Перспективы нефтегазоносности в Туркменской ССР
В. В. ДЕНИСЕВИЧ
Нефтедобывающая промышленность в Туркменской ССР приурочена к Прибалханскому нефтегазоносному району, где до настоящего времени в основном и были сосредоточены все разведочные и эксплуатационные работы объединения Туркменнефть.
Помимо сравнительно хорошо изученной по условиям нефтегазоносности Западно-Туркменской низменности, представляющей в геологическом отношении часть Южно-Каспийской области прогибания, в пределах Туркменистана выделяется ряд менее изученных геотектонически обособленных регионов, которые также являются весьма перспективными для поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений (рис. 1).
Стратиграфический диапазон перспективных комплексов отложений занимает почти всю шкалу мезозойских и кайнозойских отложений. Не исключается возможность обнаружения залежей нефти и газа и в палеозойских отложениях.
Территорию Туркменистана можно подразделить на три крупных региона, перспективных в отношении поисков нефти, отличающихся своеобразием геологического строения.
I. Область Западно-Туркменской низменности и ее складчатое обрамление.
II. Кара-Кумы.
III. Прикарабогазье.
Западно-Туркменская низменность представляет собой восточную часть Южно-Каспийской впадины, рассматриваемой как единый нефтегазоносный бассейн, испытавший значительное погружение в третичное время и заполненный в основном мощной толщей плиоценовых отложений. Эта область окаймлена на востоке погружающимися в нее складками Копет-Дага, а на севере граничит с Куба-Дагом - Большебалханским горным сооружением.
Западно-Туркменская низменность подразделяется на: а) Прибалханскую депрессию; б) Чикишлярскую депрессию; в) западное погружение Копет-Дага и Аладаг-Месеерианский вал мезозойских поднятий; г) Кизыл-Атрекскую депрессию.
Огромная территория Кара - Кумов представляет собой еще более неоднородно построенную область.
В северо-восточном направлении от передовой цепи Копет-Дага выделяется Прикопетдагский прогиб, переходящий в пологий платформенный склон этого прогиба, заключающий целую систему погребенных структурных элементов.
Кара-Кумы могут быть подразделены на крупные разнородные области по своему простиранию. Наиболее восточная часть (Бадхыз, Карабиль, Кушка) представляет область наибольшего расширения Прикопетдагского прогиба, выраженного здесь обширной предгорной Мургабской депрессией. Восточная часть Кара-Кумов наиболее погружена, а центральная и западная части значительно более приподняты и характеризуются сравнительно неглубоким залеганием фундамента.
Геофизические исследования позволили детализировать строение Прикопетдагского прогиба, установив наличие двух депрессий - крупной Ашхабадской и Казанджикской, имеющей меньшие размеры, и платформенного выступа, образованного поднятием до- мезозойского фундамента, разделяющего эти депрессии в районе Кизыл-Арвата.
В центральной, наиболее приподнятой части Каракумской платформы по данным гравиметрии отмечается наличие погребенных структурных зон, представленных крупными валообразными поднятиями.
Перспективными в отношении нефте газоносности являются мезозойские отложения, а в Прикопетдагском прогибе и Мургабской предгорной депрессии (Бадхыз, Карабиль, Кушка) также и третичные отложения.
Прикарабогазская область, ограниченная с юга Кубадаг-Большебалханским горным сооружением, а с востока Туаркыром, представляет собой по данным исследований, проводящихся комплексной южной геологической экспедицией АН СССР и МГУ, восточную часть Средне-Каспийской впадины. Здесь установлено наличие нескольких погребенных крупных валообразных поднятий платформенного типа в мезозойских отложениях, перспективных в отношении нефтегазоносности.
Нефтеносность Западно-Туркменской низменности
Западно-Туркменскую низменность по стратиграфическому диапазону нефтегазоносности можно разбить на две части: а) наиболее погруженную - западную - часть, прилегающую к Каспийскому морю, где нефтеносны и перспективны в основном плиоценовые отложения, и б) восточное обрамление области, где перспективны в основном мезозойские отложения.
Площадь низменности на суше в меридиональном направлении имеет протяженность до 250 км. Максимальная ширина ее северной части 130 км, а на юге, у границы с Ираном, она сужается до 30 км. Вся эта громадная территория покрыта мощным плащом четвертичных образований. Выходы плиоценовых отложений приурочены только к нескольким пунктам, соответствующим размытым сводам структурных поднятий (Челекен, Небит-Даг, Монжуклы и Боя-Даг).
Северная Прибалханская часть низменности отличается своим строением от южной Чикишлярской депрессии.
Мощность третичных отложений в Прибалханской депрессии достигает местами 5-6 тыс. м.
Наиболее древние - меловые и палеогеновые - отложения известны в выбросах грязевых вулканов (Гогран-Даг, Алигул, банка Ливанова, отстоящая на 88 км от берега, и др.).
Скважинами на Боя-Даге, Небит- Даге и Челекене вскрыты отложения, непосредственно подстилающие красноцветную толщу. Микрофаунисти- чески они охарактеризованы только на Боя-Даге, где установлена принадлежность их к понтическим отложениям.
Наибольшей мощности отложения песчано-глинистой красноцветной толщи достигают в западной части депрессии, на Челекене и Небит-Даге, где мощность их равна 2500-2600 м.
К востоку от Небит-Дага мощность красноцветной толщи резко убывает: в Монжуклах, Урунджуке и Кум-Даге до 1600-1700 м, на Боя-Даге до 1200 м, а на структурных террасах Бала-Ишема до 900 м залегая здесь на размытой поверхности мела. Одновременно уменьшаются глинистые прослои и их мощности. В самой восточной части (Бала-Ишем) они отсутствуют полностью.
Красноцветная толща по возрасту и генезису аналогична продуктивной толще Апшеронского полуострова. На красноцветной толще без видимого несогласия залегают отложения ахчагыльского яруса, представленные глинами и песками, которые как в фациальном отношении, так и по мощности неустойчивы. На Челекене акчагыльские отложения представлены глинами максимальной мощности 30- 40 м, на Котур-Тепе 80-100 м, на Небит-Даге 200-300 м, а на Кум-Даге 450 м. Количество песчаных прослоев в восточном направлении увеличивается. На Кум-Даге пески преобладают над глинами.
Исходя из сравнения мощностей красноцветной толщи и акчагыла, можно констатировать перемещение оси прогиба с запада на восток. Наблюдается закономерная связь нефтегазоносности с зонами распространения наибольших мощностей как красноцветной толщи, так и акчагыла.
Апшеронские отложения, мощность которых в пределах изученных структурных поднятий достигает 800-1000 м, представлены на западе (Челекен) глинами, а на Небит-Даге и особенно Кум-Даге содержат большое количество песчаных пластов. К этим песчаным пластам приурочены залежи нефти.
Проведенные почти по всей площади сейсморазведочные работы, увязанные с данными бурения, дали возможность составить представление о тектонике депрессии (рис. 2).
В Прибалханском нефтегазоносном районе прослеживаются следующие зоны поднятий.
1. Центрально-Прибалханская зона, представленная поднятиями Монжуклы-Урунджук (20X10X1км), Небит-Даг (25 X 15X3 км), Котур-Тепе (40 X14 X 1 км) и Челекен (60 X 16X2 км). Эта зона почти широтного простирания прослеживается в северо-западном направлении в море, где по данным морской сейсморазведки, аэрофотосъемки и морского геологического картирования намечается наличие еще ряда поднятий, приуроченных к грязевым вулканам: Жданова, Ливанова и др.
2. Сыртланли-Боядагская зона, длина которой превышает 30 км, ширина 8 км и высота 2500 м.
3. В восточной части Прибалханской депрессии на сравнительно ограниченном по размерам участке сосредоточено несколько структурных поднятий меньших размеров: Кум-Даг (10X8X0,6 км), Кизыл-Кум (10 X 8 X 0,3 км), вытянутых также в широтном направлении, Кара-Тепе (10 X 8 X 0,5 км) северо-восточного простирания и ряд других.
В Чикишлярской депрессии прослеживаются по данным сейсморазведки три зоны поднятий.
1. Зона поднятий Гограндаг (30 X 10Х0,4 км) и Карадашли (32 X 10X0,5 км) юго-западного простирания.
2. Зона, протягивающаяся параллельно первой и объединяющая три крупных структурных поднятия: Бугдайлинское, Камышлджинское и Кеймир-Окаремское; размеры последнего 100X25X0,8 км. Сводовые части поднятий по данным сейсморазведки осложнены разрывами меридионального направления, с которыми, по-видимому, связано развитие грязевых вулканов.
3. К востоку выделяется еще одна зона, на которой расположено семь небольших по размерам структурных поднятий, протягивающихся в меридиональном направлении: с севера на юг здесь располагаются Шахманское, Чукуркуинское, Хангулийское, Миасерское, Акэсерское, Чайнокское и Порсинское поднятия длиной от 8 до 16 км с весьма пологими крыльями (3-5°), вследствие чего высота их не превышает 0,3-0,4 км.
Грязевые вулканы (банки Ульского, Грязный вулкан и др.) в пределах подводного склона восточного побережья Каспия указывают на возможное наличие еще одной зоны поднятий в море.
Центральные участки большинства поднятий, расположенных в Прибал- ханском районе (Челекен, Небит-Даг, Монжуклы, Боя-Даг, Кум-Даг) выступают среди равнины в виде небольших возвышенностей. Углы наклона слоев на присводовых участках достигают 20-30°. По мере удаления от свода углы наклона быстро уменьшаются и на расстоянии 2-3 км не превышают 5-15°. Южные крылья на Небит-Даге, Монжуклах, Челекене круче северных, углы наклона их достигают 45-50°.
Для всех поднятий характерны увеличение мощности отдельных горизонтов по мере удаления от свода и увеличение углов падения с глубиной.
Отмечается широкое распространение дизъюнктивных нарушений с амплитудами от самых незначительных до 200 м, прослеживающихся преимущественно вкрест простирания поднятий и имеющих сравнительно небольшую протяженность.
Одновременно установлены разрывы, располагающиеся примерно параллельно простиранию поднятий. На Небит-Даге общее смещение южного крыла складки по отношению к северному составляет около 1500 м, на Челекене и Монжуклы зафиксированы сбросы с амплитудами свыше 500 м. Эти сбросы по данным сейсморазведки и аэрофотосъемки прослеживаются также в седловинах между поднятиями, образуя зону ступенчатых сбросов.
К югу система этих сбросов постепенно меняет направление с широтного на меридиональные, благодаря чему подобные разрывы секут Кумдагское поднятие в направлении с северо-запада на юго-восток, а Боядагское - в меридиональном направлении, вкрест простирания.
Тектонические движения проявлялись главным образом в апшеронское, предбакинское и послебакинское время.
Поднятия, расположенные в Чикишлярской депрессии, отличаются от поднятий Прибалханской депрессии следующими чертами:
а) значительно меньшей степенью дислоцированности (углы падения пород на крыльях не превышают 5-6°, тогда как в Прибалханской депрессии достигают 45-50°);
б) сравнительно меньшим проявлением дизъюнктивных дислокаций и как следствие более спокойным залеганием пластов;
в) более значительным развитием грязевых вулканов.
Тектонический план Чикишлярской депрессии в основном согласуется с направлением складчатости западных отрогов Копет-Дага, в то время как в Прибалханской депрессии господствует почти широтное направление осей складок.
В Прибалханской депрессии в разработке находятся площади Небит-Даг, Кум-Даг и Челекен. Кроме того, в 1953 г. открыто и подготовляется к разработке Кизылкумское газоконденсатное месторождение, а в конце 1956 г. открыто новое месторождение Котур-Тепе.
Залежи нефти на Небитдагском месторождении приурочены в основном к красноцветной толще. Промышленные залежи нефти имеются также в акчагыльском и апшеронском ярусах. Основные залежи нефти связаны с западной периклиналью складки. Нефтегазоносность верхнего отдела красноцветной толщи приурочена к северному - опущенному - крылу поднятия, а нижнего - к южному. Общая мощность красноцветной толщи составляет 2500-2600 м, расчленяясь на верхний (около 2000 м) и нижний (570 м) отделы.
Нефтеносные пласты, сложенные мелкозернистыми песками, залегают в верхнем отделе красноцветной толщи на глубине 1000 м от ее кровли. Здесь выделяется восемь эксплуатационных объектов с мощностями, колеблющимися от 100 до 150 м. Количество глинистых прослоев в этих пачках увеличивается книзу, колеблясь в пределах от 30 до 60% от. общей мощности объектов. Нижние 1000 м в основном водоносны и содержат спорадические залежи нефти, экранированные сбросами.
К нижнему - песчано-глинистому - отделу красноцветной толщи в пределах южного крыла Западного Небит-Дага приурочены высокодебитные залежи нефти. Из нижнего отдела в настоящее время добывают нефти 25% от всей добычи по месторождению. Большие глубины разведочных скважин (3000 м и более), тяжелые геологические условия бурения не позволили до настоящего времени полностью оконтурить эти залежи. В пределах восточной части разведка этих отложений начата в 1956 г.
Залежи нефти в акчагыльских отложениях связаны с западной периклиналью. В апшеронских отложениях залежи распределены весьма неравномерно. В сводовой части поднятия залежи нефти в значительной мере разрушены, о чем свидетельствуют мощный Кировой покров, сохранившийся до настоящего времени, и резкое отличие нефтей Центрального Небит-Дага от нефтей остальной части складки.
В этой части (Центральном Небит-Даге) сохранилась небольшая тектонически экранированная залежь, располагающаяся узкой полосой (шириной не более 400 м). Нефти Центрального Небит-Дага подвергались окислению, что привело к увеличению в них содержания циклических углеводородов, смолистых веществ и нафтеновых кислот.
Кумдагское месторождение вступило в разработку в 1949 г. Разрабатываемые участки получили наименование Восточный Кум-Даг и Западный Кум-Даг. Нефтеносные пласты приурочены в основном к акчагыльскому (верхние 30-50 м) и апшеронскому ярусам, а также к самой верхней части красноцветной толщи (V горизонт). Нижняя часть красноцветной толщи, вскрытая полностью пятью скважинами, водоносна. Залежи нефти в акчагыльских отложениях распространяются на всю мощность как в Восточном, так и в Западном Кум-Даге. Общая мощность акчагыльских отложений составляет 450 м. В них выделено пять эксплуатационных объектов, представленных песчано-глинистыми пачками мощностью от 20 до 120 м (горизонты Ж, I, II, III, IV). К апшеронским отложениям на Западном Кум-Даге приурочено шесть эксплуатационных объектов (горизонты А, Б, В, Г, Д, Е), мощность которых колеблется от 10 до 50 м. Общая мощность апшеронских отложений составляет 600 м. На Восточном Кум-Даге отложения апшеронского яруса становятся более глинистыми - мощность и количество песчаных прослоев уменьшаются. Сводовая часть поднятия должна быть доразведана. На северном крыле Восточного Кум-Дага в апшеронском и низах акчагыльского ярусов отмечается появление новых песчаных пластов, с которыми связаны литологически экранированные залежи нефти, подлежащие разведке.
Челекенская нефтеносная площадь с 1949 г. до настоящего времени разведана лишь частично. В разработку в конце 1955 г. введено сравнительно небольшое по площади месторождение Дагаджик, расположенное в северо-восточной части антиклинали. С начала 1957 г. введены в разработку участки Западный Челекен и Алигул.
Залежи нефти в Дагаджике приурочены в основном к средней части красноцветной толщи, залегающей на глубине от 900 до 1500 м. Этаж нефтеносности составляет более 500 м. На Западном Челекене подготовлены к разработке высокодебитные залежи нефти в нижней части красноцветной толщи. Этаж нефтеносности здесь достигает 700 м, глубина залегания нефтяных пластов от 2000 до 2700 м. На участке Алигул нефтяные пласты залегают на глубине от 1500 до 2100 м.
Весьма перспективна для разведки на нижнюю часть красноцветной толщи наиболее повышенная часть антиклинали (участок Чохрак). При вскрытии скважинами подстилающих красноцветную толщу отложений отмечались тонкие прослои нефтенасыщенного песка, газирование и пленки нефти.
Перспективно для разведки и западное продолжение Челекенской складки, расположенное под водами Каспия.
Газоконденсатное месторождение Кизыл-Кум приурочено к погребенной антиклинальной складке, установленной сейсморазведкой в 8 км к западу от Кум-Дага и имеющей широтное простирание. Складка характеризуется почти плоским сводом, который переходит в пологое северное крыло (5°) и более крутое южное (10°), с высотой поднятия около 200 м. Залежь располагается в сводовой части и имеет длину 8 км и ширину 2 км. Продуктивные пласты приурочены к нижней - песчано-глинистой - части акчагыла и вскрываются выше кровли красноцветной толщи на 50-100 м. Последняя залегает на глубинах от 1800 до 1900 м. Дебиты скважин в процессе пробной эксплуатации составляли от 200 до 600 тыс. м3 в сутки газа при 8-15-мм штуцерах с давлением на буфере от 130 до 150 ат; пластовое давление 260 ат; дебит конденсата (удельного веса 0,712) от 25 до 70 т в сутки.
Кроме перечисленных эксплуатационных площадей, разведочные работы велись на поднятиях Боя-Даг, Кара-Тепе, Урунджук, Манжуклы и Котур-Тепе.
На Боя-Даге, Кара-Тепе и Урунджуке промышленная нефтеносность в пределах апшерона, акчагыла и красноцветной толщи не установлена, а на поднятиях Монжуклы и Котур-Тепе продолжается разведка.
На поднятии Котур-Тепе открыты залежи нефти. Кровля красноцветной толщи вскрыта на глубине 1600- 1900 м. Нефтеносные пласты по данным кернов и кароттажа, представленные мелкозернистыми песками, приурочены к акчагыльским отложениям и красноцветной толще. Ряд нефтяных пластов в красноцветной толще приурочен к различным глубинам и прослеживается во всей вскрытой части разреза - от 1620 до 3000 м. При опробовании скв. 3 на глубине 2132- 2136 м получен фонтан нефти с дебитом 150 т в сутки по 10-мм штуцеру; давление на буферной головке 82 ат; пластовое давление 260 ат; газовый фактор 250. Уже в настоящее время можно дать высокую оценку нефтеносности этого месторождения, перспективы которого, кроме верхней части красноцветной толщи, связаны также с низами ее, не вскрытыми бурением. Общая мощность всей красноцветной толщи предполагается более 2500 м.
Кроме бурения на указанных площадях, две скважины были пробурены на структурных террасах, выявленных сейсморазведкой на северном борту депрессии, в районе ст. Бала-Ишем (1772 и 1991 м). Обе скважины вскрыли меловые отложения. Разрез красно-цветной толщи мощностью 900 м представлен среднезернистыми водоносными песками. Вследствие того, что вдоль борта Прибалханской депрессии происходит выклинивание красноцветной толщи, здесь могут быть обнаружены литологически и стратиграфически экранированные залежи нефти.
В месторождениях Прибалханской депрессии контуры нефтеносности верхнего отдела уменьшаются с глубиной и залежи приурочены к сводовым частям поднятий с тенденцией к увеличению с глубиной. Залежи нефти в нижнем отделе экранированы крупным разрывом.
В Чикишлярской депрессии поверхностные признаки нефти и газа приурочены к многочисленным грязевым сопкам, протягивающимся от района потухшего грязевого вулкана Камышлджа (битуминозные пески в отложениях бакинского яруса) далее на юг, где интенсивность их увеличивается. Из кратера грязевого вулкана Кеймир, заполненного водой, выделяются газ и обильные пленки нефти. Выделение газа наблюдается во многих пунктах суши и в пределах мелководья.
В 1934-1945 гг. в самой южной части района были пробурены три глубокие скважины: одна у селения Чикишляр (глубина 1514 м) и две вблизи кратера грязевого вулкана Кеймир. Во всех этих скважинах отмечается наличие нефтенасыщенных песков, приуроченных к низам акчагыльского яруса и верхней части красноцветной толщи.
В 1956 г. начато разведочное бурение на выявленном сейсморазведкой поднятии Окарем, расположенном в 40 км севернее Кеймира.
Значительное уменьшение мощности кайнозойских отложений с выклиниванием отдельных пластов в восточном направлении на сравнительно узкой полосе восточного борта депрессии на склонах Аладаг-Мессерианского вала создает благоприятные условия для возможного распространения здесь залежей нефти и газа. В двух структурных скважинах, заложенных на западном крыле Рустамкалинского поднятия, наблюдались слабые газопроявления и пленки нефти из апшеронских отложений.
Две структурные скважины, бурящиеся на структуре Изат-Кули, вошли на глубине 400 и 450 м в отложения нижней части верхнего мела. В процессе бурения наблюдались выделения газа, что указывает на перспективность мезозойских отложений в зоне Аладаг-Мессерианского вала.
В восточном направлении по данным сейсморазведки мезозойские отложения вновь значительно погружаются, образуя Кизыл-Атрекскую депрессию, строение которой пока не изучено.
Мало исследованной является и обширная территория Кара-Кумов. Наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении тектонические элементы Кара-Кумов полностью закрыты современными отложениями. Гравиметрические работы закончены только в северо-западной ее части и начаты в юго-восточной. Сейсморазведка проводилась на сравнительно небольших участках: в районе Кизыларватского выступа в Ашхабадской депрессии (Изгант) и на северном борту депрессии (Бохурдок). Начаты работы в восточной части Ербентского вала.
До настоящего времени на всей этой территории выявлено только одно структурное поднятие - Изгант, расположенное на северном борту Ашхабадской депрессии.
Это поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую параллельно передовому хребту Копет-Дага. Протяженность ее 30 км, ширина 10 км, высота 150 м. Бурящейся структурной скважиной вскрыты акчагыльские отложения, подошва которых залегает на глубине 518 м; ниже до забоя скважины (647 м) вскрыты континентальные отложения каракумской свиты.
На Кизыларватском платформенном выступе структурным бурением установлено наличие верхнемеловых отложений на глубине 1091 м. Выше залегают палеоген мощностью 42 м, акчагыл 630 м и бакинский ярус 400 м. Между этими стратиграфическими комплексами наблюдаются поверхности размыва.
Обособленным элементом прослеживается выявленная гравиметрическими работами Центрально-Каракумская зона поднятий, представляющая большой интерес с точки зрения возможной приуроченности к ней нефтяных и газовых месторождений. Идентичность геологического строения этого крупного района с платформенным бортом восточной части Предкавказского прогиба, где в последние годы открыты нефтяные залежи в мезозойских и палеогеновых отложениях, выдвигает его в разряд перспективных в нефтегазоносном отношении.
Открытие в последнее время газовых месторождений и промышленной нефтеносности, приуроченных к нижнемеловым и юрским отложениям в Бухарской области, значительно повышает перспективность Кара-Кумов и, в частности, их восточной части. Здесь в пределах ТССР на левобережье Аму-Дарьи на участке Даргаи-Ата-Керки установлено наличие ряда поднятий, где также проводятся геолого-разведочные работы.
В южной части Прикарабогазской депрессии, расположенной между Большим Балханом на юге и Туаркыром на северо-востоке, геолого-структурными исследованиями (экспедициями АН СССР и МГУ), проведенными в 1956 г. на платформенном борту Предбалханского прогиба, выявлено несколько хорошо выраженных структурных зон поднятий, часть из которых отмечалась и ранее геологическими и геолого-геоморфологическими исследованиями. Изучение разрезов Большого Балхана и Туаркыра показывает наличие в нижнем мелу и юре ряда толщ со значительным содержанием рассеянных битумов. В тех же отложениях на Мангышлаке известны нефтегазопроявления. Мезозойские отложения в западной, наиболее перспективной части этого района залегают на сравнительно небольшой глубине. В первую очередь разведка проектируется в западной части Красноводского полуострова.
Территория Туркменистана по условиям нефтегазоносности изучена весьма неравномерно. Наиболее изучен Прибалханский нефтегазоносный район, где в основном и было сосредоточено все разведочное бурение. Из общего объема разведочного бурения 742 тыс. м на 1 января 1957 г., начиная с 1927 г., только 22 тыс. м было пробурено в Чикишлярском районе. В остальных же районах разведочное бурение пока не проводилось.
Учитывая высокую перспективность Туркменской ССР в соответствии с решением выездной сессии Техсовета Министерства нефтяной промышленности от 1 ноября 1956 г. намечено провести комплекс региональных геолого-поисковых и других геологических и геофизических исследований. Предусматривается также большой объем профильного структурного, опорного и разведочного бурения. Это даст возможность разработать научные основы дальнейших поисково-разведочных работ и произвести сравнительную оценку перспектив нефтегазоносности западной части Средней Азии.
Объединение Туркменнефть
Рис. 1. Схема тектонического районирования Туркменской ССР.
1 - Прибалханская депрессия; 2--Чикишлярская депрессия; 3 - Аладаг-Мессерианская зона мезозойской складчатости; 4-Кизыл-Атрекская депрессия; 5 - горные сооружения; 6-Прикарабогазская впадина. Прикопетдатский прогиб; 7 - Казанджикская депрессия; 8 - Бами-Ашхабадская депрессия; 9 - Каракумская платформа; 10 - Мургабская впадина.
Рис. 2. Обзорная карта структур юго-западнойчасти Туркмении.
А-контуры выявленных антиклинальных структур; Б -контуры выявленных антиклинальных структур, требующих детальной геофизической разведки; В - разрабатываемые нефтяные месторождения; Г- площади с выявленной промышленной нефтеносностью; Д - площади с выявленной промышленной газоносностью; Е-площади, на которых проводится разведочное бурение; Ж - площади, по которым получены отрицательные результаты; I - Прибалханская депрессия; II-Чикишлярская депрессия; III-Аладаг-Мессе- рианская зона мезозойской складчатости; IV - Кизыл-Атрекская депрессия. Структуры: 1 - Белекская; 2-Дарджинская; 3- Челекенская; 4 - Котур-Тепинская; 5-Небитдагская; 6 - Монжуклинская; 7 - Урунджукская; 8-Кара-Тепинская; 9 - Кумдагская; 10 - Кизылкумская; 11-Боядаг-Сыртланлинская; 12-Тузлучайская; 13 - Гограндагская; 14 - Экиз-Акская; 15 - Карадашлинская; 16 - Камышлджинская; 17- Бугдайлинская; 18-Шахманская; 19 - Чукуркуинская; 20 - Окаремская; 21 - Хангулийская; 22 - Миасерская; 23 - Акэсерская; 24 - Порсинская; 25 - Чайнокская; 26 - Чикимлярская; 27- Гасан-Кулийская; 2 8 - Генчинская; 29-Делилийская; 30 - Тоголокская; 31 - Невчайтагская; 32 - Гельгурденская; 33-Бенгуванская; 34 - Мадауская; 35 - Даяндыкская; 36 - Изат-Кулийская; 37 - Рустамкалинская; 38 - Мессерианская; 39 - Зап. Аладагская; 40 - Зап. Зирикская; 41 - Барса-Кельмеская; 42 - Эрдеклинская; 43-Узунадинская; 44 - банка Жданова.