CC BY
37УДК: 553.982(575.13):665.637.8 Юсупов Ш.К.
ОБРАЗОВАНИЕ СКОПЛЕНИЙ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ И ВЫСОКОВЯЗКИХ
НЕФТЕЙ
Юсупов Ш.К.-ассистент (Каршинский инженерно-экономический институт)
Мацолада табиий битум ва огир нефтларнинг миграцияси, тарцалиш цонунлари ва цатламдаги шароитларини урганиш асосида конларнинг пайдо булиши ва тупланиши билан боглиц геологик, гидрогеологик ва тектоник хусусиятлари уацида маълумотлар келтирилган.
Калит сузлар: битум, нефть, углеводород, уюм, катлам, кон, тузилма, катлам сувлари, сероводород, ботиклик.
The article discusses the migration of natural bitumen and heavy oils, the laws of distribution and formation conditions are discussed, geological, hydrogeological and tectonic features related to the formation and accumulation of deposits are given.
Key words: bitumen, oil, hydrocarbon harmony, formation, horizon, deposits, structure, région, formation water hydrogen sulphide, sink.
Введение. В связи с истощением активно разрабатываемых в настоящее время месторождений нефти нефтегазодобывающие компании мира уделяют всё большее внимание разработке залежей высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ).
Если в последние годы отдавалось предпочтение поиску и освоению месторождений традиционных (легких) нефтей с большой концентрацией предполагаемых запасов, то в ближайшем будущем следует ожидать рост инвестиций в существующие и новые проекты разработки залежей с трудно извлекаемыми запасами, в первую очередь ВВН и ПБ.
Совершенствование технологий ВВН и ПБ приобретает всё большую актуальность, поскольку их запасы в мире уже превышают запасы обычной (легкой) нефти. По мере продолжающегося роста добычи легкой нефти доля тяжелой в структуре запасов углеводородов будет только возрастать.
Результаты исследования. Известно, что промежуточное положение между легкими «нормальными» нефтями (плотность около 0,870 г/см3) и природными битумами класса мальт, асфальтов и озокеритов занимают тяжелые и высоковязкие нефти (ВВН), широко представленные на территории Сурхандарьинского нефтегазоносного региона и в меньшей мере Ферганского. Плотность таких нефтей достигает 0,987 г/см3 (месторождение Амударья), вязкость от 50 до 5000 спз (месторождение Шорбулак). Последние характеризуются большим содержанием серы (до 6-8 %), акцизных смол (20-60 %), силикагелевых (9-21 %), количество асфальтенов в этих нефтях изменяется от 1,25 до 9,8 %.
Скопления и залежи озокеритов, тяжелых и ВВН генетически связаны с преобразованием (за счет вторичных процессов) в первом случае парафиновых нефтей, во втором - нефтей с асфальтовым основанием. Наблюдаемое же сходство условий залегания скоплений битумов и залежей нефти, приуроченность зон битумонакоплений к нефтегазоносным районам свидетельствуют о генетическом единстве источников нефти и природных битумов. Подтверждением этому служит приуроченность скоплений природных битумов, тяжелых и легких (нормальных) нефтей к бортовым частям Ферганского нефтегазоносного региона, где нефтяные месторождения сформировались в результате латерально- и латерально-ступенчатой миграции нефти из внутренних, наиболее погруженных зон с их последующим перераспределением по разрезу и изменением под воздействием вторичных процессов в уже сформировавшейся породе.
Общая перестройка структурного плана Ферганской впадины в неоген-четвертичное время привела к перемещению некоторых ранее существовавших нефтяных залежей из более погруженных зон в приповерхностные. Сокращение мощностей пород обусловлено рядом
перерывов внутри палеогеновых отложений и региональным предбактрийским перерывом неогена, что также способствовало подтоку углеводородов из погруженных частей впадины к бортовым. При этом легкие «нормальные» нефти преобразовались в тяжелую и высоковязкую, а затем в мальты, асфальты и асфальтиты в процессе движения нефти по коллектору в условиях воздействия на неебогатых кислородом и микроорганизмами пластовых вод. Этому способствовали небольшие (приповерхностные) глубины залегания, низкая минерализация вод и отсутствие в большинстве случаев надежных экранов [1].
При выходе коллекторов на поверхность с одновременным увеличением плотности, вязкости, содержания смол и асфальтенов в головных частях битумо- и нефтесодержащих пластов образуются асфальтовые пробки, препятствующие дальнейшему разрушению залежей. Образующиеся в этих условиях скопления битума, как правило, содержат значительное количество серы. К группе высокосернистых относятся жильные месторождения природных битумов, образующиеся при излиянии нефтей по трещинам растяжения сбросового характера, и залежи тяжелых и ВВН, сформированных под воздействием вод, обогащенных H2S (подземноеокисление). Нефти, которые подвергались разрушению и преобразованию в высокосернистые битумы и тяжелые нефти, изначально представляли смолистые, асфальтеновые и сернистые разности, относящиеся к классу метаново-нафтеновых. Воды, сопутствующие рассмотренным природным битумам и тяжелым ВВН нефтям, относятся к сульфатному, сульфатно- натриевому и хлоридно-кальциевому типам с большим содержанием сероводорода (до 400 мг/л). Скопления тяжелых битумов и ВВН приурочены к доломитизированным, каверно-трещинным известнякам с прослоями гипсов и ангидритов.
Вопрос о влиянии серы, находящейся в нефтях, сероводорода вводах и газах на преобразование легких и «нормальных» нефтей в тяжелые, высоковязкие, а также в природные битумы (хрупкие и твердые) изучен недостаточно. Наиболее спорным, и в то же время важным, остается установление изменения углеводородной (УВ) части нефтей в подземных условиях в результате окислительных процессов.
Одни исследователи отрицают такую возможность, считая, что этот процесс невозможен с термодинамических позиций, так как в результате реакции свободная энергия системы повышается. Другие (их большинство) наоборот, указывают на большую роль серы и сероводорода при процессах полимеризации и поликонденсации нефтей. Они считают, что эти процессы ускоряются и образуются высокомолекулярные соединения, которые становятся довольно устойчивыми к действию кислорода. Осернение в поверхностных и приповерхностных условиях происходит путем биологического восстановления сульфатов вод в результате бактериальной деятельности. Интенсивность процесса трансформации нефти микроорганизмами определяется геолого-геохимическими условиями залегания месторождений и зависит от химического состава нефти и активности микроорганизмов в зоне водонефтяного контакта. В результате биогенного окисления повышается плотность и вязкость нефти, содержание метановых углеводородов снижается или они исчезают полностью. Нефти становятся более циклическими по углеводородному составу, высокосмолистыми.
В подземных условиях на глубине свыше 2 км при пластовых температурах свыше 90° в уже сформировавшихся нефтяных залежах бактериальная генерация серы и сероводорода маловероятна. Поэтому наблюдаемая обогащенность серой нефтей происходит, как считают некоторые исследователи (С. П. Максимов и Р. Г. Панкина), еще на стадии седиментогенеза, о чем свидетельствует сходство изотопного состава серы дневных водоемов и серы нефтей того же возраста. Однако, как указывает А.Н.Карцев, если подобного рода процессы осернения и происходили, то на стадии катагенеза нефть теряет сернистые соединения на глубине от 1 до 4 км и содержание общей серы при этом может уменьшаться от 3 до 0,2 %. В этих условиях, учитывая, что осернение нефтей может происходить за счет сероводорода, большое значение приобретает образование сероводорода в результате растворения
сульфатов (гипсов, ангидритов) с последующим восстановлением сульфат-иона в растворе до сероводорода [2].
Суммируя рассмотренные выше стадии преобразования состава подземных вод (или рассолов) и их взаимодействие с вмещающими породами, получим:
CaSО4+CaCОз+MgCl+2C+H2О=CaMg(CОз)2+Caa2+CО2T+H2St.
В этой реакции в единое целое связываются такие процессы, как восстановление сульфатов до сероводорода, растворение сульфатных минералов (гипсов, ангидритов) вмещающих пород и образование вторичных доломитов.
Эти процессы возможны при наличии вмещающих пород определенного состава, закрытости и изолированности системы инфильтрационных вод. Такие условия могут существовать на стадии седиментационного формирования вод (рассолов). В случае раскрытия структуры и просачивания инфильтрационных вод нарушается термодинамическое равновесие и характер рассматриваемых процессов может резко измениться.
Наибольшее содержание H2S в газах и пластовых водах, серы в нефтях наблюдается во всех выше рассмотренных месторождениях тяжелых нефтей Афгано-Таджикской впадины. Степень метаморфизаций увеличивается и здесь происходит рост минерализации вод по мере погружения пород. Параллельно увеличивается количество гипсов и ангидритов в продуктивных акджаро-бухарских слоях палеогена: серы (до 8 %, месторождение Амударья, Акджар, Хаудаг, Кокайты, и Досманага-Корсаглы), асфальтов и парафинов (соответственно 3,5 и 5,6%),сульфатно-натриевые и хлоридо-магниевые воды сменяются хлоридо-кальциевыми, возрастают плотность и вязкость нефтей (до 0,987 г/смЗ).
Утяжеление нефти VII горизонта (до 0,898 г/смЗ, месторождение Ханкыз), увеличение в ней серы до 1,18 %, асфальтенов до 1,25 % - прямое следствие влияния окисленных процессов, связанных с восстановлением сульфатов (газы VII горизонта обогащены H2S).
Во всех рассмотренных случаях вмещающими породами являются доломитизирован-ные каверново-трещинные известняки. Образование трещин, каверн в этих известняках обусловлено главным образом воздействием на них угольной кислоты, которая при взаимодействии с водой коррозирует породу (выщелачивание известняков, расширение трещин) в зонах повышенной проницаемости.
Установленное подтверждается экспериментальными исследованиями В.В.Говарда и М.В.Давида, которые пришли к заключению, что основной причиной развития пустот в породе является растворяющее действие циркулирующих вод, обогащенных угольной кислотой [1].
Благоприятные геолого-гидрогеологические и геохимические условия, изолированность систем от проникновения инфильтрационных вод, наличие в разрезе доломитизированных трещинно-каверновых известняков, гипсов и ангидритов, повышенное содержание врастворах ионов магния обусловило возможность протекания выше рассмотренных процессов с образованием H2S на многих выявленных месторождениях тяжелых, и ВВН Афгано-Таджикской и Ферганской впадины.
Все это не исключает возможности формирования тяжелых и высоковязких нефтей под влиянием гипергенных процессов, когда на некоторых этапах геологического развития на отдельных участках создавались условия для их проявления. В нефтях, залегающих в песчаниках, как правило, высокая сернистость не наблюдается, что объясняется присутствием там окислов железа, способных связывать H2S, выделяющийся при окислительно-восстановительных реакциях.
Таким образом, высокосернистые с переменным количеством кислорода скопления битумов, тяжелые и высоковязкие нефти могут образоваться в результате изменения залежей нефти в зоне гипергенеза при миграции УВ в коллекторе, выведенном в зону гипергенеза, и в результате подземного окисления под влиянием сероводорода.
Особенность высокосернистых вязких и твердых ПБ, и ВВН-их обогащенность такими элементами, как Р, V, №, Si, К, Fe, Mg, А1, Мп, Си, As и многими другими в количестве, примерно на порядок выше, чем в легких «нормальных» нефтях. Характерно преобладание ванадия над никелем. Большинство минералов, сопутствующих скоплениям битумов, тяжелых и ВВН, относится к классу сульфидов и сульфатов.
Вопрос об образовании озокеритов до настоящего времени также остается дискуссионным. Ряд исследователей (К.П.Калицкий, И.М.Губкин и др.) считали, что озокериты образуются в результате испарения легких компонентов парафинистых нефтей под действием солнечного тепла. Б. Г. Тычинин полагал, что процесс образования озокерита состоит в кристаллизации парафина при остывании нефти, поднимающейся в область низких температур и давления. В.Н.Муратов считает, что озокерит образовался вследствие охлаждения нефти за счет адиабатического расширения газов при ее движении по пласту, которое происходит в результате поступления нефти на дневную поверхность через трещины
[3].
Анализ размещения и условий формирования месторождений озокеритов на территории Ферганского нефтегазоносного региона показывает, что все они (Шорсу, Майлисай, Сель-Рохо, Сев. Риштан, Ханкиз, Тергачи, Мингбулак и др.) приурочены, как правило, к структурам, сводовые части которых размыты на различную глубину. Окончательное строение эти структуры приобрели на этапе преобразования платформенного режима развития в орогенный. На этом этапе зародились или возродились региональные разломы, за счет которых обособился центральный грабен, а в прибортовых частях многие структуры были высоко приподняты и размыты в своде на разную глубину. В поздние этапы неотектонического развития (конец плиоцена - начало четвертичного времени) в результате нового складкообразования происходит интенсивное дробление пород с возникновением разнообразных трещин (в том числе трещин растяжения сбросового характера), затрагивающих нефтеносные пласты. По этим трещинам нефть изливалась на дневную поверхность, чему способствовало также разуплотнение пород-покрышек и уменьшение давления за счет эрозии пород. В результате изменения температуры и давления нефти с парафинистым основанием, заключенные в трещиноватых коллекторах (V горизонт -площади Майлисай и Сель-Рохо и др.), подвергались длительной полимеризации с последующим образованием линзообразных и жильных скоплений озокеритов. Следует отметить, что большая часть высокосернистых (тяжелые и высоковязкие нефти, мальты, асфальты и асфальтиты) и высоко кислородных природных битумов также сформировалась главным образом на новейших этапах тектонического развития Ферганской и Афгано-Таджикской впадины.
На некоторых участках разрушавшиеся залежи нефти и возникшие скопления природных битумов, а также сульфатные породы при активном действии бактерий, поверхностных вод создали условия для восстановления окисных соединений и образования серных месторождений (Шорсу). Обращает на себя внимание также то, что в пределах всех известных залежей и скоплений природных битумов в палеогеновых и неогеновых отложениях Ферганской впадины последние являются одновременно промышленно нефтеносными или содержат следы присутствия нефти. Так, есть основание полагать, что район Карагундайской антиклинали, на западной периклиналикоторой располагается Майлисайская складка, до наступления эрозионных процессов имел огромную площадь нефтяных залежей в III, IV, VII и VIII горизонтах с газовыми шапками на своде складки. Однако, в результате предбактрийского размыва в первую очередь всводовой части разрушились газовые шапки и началась усиленная утечка нефти из горизонтов. Наиболее удаленная от свода Карагундайской антиклинали и с пониженным рельефом западная периклиналь, где ныне находится Майлисайское месторождение, подвергалась размыву в последнюю очередь, что и обусловило сохранность здесь остаточной залежи нефти в
V горизонте на глубинах 160-600 м. В северо-восточной части складки палеоген оказался выведенным на дневную поверхность и здесь нефть окислилась до асфальтов и озокеритов.
Интересно рассмотреть роль латеральной и вертикальной миграции в образовании нефти и скоплений тяжелых и высоковязкихнефтей и природных битумов. Региональной предпосылкой латеральной миграции является повсеместное распространение коллекторов как в зоне длительного и устойчивого прогибания, так и в сопредельных с ними приподнятых зонах. Как раз таким является соотношение в позициях регионально продуктивных IV, V, VII и других пластов палеогена в центральной и прибортовых частях Ферганской впадины. Вертикальной же миграции благоприятствуют перерывы, поверхности несогласия в продуктивном разрезе и рассеченность его разломами. Оба эти условия показательны для разрезов палеогена Ферганской и Афгано-Таджикской впадин.
Известно, что в Ферганском регионе выделяются внутренняя и внешняя гидродинамическая и гидрохимическая зоны. Первая охватывает центральную, наиболее погруженную часть впадины и контролируется геолого-тектоническими факторами, обусловливающими возрастание пластовых напряжений, увеличение энергии упругой деформации жидкости и пласта. Эллизионные воды этой зоны также, как и растворенные в них жидкие УВ, высокометаморфизованы и под влиянием уплотнения, упругих сил (напряжения) и других факторов мигрируют в прибортовые и бортовые участки. Во второй внешней бортовой зоне напоры пластовых вод непосредственно связаны с выходами пластов-коллекторов вблизигорного обрамления впадины.
Пластовые воды внешней гидродинамической системы характеризуются движением в сторону впадины (инфильтрационные воды, обогащенные бикарбонатами и карбонатами). Участки контакта эллизионных вод и инфильтрационных гидродинамических режимов - это места активного битумонефтегазонакопления, которые контролируются здесь гидродинамическими барьерами.
Примером формирования нефтяных залежей (тяжелых и высоковязких нефтей), приуроченных к таким гидродинамическим барьерам, является, по-видимому, Тергачинское месторождение высоковязких нефтей, заключенных в песчаниках верхней части кирпично-красной свиты неогена. Нефти здесь имеют плотность 0,899 г/см3, сернистые (0,63%), парафинистые (3,5%), высокосмолистые, высоковязкие, вплоть до асфальтенов. Глубина залегания продуктивного горизонта 4100 м.
В северо-восточной части складки установлены нарушения взбросового характера, которые прослеживаются вплоть до VII горизонта. Эти нарушения возникли в предбактрийское время, когдаза счет вертикального перетока формировались залежи относительно легких, с асфальтовым основанием, нефтей (рис.1).
Поступление инфильтрационных вод привело к существенным гипергенным изменениям нефтей и образованию залежей высоковязких нефтей. Структура опустилась уже после сформирования залежей. Изменение физико-химических свойств нефтей, контролируемых гидродинамическими барьерами, определяется интенсивностью, временем и масштабом воздействия на сформированныеили формирующиеся (за счет вертикальной миграции по зонам нарушений) нефтяные залежи инфильтрационных вод, что в свою очередь зависит от глубины залегания пород-коллекторов, в которые поступают жидкие углеводороды. Так, на месторождении Шорбулак в песчаниках кирпично-красной свиты также обнаружена залежь менее тяжелой (удельного веса 0,874 г/см3), более парафинистой (до 6%), высоковязкой нефти [3].
Шорбулакская антиклиналь расположена юго-восточнее Тергачинской и является западным погружением Наманганской. Более удаленная от бортовых частей Шорбулакская площадь в предбактрийское время была более погружена, вследствие чего инфильтрационные воды влияли на изменение первоначальных физико-химических свойств нефтей здесь в меньшей степени. Окисление нефтей на рассмотренных месторождениях
могло происходить также за счет кислородсодержащих минералов (закисное железо и др.). широко распространенных в красноцветных песчаниках кирпично-красной свиты неогена.
Рис.1. Строение продуктивной части разреза по линии профиля I-I. (Составил: Календарев
Б.Я)
Этим процессам способствовали благоприятные термобарические условия (высокие давления и повышенные температуры) на глубинах 3500-4200 м. Не исключено, что Ханкызское месторождение тяжелых нефтей (удельный вес 0,898 г/см3) с большим содержанием серы (1,18), парафина (15,0%) и асфальтенов также было сформировано в предбактрийское время и контролировалось на данном этапе гидродинамическим барьером. После опускания структуры нефти, заключенные в карбонатных породах-коллекторах, могли быть подвергнуты дополнительным изменениям за счет их осернения в подземных условиях
[3].
При латеральной и вертикальной миграции жидких УВ залежи битумов типа асфальтов и асфальтитов могут образовываться в результате деасфальтизации нефтей, поскольку асфальтены, коагулируясь, оседают из нефтей и тяжелых нефтяных остатков. Вероятно, по этой причине нефти залежей в неогеновых отложениях, возникшие в результате перетока из палеогеновых, как правило, облегчены и содержат меньшее количество асфальтенов. Потеря асфальтенов при этом происходит при вертикальном перемещении нефтей по трещинам и разломам. Наиболее интенсивны процессы деасфальтизации нефтей в терригенных породах-коллекторах. Они, как уже отмечалось, характеризуются значительной литолого-фациальной изменчивостью по простиранию, что приводит к их выклиниванию, срезанию (за счет перерывов) с образованием антиклинальных ловушек, в которых могли скапливаться как легкие «нормальные», так и высоковязкие нефти, а возможно, и битумы [4, 5].
Вопрос об источниках жидких УВ, приведших к образованию нефтяных месторождений в палеогеновых отложениях Афгано-Таджикской впадины, в частности в Сурхандарьинской мегасинклинали, является дискуссионным.
По данным В.Б.Татарского и А.К Каримова, акджаро-бухарские слои палеогеновых отложений Сурхандарьинской мегасинклинали сингенетично-нефтегазоносные. Основанием для такого заключения послужила повсеместная битуминозность карбонатных пород
акджаро-бухарских слоев (от 1 до 5-7 %), которые формировались в благоприятных палеогеографических и геохимическихусловиях.
Другие исследователи (В. Б.Порфирьев, И.С.Старобинец, Ф.3.Сагидова и др.) считают, что нефть мигрировала в палеогеновые отложения из нижележащих пород в результате вертикальной миграции. В качестве доказательства такой миграции приводится увеличение содержания ароматических УВ сверху вниз по разрезу - от палеогеновых отложений к нижнемеловым [1].
Однако независимо от того, являются ли нефти в акджаро-бухарских слоях Сурхандарьинской мегасинклинали первичными или вторичными по отношению к вмещающим их породам, решающий и важный момент для формирования нефтяных месторождений - образование жидких углеводородов в близлежащих погруженных участках и их последующая латеральная миграция в приподнятые зоны. В пределах поднятий происходило перераспределение, осернение и окисление сульфатами и сульфатсодержащими водами. При этом метаморфизация органического вещества карбонатных пород палеогена приводила к насыщению вод углекислым газом и растворению кальцита с образованием гидрокарбонатов кальция. Взаимодействие последних с растворами, насыщенными хлоридамимагния, по реакции:
2Са (НСО3) 2+MgCl2=CaMg(СОз) 2+2Н2О+2СО2!
способствовало появлению вторичных доломитов и хлоридов кальция. Кроме того, учитывая, что растворимость гипса и ангидрита вводе незначительна (в 100 раз меньше растворимости соли), можно предположить, что дополнительно Н^ мог образоваться в результате десульфатизации водного раствора по реакции:
№2$О4+2Сорг.+2ШО^2№НСО3+ Н2$ТШНТОз^а2ТО3 + Н2О+2СО3
При разуплотнении пород покрышек и размыве (иногда до туркестанских слоев, площадь Хаудаг) в отдельные этапы неотектонического (предбактрийское время) этапа развития Сурхандарьинской мегасинклинали, когда появлялась возможность проникновения инфильтрационных вод в нефтяные залежи, происходило дополнительное окисление нефти за счет биогенного восстановления сульфатов [3].
Выводы. По результатам проведенных исследований для определения закономерности условия образования, залегания и скопления залежей ПБ и ВВН можно сделать следующие выводы:
- нефти, явившиеся исходным продуктом образования мальт, асфальтов и асфальтитов, относятся к нафтено-метановому и нафтено-ароматическому типам;
- образование озокеритов генетически связано с преобразованием парафиновых нефтей, а тяжелых и высоковязких нефтей- с преобразованием нефтей с асфальтовым основанием;
- большая часть битумных скоплений (мальт, асфальтов и асфальтитов), тяжелых и высоковязких нефтей образовалось в неоген-четвертичное время в период активизации тектонических движений, что связано с разрушением нефтяных месторождений;
- первичные легкие нефти переходили в тяжелые и высоковязкие нефти, мальты, асфальты и асфальтиты в поверхностных и приповерхностных условиях под воздействием инфильтрационных вод, обогащенных кислородом и микроорганизмами;
- характерная черта большей части природных битумов и тяжелых нефтей - их обогащенность серой, а вод и газов, сопутствующих этим нефтям и битумам-сероводородом;
- появление серы в нефтях и сероводорода в водах и газах обусловлено процессами десульфатизации водного раствора, биогенного окисления и растворения сульфатных минералов (гипсов и ангидритов);
- линзообразные жильные скопления и залежи озокерита образовались в результате высачивания нефти на дневную поверхность потектоническим трещинам в условиях
воздействия гипергенных факторов, где наблюдается изменение температуры и давления и длительная полимеризация нефтей с парафинистым основанием.
Таким образом, рассмотренные вопросы, связанные с геологической особенностью и условием образования ВВН и ПБ, имеют прямое отношение к исходной нефти, подвергшиеся в дальнейшем вторичным изменениям, поступали в результате латеральной и латерально-ступенчатой миграции жидких УВ из наиболее погруженных участков в приподнятые зоны. При этом путями миграции служили высокопористые и высокопроницаемые (за счет трещиноватости и кавернозности) породы-коллекторы, связанные с базальными слоями и поверхностями региональных несогласий, а также зонами нарушений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хаимов Р.Н., Ходжаев Р.А. Закономерности размещения и условия формирования скоплений природных битумов и высоковязких нефтей // Из-во «Фан»,Ташкент, 1987. -С.66-70.
2. Карцев А.А., Вагин С.Б., Шугрин В.П. Нефтегазовая гидрогеология. -М.: Недра, 1992.
3. Шоймуратов Т.Х. Высоковязкая нефть и природный битум - источник увеличения производства нефтепродуктов // Узбекский журнал нефти и газа, Ташкент, 2012, (специальный выпуск), -С.73-81.
4. Шоймуратов Т.Х., Юсупов Ш.К.Технология разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов подземным способом // Материалы республиканской научной и научно-практической конференции «Актуальные проблемы геологического образования в Республике и перспективы развития наук о Земли». Ташкент, 2020, -С.245-249.
5. Шоймуратов Т.Х., Юсупов Ш.К. Высоковязкая нефть и природный битум -дополнительный ресурс нефтегазой промышленности. // Инновацион технологиялар илмий-техник журнал. Карши, 2020, №2.
УДК 553.411(575.1) Ярбобоев Т.Н., Очилов И.С., Султанов Ш.А.
ЧАКИЛКАЛЯН МЕГАБЛОКИНИНГ МАЪДАН-МАГМАТИК ТИЗИМЛАРИ ВА
УЛАРНИНГ АПОКАРБОНАТ ОЛТИН МАЪДАНЛАРИГА ИСТЩБОЛЛАРИ
Ярбобоев Т.Н. - т.ф.н., доцент; Очилов И.С., Султанов Ш.А. - катта укитувчилар (КарМИИ)
В статье описывается особенности Чакылкалянского мегаблока, рудно-магматические системы, апокарбонатное золоторудное оруденение Яхтонской, Сукарской, Кызылтурукской и Джиндидарьинской рудно-магматических систем в регионе и перспективы мегаблока на апокарбонатного золоторудного оруденения.
Ключевые слова: минерально-сырьевая база, нетрадиционный, рудно-магматические системы, апокарбонатное оруденение, золоторудное оруденение, месторождения.
The article describes the features of the Chakylkalyan megablock, ore-magmatic systems, apocarbonate gold ore mineralization of the Yakhton, Sukar, Kyzylturuk and Dzhindidarya ore-magmatic systems in the region and the prospects of the megablock for apocarbonate gold ore mineralization.
Key words: mineral resource base, unconventional, ore-magmatic systems, apocarbonate mineralization, gold ore mineralization, deposits.
Олтин казиб олиш саноатини ривожлантириш ва к;имматбах,о металлар ишлаб чикаришни ошириш Узбекистон Республикасининг бугунги кундаги мух,им йуналишларидан
