CC BY
143
УДК 553.981(574.4)
Гигантское газовое месторождение Галкыныш: миф или реальность?
Н.Н. Соловьёв1*, Л.С. Салина1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: N_Soloviev@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. После получения в 2003-2006 гг. притоков газа из подсолевых карбонатных отложений минерально- верхней юры на Южно-Иолотанской площади в последнее десятилетие стали появляться сообщения
сырьевая база о резком увеличении суммарных запасов газа в Туркменистане. При этом не сообщалось геологи-
Туркменистана, ческих данных в обоснование такой оценки, но упоминалось, что увеличение минерально-сырьевой
газовое базы (МСБ) Туркменистана связано с газовым гигантом Галкыныш.
месторождение В соответствии с постановлением президента Туркменистана от 18 ноября 2011 г. террито-
Галкыныш, рия смежных газоносных площадей Южная Иолотань - Осман - Минара (и др.) была названа газо-
начальные вым месторождением Галкыныш. Запасы его с каждым годом увеличивают, и в настоящее время
потенциальные Миннефтегаз Туркменистана их оценивает в 27,4 трлн м3.
ресурсы газа, По данным разных источников, в 2016-2017 гг. оценки извлекаемых запасов газа всего
оценки. Туркменистана варьировали от 9,9 трлн м3 (ОПЕК) до 17,5 трлн м3 (BP), а начальные потенциальные
ресурсы природного газа оценивались в 26,2 трлн м3 (GCA, ОАО «ВНИИЗарубежгеология»).
В 2013 г. во ВНИИГАЗе при оценке текущего состояния МСБ газовой промышленности стран ближнего зарубежья выполнен анализ особенностей строения месторождения Южная Иолотань -Осман с использованием данных ОАО «ВНИИЗарубежгеология» (Ю.И. Заболотная и др., 2013), и ресурсы газа месторождения Южная Иолотань - Осман составили приблизительно 3 трлн м3. В связи с этим возникает сомнение в реальности величины запасов газа месторождения Галкыныш.
Ранее уже публиковались данные, ставящие под сомнение столь высокую оценку запасов газа месторождения Галкыныш. В настоящей статье приводятся новые аргументы в подтверждение ее несостоятельности.
В последнее десятилетие после получения в 2003-2006 гг. притоков газа из подсолевых карбонатных отложений верхней юры на Южно-Иолотанской площади стали появляться сообщения о резком увеличении суммарных запасов газа в Туркменистане. В частности, 24 мая 2017 г. глава госконцерна «Туркменгаз» Мырат Арчаев заявил на VIII Международном газовом конгрессе о том, что запасы природного газа в стране составляют около 50 трлн м3. При этом он не привел никаких данных в обоснование такой оценки. Практически во всех материалах, посвященных обсуждению вопросов расширения минерально-сырьевой базы (МСБ) газовой промышленности Туркменистана, речь идет о так называемом месторождении Галкыныш1 (рис. 1), запасы которого с каждым годом увеличиваются и в настоящее время, по оценке Миннефтегаза Туркменистана, составляют 27,4 трлн м3.
В обзоре мировых запасов газа, выполненном в 2016 г. компанией British Petroleum, извлекаемые запасы Туркменистана оценены в 17,5 трлн м3. По данным ОПЕК, его доказанные запасы по состоянию на 2016 г. составляли 9,9 трлн м3. По материалам ОАО «ВНИИЗарубежгеология» [1], по состоянию на январь 2017 г. начальные потенциальные ресурсы (НПР) природного газа в Туркменистане (в том числе в Южном Каспии и на сопредельной суше) оцениваются в 26,2 трлн м3, из которых на долю начальных запасов приходится 12697 млрд м3. В связи с этим возникает вопрос, насколько реально обоснована оценка запасов месторождения Галкыныш? Кроме того, из доступных по этому объекту данных абсолютно не ясно, о чем идет
1 В соответствии с постановлением президента Туркменистана от 18 ноября 2011 г. газовым
месторождением Галкыныш (в переводе на русский - «Возрождение») названа территория смежных
газоносных площадей Южная Иолотань - Осман - Минара (и др.).
со "со
го о
00
НПР месторождения Галкыныш: газ - 23220 млрд м3 (97,5 %) нефть-600 млн т (2,5%)
Месторождения: Щ газовые и газоконденсатные | нефтегазоконденсатные
газонефтяные и нефтегазовые | | нефтяные
Рис. 1. Каракумский нефтегазоносный бассейн и его амударьинская часть (по материалам В.И. Высоцкого, 2017 г. [1])
речь: о едином месторождении или о зоне газонакопления, включающей группу самостоятельных месторождений (залежей).
Первоначально основанием для отнесения месторождения Южная Иолотань - Осман к категории крупнейших послужило получение притоков газа в седловине, разделяющей газоносные структуры Южная Иолотань и Осман. После проведения на площадях Южная Иолотань, Осман и Минара (Майская) сейсморазведки 3D и бурения ряда новых скважин Госкорпорация «Туркменгеология» в 2010 г. дала оценку запасов в объеме 21 трлн м3. При этом не было обнародовано данных о подсчетных параметрах: площади газоносности, толщине продуктивной толщи и газонасыщенных интервалов, коллек-торских свойствах пород и т. п.
В 2013 г. во ВНИИГАЗе при оценке текущего состояния сырьевой базы газовой промышленности стран ближнего зарубежья выполнен анализ особенностей строения месторождения Южная Иолотань - Осман и оценены его ресурсы с использованием данных ОАО «ВНИИЗарубежгеология» [2]. Оценка ресурсов газа этого месторождения, выполненная с использованием скудных ориентировочных данных о его строении, составила около 3 трлн м3.
Наконец, заслуживает внимания информация, так или иначе связанная с оценкой непосредственно масштабов месторождения Галкыныш. По самой последней оценке британской компании Gaffney, Cline & Associates (GCA), его запасы составляют 26,2 трлн м3 газа и 300 млн т нефти. При этом до сих пор не обнародованы подсчетные параметры объекта.
7 декабря 2016 г. глава Госкорпорации «Туркменгеология» Атадурды Бердиниязов заявил, что новые данные бурения позволяют расширить газоносную часть месторождения (по материалам агентства «Тренд»). Отмечалось также, что «ресурсы Галкыныш в совокупности с месторождением Яшлар на сегодняшний день оцениваются в 26,2 трлн м3 природного газа, а с учетом запасов вновь открытого месторождения Гаракел, входящего в данный блок месторождений, - до 27,4 трлн м3».
Ранее авторами уже перечислялись некоторые факторы, ставящие под сомнение оценку масштабов этого месторождения [3]. Далее приводится несколько новых аргументов (артефактов) в подтверждение позиции авторов.
Ловушку в подсолевом карбонатном комплексе предположительно связывают с многокупольной антиклинальной структурой площадью 1842 км2 и амплитудой более 1000 м (рис. 2). Обращает внимание аномально высокая амплитуда ловушки, поскольку ни на одном из ранее выявленных месторождений величина этого показателя не превышает 500 м, чаще 200.. .300 м. Поэтому хотелось бы напомнить, что в семидесятых годах прошлого столетия на Южно-Иолотанской площади в поисковой скв. 3 при опробовании подсолевых карбонатных отложений был получен слабый приток пластовой воды с растворенным газом, что и послужило основанием для ее вывода из бурения [4, 5].
По результатам бурения и опробования скв. 3, разрез карбонатной толщи верхней юры по литологии сходен с одновозрастны-ми отложениями месторождения Самантепе. Вскрытые породы в основном характеризуются невысокими коллекторскими свойствами, вследствие чего в большинстве интервалов опробования притока не получено. Лишь в интервале 3996.3978 м получены слабые притоки газа с водой. По этой причине дальнейшие поиски здесь были приостановлены.
Разрез подсолевой сульфатно-карбонатной толщи верхней юры представлен массивом преимущественно тонкопоровых пород, местами пронизанных включениями биогермных останцов с более высокими фильтрационно-емкостными свойствами. К сожалению, доля таких включений в продуктивных отложениях нигде не обозначена.
Получение притока воды с газом на 120 м ниже кровли карбонатной толщи, но заметно выше предполагаемого замка Южно-Иолотанской брахиантиклинали, в частности, может свидетельствовать о том, что под-солевая карбонатная толща здесь представлена не массивным резервуаром, а серией пластовых (или псевдопластовых). А это значит, что газонасыщенная мощность может существенно отличаться от общей, и это способно значительно снизить величину газонасыщенного объема, а равно и запасов газа.
Обращает на себя внимание ситуация, когда разные источники информации приводят сведения, формирующие неоднозначное представление о рассматриваемых объектах. Например, в материале «Топ 10 стран
• Минара
Южная Иолотань
изогипса »16 скважина
Джурджи ■
Рис. 2. Месторождение Галкыныш. Структурная карта кровли подсолевых карбонатных газоносных отложений келловей-оксфорда (^к-о), по данным британской аудиторской компании ОСА и геологической службы Туркменистана на 2008 г. [4]
по запасам природного газа»2 сказано, что ведущим месторождением Туркменистана является Галкыныш, а вторая по величине газовая кладовая - Южная Иолотань. В статье делового журнала Neftegaz.RU, посвященной этому месторождению, говорится, что под названием Галкыныш (Возрождение) с 18 ноября 2011 г. постановлением Г. Бердымухамедова была объединена группа месторождений -Южная Иолотань (Елотен), Минара и прилегающие месторождения. В справке Посольства Туркменистана в Австрии отмечается, что под названием «Галкыныш» в 2011 г. была объединена группа месторождений - Южная Елотен-Осман, Минара и Яшлар. В материале Ильи
Шр ://рооЬа.пе^384^а8-ге8егуе§4ор 10
Дубровина, представленном информационным агентством REGNUM, содержится фраза «по данным компании GCA, проводившей аудит запасов, «Южный Иолотань-Осман» (Галкыныш)...». Далее здесь же говорится, что «по самой оптимистичной и небезусловной оценке GCA, общий объем запасов туркменского газа на трех крупнейших месторождениях: Галкыныш, Яшлар и Гаракель составляет 27,4 трлн м3».
Дело в том, что британская компания GCA не имела непосредственного доступа к первичным геолого-геофизическим материалам и под-счетным параметрам, а получала препарированные туркменской стороной данные по отдельным скважинам, не дающие необходимой информации о строении объекта разведки
в целом. Поэтому результаты проводимого анализа характеризуются большим разбросом аудиторских оценок. Так, например, по месторождению Яшлар они варьируются в диапазоне от 0,3 до 1,5 трлн м3 (или даже до 5 трлн м3), а по месторождению Южная Иолотань - Осман первоначально - от 4 до 14 трлн м3.
Одной из наиболее важных особенностей углеводородной сферы (по Б.А. Соколову) является неравномерность нефтегазонакопления как в разных бассейнах, так и в каждом из них. К примеру, газовые потенциалы двух крупнейших мегабассейнов мира (Арабо-Персидского и Западно-Сибирского) определяют соответственно 9 и 8 крупнейших месторождений с запасами более 1 трлн м3 каждое. Поэтому для оценки НПР Галкыныша полезными могут оказаться результаты анализа условий, определяющих неравномерность нефтегазонакопления в Каракумском нефтегазоносном бассейне.
К числу наиболее богатых нефтегазоносных элементов земной коры относятся области пригеосинклинальных опусканий платформ и плит. Вовлечение их окраин в активное прогибание на этапах рифтогенеза и последующее резонансно-тектоническое (по определению Ю.М. Пущаровского, 1959 г.) возбуждение за счет пострифтового складко- и горообразования на коллизионных этапах создавали наиболее благоприятные условия для реализации всех процессов, составляющих онтогенез нефти и газа. На относительно кратковременных тектонодинамически активных этапах увеличивались темпы формирования разнообразных ловушек нефти и газа, возрастала дестабилизация подземной гидросферы, сопровождавшаяся усилением и генерационных, и миграционных, и аккумуляционных процессов. Такие условия реализовались в пределах южной окраины Туранской плиты, на которой этап наиболее активного формирования резонансных структур связан с послеолигоценовым временем и еще не завершился. Поэтому современные деформации горных пород в сотнях километрах от активных окраин Туранской плиты фиксируются, казалось бы, неожиданными подъемами уровней подземных вод в пьезометрических скважинах на Шатлыкском, Беурдешикском, Кирпичлинском, Ачакском, Газлинском и других разрабатываемых месторождениях.
Большинство крупнейших газовых месторождений в юго-восточной части Туранской
плиты располагается в ореолах зон повышенных градиентов новейших движений. Как правило, эти месторождения сосредоточены в приорогенном поясе резонансной складчатости: перед юго-западными отрогами Гиссара - Шуртанское; несколько западнее - Зевардинское; перед Копетдагом - Ханги-ренское, Даулетабад-Донмезское, Шатлыкское, Южно-Иолотанское.
В строении Каракумского бассейна и размещении в нем разномасштабных скоплений углеводородов (преимущественно газа) особое место принадлежит соляно-ангидритовой толще кимеридж-титона (гаурдакской свиты). Она играет определяющую роль в пространственной локализации залежей углеводородов. По этой причине Г.И. Амурским с соавторами в 1976 г. предложено выделять здесь два принципиально различных элемента районирования: внутреннего солевого ареала и почти повсеместно окаймляющего его внешнего кольцевого пояса нефтегазонакопления [6].
В солевом ареале подавляющее большинство углеводородных залежей (в основном газа) размещается в подсолевой сульфатно-карбонатной толще келловей-оксфорда. Надсо-левые отложения нижнего мела газоносны лишь на локальных участках потери изолирующих свойств соляно-ангидритового флюидо-упора (например, Алатское месторождение). В зоне сочленения Амударьинской синекли-зы с Предкопетдагским прогибом, где соляно-ангидритовый «клин» погружается в последний, газ из юрских отложений мог поступать в надсолевые отложения нижнего мела (так называемый шатлыкский горизонт), минуя региональный флюидоупор.
Решающее значение в формировании внешнего кольцевого пояса нефтегазонакопле-ния принадлежит подпирающему его кольцевому поясу интенсивных межпластовых перетоков, образованному системой разломов, контролирующих распространение соляно-ангидритового флюидоупора. Этот пояс обеспечивал возможность ступенчато-восходящего перемещения пластовых флюидов, что привело к образованию многочисленных залежей углеводородов в стратиграфических аналогах над-солевых меловых отложений.
Формирование ловушек на пригеосинкли-альных окраинах плит обычно бывает синхронным развитию бассейна седиментации. Однако в стадии наиболее активного роста
они находятся на складчато-орогенных этапах. Поэтому, если тангенциальный стресс, под действием которого, по мнению В.Е. Хаина (1978 г.), флюиды могут активно выжиматься в направлении континента, будет сопровождаться резонансной волной складкообразования, коэффициент аккумуляции углеводородов может достигать максимальных значений.
Восточная часть Предкопетдагского прогиба посредством Шатлыкской межбассейновой зоны контактирует с внутриплатформен-ной Амударьинской синеклизой. Здесь вдоль трансформно-фланговой части сутуровой зоны коллизии Туранской и Ирано-Афганской плит в небольшом числе крупнейших месторождений сосредоточена большая часть разведанных запасов газа. Этому благоприятствовало распространение (формирование) здесь системы резонансных валообразных структур (Тедженской, Шатлыкской, Даулетабадской, Яшларской и др.), расположенных вдоль фронтальных элементов сутурообразного шва, некоторые из которых пространственно, а возможно, генетически связаны с антиклинальными зонами Гяурского и Восточного Копетдага.
Мощное возмущение гидродинамики подземной гидросферы Каракумского мегабассей-на на новейшем этапе под действием «накатывания» горного сооружения на край плиты привело к интенсификации процессов генерации, эмиграции и аккумуляции углеводородов, активному переформированию или доформированию уже существующих месторождений. О незавершенности этих процессов в Прикопетдагском ареале газонакопления свидетельствуют особенности строения Даулетабад-Донмезского месторождения (неустановившееся положение газоводяных контактов, резко меняющийся по площади состав газа, продолжающееся внедрение сероводорода, заметные вариации в содержании конденсата).
Высокий уровень разведанности подсоле-вой карбонатной толщи юры на Чарджоуской ступени обнаруживает, что здесь практически все известные ловушки оказались продуктивными. Краткий тектонодинамический анализ условий формирования месторождений в Каракумском бассейне показал, что еще более благоприятные условия для нефтегазонакопле-ния реализовывались в приорогенном поясе резонансной складчатости. Поэтому можно считать, что в подсолевом карбонатном комплексе Мургабской впадины все существующие
ловушки будут предельно заполнены газом и (или) нефтью. С другой стороны, принимая во внимание более низкую емкость коллекторов, можно утверждать, что удельные запасы газа на месторождениях здесь окажутся заметно более низкими, чем на Чарджоуской ступени.
На рассматриваемой территории емкость коллекторов в карбонатной толще юры достигает максимальных значений на месторождениях в рифовых ловушках Чарджоуской ступени (Шуртан, Зеварды и др.) и стремится к минимуму в ловушках с преобладанием плотных коллекторов (Самантепе, Багаджа и др.) в более южных районах. Еще южнее в Мургабской впадине и особенно в ее Сандыкачинской зоне новейшего прогибания распространение высокоемких коллекторов еще менее вероятно. Поэтому здесь удельные запасы газа на единицу площади не могут быть выше, чем на месторождениях Чарджоуской ступени.
Удельные запасы газа, приходящиеся на 1 км2 площади месторождения, определяются главным образом емкостью и суммарной толщиной газонасыщенных коллекторов. Прежде чем дать оценку тренда удельных запасов газа в подсолевом карбонатном комплексе, необходимо обратить внимание на четко выраженное увеличение глубины его залегания от 1800.3000 м на Чарджоуской ступени до 3600.5000 м в Сандыкачинской зоне новейшего прогибания Мургабской впадины. В свою очередь, этот показатель оказывает заметное влияние на, как правило, синхронное снижение осредненной емкости и доли коллекторов в ее разрезе.
Выполненные авторами расчеты удельных запасов газа, приходящихся на 1 км2 площади, для крупных газовых месторождений, приуроченных к подсолевым карбонатным комплексам, показали следующее, млрд м3/км2:
• Самантепе (Туркменистан) - 0,3;
• Шуртан (Узбекистан) - 1,23;
• Оренбургское (Россия) - 0,8;
• Астраханское (Россия) - 1,0;
• Галкыныш (Туркменистан) - 14,5.
Как видно, для месторождения Галкыныш значение этого показателя более чем на порядок оказывается выше, чем на Шуртане, где газоносны высокоемкие коллекторы рифового массива. Это означает, что либо запасы (или ресурсы) первого многократно завышены, либо условия газоносности подсолевого сульфатно-карбонатного комплекса определены неверно.
Список литературы
1. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира в 2010-2016 гг.: инф.-аналит. обзор /
B.И. Высоцкий. - М.: ВНИИЗарубежгеология, 2017. - 59 с.
2. Заболотная Ю.И. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородов и прогноз экспортного потенциала стран ближнего зарубежья (Туркменистана, Казахстана, Узбекистана) / Ю.И. Заболотная, Н.А. Крылов, А.Я. Гризик и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5(16). -
C. 173-184.
3. Соловьёв Н.Н. Основные закономерности размещения и формирования сероводородсодержащих месторождений / Н.Н. Соловьёв, Л.С. Салина,
B.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1(25). -
C. 126-134.
4. Мелихов В.Н. Геология и газонефтеносность Каракумской провинции. Оценка газонефтеперспективных зон, направления поисково-разведочных работ в платформенной части Туркменистана / В.Н. Мелихов. -СПб.: Изд-во СПбПУ, 2017. - 286 с.
5. Соловьёв Н.Н. Подсолевая структура Шатлыкского газоносного района /
Н. Н. Соловьёв // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - 1974. -№ 11. - С. 16-20.
6. Амурский Г. И. Принципы районирования газоносных территорий Восточной Туркмении и Западного Узбекистана: науч.-техн. обзор / Г.И. Амурский, Э.С. Гончаров, Н.Н. Соловьёв и др. - М.: ВНИИЭГазпром,1976. -
47 с. - (Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений).
A gigantic gas field named Galkynysh: is it a fiction or reality?
N.N. Solovyev1*, L.S. Salina1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: N_Soloviev@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Last decade, after the gas inflow from the subsalt carbonate Upper-Jurassic sediments at South-Iolotan block had been gotten in 2003-2006, some reports about the abrupt increase of the total gas reserves in Turkmenistan came out. Herewith, no geological data substantiating such valuations were presented, but there was information that increase of a mineral resource base in Turkmenistan related to Galkynysh gas giant.
According to a decree of the president of Turkmenistan dated November 18, 2011, a territory of contiguous South Iolotan - Osman - Minara (etc.) gas-bearing blocks was called Galkynysh gas field. Each year its reserves grow, and nowadays the Ministry of Oil and Gas of Turkmenistan estimates them as 27,41012 m3.
As described in different information sources, in 2016-2017 valuations of recoverable gas reserves of the whole Turkmenistan vary from 9,91012 m3 (OPEC) to 17,51012 m3 (BP), and the initial potential resources of natural gas are estimated as 26,2 1012 m3 (GCA, VNIIZarubezhgeologiya OJSC).
In 2013, within a project aimed at assessment of current mineral resource bases in the Near Abroad countries, Gazprom VNIIGAS carried out analysis of structural features of South Iolotan - Osman field using data of the VNIIZarubezhgeologiya OJSC (Yu.I. ZABOLOTANYA, 2013). Then, calculated resources of the named field equaled to nearly 3 1012 m3.
Earlier, few data putting in doubt this rather high valuation of Galkynysh gas reserves have been already published. The present paper contains some new arguments against the announced digits.
Keywords: mineral resource base of Turkmenistan, Galkynysh gas field, initial potential gas resources, valuations. References
1. VYSOTSKIY, V.I. Global petroleum industry in 2010-2016 [Neftegazovaya promyshlennost mira v 20102016 gg.]: analytical review. Moscow: VNIIZarubezhgeologiya, 2017. (Russ.).
2. ZABOLOTNAYA, Yu.I., N.A. KRYLOV, A.Ya. GRIZIK, Ye.V. YUDINA, N.G. IVANOV. Present state of mineral resources of hydrocarbons and forecast of export potential of neighboring countries (Turkmenistan, Kazakhstan, Uzbekistan) [Sovremennoye sostoyaniye mineralno-syryevoy bazy uglevodorodov i prognoz eksportnogo potentsiala stran blizhnego zarubezhya (Turkmenistan, Kazakhstan, Uzbekistan)]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 173-184. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. SOLOVYEV, N.N., L.S. SALINA, V.A. SKOROBOGATOV. Main laws for acid gas deposits localization and formation [Osnovnyye zakonomernosti razmeshcheniya i formirovaniya zalezhey serovodorodosoderzhashchego gaza]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 125-133. ISSN 2306-8949. (Russ.).
4. MELIKHOV, V.N. Geology and oil-gas-bearing capacity of Kara Kum province. Estimation of gas-oil-promising zones, trends ofprospecting in the platform part of Turkmenistan [Geologiya and gazoneftenosnost Karakumskoy provintsii. Otsenka gazonefteperspektivnykh zon, napravleniya poiskovo-razvedochnykh rabot v platformennoy chasti Turkmenistana]. St. Petersburg: Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, 2017. (Russ.).
5. SOLOVYEV, N.N. Subsalt structure of Shatlyk gas-bearing region [Podsolevaya strultura Shatlykskogo gazonosnogo rayona]. Geologiya i Razvedka Gazovykh i Gazokondensatnykh Mestorozhdeniy. Moscow: VNIIEGazprom, 1974, no. 11, pp. 16-20. (Russ.).
6. AMURSKIY, G.I., E.S. GONCHAROV, N.N. SOLOVYEV et al. Principals of zoning territories of Eastern Turkmenia and Western Uzbekistan [Printsipy rayonirovaniya territoriy Vostochnoy Turkmenii i Zapadnogo Uzbekistana]: sci.-tech. review. Geologiya i Razvedka Gazovykh i Gazokondensatnykh Mestorozhdeniy. Moscow: VNIIEGazprom,1976. (Russ.).
