюнктивной тектоники. После короткого континентального периода, что установлено по отсутствию в изученных разрезах Аладаг-Миссерианской и ряда площадей Гегерендаг-Экеремской зон нижнего, а иногда среднего миоцена, ЗТВ вновь погрузилась или покрылась трангрессией моря, с практически повсеместным накоплением осадков.

Граница понтического морского бассейна на севере ограничилась погружениями структур прибалканской зоны. Сушей продолжала оставаться континентальная часть территории Гегерендаг - Экеремской зоны (за исключением площади Бугдайлы). (рисунок 13).

В верхнемиоценовое время на территории ЗТВ, в результате регрессии миоценового моря, установился континентальный режим. Процессам денудации подвергались не только отложения миоцена, но наиболее гипсометрически поднятые участки, которые были размыты до отложений мела. Образовалась сложная по строению денудационно-тектоническая поверхность.

ЗТВ в раннеплиоценовое время была охвачена значительными опусканиями, в результате которых накапливалась мощная (3500 м) толща терригенных осадков с редкими прослойками хемогенно-карбонатных образований, в низах разреза на крайне южной (Чекичлер и др) и северо-западной (Челекен) частях территории. Толща формировалась за счет сноса обломочного материала (рисунок 14).



Рисунок 13 - Палеореконструкции бассейна осадконакопления в понте (по Попову, 2000)

В который период территория полуострова Челекена была сушей.

Верхний плиоцен состоит из сменяющихся морских, дельтовых и аллювиальных образований, которые являлись продуктами приноса реками Палеоамударьи, Палеоузбоя и денудации окружающих горных сооружений (рисунок15).

Отложения четвертичной системы в пределах ЗТВ имеют широкое площадное развитие с колеблющимися по площади региона мощностями, в разрезе которых участвуют, в основном, те же типы терригенных пород, что в разрезе красноцветной толщи.



Рисунок 14. Схема формирования коллекторов Восточного Челекена дельты палео-Узбоя в период накопление красноцветной толщи, территория была в районе палеодельт палео-Узбоя (Мамедов, 2015).

Рис.15. Палеореконструкция бассейна осадконакопления в акчагыле (верхний плиоцен) [Попов, 2000].

В период верхнего плиоцена полуостров Челекен был покрыт мелководным бассейнам, лагунного типа с накоплением терригенно-карбонатных пород.

ЗТВ на рубеже понтического и акчагыльского веков располагалась в зоне пересечения двух крупных областей прогибания: субширотного (более древнего) и субмеридионального (более молодого). Во время отложения продуктивной (красноцветной) толщи произошла смена субширотного прогибания субмеридиональным. Территория ЗТВ-тектонически активный регион, в котором широко развиты мутьевые потоки, принесшие огромные массы терригенного материала. В результате резкого падения уровня моря образовались мощные эрозионные долины прарек, берущих начало на востоке и севере. В долинах рек и на прилегающих участках скапливались мощные толщи принесенных пород различной степени отсортированности и окраски. Все это позволяет предложить вторичный характер красноцветной окраски пород восточного шельфа ЗТВ. Возможно, это и результат размыва пестроокрашенных пород Большого и Малого Балхана, Западного Копет-Дага и других регионов Туркмении, основной речной водной артерией которых служила палео-Узбой.

4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Трещинно-известняковый мальм-неокомский комплекс ЗТВ представлен, в основном, из карбонатных разностей пород с подчиненными значениями терригенных образований. Комплекс характеризуется прекрасными коллекторскими свойствами известняков, часто доломитизированных, рыхлых, слабо уплотненных, встречаясь как в разрезах естественных обнажений так и ряда глубоких скважин Прибалханского района с высокими значениями пористости до 24,0%. В тоже время чистые известняки верхней юры характеризуются весьма низкими значениями открытой пористости (Кп) (в среднем 4%), а доломитизированные известняки обладают весьма благоприятными показателями (Кп до 19% и более). В пределах Западной Туркмении, некоторыми параметрическими скважинами вскрыт досреднеплиоценовый разрез на площадях Монжуклы, Кумдаг, Каратепе, Боядат, Сыртланли, Кобек и др. (рис. 16.). На большинстве из них скважинами вскрыта лишь верхняя часть мелового разреза преимущественно глинисто-алевролитового состава. Основная же нефтегазоперспективная неокомско-верхнеюрская карбонатная толща, обладающая массивными трещинными резервуарами, на полную мощность вскрыта лишь в разрезе скв. 1 Даната. Отдельные пачки песчаников, алевролитов с хорошими коллекторскими свойствами, пористостью до 20 %, проницаемостью до 0,5 мкм² встречаются также и в породах верхнего апта и верхнего сеномана. Покрышками служат глины нижнего апта, турона, палеогена, мощность которых достигает 2000 м. Антиклинальные ловушки досреднеплиоценового комплекса имеют площадь в среднем 50 км², высоту 0,5-1 км, глубину залегания карбонатных пород неокома более 3 км [24].

Нижне-среднеюрская, апт-сеноманская и палеоген-миоценовая толщи, по данным О. В. Барташевич (1986), обладают значительным генерационным потенциалом. Содержание ОВ в них достигает 2,8 %, в породах нижнего плиоцена-верхнего палеогена-от 0,4 до 1,2 % [24].

Изучение палеогеотермической эволюции ОВ показало, что его созревание в юрских толщах происходило главным образом в мел-палеогеновое время, а в неогене-в период накопления мощных глинисто-алевролитовых толщ, являющихся покрышкой УВ, осуществлялась генерация газоконденсата.

В разрезе нижнего мела-верхней юры к югу от описываемого района, на территории Ирана, обнаружены крупные по запасам месторождения газа (Каратепе, Хангирен).

В досреднеплиоценовом разрезе выделяются три основных водонапорных комплекса (В. В. Колодий, А. В. Кудельский, 1981 г.), разделенных водоупорами: нижне-среднеюрский, верхнеюрско-неокомский, апт-сеноманский. Наиболее полно изучен последний. Ему свойственны затрудненный водообмен и бессульфатные хлоридно-натриевые воды с высокой минерализацией (10-30 г/кг), растворенными УВ-газами, концентрацией иода выше 430 мл/л, что принято считать признаком нефтегазоносности недр.

В досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении отмечены газопроявления и несколько нефтепроявлений в отложениях сеномана, альба (площади Куйляр, Сумбар, Каратепе) в виде примазок и пленок.

Нефть метано-нафтенового типа с большим содержанием асфальтенов. Наибольшее количество (несколько десятков) газопроявлений отмечено при бурении скважин в разрезе апт-сеноманского комплекса. Например, в скв. 3 на площади Западный Аладаг был получен приток газа дебитом 15 тыс. м³/сут из коллекторов альба. При бурении газопроявления отмечены в разрезе сенона и сеномана на площадях Сеиткардери, Терсакан и других, альба - Изаткули, юры-скв. 1 Даната и др. Естественные выходы горючих газов обнаружены в пределах Обойской, Чаалджинской, Казанджикской, Данатинской площадей. В составе газа преобладает метан (более 92 %). Его гомологи составляют 0,9 %, азот до 6 %. Можно сделать вывод, что досреднеплиоценовый разрез рассматриваемого региона содержит нефтематеринские толщи, обладает очагами генерации УВ и ловушками для нефти и газа, здесь отмечены нефте- и газопроявления [24].

Основная суть традиционной концепции разведки залежей нефти и газа в досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении заключалась в поисках брахиантиклинальных ловушек, расчлененных сбросами на блоки, т. е. антиклиналей, комформных со структурами плиоцена, где выявлены скопления УВ. На решение этой задачи были нацелены сейсморазведка и поисковое бурение. Однако за 20 лет поисков брахиантиклинали в доплиоценовом разрезе не были найдены. Напротив, бурением было установлено крутое залегание пород на крыльях (до 90°). Естественно, результаты сейсморазведки, нацеленной на поиски брахиантиклиналей, оказались неэффективными, так как таких структур не было. Брахиантиклинально-блоковый вариант строения ловушек для нефти и газа не подтвердился.

На территории Западной Туркмении изучен целый ряд самостоятельных нефтяных и нефтегазовых залежей в нижнекрасноцветных отложениях.

Тектоническое отражение в своеобразии пликативных и дизъюнктивных дислокаций, развитых в различных по возрасту комплексах осадочного чехла, неодинаковой стратиграфической представленности разрезов по территории и зональности литолого-фациального состава и коллекторских свойств осадков.В частности, происходили размывы значительной части (до 400-500 м) отложений красноцветной толщи и резкое сокращение мощностей осадков верхнего плиоцена в присводовой части Челекенской складки.

Открытая пористость рассматриваемых типов известняков изменяется в широких интервалах от 13,0 % до 24,3% [24].

На месторождении Челекен продуктивны отложения, потстилающие красноцветную толщу. Коллекторы нефти и газа красноцветных отложений характеризуются пористостью 16-28%, проницаемостью до 200мД, при этом отмечается уменьшение проницаемости с глубиной залегание пород [24].

Структура Восточный Челекен является юго-западной частью Прибалханской зоны антиклинальных поднятий. На структуре пробурено 16 скважин. Одиннадцать из них вскрыли продуктивные пласты пачки IXа и IXб, десять скважин при опробовании дали нефть, одна газ, четыре пластовую воду, одна ликвидирована из-за газонефтепроявления и еще одна из-за подъема уровня воды Каспийского моря.

Нефтегазоносные пласты пачек VIIIа, IXа, IXб, IXв относятся к отложениям котурдепинской свиты, регионально нефтегазоносные в Прибалханской зоне антиклинальных поднятий Юго-Западного Туркменистана. Продуктивные пласты образованы продельтовыми отложениями, и считаются не прерывными, хотя и разнятся по коллекторским свойствам.

Таблица 1 - Составы газа месторождения Челекен (Мамедов,2015)

Месторождения	Продуктивный горизонт	Плотностьть	Состав газа, % объем.
			CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12 +	CO2	N2
Челекен	VI	-	78,3	6,3	3,2	1,5	0,7	0,7	0,3
	V	-	89,5	5,4	2,1	1,4	0,7	0,25	0,1

В последние годы была выдвинута новая концепция поисков залежей нефти и газа, базирующаяся на плитотектонических представлениях (В. С. Шеин и др., 1983). Она заключалась в следующем. На большей части Южно-Каспийского бассейна в пределах Туркмении среднеплиоцен-четвертичный слабодислоцированный структурный этаж (углы падения пород на крыльях брахиантиклиналей 1-2°) подстилается не слабодеформированными автохтонными породами, как предполагалось ранее, а аллохтонным разрезом юры-низов нижнего плиоцена. Аллохтонный структурный этаж, в свою очередь, сбросами и сдвигами расчленен на блоки и подстилается мезозойско-нижнекайнозойским разрезом автохтонного залегания.

Преобладающей формой миграции УВ была, вероятно, латеральная из наиболее погруженных участков Южно-Каспийское впадины (ЮКВ). По большинству складок северо-восточные крылья более приподнятые по сравнению с юго-западными, и в этом же направлении отмечается смещение сводов по верхним горизонтам. В южном направлении увеличивается суммарная мощность песчаников, что облегчало прохождение миграционного потока УВ.

О миграции УВ из наиболее погруженных участков ЮКВ может свидетельствовать и определенное облегчение нефтей (снижение плотности, уменьшение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, увеличение выхода бензиновых фракций) в направлении погружения продуктивных горизонтов к центру ЮКВ. В том же направлении возрастает и степень заполнения ловушек газом, достигающая максимальных значений в наиболее погруженных структурах. Миграция УВ, вероятно, происходила в несколько этапов, что и обусловило различия физико-химических (но не генетических) параметров нефтей плиоценового комплекса Прибалханской зоны.

Процессы вертикальной миграции имели значительно меньшую масштабность, что подтверждается затуханием разрывных нарушений и ростом глинистости разреза с глубиной погружения продуктивных отложений. О затрудненности подтока УВ из глубокозалегающих горизонтов свидетельствует и наличие мощной толщи майкопских глин, играющих роль глубинного термоизолятора.

Отсутствие залежей по большинству структур в отложениях постплиоценового возраста (акчагыльский, апшеронский ярусы) объясняется отсутствием условий для сохранения залежей нефти.

5. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

При изучении месторождения Восточного Челекена выяснены условия формирования и структурно-фациальная зональность, проведено палеогеографическое обоснование, построены профили по скважинам месторождения. Составлена структурная карта по подошве продуктивного горизонта VII и VIII a. Дан прогноз распространения коллекторов в пределах площади, предполагается распределение наилучших коллекторов основных продуктивных горизонтов VII и VIII a в виде своеобразного пояса песков, песчаников и алевритов, распространенного в периферийной части структуры (а не в центральной части структуры, как это ранее считалось).

Выполнен анализ состояния и достоверности первичного геолого-геофизического материала по литературным научным геолого-геофизическим материалам, с целью решения поисковых задач и получения информации о нефтегазоносности перспективных отложений на изучаемой территории.

Изучено геологическое строение месторождении окружающих полуостров Челекен, пределах Южно-Туркменской впадины и Южно-Каспийской впадины.

По литературным данным проведен анализ геолого-геофизических материалов, при выполнения палеогеографических исследованиях. Построены палеогеографическая схема на конец формирование продуктивной красноцветной толщи, с указанием палеофациальных обстановок осадконакопления. Использовались ранние построения палеогеографических карт Восточного Паратетиса и акчагыльского бассейна.

Уточнено формирование коллекторов перспективных в нефтегазоносном отношении зон, участков и объектов пределах изучаемого месторождения.

6. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

По оценке 2006 года - геологические запасы оценивались на уровне 45,44 млрд условных тонн, из них на суше 27,24 и на море-18,2 млрд тонн. За последние годы было открыто много месторождений-средних и крупных газовых, была сделана независимая экспертиза месторождений Южный Иолотань-Осман, Минара, Яшлар британской компании "Гафнии Клайн". Отталкиваясь от их данных, были пересмотрены общие геологические запасы углеводородных ресурсов и оценили их на уровне 71,21 млрд условных тонн, из них 53 млрд на суше и 18-на море.

Геологические запасы газа составляют сегодня 44 трл 250 млрд кубов, а нефти-8,76 млрд тонн,-сообщил Ходжамухамедов. Доказанные запасы газа оценены на уровне 25 трл. 213 млрд кубометров. В Прибалханском зоне поднятий, где соответственно размещено 46% прогнозных оценок запасов нефти.

Наиболее существенные данные получены по параметрической скважине 23 Кара-Тепе, в которой впервые вскрыт разрез неокомских отложений (130м), представленный карбонатными пародами. При испытании в интервале 4875-4895м (верхняя часть неокома) получен приток воды с пленкой нефти и небольшим количеством растворенного метанового газа.

Получена следующая геологическая информация:

1. Понтические, миоцен-палеогеновые, верхнемеловые и аптальбские (нижнемеловые) отложения представленные, в основном, глинами и практически лишены коллекторов, если же таковые есть, то имеют незначительную мощность, по сравнению с общей мощностью комплекса.

2. Крутые углы падения во вскрытых докрасноцветных отложениях (больше 40⁰) указывают на необходимость изучения соотношения структурных планов мезозойских и плиоценовых отложений.

3. Некондиционные исходные геофизические материалы предопределили низкую эффективность и результативность глубокого бурения на мезозойские отложения и являются главным сдерживающим фактором в деле наращивания и конкретизации объемов бурения на эти отложения.

4. Основными объектами поисков залежей нефти и газа в докрасноцветных отложениях являются неокомские и верхнеюрские карбонатные отложения (мальм-неоком).

В связи с высокой степенью разведанности и использования начальных потенциальных ресурсов нефти плиоценовые отложения Юго-Западного Туркменистана в дальнейшем не могут оставаться монопольным направлением геолого-разведочных работ. Перспективы открытия месторождении залежей нефти, газа заключенных в этих отложениях связаны с не вскрытой бурением глубокозалегающей частью нижнекрасноцветных отложений (более 4,5 км) в пределах разрабатываемых месторождений Готурдепе, Барсагелмез, Бурун и др. с недоразведанными тектоническими полями этих же месторождений и возможно с зонами выклинивания в бортовых частях Кизылгумского прогиба и западной полосы Гограндаг-Экеремской зоны поднятий.

Крупным перспективным направлением геолого- разведочных работ являются мезозойские (неоком-юрские) отложения Юго-Западного Туркменистана образовавшиеся в благоприятных геолого-геохимических литолого-фациальных и тектонических условиях. Однако, возможности развития геолого-разведочных работ на эта отложения сильно сдерживаются отставанием как региональных геофизических работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На территории полуострова Челекен изучено несколько самостоятельных нефтяных и нефтегазовых залежей в нижнекрасноцветных отложениях, в первую очередь месторождение Восточный Челекен.

Оценка перспектив нефтегазоносности месторождения Восточный Челекен дан на основе изучения условий формирования и структурно-фациальной зональности. С применением палеогеографического обоснования, прогноза распространения коллекторов на перспективных участках в нефтегазоносном отношении площади.

Проведен анализ состояния и достоверности первичного геолого-геофизического материала с целью решения поисковых задач и получения информации о нефтегазоносности перспективных отложений на изучаемой территории по литературным данным и производственным отчетам.

Изучено геологического строение, тектоника, литология, нефтегазоносность месторождения Восточный Челекен. В пределах месторождения вскрыты продуктивные пласты пачки IXа и IXб, из которых десять скважин при опробовании дали нефть, одна газ, четыре пластовую воду.

Нефтегазоносные пласты пачек VIIIа, IXа, IXб, IXв относятся к отложениям котурдепинской свиты, регионально нефтегазоносные в Прибалханской зоне антиклинальных поднятий Юго-Западного Туркменистана. Продуктивные пласты образованы продельтовыми отложениями, и считаются не прерывными, хотя и разнятся по коллекторским свойствам.

Дананализ геолого-геофизических материалов, при геологическом исследовании, построены профили, структурная карта, по продуктивным горизонтам месторождения. Палеофациальные схемы формирования продуктивной толщи.

Уточнено формирования коллекторов перспективных в нефтегазоносном отношении зон, участков и объектов. Дан прогноз распространения коллекторов в пределах площади, где предполагается распределение наилучших коллекторов основных продуктивных горизонтов VII и VIII a в виде своеобразного пояса песков, песчаников и алевритов, распространенного в периферийной части структуры.

Кроме продуктивных горизонтов перспективными являются коллекторы трещинно-известнякового мальм-неокомского комплекса, представленного в основном, карбонатными породами с подчиненными значениями терригенных образований. Комплекс характеризуется прекрасными коллекторскими свойствами известняков описанных выше, перспективных в наличие углеводородов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Али-Заде А.А., Аширмамедов М. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Юго-Западного Туркменистана. /Ашхабад, «Ылым», 1985,350 с.

2. Маркова Л.П. Стратиграфия плиоценовых отложений нефтяных районов Западной Туркмении. //Труды АН ТССР Ашхабад,, 1961, 119 с.

3. Семенович В.В. Геологическое строение и нефтеносность Челекена. /Труды КЮГЭ, АН СССР. 1960, выпуск 5, с.5-106.

4. Проект пробной эксплуатации нефтяных залежей месторождения Восточный Челекен. Аллахвердиев Р. А. и др., Небит-Даг, 1989.

5. Пояснительная записка к результатам обработки данных скважин Восточный Челекен № 42 Dennis Anestoudis Schlumberger London data Services, 20021.

6. Алиев А.И., Керимов A.A. Характеристика коллекторов глубоких горизонтов красноцветной толщи Западной Туркмении. //Геология нефти и газа. № I, М., Недра, 1974.

7. Аширмамедов М.А. Научное прогнозирование перспектив нефтегазоносности Западно-Туркменской впадины и сопредельных территорий. /Автореферат на соиск.учен.степ, д.г.-м.н., Ашгабад, 1996.

8. Аширмамедов М.А., Логинов Э.А., Шувалов П.Е. Куйджик-первое месторождение зоны выклинивания в Западной Туркмении.//М.,ВНИИ0ЭНГ, 1974.

9. Буниат-Заде З.А., Ибрагимов А.Б. Классификация нефтяных и газовых залежей Западно-Туркменской впадины..//М.,ВНИИ0ЭНГ, 1974. с.61.

10. Бычков А.И. Перспективы открытия залежей нефти и газа в зонах выклинивания коллекторов в Западно-Туркменской впадине. //Экспресс-информация, М.,ВНИИ0ЭНГ вып. 20, 1975, с.1-5.

11. Денисевич В.В. Геологическое строение и перспективы неф-тегазоносности Западного Туркменистана.//Доклад по опубликованным работам, представленным на соискание ученой степени доктора геолого-минерал. наук. ИГиРГИ, М., 1970, с. 6-57.

12. Ибрагимов А.Б. Новый тип месторождения в Западно-Туркменской впадине. Нефть и газ Туркменистана. //Научно-технический журнал. ДСП, Ашгабад, I (9), 1998, с.19-21.

13. Тумарев К.К. Формирование залежей нефти и газа Западно-Туркменской впадины. /Автореферат на соиск.учен. степ.кандидата геолого-минералогических наук. ИГиРГИ, M., 1964, с.1-16.

14. Тумарев К.К. Тектоническое строение и особенности разви тия структур Западно-Туркменской впадины. //Сб."Вопросы тектоники нефтегазоносных областей".- Изд. АН СССР, M.I962. 300 с.

15. Тумарев К.К. Условия формирования нефтяных и газовых месторождений Западно-Туркменской'впадины. //Сб."Условия формирования нефтяных и газовых месторождений ряда нефтегазоносных областей СССР". ВИНИТИ, M., 1963.540 с.

16. Тумарев К.К., Романов Ю.А. 0 новых объектах поисков скоплений углеводородов на Западно-Туркменской террасе. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, М., № 2,1993, 215 с.

17. Тумарев К.К. Основные направления поисково-разведочных работ и региональных работ на территории Западно-Туркменской нефтегазоносной области. // В сб.Проблемы геологии нефти, вып. № 3, ИГиРГИ, М., Недра, 1972. 340 с.

18. Геология и геодинамика нефтегазоносных территорий Юга СССР. / Под ред. С. П. Максимова, К. А. Клещева, В. С. Шеина.- М.: Недра.- 1986, 90 с.

19. Арефьев. О. А. (ИГИРГИ), Захаров Е. В., Кулибакина И. Б., Мурадян в. м. (ВНИИГАЗ), А. Г. Ахмедов, А. А. Нариманов, А. И. Сулейманов (Каспморнефтегаз)//Производственный отчет 2011г.

20. Курбанов. Р. Н. Автореферат на соиск.учен. степ.кандидата географических наук. «Морфология и история развития Юго-Восточного побережья Каспийского моря в позднем плейстоценеи голоцене» //Москва, МГУ, 2014, 28 с.

21. Васильев. В. Г. Справочник. «Газовые и газоконденсатные месторождения» //Москва «Недра», 1975, 528 с.

22. Сидоренко. А. В. Геология СССР. Т. XХII. Tуркменская ССР. Геологическое описание. М., Изд - во «Недра», 1972, 768 с.

23. Клещев К. А, В. С. Шеин, В. С. Славкин, новая концепция «Геологического строения и нефтегазоносности западной Туркмении»// ВНИГНИ, 1992,235с.

24. Еганянц, Р. Т., Мамиесенов Н. Отчет по материалам института «ТуркменНИПИнефть» / 2000, 85 С.

Размещено на Allbest.ru