CC BY
54
УДК 553.98:551:24:551.73 (575.1)
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЯ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЮЖНОГО ТЯНЬ-ШАНЯ
Р.Х.Миркамалов (ГП "Научно-исследовательский институт минеральных ресурсов" Госкомгеологии РУз), Г.С.Абдуллаев, Х.Х.Миркамалов (ОАО "Институт геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений")
Тектоническая структура доюрского складчатого основания Южного Тянь-Шаня сформирована в результате нескольких рифтогеных и субдукционно-коллизионных этапов. Она представляет собой сложный ансамбль разновозрастных аккреционных комплексов, включающих окраинно-континентальные островодужные и офиолитовые образования в зоне сочленения Каракумской и Казахстанской плит. Модель субдукционного рудо- и нефтегазообразования объясняет площадную сопряженность месторождений УВ, горючих сланцев и металлических полезных ископаемых и дает основания предполагать о существовании нефтегазовых залежей в поднадвиговой позиции в нижних тектонических пластинах, представленных преимущественно карбонатными разрезами. Наиболее перспективные области в этих поясах, скорее всего, приурочены к узлам пересечения палеофлюи-допотоков с антиформными структурам.
Ключевые слова: палеозой; поднадвиговая позиция; антиформные структуры.
Постоянно возрастающее потребление нефти и газа на фоне истощения известных нефтегазовых регионов принуждают геологов искать новые, нетрадиционные объекты на основе новейших научных теорий. Районирование нефтегазовых территорий зависит от подхода к главному вопросу нефтяной геологии — о происхождении и аккумуляции нефти. Более 100 лет идет спор между сторонниками биогенного образования нефти и ее синтеза из неорганических соединений. В научных кругах долго доминировавшая первая точка зрения подразумевала, что запасы нефти ограничены и невосполнимы. Идея о неорганическом синтезе в недрах Земли вселяет надежду на постоянное восполнение месторождений УВ и допускает их нахождение в нетрадиционных условиях и толщах. Пока еще не достигнуто полного согласия исследователей, но наметилось сближение этих точек зрения. Теперь уже говорят о смешанном происхождении нефти при участии ОВ в биохимическом синтезе эндогенных УВ во флюидодинамиче-ской системе и круговороте УВ в природе [2, 9]. При этом значение нефтематеринских свит уходит на второй план, а решающее значение приобретает наличие процессов, происходящих в земной коре с благоприятными режимами для нефтегазообразования.
Рассмотрение проблем нефтяной геологии в свете теории тектоники литосферных плит привело к выводу, что определяющим фактором нефтегазообразования является прежде всего геодинамический режим недр, причем наиболее благоприятны субдукционный и риф-тогенный. При этом подавляющее большинство нефтегазоносных бассейнов относится к поясам субдукцион-ного типа [6], представляющим собой протяженные
зоны высокой подвижности, большой мощности отложений, повышенной проницаемости земной коры. Это связано с тем, что объем скоплений УВ зависит от площади отложений, богатых органикой. Если в рифтовой области она ограничена площадью самого прогиба, то при субдукционном режиме аккумулируется УВ-веще-ство из всех формаций, попавших в зону аккреции, в том числе и из рифтогенных областей.
После закрытия океанических бассейнов зоны суб-дукции оставляют после себя след в виде парного пояса, с одной стороны, вулканоплутонического активной окраины, с другой — аккреционного складчато-надви-гового, представленного чешуями океанических и окра-инно-континентальных отложений, шарьированных на платформенный чехол пододвигавшейся плиты. Эти пояса разделяются сутурой и ограничиваются краевым прогибом.
Анализ распределения нефтегазоносных бассейнов мира показал, что большинство крупных залежей нефти и газа Персидского залива, Венесуэлы, США, Канады, Юго-Восточной Азии, Предуральского прогиба, Кавказа, Карпат приурочено к зонам поддвига плит [11]. К ним можно отнести УВ-бассейны и других регионов мира.
Традиционным вместилищем запасов УВ до недавнего времени считался осадочный чехол прогибов и окраин платформ, однако их истощение заставило геологов обратить внимание непосредственно на субдук-ционные пояса. Была доказана возможность нахождения УВ как в надсубдукционной (месторождение Белый Тигр залегает в гранитах кристаллического фундамента Вьетнамского шельфа над мезозойской зоной под-
двига литосферных плит [3]), так и в поднадвиговой позициях, при этом в качестве коллекторов могут выступать практически любые породы, включая гранитоиды и метаморфические породы. Примером нахождения залежей в поднадвиговой позиции может служить месторождение, открытое на Кубе в меловых осадках под серпентинитами офиолитового покрова. Сегодня поиски нефти и газа в горно-складчатых областях ведутся в разных странах мира, включая США, Канаду, Венесуэлу, Мексику, Китай и страны Северной Африки [6]. В последнее время к этому списку можно добавить Россию и Киргизию.
Продуктивное применение мобилистских идей при прогнозе нефтегазовых месторождений продемонстрировано геологами США, выявившими новые нефтегазовые бассейны в поднадвиговой позиции Аппалачей и Скалистых гор, в районе, считавшемся неперспективным из-за сложного складчато-надвигового строения. Эти факты заставили геологов изменить отношения к орогенным поясам, трассирующим, как правило, фронтальные зоны крупноаплитудных шарьяжных структур. Кроме того, в последнее время было доказано, что в качестве вмещающих можно рассматривать не только пористые осадочные породы, но и метаморфические кристаллические сланцы и гранитоидные комплексы.
В качестве еще одного примера перспективности обнаружения поднадвиговых залежей приводится Урал, шарьяжная структура горных образований которого состоит из вулканогенно-осадочных раннепалеозой-ских пород, надвинутых на более молодые отложения. Он традиционно считался только крупной горно-рудной базой, содержащей благородные, цветные, черные и другие металлы, с полным отсутствием перспектив на нефть и газ. Но пробуренные скважины (в том числе, на северном Урале) подтвердили возможность нахождения месторождений УВ в поднадвиговой позиции.
В геологическом отношении территория Узбекистана имеет много общего с геологией Урала [4]. Она расположена на стыке Туранской плиты с горными цепями Тянь-Шаня, которые сформировались в результате эпи-платформенного орогенеза в альпийский и неотектонический циклы. Горные возвышенности представлены в разной степени метаморфизованными породами протерозойского и палеозойского возраста. В равнинных частях эти образования формируют складчатое основание эпигерцинской платформы и перекрыты послетриа-совым осадочным чехлом (средняя мощность 2-4 км).
Складчатое основание представляет собой сложный ансамбль блоков (микроконтинентов) с древней сиалической корой (Киргизско-Казахстанского, Кара-кумо-Таджикского и Устюртского), разделявшихся па-леобассейнами с корой океанического типа. Формирование его структуры происходило главным образом в субдукционно-коллизионные эпохи сокращения или за-OIL AND GAS
крытия палеобассейнов, когда образовывались покров-но-складчатые области пассивных окраин и аккреционные призмы, включающие фрагменты островодужных и офиолитовых комплексов. В результате к позднему карбону наметилась зональность, в которой выделяется четыре крупных области или пояса, различающихся геодинамической эволюцией. Три из них относятся к Тянь-Шаньской складчатой системе (рис. 1).
Срединно-Тяньшаньский вулканоплутонический пояс сложен осадочными, преимущественно карбонатными, и вулканогенными формациями, а также интрузивными комплексами. Он представляет собой активную окраину Киргизко-Казахстанской плиты и протягивается под осадочным чехлом через северные Кызылкумы до Приаралья, где меняет направление до меридионального и далее протягивается к Уралу.
Южно-Тяньшаньский дивиргентный аккреционный складчато-надвиговый пояс, отделенный от вулканоплу-тонического пояса сутурой Туркестанского палеоокеана, сформировался на границе континентальных блоков. В структурном отношении он представляет собой серию террейнов, сложенных офиолитовыми, островодужны-ми и окраинно-континентальными образованиями от докембрия до среднего карбона.
Пассивная окраина Каракумо-Таджикского континента (Юго-Западный Тянь-Шань) протягивается от Гис-сарского хребта (охватывая Байсун-Кугитангскую зону) через Зирабулак-Зияэтдинские возвышенности и Куль-джуктау далее на запад, ограничивая с юга Устюрсткий блок. Он представляет собой палеозойский териген-но-карбонатный чехол пассивной окраины. Особенностью этой зоны является присутствие в разрезе мощного базальт-андезитового комплекса (С1-С2) в ассоциации с габбро-перидотитовыми массивами, связанными с параллельными дайками, рассекающими докембрий-ский метаморфический фундамент, возникший в результате субокеанического рифтинга. Этот рифтогенный вулканоплутонический пояс с разной степенью уверенности можно проследить на западе, в Амударьинской впадине, перекрытой значительным по мощности чехлом мезо-кайнозойских отложений.
Устюрт, представляющий собой осколок древней платформы, перекрытой мощным осадочным чехлом, расклинивает систему на два пояса, один из которых протягивается к Уралу, второй — в Европу вдоль линии Карпинского. Строение этого блока остается малоизученным, при этом перспективы его нефтегазоносности оцениваются достаточно оптимистично.
Для конца палеозоя для всей рассматриваемой территории характерно накопление молассовых толщ с вулканогенными прослоями. Консолидация палеозойских комплексов завершилась внедрением гранитоид-ных интрузий, спаявших разные сиалические массивы в единый блок в составе Евразийского континента.
Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ДОЮРСКОГО ОСНОВАНИЯ ЗАПАДНОГО ТЯНЬ-ШАНЯ (Узбекистан)
1 - Бельтау-Кураминский ВПП (Срединный Тянь-Шань); 2 - Южно-Тяньшаньский складчато-надвиговый пояс; 3 - пассивная окраина Каракумо-Таджикского континента (Юго-Западный Тянь-Шань); 4 - Устюртский блок; 5 - зоны сдвиговых нарушений коллизионного этапа; 6 - ось Гиссарской рифтогенной структуры; 7 - контуры выходов доюрских образований; 8 - сутура Туркестанского палеоокеана; 9 - траектории палеофлюидопотоков; месторождения: 10 - УВ: а - газовые, б - нефтегазовые, в - нефтяные, 11 - горючих сланцев, 12 - рудные: а - золота, б - вольфрама, в - марганца
Рис. 2. ОБОБЩЕННЫЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ ЮЖНЫЙ ТЯНЬ-ШАНЬ (по [5] с добавлениями авторов)
Комплексы: 1 - докембрийский аккреционный, 2 - раннепалеозойский аккреционный, 3 -шельфовые карбонатные, 4 -офи-олитовые; 5 - гранитоиды; 6 - вулканогенные, островодужные формации: а - базальтоиды, б - андезиты, 7 - пермские молас-совые; 8 - зоны пологих надвигов
В мезозое и кайнозое в условиях болотистой низменности и окраинного моря накапливался осадочный чехол эпипалезойской платформы. В олигоцене начался процесс эпиплатформенного орогенеза, связаного с транспрессив-ной реакцией Тяньшаньского пояса на коллизионные процессы между Евразиийской и Индийской плитами.
Геодинамическая эволюция. В процессе своей эволюции рассматриваемая территория испытала как минимум три стадии субдукционной аккреции: в конце протерозоя, в ордовике — раннем силуре, в девоне — среднем карбоне. За этот период полный цикл своего развития прошел Туркестанский бассейн, представлявший собой фрагмент Палеоазиатского океана. Кроме того, в карбоне произошли стремительное раскрытие и закрытие Гиссарского субокеанического рифтогенного бассейна. Заключительная коллизия, завершившая в позднем карбоне — ранней перми судбукционные процессы, стала главнейшим этапом в формировании структуры домезозойского основания. В результате ак-креционые комплексы и перекрывающий их карбонатный чехол были телескопированы в многоярусные ал-лохтонные сооружения. В Южном Тянь-Шане выявляется как минимум три структурных уровня мощных карбонатных разрезов верхнего силура — среднего карбона. Нижняя пластина обнажена в тектонических окнах. В Букантау девон-каменноугольные карбонаты выступают из-под докембрийского аккреционного комплекса, представленного метаморфическими кремнисто-вул-каногенно-терригенными породами, а в горах Актау и Мальгузар — из-под ордовикских и силурийских сланцев (рис. 2). Такую же складчато-надвиговую структуру имеет и Зеравшано-Алайская структурно-формацион-ная зона Юго-Западного Тянь-Шаня.
В последнее время многие исследователи пришли к выводу, что сопряжения зон рудо- и нефтегенеза являются следствием общего процесса в эволюции Земли [1, 3]. Исходя из современных представлений, в качестве главных моделей нефтегазообразования рассматривают рифтогенный и субдукционный процессы.
Первая модель подразумевает накопление мощной толщи осадков, богатых органикой, которая под действием теплового потока перерабатывается в капельножидкую нефть и скапливается в коллекторах различного происхождения. Эти процессы вписываются в историю развития Гиссарской рифтогенной структуры.
Модель субдукционного нефтегазообразования (рис. 3) предполагает погружение под аккреционную призму осадочных пород, содержащих органику и погребенные скопления газогидратов. При этом, по мнению О.Г.Сорохтина [11], на определенных глубинах создаются благоприятные термобарические условия для гидротермального синтеза метана и термической диссоциации морской воды и растворенного в ней углекислого газа при участии железистых минералов океаниче-
ской коры. В условиях глубокого эпигенеза и низшей ступени зеленосланцевого метаморфизма (Т = 100-400 °С) из дегидратирующегося осадочного слоя отжимается сначала свободная вода, затем пленочная, а позднее, как следствие метаморфических реакций, внутримине-ральная. На этом же этапе происходит отгон УВ в виде метана. Кроме того, в подвижную форму переходят низкотемпературные элементы, в том числе и сера, которую рассматривают как стехиометрический участник конденсационных превращений УВ-структур при образовании абиогенной нефти [9].
Необходимо отметить, что на следующей ступени субдукционного погружения в осадочных толщах формируется сульфидная минерализация гидротермальных растворов, ответственная за золотоносность палеозойских аккреционных комплексов Южного Тянь-Шаня.
Соседство рудных и УВ-залежей обусловлено участием серы, которая насыщая гидротермальные растворы и взаимодействуя с рудными составляющими флюидов, образует сульфидные руды, и, наряду с этим, вступает в реакции с УВ-компонентом, способствуя образованию абиогенной нефти.
Зона субдукции по сути является гигантским сепаратором, генерирующим рудоносные флюиды, и одним из звеньев круговорота углерода в природе, откуда он частично попадает в мантию, а частично, после сложных превращений, возвращается во внешние сферы [6]. Субдукционная модель нефтегазообразования интересна тем, что в течение десятков миллионов лет погружающаяся кора как по конвейеру, порцию за порцией, доставляет осадочные породы с температурой около 100-400 °С на глубину, в зону аккреции, где из простейших УВ образуется нефть при участии ОВ [10]. Из зоны подвига по мере нарастания стресса она выжимается в области с меньшим давлением и выносится флюидопо-токами по разломам в надвигающуюся плиту, по зонам рассланцевания — в акреционную призму, а по напластованиям осадочного чехла — в сторону прогибов пододвигающихся платформ. В этих зонах субдукционного пояса при наличии благоприятных условий (коллекторы, структуры и экранирующие горизонты) могут формироваться залежи УВ (рис. 4).
На основе изучения зональности магматизма, распределения рудной минерализации и расположения кольцевых структур в домезозойском основании были намечены траектории палеофлюидопотоков от сутурной зоны в сторону погружающейся плиты. Практически все рудные месторождения домезозойского основания сгруппированы вдоль этих трасс. Анализ размещения крупнейших нефтеназоносных залежей в меловых и юрских отложениях показал и их приуроченность к выделенным траекториям (см. рис. 1). К этим же трассам приурочено большинство месторождений горючих сланцев в нижнем эоцене, содержащих, наряду с углерод-
Рис. 3. СХЕМА СУБДУКЦИОННО-ГИДРОТЕРМАЛЬНОГО РУДО- И НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ В АККРЕЦИОННОЙ ПРИЗМЕ (по [10] с дополнениями авторов)
Уровень моря
га 6 ЕЙ 7
1 - субдуцирующая плита; 2 - активная континентальная окраина или островная дуга; 3 - аккреционная призма; элементы: 4 - выносимые за пределы конкретной обстановки, 5 - отлагающиеся в пределах конкретной обстановки (позиции месторождений); 6 - уровень становления интрузивных массивов; 7 -разрывные нарушения: а - в акреционной призме, б -на активной окраине; 8 -направление перемещения подвижной (флюид, расплав) фазы; 9 - промежуточные магматические очаги на активной континентальной окраине или островной дуге; 10 - направление поддвига субдуцирующей плиты; 11 - изотермы
Рис. 4. СХЕМА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ТЯНЬШАНЬСКОЙ СКЛАДЧАТОЙ СИСТЕМЫ И МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ
1 - докембрийское основание микроконтинентов; 2 - шельфовые образования; 3 - вулканогенные комплексы; 4 - аккреционный комплекс; 5 - кора океанического типа и офиолитовый покров; 6 - мезо-кайнозойский осадочный чехол; 7 - гранитоид-ные комплексы; 8 -пути миграции УВ (а), надвиговые границы (б); 9 - вероятные участки формирования залежей УВ: а - установленные, б - предполагаемые
ным сырьем, примеси радиоактивных, редкоземельных металлов, а также металлов платиновой группы [7]. Такая зависимость расположения залежей УВ в породах платформенного чехла от процессов палеозойской геодинамики позволяет оптимистично оценивать возможность скоплений УВ и в самом складчатом основании. Косвенными доказательствами этого вывода могут служить многочисленные проявления остаточных продуктов нефтяных УВ в палеозойских образованиях, в том числе в магматических. В этом случае в качестве вмещающих пород, кроме традиционных песчаников и карбонатных пород, могут рассматриваться и трещиноватые массивы гранитоидных. К ним же можно добавить метатерригенные породы допалеозойского аккреционного комплекса, плойчатая текстура которых обеспечивает пористость и проницаемость пород. В качестве экранирующих горизонтов можно рассматривать зоны пологих наволоков в подошвах шарьяжей, выполненных милонитами.
Выводы
В геодинамической эволюции территории Узбекистана можно выделить три этапа субдукционно-колли-зионой аккреции и предшедствующие им стадии рифто-генеза. Все эти события, активно способствующие формированию нефтегазовых накоплений, закончились к позднему карбону. Поэтому основные скопления УВ, скорее всего, концентрировались в палеозойских формациях. С перми по олигоцен существовал более или менее спокойный внутриплитный режим накопления молассовых комплексов и платформенного чехла.
Нефтегазоносные залежи и месторождения горючих сланцев в мезозойских и кайнозойских толщах, скорее всего, представляют собой вторичный шлейф над крупными скоплениями в позднепалеозойских комплексах. Они сформированы в результате миграции УВ остаточными флюидопотоками или в процессе постплатформенной альпийской активизации по разрывным нарушениям. Существование на глубоких горизонтах скоплений УВ подтверждается притоком нефти и газа на отдельных месторождениях из пока неизвестных источников.
Исходя из рассмотренных моделей и тектонического районирования территории, можно выделить суб-дукционный и рифтогенный пояса нефтегазонакопле-ния. К субдукционному относится Южно-Тяньшанский пояс и прилегающие к нему пассивная и активная окраины, к рифтогенному — зона Южно-Гиссарской рифто-генной структуры с плечевой периферией (см. рис. 1). Наиболее перспективные области в этих поясах, где можно ожидать скопления УВ в палеозойском складчатом основании в поднадвиговой позиции, скорее всего, приурочены к узлам пересечения палеофлюидопотоков
с антиформными структурам (структурно-тектонический тип ловушек). По мнению Т.Л.Бабаджанова с соавторами (2001), отдельные районы Чарджоуской ступени (рифтогенный пояс) благоприятны для формирования ловушек нефти и газа, однако большая часть нефтегазоносных поясов на сегодняшний день недостаточно изучена на глубину. Авторы статьи считают, что для более детальных и точных прогнозов необходимо изучение их современными геофизическими методами (в том числе, сейсморазведочными Эй) совместно с данными бурения параметрических скважин. При этом изучать надо в первую очередь не впадины, а поднятия фундамента, что позволит получить наиболее полное представление о строении складчатого основания.
На современном этапе, несмотря на прогресс в технологиях поисково-разведочных работ на нефть и газ, открытие месторождения остается прерогативой глубокого бурения и во многом зависит от "его величества — случая". Все материалы по геологии, геофизике, геохимии, аэрокосмическим съемкам и т.д. являются лишь косвенными для определения наличия месторождения. При этом не все объекты, выделенные под поисковое бурение, оказываются месторождениями. Статистика последних лет показывает, что успех приходит после бурения десятков, а то и сотен буровых скважин в одной и той же структуре [8]. Поиск нефтегазовых месторождений, особенно в нетрадиционных позициях, процесс длительный и затратный, при этом требующий не только тщательной проработки всей информации по глубинному строению территории на основе новейших научных подходов, но и учета коэффициента удачи.
Литература
1. Абукова Л.А. Эксперементальные доказательства активной роли геодинамического фактора в процессах сопряженного нефте- и рудогенеза / Л.А.Абукова, О.П.Абрамова // Тез. докладов международной научно-технической конференции. — Ташкент, 2005.
2. Авилов В.И. Газобиохимические аспекты проблем нефтегазообразования / В.И.Авилов, С.Д.Авилова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 6.
3. Арешев Е.Г. Нефтегазоносность континентального шельфа Вьетнама с позиции концепции тектоники литосфер-ных плит / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, Ф.А.Киреев и др. // Геология нефти и газа. — 1996. — № 10.
4. Бабаджанов Т.Л. О связи региональной нефтегазо- и рудоносности с глубинным строением земной коры Западного Узбекистана / Т.Л.Бабаджанов, О.П.Мордвинцев, В.В.Ру-бо и др. // Тез. докладов международной научно-технической конференции. — Ташкент, 2005.
5. Биске Ю.С. Складчатые области Северной Евразии. Тянь-шаньская складчатая система. — СПб.: Изд-во СПбГУ, 2006.
6. Гаврилов В.П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа. — 2007. — № 2.
OIL AND GAS POTENTIAL OF WESTERN PALEOZOIC PART OF SOUTHERN TIEN SHAN
Mirkamalov RKh. (SE "Research institute of mineral resources" of Gos-comgeology of Uzbekistan Republic), Abdullaev G.S., Mirkamalov KhKh. (JSC "Institute of geology and exploration of oil and gas fields")
Pre-Jurassic tectonic structure of the folded basement of the Southern Tien Shan was formed as a result of several rift and subduction-collision stage. It is a series of different age ac-cretionary complexes, including marginal-continental, island arc and ophiolitic formations of the junction between the Kara Kum and Kazakhstan plates. Model of subduction and ore-oil - gas formations explains areal conjugation of hydrocarbons, oil shales and metallic deposits, and suggests the existence of oil and gas lodes in subthrust position in the lower tectonic plates predominantly represented by carbonate formation. The most promising areas in these zones are likely confined to the nodes of intersection Paleo-fluid traces with antiform structures.
Key words: Paleozoic; underthrust position; antiform structures.
7. Евдокимов Л.А. Металлоносные горючие сланцы — источник расширения топливно-энергетитческого баланса и сырьевой базы радиоактивных и редкоземельных металлов / Л.А.Евдокимов, А.А.Кудинов, П.Г.Васильев // Горный вестник Узбекистана. — 2007. — № 1.
8. Крылов А.Н. Коэффициент удачи // Нефть России. — Март 1999. — № Э.
9. Лурье М.А. О возможности абиогенного образования нефтегазовых систем / М.А.Лурье, Ф.К.Шмидт // Отечественная геология. — 2008. — № 1.
10. Савчук Ю.С. Эволюция рудных процессов в структуре аккреционной призмы Южного Тянь-Шаня (Кызылкумский геодинамический полигон) / Ю.С.Савчук, П.А.Мухин // Геотектоника. — 199Э. — № 6.
11. Сорохтин О.Г. Роль океанов в формировании месторождений полезных ископаемых и нефтегазоносных бассейнов континентов / О.Г.Сорохтин, С.А.Ушаков // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: материалы V международной конференции. Ч. 1. — М.: Изд-во Московского ун-та, 2001.
© Р.Х.Миркамалов, Г.С.Абдуллаев, Х.Х.Миркамалов, 2013
Рустам Хамзаевич Миркамалов, заведующий отдела, кандидат геолого-минералогических наук, [email protected];
Гайбулла Сайфуллаевич Абдуллаев, директор,
доктор геолого-минералогических наук;
Хамза Хамидович Миркамалов, ведущий научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук.
