Закономерности формирования ловушек и залежей нефти и газа и перспективы нефтегазоносности северного борта амударьинской синеклизы

На карбонатных отложениях юры повсеместно в АСБ залегают породы галогенной формации кимериджа-титона. За исключением зон, где они в последующем подверглись размыву. В работе охарактеризованы условия образования и развития подготовительной стадии галогенеза, ее роль в соленакоплении, создании толщи нефтегазоматеринских пород в подсолевом разрезе. На этом этапе ужесточение аридности климата способствовало интенсивному испарению вод на мелководьях, что сопровождалось образованием рассола, который стекал в глубокие области моря, создавая наддонный рассол (НДР). Он заполнял ложе моря до уровня подводного порога, служившего границей между морем и океаном. Объем НДР представляет собой тот источник концентрированных в растворе солей, из которого создавалась многосотметровая толща хемогенных осадков. Затраты НДР на соленакопление восполнялись в течение всего периода развития галогенеза за счет непрерывного подтока в море океанических вод.

На подготовительной стадии, в условиях резко восстановительной геохимической обстановки, в ЗНКП Амударьинского седиментационного бассейна накапливались терригенно-карбонатные отложения нишанской свиты, обогащенные РОВ. По материалам лаборатории геохимии ИГиРНиГМ, его содержание в нескольких десятках проб из XV горизонта изменялось в пределах 0,05-7,32% (в среднем 2,57%), в XV₁ - 0,009 - 4,92% (0,88%) и в XVа₁ - 0,006 - 4.88% (0,74%). В этих же горизонтах количество ХБА составило: в XV - 0,0256 - 1,272% (0,6%), в XV₁ - 0,015 - 0,905% (0,25%), в XVа₁ - 0.02 - 0,853% (0,17%). Источником органического вещества служили останки биоценоза, который развивался в верхнем слое моря над наддонным рассолом, выше уровня подводного порога. Связь эпиконтинентального моря с океаном осуществлялась в пространстве, расположенном между Парапомизом и Армянским нагорьем. В этом слое моря в результате постоянного подтока океанических вод с соленостью порядка 35,5‰ на протяжении подготовительной стадии галогенеза продолжали существовать условия для обитания морских организмов. В области развития НДР отмершие их останки сразу попадали в условия с резко-восстановительной геохимической обстановкой, что обеспечивало образование высокопотенциальных НГМП. Т.о., развитие подготовительной стадии соленакопления в АСБ совпало с накоплением осадков нишанской свиты и стало причиной образования высоко потенциальной нефтегазопроизводящей толщи в ЗНКП. Такой путь образования НГМП в подсолевых отложениях был, по-видимому, характерен для многих солеродных бассейнов. В частности, соискатель допускает, что баженитовые глины в Западно-Сибирской провинции могли быть созданы на подготовительной стадии галогенеза, которая не имела продолжения в виде соленакопления. В качестве подтверждения этого допущения можно привести данные Н.М. Страхова (1962) и Э. Хэллема (1983), которые северную границу территории развития аридного жаркого климата в волжское время проводят севернее Каспийского моря, через Западную Сибирь. Отложения кимериджа-титона в АСБ отнесены геологами к гаурдакской серии. В ней выделяются три свиты ангидритов (верхняя, средняя и нижняя) и две свиты каменной соли (верхняя и средняя), расположенные между слоями ангидритов.

В зависимости от сочетания обязательных условий морского галогенеза (жаркий аридный климат, обширные по площади мелководья, наличие или отсутствие подводного порога между океаном и эпиконтинентальным морем) соискателем в соответствии с новым вариантом галогенеза выделяются три типа солеродных бассейнов. В первом имеют место все три условия и в них соленакопление может продолжаться до осаждения бишофита и тахигидрита. Во втором типе подводный порог отсутствует, ложе моря, постепенно погружаясь, продолжается в сторону океана, что становится причиной ухода в сторону океана рассолов, стекающих из мелководий. В таких бассейнах кристаллизуется преимущественно гипс. Третий тип отличается от первого весьма малой площадью мелководий, поэтому количества рассолов, стекающих из мелководий, совершенно недостаточно для образования мощных соленосных толщ. Соленакопление в подобных бассейнах, как, например, Днепровско-Донецкая рифтовая зона, возможно за счет притока рассолов из соседних солеродных бассейнов. Соли девонского возраста (фаменский ярус) возникли за счет рассолов, стекавших из мелководного моря на Восточно-Европейской платформе, а соли нижнепермские - из рассола, втекавшего в ДДБ из Прикаспийского моря. На существование связи между ними указывают А.А. Иванов и Ю.Ф. Левицкий (1960) и др.

Для всех трех типов необходимо существование пенепленизированной суши, из которой обычно ограничен вынос речных вод и терригенного материала, т.е. существование относительно спокойной тектонической обстановки. Соискатель отмечает, что, несмотря на сходное по форме создание рассола в заливе Каспийского моря Кара-Богаз-Гол и в солеродных эпиконтинентальных морях, процесс соленакопления в них не может рассматриваться аналогичным. Причиной этого является, прежде всего, глубина залива (3,5м по М.П. Фивегу и В.П. Федину, 1977). При такой глубине летом в образовании разнообразных солей участвует вся толща рассола, а зимой часть этих солей опять переходит в рассол, что исключено при галогенезе в морских условиях. Имеются и другие факты, не позволяющие отождествлять ход соленакопления в заливе и в эпиконтинентальном солеродном бассейне.

Начало осаждения хемогенных осадков в АСБ связывается со временем, когда в верхних слоях моря над областью развития НДР, стало невозможным существование каких-либо организмов. О появлении таких условий в АСБ указывает присутствие над ходжаипакской подсвитой 0,5 -2,0м слоя водорослевых известняков, образование которых приурочено ко времени, когда соленость вод стала критической даже для эвригалиновых водорослей. Дальнейшее повышение солености вод верхнего слоя моря привело к осаждению гипса. Кристаллы гипса, достигнув поверхности НДР, в нем, медленно опускаясь, обрастали солью того же состава (в АСБ образовались нижние ангидриты). При этом из НДР, кроме сульфат-иона, удалялась вода, количество которой измерялось многими тысячами куб. км, что способствовало резкому повышению солености - возникало условие для кристаллизации галита (нижние соли). Параллельно с этим процессом происходило заполнение бассейна новым самостоятельным слоем НДР, который в АСБ становится источником средних ангидритов и верхних солей. При этом кристаллы гипса и галита, проходя через остатки нижнего слоя НДР, способствуют еще большему росту его солености, в т.ч. за счет калий-иона. Данные М.Г. Валяшко (1962, табл.20) показывают, что начало кристаллизации калийных солей из морской воды происходит, когда концентрация калия (KCl) возрастает более чем на 1.5 порядка. Поэтому, когда в нижнем слое НДР соленость достигает уровня садки сильвина, в верхнем его слое может кристаллизоваться гипс или галит. В результате этого в АСБ в верхней половине верхних солей разместились калийные соли до 11 пластов. Приведенная гипотеза галогенеза представляет собой принципиальную схему, использование ее в каждом из бассейнов должно производиться с учетом климата и его изменчивости, степени пенепленизации суши, площади мелководий, наличия преграды между морем и океаном и ее глубины, характера и интенсивности тектонических движений на этапе накопления солей.

Выводы к главе 3. На основе определений возраста по аммонитам установлено, что отложения верхнекугитанской серии на закрытой территории севера АСБ датируются как средний оксфорд - кимериджские, а нижнекугитангской, как средний келловей - нижнеоксфордские образования. Разнофациальные типы отложений верхнекугитангской серии состоят из одних и тех же одновозрастных горизонтов: XVа₁, XV₁ и XV. На карбонатной отмели выделяются гугуртлинская и уртабулакская свиты (XVа₁ горизонт), над ними залегает гардаринская свита (XV₁, XV и XV₀ горизонты, из них последний входит в состав нижних ангидритов кимеридж-титонской соленосной формации).

Для развития соленакопления, кроме аридного жаркого климата, необходимо сочетание ряда других условий. Галогенез сопровождается подготовительным этапом, когда образуется наддонный рассол, который заполняет ложе моря до уровня подводного порога, служащего границей между бассейном солеобразования и океаном или промежуточными морями между ними. Существование наддонного рассола в АСБ с резко восстановительной обстановкой на этапе накопления отложений верхнекугитанской серии стало причиной образования обогащенных Сорг и ХБА осадков - высоко потенциальных нефтематеринских пород нишанской свиты. В целом по новой схеме образование соляных толщ - это далеко не простой процесс, каким представлялся по баровой гипотезе. По мнению диссертанта, хотя осаждение солей во всех бассейнах подчиняется единой схеме, но каждый из них может существенно различаться по строению от других. Эти различия обусловлены неодинаковым проявлением основных и второстепенных факторов на этапе образования соленосных толщ.

Глава 4 - «Постюрская история развития Бухаро-Хивинского и Юго-Западно-Гиссарского регионов, закономерности формирования ловушек нефти и газа». Постюрская история охватывает время накопления осадков нижнего и верхнего мела, палеогена и неогена-квартера, все они в работе охарактеризованы палеотектоническими построениями. В этой главе рассмотрены также условия образования, особенности строения карабильской свиты. В отношении ее возраста существуют разные мнения. В работе принята точка зрения, по которой осадки свиты рассматриваются как позднетитонские образования, залегающие согласно на верхних ангидритах гаурдакской серии. При построении палеотектонической карты по нижнемеловым отложениям к ним условно приплюсована и толщина карабильской свиты. Последняя сложена красноцветными глинами с включениями желваков и прослоев ангидритов, над которыми залегают выдержанные по площади регионов песчаники XIV-2 горизонта. В работе обосновывается их накопление в морских условиях. Отложения карабильской свиты лишены как морских, так и пресноводных фаунистических останков, что свидетельствует, по мнению автора, об образовании их в водной среде с повышенной соленостью, которая не допускала развития морских и, тем более, пресноводных организмов. Обнаруженные в ЮЗГНР две раковины пресноводных моллюсков (К.А. Сотириади, 1968), мы считаем, были привнесены с суши.

Со временем образования пограничных слоев юры и мела связано проявление тектонических движений новокиммерийской эпохи. Эти движения способствовали поднятию северо-западного, западного и южного бортов АСБ, что сопровождалось размывом юрских соленосной, карбонатной и терригенной толщ. Особенно интенсивно эти процессы проявлялись на юге АСБ, на Бадхыз-Карабильской тектонической ступени. В центральной и юго-восточной части АСБ воздействие тектонических движений, ограничилось только некоторым уменьшением глубины моря. Основанием для такого заключения является резкое увеличение толщины карабильской свиты на юго-востоке бассейна, в юго-западных отрогах Гиссарского хребта.

В главе рассмотрены особенности строения нижнемеловых терригенных отложений, отмечается, что их толщина сразу же севернее Бухарского разлома, между площадями Дарбаза и Западный Карактай, на 75-114м больше, чем южнее разлома. Этот факт четко демонстрирует, что прибрежная Бухарская ступень погружалась с большей скоростью, чем области, расположенные южнее разлома не только во время накопления карбонатной толщи юры, но и на этапе образования нижнемеловых терригенных осадков. Нижнемеловые отложения характеризуются также тем, что на территории ЮЗГНР и на юго-востоке Бешкентского макропрогиба, между XIV-2 и XIVпр (промежуточный) горизонтами, развиты соли (галит), залегающие под альмурадской свитой нижнего мела. Их Г.И. Амурский с коллегами (1981) выделил как керкинский горизонт. Эти соли установлены также на юго-востоке Багаджинской ступени, в Сурхандарьинской мегасинклинали. Наибольшие их мощности - 40-60м и больше - вскрыты в скважинах Дехканабадского прогиба и Байсунской синклинали. Соискатель происхождение этих солей связывает с НДР, сохранившимся со времени юрского морского галогенеза.

Палеотектонические карты построены также по отложениям верхнего мела, палеогена и неогена-квартера. На картах видно, что унаследованное конседиментационное складкообразование продолжалось во время формирования указанных толщ. В период, наступивший после проявления новокиммерийской фазы складчатости, условия накопления осадков мелового возраста были наиболее спокойными во всей мезозойско-кайнозойской истории развития АСБ. Усиление их произошло в конце олигоцена, когда Туранская плита претерпела поднятие - произошла регрессия моря и площадной размыв пород, что способствовало снижению пластового давления в водоносных горизонтах АСБ на 6 - 7 МПа. Этап поднятия АСБ сменяется периодом, когда длительное время проявляется трансгрессивно-регрессивный режим с нарастанием глубины прогибания и накопления осадков. Это происходило и на площади юго-западных отрогов Гиссарского хребта, на которых в последующем, начиная с плиоцена (А.А. Юрьев, А.У. Акбаров, 1972), проявились горообразовательные движения.

В течение юры, мела и палеогена (до олигоцена) разрывные нарушения проявлялись в ограниченном количестве, практически все существовавшие структуры характеризовались ненарушенностью. В неогене-квартере произошло резкое усиление тектонической активности, что сопровождалось активизацией многочисленных разломов и осложнением строения существующих структур. Но наряду с этим, возникли новые складки на участках, где донеогеновые отложения залегали моноклинально, причем все они проявились после завершения миграционных процессов УВ и образования залежей в юрской карбонатной толще. Сказанное подтверждается анализом мощности осадочного разреза непродуктивных складок, разбуренных тремя, четырьмя скважинами (Южнный Кокчи, Карачукур). Еще одним из доводов в пользу этого вывода являются результаты детального анализа строения Шуртанского месторождения с АВПД, разбитого многочисленными разломами. Оказалось, что амплитуды вертикального смещения горизонтов по разломам в каждом из опущенных блоков и газоводяного контакта (ГВК) в них, очень близки друг другу. Об этом свидетельствует также присутствие на северо-востоке Бешкентского макропрогиба прогнутой зоны с залежами УВ в юрской карбонатной толще: Сев. Шуртан, Кумчук, Дарбазакам, Шакарбулак и др., в которых толщина неоген-четвертичных отложений достигает 1200 - 1600м. По обрамлению этой впадины она быстро уменьшается. Этот факт также служит подтверждением того, что залежи УВ в этих месторождениях сформировались до накопления осадков неоген-четвертичного возраста.

В опубликованной литературе встречаются высказывания о том, что в Бухаро-Хивинском регионе возникновение складок связано с проявлением разломов. Приведенные данные идут в разрез с такой точкой зрения.

Выводы к главе 4. Постюрская история АСБ, в т.ч. рассматриваемых регионов, характеризовалась спокойным тектоническим развитием до позднего олигоцена, что проявилось в ослаблении интенсивности и уменьшении количества дизъюнктивов по сравнению с юрским периодом. Конседиментационное складкообразование, хотя и в ослабленном виде, продолжалось. Усиление тектонических движений в конце палеогена привело к регрессии моря и площадному размыву палеогеновых и более древних отложений, в т.ч. и в ЮЗГНР. Возобновление осадконакопления после регионального поднятия сопровождалось повторным осаждением платформенных осадков, о чем свидетельствуют не только данные по АСБ, но и по прогибам в Юго-Западно-Гиссарской орогенной области. Усиление тектонических движений и горообразование протекало в плиоцене и в плейстоцене.

Распределение мощности нижнемеловых отложений вдоль Бухарского конседиментационного разлома указывает на то, что в нижнем мелу, как и в верхнекугитангское время, более ускоренно прогибалась Бухарская ступень.

Глава 5 - «Роль тектонических и других факторов в образовании и размещении залежей нефти и газа по осадочному разрезу регионов» Глава посвящена характеристике нефтегазоносности отложений юрской и нижнемеловой толщ.

В терригенных среднеюрских отложениях практически все выявленные залежи газа приурочены к ловушкам в антиклинальных складках. Все они располагаются в отложениях, образовавшихся в морском бассейне. Перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений геологами оцениваются высоко. Однако до настоящего времени не выявлено в них ни одной залежи УВ. Причина этого может быть связана, в определенной мере, с их глубоким залеганием на большей части АСБ. Изучение их осложнялось также развитием АВПД в юрской карбонатной толще на юго-востоке Чарджоуской ступени и в Бешкентском макропрогибе, что существенно ограничивало возможность проведения ГРР.

Осадочные образования нижнеюрского возраста в отличие от среднеюрских пород накапливались преимущественно в субаквальных условиях. Поэтому нельзя исключать возможность негативного воздействия этих условий на перспективы нефтегазоносности. Кроме того, снижение их перспектив может быть обусловлено миграцией УВ в вышележащие отложения, чему способствовало отсутствие в них выдержанных покрышек. Несмотря на существование факторов, возможно, оказывающих негативное влияние на перспективы нефтегазоносности нижнеюрских пород, автор рассматривает их как одно из перспективных направлений ГРР в общем объеме терригенных пород юры на территории АСБ.

Притоки нефти, полученные в этих отложениях на площадях Шурчи и Акджар, на самом севере Бухарской ступени, в пределах Каганского поднятия, свидетельствуют о генерации жидких УВ в этом комплексе пород и о существовании далекой боковой миграции.

Бухаро-Хивинский и Юго-Западно-Гиссарский регионы, несмотря на длительный период освоения ресурсов, и сегодня являются основными в республике по приросту запасов нефти и газа. Здесь в юрском кугитангском комплексе карбонатных пород продуктивны все шесть выделенных в работе горизонтов, наибольшее число залежей расположено в разрезе верхнекугитангской серии осадков. Анализ успешности ГРР показывает, что коэффициент удачи открытия месторождений в биогермах и рифах равен почти 1.0, а в антиклинальных складках 0.20.Общее количество выявленных месторождений в регионах на 01.01.2008г. достигло 145 наименований. В меловых отложениях промышленные залежи УВ установлены на 27 площадях на Бухарской ступени. На Чарджоуской ступени небольшая залежь газа разведана на площади Алат-Кувачи. Все залежи УВ в меловых отложениях на северном борту АСБ, в отличие от месторождений газа в Мургабском макропрогибе, являются вторичными.

На основе комплексного использования данных по АСБ и другим нефтегазоносным провинциям и областям Средней Азии (Ферганская, Афгано-Таджикская и Западно-Туркменская) обосновывается образование в них преимущественно нефтеносных или газоносных комплексов пород, которое зависит от хода истории тектонического развития бассейнов и экранирующего качества покрышек. Основным выводом является: в продуктивных комплексах пород при реализации потенциала нефтегазообразования и эмиграции УВ в водоносные резервуары в течение продолжающегося погружения бассейна мигрирует нефть, а газ растворяется в пластовых водах. На этой стадии происходило заполнение конседиментационных ловушек нефтью, образование преимущественно нефтеносных комплексов пород. Если бассейн с водоносным резервуаром, куда уже эмигрировали УВ из нефтегазоматеринских пород, продолжает прогибаться, то он так и останется преимущественно нефтеносным. В качестве примера диссертант приводит Центрально-Ферганскую мегасинеклизу, где реализация генетического потенциала продуктивности палеогеновых отложений и формирование залежей нефти началось в неогене на стадии прогибания. По-видимому, этот процесс продолжается и сегодня, поскольку эта часть межгорной впадины опускается и в настоящее время.

Региональное поднятие бассейна в этапы проявления тектогенеза сопровождалось регрессией моря и эрозией отложений. Следствием этого было прекращение эмиграции УВ из нефтегазоматеринских пород, падение пластового давления в резервуарах и зарождение миграции выделившегося из вод газа. При наличии высококачественных покрышек мигрирующий газ может полностью вытеснить нефть из ловушек в сторону бортов или за пределы бассейна. На территории АСБ миграция газа и образование первичных залежей УВ в юрской карбонатной толще прервались с началом накопления осадков неогена. Важно также, на какой стадии находился процесс генерации УВ, когда произошло региональное поднятие бассейна по отношению к этому процессу. Если в это время генерация УВ не вышла из главной зоны газообразования (ГЗГ), то могут создаваться преимущественно газовые залежи, как это произошло в нижнемеловых отложениях Мургабского макропрогиба. Кроме того, в отдельных зонах бассейнов возможно влияние второстепенных факторов, которые зависят от конкретных геологических и тектонических условий, проявляющихся на этапе миграции газа. В качестве примера диссертант приводит ловушку месторождения Шуртан с огромным эффективным объемом, расположенную на пути миграции УВ в АСБ. Такую же роль играли при распределении УВ в бассейне крупные зоны с резко различающимися величинами пористости и проницаемости. Например, в зоне развития карбонатной отмели, где органогенно-обломочные известняки характеризуются высокими значениями указанных параметров, скорость миграции и масса мигрировавших УВ была больше, чем в зоне некомпенсированного прогибания. К числу факторов, повлиявших на распределение жидких и газообразных УВ, автор относит также неодновременную изоляцию залежей на этапе образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД) на юго-востоке Чарджоуской ступени и в Бешкентском макропрогибе. Большинство месторождений в зоне развития АВПД представлено газоконденсатными месторождениями, часто с небольшими скоплениями нефти. Причиной этого является то, что нефть к началу изоляции залежи в основном уже была вытеснена газом к окраинам бассейна или за его пределы. В отличие от них месторождение Кокдумалак содержит соизмеримое количество газа, конденсата и нефти. На наш взгляд, это объясняется более ранней, чем на соседних структурах, изоляцией Кокдумалакской ловушки, когда нефть не была еще полностью вытеснена из ловушки газом.

Выводы по главе 5. С учетом существующих представлений, а также фактических данных по бассейнам Средней Азии обосновано, что первой мигрирует нефть. Газ в это время растворяется в пластовых водах. Миграция нефти продолжается, пока бассейн прогибается. Этот процесс прерывается на этапе регионального поднятия бассейна, сопровождающегося регрессией моря и эрозией осадков. В результате падения пластового давления в продуктивной толще пород начинается выделение водно-растворенного газа в свободную фазу и миграция его по каналам, по которым раньше двигалась нефть. В результате нефть может быть вытеснена к окраинам бассейна и за его пределы. На стадии миграции газа возрастает роль экранирующего качества покрышек. Миграция газа в юрской карбонатной толще АСБ прервалась, когда в неогене возобновилось накопление осадков.

Залежи УВ в юрской карбонатной толще размещаются на большей части БХНР. В меловых отложениях вторичные залежи УВ выявлены на Бухарской ступени, а на Чарджоуской - лишь на площади Алат-Кувачи, расположенной в зоне Гугуртли-Гирсанского разлома. В отложениях средней юры залежи установлены на Бухарской ступени и северо-западе Чарджоуской. В пределах ЮЗГНР все месторождения УВ в юрской карбонатной толще располагаются на его северо-западе, где и были сконцентрированы ГРР.

Глава 6 - «Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисков залежей нефти и газа в Бухаро-Хивинском и Юго-Западно-Гиссарском регионах». Характеристика перспектив нефтегазоносности, выделение основных направлений ГРР и повышение их эффективности являются постоянно существующими проблемами нефтяников. Поэтому работы в этом направлении входят в группу обязательных процессов геологоразведочных работ, наряду с выявлением и подготовкой структур, поисковым и разведочным бурением. Характеристика перспектив нефтегазоносности БХНР и ЮЗГНР, как и любого другого нефтегазоносного региона, является обязательным условием планирования и проведения ГРР.

Существует много вариантов методики количественной оценки прогнозных ресурсов углеводородов (УВ), отличающихся по сложности и обоснованности. Наиболее простыми, доступными и, пожалуй, обоснованными являются методы геологической аналогии. Хотя надо, сказать, что ни один метод не обходится без субъективного подхода к решаемой задаче со стороны исполнителей. Кроме того, уровень обоснованности, следовательно, достоверности оцениваемых ресурсов УВ зависит от изученности региона, от плотности запасов выявленных месторождений и знания особенностей их строения и истории развития. Поэтому каждые пять лет, с учетом результатов поисково-разведочного бурения, геологического строения регионов, уровня буровой изученности, оцениваются прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата. При этом принимаются во внимание размещение в регионах генетических типов ловушек, коллекторские свойства пород, развитие покрышек и их экранирующие качества, глубина залегания продуктивных комплексов пород и другая информация, в т.ч. новые теоретические разработки.

В основе нефтегазогеологического районирования регионов лежит тектоническое районирование. Бухаро-Хивинский и Юго-Западно-Гиссарский регионы подразделяются на серию районов, последние на участки, сильно различающиеся по величине плотности прогнозных ресурсов в них.

В терригенных среднеюрских отложениях все залежи являются газовыми. Притоки нефти были получены лишь на площадях, расположенных на самом севере Каганского поднятия, на месторождениях Шурчи, Акджар; нефтепроявления имели место на площадях Фараб, Джамбулак и Ташлы. Соискатель рассматривает эти данные как свидетельство проявлявшейся генерации нефти в отложениях терригенной юры. Практическое отсутствие нефтяных залежей объясняется вытеснением нефти газом к бортам бассейна и за его пределы. Поэтому в этом комплексе пород оценивались лишь ресурсы газа и конденсата. Продуктивные XIX, XVIII, XVIIIа и XVII горизонты представлены осадками морского генезиса с залежами, приуроченными к антиклинальным складкам. Наибольшее количество выявленных залежей связано с XVIII, XVIIIа и XVII горизонтами на площадях Бухарской и Чарджоуской ступеней. Общее число месторождений достигает 17, они расположены на северо-западе Чарджоуской и Бухарской ступеней. Основной причиной отсутствия выявленных залежей УВ в Бешкентском макропрогибе и в Юго-Западно-Гиссарской мегантиклинали является очень слабая их изученность. По этой же причине достоверность произведенных оценок ресурсов неодинаковая, на северо-западе Чарджоуской ступени выше, чем на ее юго-востоке, в Бешкентском макропрогибе и Юго-Западно-Гиссарском регионе. Между тем, эти земли являются перспективными на обнаружение залежей газа в юрской терригенной толще. Промышленные скопления газа на месторождениях Карим, Ходжихайрам, Шимолий Мубарек, Жанубий Мубарек, Каракум и Шимолий Майманак, расположенные на Бухарской ступени, не могли образоваться без процессов миграции УВ на территории, расположенной южнее, например, Бешкентского макропрогиба. К настоящему времени, на начало 2010г., в БХНР и ЮГЗНР освоено соответственно 64,4% и 33,6% начальных суммарных ресурсов УВ. С этими регионами сегодня связаны основные объемы прироста запасов нефти и газа и их добычи в республике. Судя по прилагаемой к работе карте перспектив нефтегазоносности, практически вся территория регионов является перспективной, хотя плотности оцененных прогнозных ресурсов УВ колеблются в широких пределах. В БХНР высокоперспективные участки тяготеют к его центральным и восточным районам. С учетом этих и комплекса геологических данных в регионах диссертантом выделены первоочередные зоны и участки для проведения ГРР с целью выявления месторождений нефти и газа.

1. Одним из таких высокоперспективных участков является Аккайраксая синклиналь, расположенная в ЮЗГНР между Тюбегатанским на севере и Кугитангским и Байсунским поднятиями на юге. Продуктивность связывается с юрскими карбонатными и терригенными отложениями, залегающими на глубинах 1,5 - 3,0км. На поверхности обнажаются меловые отложения.

2. Положительно оценивается Кашкадарьинский прогиб, включая Шурасанский участок, где продуктивность, судя по имеющимся данным, связана с юрскими и нижнемеловыми отложениями.

3. На участке, расположенном между месторождением Карактай и площадью Северный Каракум, прогнозируется присутствие рифов, которые образуют барьерную линию Ташлы - Западный Каракум.

4. Рекомендуется продолжение ГРР на барьерной линии рифов Южн. Тандырча - Бабасурхан, западнее площади Дехканабад.

5. На востоке Базарбайского прогиба по материалам глубокого бурения вырисовывается низкоамплитудное Мишелинское субмеридиональное поднятие, вытянутое от района Киштуванских структур в сторону Чандыра, где перспективными являются юрские отложения.

6.С целью прогнозирования участков с возможно продуктивными ловушками по территории БХНР построена карта (схема) мощности отложений, залегающих между кровлей карбонатных отложений юры и эродированной донеогеновой поверхностью. Основанием для построения карты послужили два факта, установленные соискателем. Один из них - это приуроченность залежей УВ к конседиментационным ловушкам, зародившимся в юрское время и развивавшимся в последующем в течение мела и палеогена, т.е. для них характерно сокращение мощности осадков к своду структур. Второй факт - это завершение образования первичных залежей УВ в юрских отложениях на стадии, когда после регионального поднятия в конце палеогена и эрозии пород возобновилось накопление осадков неогена. На карте выделяется 28 локальных участков и зон, в пределах которых намечается сокращение мощности и развитие конседиментационных перспективных ловушек длительного развития. Для разграничения продуктивных и непродуктивных ловушек до начала поискового бурения предлагается метод, разработанный соискателем, в основе которого лежит определение сокращения толщины осадков между сейсмическими реперами МОГТ в своде складки, по сравнению с ее склонами, путем замера величины ?t.

Выводы по главе 6. На территории регионов по результатам изучения условий осадконакопления карбонатных отложений юры, с учетом установленных закономерностей в развитии ловушек и формировании залежей УВ, выделены конкретные участки, которые рассматриваются в качестве перспективных на выявление в них ловушек со скоплениями УВ. Рекомендована методика прогнозирования до начала поискового бурения продуктивности подготовленных ловушек с использованием материалов МОГТ. По результатам палеотектонических построений выделены участки возможного развития биогермов и рифов в верхнекугитангской серии.

Заключение

В работе обобщены результаты многолетних исследований диссертанта по различным направлениям нефтегазовой и осадочной геологии на территории АСБ, в т.ч. в Бухаро-Хивинском и Юго-Западно-Гиссарском регионах.

Теоретические результаты:

1. Показана роль истории тектонического развития осадочного бассейна в образовании преимущественно нефтеносных комплексов пород на стадии его прогибания и газоносных при воздымании. По этим данным обоснована закономерность преимущественной газоносности юрских толщ АСБ, в т.ч. БХНР и ЮЗГНР, и нефтеносности палеогеновых отложений Ферганы.

2. С привлечением опубликованных данных о характере смены климата в юрское время на суше, об изменении условий обитания морского биоценоза и фактических данных по юрским отложениям БХНР и ЮЗГНР определено время смены холодных морских вод на теплые. Геологический возраст установлен с использованием данных изучения аммонитов в кернах скважин и сопоставления интервалов их выноса с глубинами залегания горизонтов карбонатной толщи юры. Смена условий обитания биоценоза и накопления осадков сопровождалась развитием широкого разнообразия видов организмов и образованием разных фациальных типов осадков.

3. Обоснована синхронность развития одиночных коралловых рифов (уртабулакская свита) и органогенно-обломочных известняков, распространенных на карбонатной отмели (гугуртлинская свита). С ними одновозрастны также породы уртабулакской (коралловый риф) и сардобской (биогермы) свит в ЗНКП, залегающие в основании верхнекугитангской серии.

4. На основе фактических данных соискатель обосновывает, что региональная миграция УВ в юрских отложениях завершилась на территории АСБ, когда после регионального поднятия бассейна в конце палеогена, регрессии моря и размыва осадков, в неогене возобновилось осадконакопление.

5. На основе палеотектонических построений прослежено, что на площади обоих регионов существуют структуры древнего (юрского) времени заложения и их прерывистое унаследованное развитие до неогена-квартера. Установлено, что именно к таким структурам приурочены все месторождения с залежами в юрских отложениях. Наряду с подобными структурами существуют другие, подготовленные как антиклинальные складки, но по результатам бурения не содержащие залежей УВ. Причиной этого в большинстве опоискованных структур диссертант считает формирование их после завершения региональной миграции УВ в АСБ.

6. Установлено, на примере юрской карбонатной толщи АСБ и палеогеновых отложений Ферганы, что исходный состав рассеянного органического вещества в нефтегазоматеринских породах (НГМП) не является решающим фактором в образовании состава УВ. Так, НГМП в обоих бассейнах содержат в исходном ОВ до 95% сапропеля, тогда как в АСБ юрский карбонатный комплекс пород является преимущественно газоносным, а в Фергане - преимущественно нефтеносным. Такое расхождение соискатель объясняет разной историей тектонического развития осадочных бассейнов на стадии эмиграции в водоносные пласты жидких и газообразных УВ и их миграции.

Практические результаты:

1. Кугитангский комплекс пород подразделен на нижнекугитангскую (XVI, XVа₃ и XVа₂ горизонты) и верхнекугитангскую (XVа₁, XV₁ и XV горизонты) серии, в которых с учетом рекомендаций Стратиграфического кодекса СССР (1979) выделены свиты. Дано стратиграфическое и геологическое обоснование одновозрастности каждого из выделенных серий, свит и горизонтов независимо от лито-фациального типа отложений.

2. Палеотектонические карты по всем секциям мезозойского и кайнозойского осадочного разреза позволили охарактеризовать историю тектонического развития регионов, осадконакопления и развития ловушек УВ.

3. Разработана методика, позволяющая по данным МОГТ до начала поискового бурения различать первично продуктивные ловушки длительного развития от первично непродуктивных ловушек, возникших в неогене-квартере. Для этого предлагается использовать характер изменения величины ?t между сейсмическими реперами на площади структур.

4. Обоснована новая гипотеза морского соленакопления и роль этого процесса в создании пород подсолевого карбонатного разреза, накапливавшихся на подготовительной стадии галогенеза, характеризующихся высоким генерационным потенциалом УВ.

5. На карте мощности пород, залегающих между кровлями юрской карбонатной толщи и преднеогеновых образований в БХНР, по конседиментационному их сокращению оконтурены участки и зоны вероятного присутствия структур длительного развития, перспективных на нефть и газ.

6. На основе оценки перспектив нефтегазоносности выделены приоритетные направления проведения ГРР на нефть и газ в регионах.

Рекомендации:

За многие годы в процессе работы по тематике были разработаны конкретные рекомендации по направлению ГРР на территории Бухаро-Хивинского и Юго-Западно-Гиссарского регионов.

1. В 1994г. Бухарской геофизической экспедиции ОАО «Узбекгеофизика» передано обоснование для проведения сейсморазведочных работ МОГТ с целью выявления и подготовки структур по юрской карбонатной толще на территории, расположенной на юге и юго-западе Кандымского поднятия Чарджоуской ступени. В процессе этих работ здесь подготовлены 8 структур, при бурении которых были выявлены промышленные залежи газа.

2. В 1994г. в юго-западных отрогах Гиссарского хребта на северо-западном борту Дехканабадского прогиба было обосновано присутствие линии рифов между площадями Зарабог (Съемочная) и Оккул (Южн. Кызылбайрак), расположенной южнее антиклинальной складки Джаркудук. По этим материалам Яккабагский филиал ОАО «Узбекгеофизика» подготовил к бурению структуру Дехканабад, на которой в 2008г. было установлено наличие нефтяной залежи в рифогенных породах.

3. С использованием установленной закономерности - приуроченности месторождений к структурам длительного развития, с сокращающейся толщиной осадков к их своду, по территории БХНР построена карта мощности отложений, залегающих между кровлями юрских карбонатных отложений и донеогеновых пород. В 2005г. в Бухарскую и Яккабагскую геофизические экспедиции ОАО «Узбекгеофизика» были переданы карты масштаба 1:200000 с выделенными участками и зонами, перспективными на обнаружение в юрских отложениях продуктивных ловушек древнего заложения.

4. Выполняемая в каждом пятилетии оценка прогнозных ресурсов УВ в регионах с обоснованием приоритетных направлений ГРР на перспективу с графическими и табличными приложениями передается в ОАО «Узбекгеофизика», что служит одним из документов при планировании геофизических работ с целью выявления и подготовки структур.

5. В 2000г. в ОАО «Узбекгеофизика» по акту к внедрению передана «Карта мощностей юрской карбонатной толщи Бухаро-Хивинского и Юго-Западно-Гиссарского регионов» в масштабе 1:200000 с краткой запиской, содержащей прогнозируемые зоны и объекты, перспективные на выявление ловушек разного генетического типа.

6. В 2000г. в ОАО «Узбекгеофизика» передана для внедрения «Карта перспектив нефтегазоносности регионов Узбекистана и направлений геологоразведочных работ», в масштабе 1:500000.

7. В 2001г. в ОАО «Узбекгеофизика» передана к внедрению рекомендация: «Палеотектоническая карта пород, залегающих между кровлей карбонатной толщи и размытой поверхностью донеогеновых отложений Бухаро-Хивинского региона», в масштабе 1:200000.

На стадии завершения диссертационной работы рекомендовано:

1. Продолжение сейсморазведочных работ с целью выявления и подготовки перспективных ловушек на участках и в зонах, выделенных путем анализа общей мощности пород юры, мела и палеогена до поверхности преднеогенового размыва. Рекомендации переданы в Бухарскую и Яккабагскую геофизические экспедиции ОАО «Узбекгеофизика» в 2005г.

2. Проведение ГРР на нефть и газ на площади высокоперспективной Аккайракской синклинали в ЮЗГНР, геологическое строение которой, рельеф и относительно небольшая глубина залегания юрской карбонатной толщи выдвигает территорию синклинали в разряд первоочередных для подготовки структур под поисковое бурение. Рекомендация передана в Яккабагскую геофизическую экспедицию ОАО «Узбекгеофизика» в 2009г.

3. Проведение геофизических исследований на территории, расположенной между площадями Карактай и Северный Каракум на Мубарекском поднятии Бухарской ступени, где прогнозируется развитие барьерной линии рифов. Рекомендация передана в Яккабагскую геофизическую экспедицию ОАО «Узбекгеофизика» в 2009г.

4. Продолжение сейсморазведочных работ на Южно-Тандырча - Бабасурханской линии рифов, где прогнозируется развитие ловушек, связанных с рифовыми постройками. Рекомендация передана в Яккабагскую геофизическую экспедицию ОАО «Узбекгеофизика» в 1994г.

5. Продолжение освоения ресурсов в юрских и нижнемеловых отложениях на территории Кашкадарьинского прогиба, в т.ч. и на Шурасанском участке. Выходы нефти из карбонатных отложений юры вблизи горного обрамления, восточнее площади Шурасан, свидетельствуют о развитии на этом участке миграционных процессов УВ.

6. Постепенное внедрение в производство метода прогнозирования продуктивности подготовленных МОГТ ловушек по юрским отложениям, используя для этого время пробега сейсмической волны между реперами. Сокращение его к своду складки является показателем возможной продуктивности ловушки, а выдержанность по площади - непродуктивности.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

Монографии и журнальные статьи

1.Нугманов А.Х. О зависимости нефтегазовой продуктивности ловушек от времени их формирования // Узбекский геол. журн. - Ташкент, 1981.-№3. - С. 19-26.

2 Акрамходжаев А.М., Нугманов А.Х. Перспективы нефтегазоносности Западного и Южного Узбекистана // Узбекский геол. журн. - Ташкент, 1984. - №1. - С. 33-38.

3. Нугманов А.Х. Условия формирования и закономерности размещения ловушек нефти и газа в юрских отложениях Юго-Западного Узбекистана. - Ташкент: Фан, 1986. - 205 с.

4. Нугманов А.Х. Новое представление о морском галогенезе // Узбекский геол. журн. - Ташкент, 1997. - №4. - С. 48-59.

5. Нугманов А.Х. Условия образования и корреляция разрезов карбонатной толщи юры северо-восточной части Амударьинского седиментационного бассейна // Геология и минеральные ресурсы. - Ташкент, 2001. - № 2. - С. 33-41.

6. Нугманов А.Х. Развитие новой гипотезы морского галогенеза // Геология и минеральные ресурсы. - Ташкент, 2003. - № 2.- С. 27-33.

7. Нугманов А.Х. Морской галогенез и нефтегазоносность осадочных бассейнов // Геология и минеральные ресурсы. - Ташкент, 2004. - № 1.- С. 22-26.

8. Нугманов А.Х. О морфологических особенностях рифовых построек Бухаро-Хивинского и Юго-Западно-Гиссарского регионов // Узбекский журн. нефти и газа. - Ташкент, 2006.- №3. - С. 8-10.

9. Нугманов А.Х., Шоймуратов Т.Х. Состояние углеводородного потенциала Республики Узбекистан и перспективы приращения запасов нефти, газа и конденсата // Узбекский журн. нефти и газа. - Ташкент, 2007.- №2. - С. 8-10.

10. Нугманов А.Х. Перспективы нефтегазоносности Западного Узбекистана и приоритетные направления геологоразведочных работ // Узбекский журн. нефти и газа. - Ташкент, 2009.- №3. - С. 24-27.

11. Нугманов А.Х. Условия накопления и особенности строения юрской карбонатной толщи Амударьинской синеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Москва, 2010.- №2.- С. 15-18.

12. Нугманов А.Х. Схема образования морской галогенной формации на примере Амударьинского седиментационного бассейна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Москва, 2010.- №3.- С. 43 - 46.

13. Нугманов А.Х. Факторы, влияющие на величину коэффициента удачи открытия месторождений в регионах северо-восточного борта Амударьинского седиментационного бассейна // Вестник ЦКР Роснедра, Москва, 2010.- №1.- С. 22 - 26.

Тезисы и статьи в научных сборниках

14. Нугманов А.Х., Жданова Е.Н., Пучкина В.В., Колесников Н.Н. Прогнозные запасы нефти и газа в Бухаро-Хивинском регионе и Юго-Западных отрогах Гиссарского хребта // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 1972. - Вып.7 - С. 14-33.

15. Бабаев А.Г., Кушниров И.В., Нугманов А.Х., Сидиков М. О путях приращения запасов и увеличения добычи нефти в Узбекской ССР //Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 1972. - Вып.7 - С. 50-75.

16. Бабаев А.Г., Нугманов А.Х. Распределение окиси натрия-показателя солености водоемов в отложениях мезозоя Бухаро-Хивинской -нефтегазоносной области // Тр. ТашГУ. - Ташкент, 1972. - Вып.431. - С. 188-190.

17. Бабаев А.Г., Нугманов А.Х. Геохимические условия накопления юрских и меловых отложений Западного и Южного Узбекистана // Сб.: Геология, минералогия и геохимия Узбекистана. Ташкент: Фан, 1972. - С. 206-212.

18. Габрильян Р.А., Нугманов А.Х. О геохимических и палеодинамических условиях формирования мезозойских нефтегазоносных отложений Западного Узбекистана // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 1973. - Вып.8. - С. 236-248.

19. Бабаев А.Г., Нугманов А.Х. О тенденциях изменения запасов нефти в Узбекистане по стратиграфическому разрезу продуктивных толщ и по отдельным регионам // Тезисы докладов и сообщений научно - производственной конференции «Состояние и меры по наращиванию запасов нефти и повышению эффективности геологоразведочных работ в Узбекистане».- г. Джаркурган, 1974. - С.21.

20. Бабаев А.Г., Нугманов А.Х., Пучкина В.В., Жданова Е.Н., Колесников Н.Н. Распределение запасов УВ - показатель масштаба миграции //Тезисы докладов конференции: Масштабы (расстояния) миграции нефти и газа - Ташкент: Фан, 1975. - С. 40-42.

21. Бабаев А.Г., Нугманов А.Х., Пучкина В.В., Жданова Е.Н., Колесников Н.Н. Распределение запасов углеводородов - показатель масштаба миграции //Тр. Зап. СибНИГНИ. Тюмень, 1977. - Вып.117. - С. 39-44.

22. Нугманов А.Х. К методике анализа аномально высоких пластовых давлений // Сб.: Вопросы региональной геологии и тектоники нефтегазоносных областей Узбекистана. Ташкент: САИГИМС, 1978. - Вып. XXXI. - С. 39-55.

23. Нугманов А.Х. О природе АВПД в карбонатной толще верхнеюрского возраста Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области // Сб.: Проблемы геологии нефтяных и газовых месторождений Узбекистана. - Ташкент: САИГИМС, 1979.- вып.5. - С. 96-105.

24. Нугманов А.Х. К вопросу о нефтегазогеологическом районировании //Сб.: Вопросы региональной геологии и тектоники нефтегазоносных областей Узбекистана. Ташкент: САИГИМС, 1979. вып.7. - С. 51- 66.

25. Нугманов А.Х., Колесников Н.Н., Пучкина В.В. Перспективы нефтегазоносности Западного Узбекистана и основные направления поисково-разведочных работ //Сб.: Развитие нефтегазогеологической науки в Узбекистане.- Ташкент: САИГИМС, 1979. - С. 63-70.

26. Нугманов А.Х., Жданова Е.Н., Дусмухамедов Ш.Н. Закономерности распределения мощности верхнеюрских карбонатных и хлоридно-сульфатных пород в Бухаро-Хивинском регионе // Сб.: Вопросы региональной геологии и тектоники нефтегазоносных областей Узбекистана. - Ташкент: САИГИМС, 1980. - Вып.8. - С. 30-44.

27. Нугманов А.Х., Жданова Е.Н. Новое нефтегеологическое районирование Бухаро-Хивинского региона - основа для выбора направлений поисково-разведочных работ // Сб.: Вопросы региональной геологии и тектоники нефтегазоносных областей Узбекистана.- Ташкент: САИГИМС, 1980. - Вып.8 - С. 47-53.

28. Нугманов А.Х., Жданова Е.Н. Тектонические условия накопления пород нижней свиты верхнеюрской карбонатной толщи в Бухаро-Хивинском регионе // Сб.: Вопросы региональной геологии и тектоники нефтегазоносных областей Узбекистана. Ташкент: САИГИМС, 1981. - Вып.9. - С. 69-77.

29. Нугманов А.Х. Причины аномального изменения мощности верхнеюрской карбонатной толщи в Бухаро-Хивинском регионе // В кн.: Геологическое строение и критерии прогноза нефтегазоносности Юга СССР. М.: ВНИГНИ, 1982, - Вып.241 - С. 150-162.

30. Акрамходжаев А.М., Нугманов А.Х. Сравнительный анализ объемно-генетических методов подсчета прогнозных запасов нефти и газа и методов аналогии // Сб.: Объемно-генетические методы оценки ресурсов нефти и газа. - Ташкент: САИГИМС, 1980. - С. 21-30.

31 Акрамходжаев А.М., Нугманов А.Х. Вариант оценки прогнозных запасов углеводородов комплексированием объемно-генетического метода и элементов способа геологической аналогии // Тезисы докладов VII Всесоюзного семинара: Органическое вещество в современных и ископаемых осадках. - Ташкент, 1982. - С. 124-125.

32. Акрамходжаев А.М., Нугманов А.Х., Дусмухамедов Ш.Н. О литолого-фациальном методе прогнозирования коллекторских свойств карбонатных пород // Проблемы регионального и локального прогноза коллекторов. - Минск: БелНИГРИ, 1983. - С. 14-19.

33. Акрамходжаев А.М., Нугманов А.Х., Дусмухамедов Ш.Н., Жданова Е.Н., Эгамбердыев М.Э. Закономерности размещения рифовых ловушек Бухаро-Хивинского региона // Тр.: Методы поисков и разведки погребенных рифов. - Москва, 1983. - С. 75-77.

34. Нугманов А.Х. О границе гаурдакской и кугитангской свит верхней юры в Юго-Западных отрогах Гиссарского хребта // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент: ИМР, 1994. - Вып.75. - С. 28-37.

35. Нугманов А.Х. Факторы, контролирующие формирование скоплений нефти и газа (на примере верхнеюрской карбонатной толщи Амударьинской синеклизы) // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 1996. - Вып.76. - С. 147-159.

36. Нугманов А.Х., Жданова Е.Н. О методике использования палеотектонического анализа для выявления структур и прогнозирования их продуктивности // Тезисы докладов на НТК: Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Узбекистана. Ташкент, 1996. - С. 90-91.

37. Нугманов А.Х. О роли тектонических и химических процессов в формировании галогенных толщ //Сб.: Геодинамическая эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. - М.: Наука, 1997. - С. 114-119.

38. Нугманов А.Х. Еще раз о строении карбонатной толщи юры в пределах северо-восточного борта Амударьинского седиментационного бассейна // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент,1998. - Вып.77.- С. 95-108.

39. Нугманов А.Х., Жданова Е.Н., Пенькова С.О., Рожковская Н.А. Прогнозные ресурсы углеводородов - показатель нефтегазового потенциала Узбекистана // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 1999. - Вып.78. - С. 43-48.

40. Нугманов А.Х. О причинах преимущественной газоносности продуктивных толщ мезозоя в Амударьинском седиментационном бассейне // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 1999. - Вып.78. - С. 157-169.

41. Нугманов А.Х. Типы ловушек в продуктивных толщах пород Бухаро-Хивинского и Юго-Западно-Гиссарского регионов и их нефтегазоносность // Тр. ИГиРНиГМ. - Ташкент, 2000. - Вып.79. - С. 96-107.

42. Нугманов А.Х. Тектонические и другие условия образования преимущественно газоносных и нефтеносных бассейнов // Тезисы докладов на республиканской научно-технической конференции «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр». - Ташкент, ИГиРНиГМ, 2000. - С. 31-33.

43. Нугманов А.Х. Нефтегазовый потенциал Узбекистана как основа стратегии геологоразведочных работ на перспективу // Тезисы докладов на республиканской научно-технической конференции «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр». - Ташкент, ИГиРНиГМ