Новые газо-нефтяные месторождения Бухаро-Хивинской депрессии
Л. Г. ЖУКОВСКИЙ, Н.Ф. ДУДОВА, Ю.В. КАЕШ, И.В. ПЕТРОВ
В 1953-1956 гг. разведочным бурением, проведенным трестом Средазнефтеразведка в северной части Бухаро-Хивинской депрессии, открыты многопластовые газовые и газо-нефтяные месторождения Сеталантепе, Джаркакское поднятие, объединяющее структуры Джаркак, Караул-Базар и Сарыташ (Каганская группа структур), и Гажды, Ташкудук (Гаждинская группа структур).
Указанные структуры приурочены к зоне гравитационных максимумов, отражающих систему погребенных выступов палеозойских пород, ориентированных в основном параллельно палеозойским массивам Кызыл-Кумов (Кульджук-Тау и др., рис. 1).
На поверхности эти складки сложены преимущественно третичными и верхнемеловыми отложениями. Более древние отложения мезозоя и отложения палеозоя вскрыты бурением.
Разрез палеозойских и мезокайнозойских отложений, вскрытый разведочными скважинами на структурах Каганской и Гаждинской групп, представлен следующими породами (снизу вверх).
Палеозойские отложения
Наибольшая мощность палеозойских отложений вскрыта скв. 6 на Сеталантепе, где они представлены 323-метровой толщей сильно метаморфизованных конгломератов, выше которых залегает 124-метровая толща эффузивных пород, состоящих из порфиритов разных цветов, сильно измененных альбитофиров и кристаллических туфов. На других структурах Каганской группы различные горизонты юры ложатся на хлоритовые сланцы, вскрытая мощность которых не превышает 110 м.
На Гаждинской группе палеозойские отложения представлены амфиболитами.
Мезозойские отложения
Юрские отложения
Нижняя и средняя юра представлена песчаниками зеленоватосерыми, мелкозернистыми, окварцованными. В основании залегает базальный конгломерат, сменяющийся пачкой переслаивающихся глин красновато-бурых, алевролитов темно-серых с прослоями гравелитов. В верхней части появляются прослои мергелей и песчаников серых тонов.
В указанных осадках выделены XIX и XVIII горизонты. Мощность этой пачки изменяется от 116 до 50 м. На Сарыташской и Караулбазарской площадях эти осадки отсутствуют.
Выше залегает толща, представленная переслаиванием глин коричневых и серых тонов, мергелей, алевролитов и известковистых песчаников.
Здесь выделяется XVII горизонт. Мощность этой пачки колеблется в пределах 28-42 м. На Сарыташской и Караулбазарской площадях эти осадки также отсутствуют.
К отложениям верхней юры относится известняковая толща, слагающаяся массивными серыми и белыми известняками с прослоями мергелей, ангидритов и глин (в подошве залегает XVI и в кровле XV горизонты) и ангидритово-карбонатная свита, представленная в основном ангидритами с незначительными прослоями мергелей, известняков и глин.
Мощность первой толщи варьирует от 40 до 100 м, мощность второй не превышает 40-50 м.
Наибольшая мощность юрских отложений в Каганской группе структур вскрыта на Джаркаке (312м), наименьшая - на Караул-Базаре (57 м).
На Гаждинской группе структур юрские отложения представлены в нижней части 15-метровой пачкой красно-бурых глинистых брекчий, в средней части пачкой переслаивающихся мергелей, глин и песчаников серых и коричневых тонов мощностью 60 м. Венчается разрез карбонатно-ангидритовыми образованиями мощностью 15- 20 м, по всей вероятности, являющимися аналогом ангидритово-карбонатной толщи разреза верхней юры Каганской группы.
Меловые отложения
Неоком-аптские отложения сложены в нижней части пачкой кирпично-красных глин с прослоями серых песчаников и реже мергелей (XIV горизонт). Выше залегает пачка грубообломочных пестроцветных, преимущественно красно-коричневых пород, представленных разнозернистыми песчаниками, алевролитами, конгломератами и брекчиями. В этой пачке выделяются ХIIIв, ХIIIа и XIII горизонты.
Мощность этой толщи не превышает 90-115 м. На Гаждинской группе отложения неоком а и апта в нижней части представлены в основном красно- бурыми песчаниками и глинами с прослоями конгломератов; выше разрез становится более глинистым и характеризуется чередованием бурых, кирпично-красных глин с серыми мелкозернистыми известковистыми песчаниками. Среди этих пород не совсем четко выделяются XIV и XIII горизонты.
Альбский ярус. Отложения альбского яруса сложены в основании серыми, зеленовато-серыми песчаниками с включениями обломков желтых известняков (XII горизонт) в средней части - пачкой серых, зеленовато-серых, иногда черных плотных глин с характерной альбской фауной, и заканчивается разрез пачкой переслаивающихся серых песчаников и глин, в кровле которой залегает хорошо выдержанный XI горизонт, состоящий из известняков-ракушечников с маломощными прослоями глин.
Пачка серых глин альба для всего района Гаждинской и Каганской групп структур выдержана по мощности (95-105 м) и является прекрасной покрышкой для сохранения залежей нефти и газа в подстилающих отложениях (XII и XIII горизонты).
Общая мощность альба колеблется от 220 м (Каганская группа) до 150 м (Гаждинская группа).
Суммарная мощность нижнемеловых отложений составляет 300-390 м.
Сеноманский ярус сложен толщей чередующихся песчано-глинистых осадков, представленных глинами зеленовато-серыми, в различной степени известковистыми, с остатками обугленной флоры и песчаниками серыми и зеленовато-серыми, мелкозернистыми, известковистыми. В подошве яруса выделяется X горизонт, а в верхней части - IX горизонт. Мощность сеномана не превышает 270 м.
Туронский ярус довольно отчетливо подразделяется на нижнюю часть, представленную глинами серыми и голубовато-зелеными, с подчиненными прослоями и линзами серых песков и песчаников (VIII и VII горизонты), и верхнюю, сложенную пачкой песчано-глинистых отложений; здесь выделяются VI, V, IV и III горизонты. Мощность отложений турона достигает 300 м в Каганской группе и 450 м в Гаждинской группе структур.
Сенонский ярус представлен в основном песчаниками и глинами зеленовато-серыми, местами песчанистыми, с обломками раковин, с прослоями серого мергеля. Выделяются II и I горизонты. Мощность сенона 300- 450 м.
Третичные отложения
Палеогеновые отложения представлены в районе Каганской группы структур крепкими светло-серыми доломитами, известняками (бухарский ярус - палеоцен), а в районе Гаждинской группы - песчаниками серыми, известковистыми и доломитами (бухарский ярус) и пачкой зеленовато- желтых известковистых глин с прослоями мергеля (сузакский и алайский ярусы - эоцен). Мощность этих отложений достигает 120 м.
Неогеновые отложения, развитые в крыльевых частях структур, представлены красно-бурыми, коричневыми глинами и песчаниками. Мощность 50-60 м.
Четвертичные отложения
Представлены делювиально-пролювиальными и эоловыми образованиями, мощность которых достигает 30 м.
Из выделенных в разрезе мела и юры Каганской группы структур девятнадцати основных и пяти литерных возможно перспективных газонефтеносных горизонтов (с I по XIX) в настоящее время подтвердилась промышленная газонефтеносность XVII, XVI, XV, XII и XI горизонтов на брахиантиклинали Сеталантепе и XV, ХIIIв, ХIIIа, XIII и XII горизонтов на Джаркакском поднятии.
Газовые залежи XI и XII горизонтов на этих структурах относятся к типу пластовых сводовых. Залежи XIII и XV горизонтов являются также пластовыми сводовыми, но, по-видимому, контролируемыми литологическим фактором.
На структурах Гажды и Ташкудук промышленные притоки газа получены из IX, XI и XII горизонтов.
На всех перечисленных выше структурах в настоящее время продолжаются разведочные работы, исключая Сеталантепе, где они закончены в 1956 г.
Рассматривая региональное геологическое строение Бухаро-Хивинской депрессии, можно отметить наличие ряда тектонических зон, с которыми, по всей вероятности, связываются региональные зоны нефтегазонакопления.
Так, гравиметрическими работами и разведочным бурением устанавливается наличие двух цепей погребенных поднятий в палеозойском основании, протягивающихся почти параллельно отрогам Зеравшанского хребта. Северная погребенная цепь протягивается от северо-восточной цепи складок Питнякского поднятия на северо-западе до Кашка-Дарьинской впадины на юго-востоке и названа Бухаро-Гаждинской зоной погребенных палеозойских поднятий или Бухарским валом.
Южная цепь протягивается от юго-западной ветви складок Питнякского поднятия вдоль Аму-Дарьи на Чарджоу и далее, вероятно, на Денгизкуль. Эта тектоническая зона названа Чарджоу-Питнякской или Дарганатинским валом. К этим зонам погребенных палеозойских поднятий и приурочено большинство мезокайнозойских складок в Бухаро-Хивинской депрессии.
Открытые в 1953-1956 гг. газовые месторождения Каганской и Гаждинской групп структур приурочены к зоне Бухарского вала.
Каганская группа структур располагается в 50-70 км к восток-юго-востоку от Бухары. В эту группу входят структуры: Майдкара, Сеталантепе, Джаркакское поднятие (включающее структуры Джаркак, Караул-Базар и Сарыташ), Мама-Джургаты, Пролетарабад и Кара-Чукур.
Гаждинская группа структур расположена в 140 км к западу от Бухары. В эту группу входят брахиантиклинальные складки Гажды и Ташкудук, а также Рометанская структура, выявленная сейсморазведкой между Гаждинским поднятием и Бухарой. В этой тектонической зоне предполагается наличие еще ряда погребенных структур, что уже подтверждается открытием Рометанской, Кара-Чукурской и Южно-Мубарекской погребенных складок.
Промышленные газовые и газо-нефтяные залежи в юрских и меловых отложениях выявлены на структуре Сеталантепе, Джаркакском поднятии, а также на структурах Гажды и Ташкудук.
Каганская группа структур
Сеталантепинская структура расположена в 70 км к юго-востоку от Бухары. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, асимметричного строения с пологим (до 8°) юго-восточным крылом и крутым (40-60°) северо-западным крылом. Присводовая часть складки в пределах северо-западного крыла разорвана, и юго-восточная часть структуры надвинута на северо-западную часть. Вертикальная амплитуда надвига равна 230 м.
В сводовой части складка размыта до сенонских отложений, а на крыльях - до известняков бухарского яруса палеогена. Длина складки по отложениям сенона 8 км, ширина 2,5 км.
Все горизонты с XI по XIX включительно на данной площади подвергались в различных скважинах испытанию, и некоторые из них (XI, XII, XV, XVI и XVII) оказались промышленно газоносными.
Газовая залежь XI горизонта, имеющего мощность 17 м и представленного известняком-ракушечником, относится к типу пластовых сводовых, размеры ее невелики. Из этого горизонта получен газ с дебитом 218 000 м3/сутки. Удельный вес газа 0,625 (Удельный вес газа всюду приведен по воздуху); химический состав: метан 84,6%, тяжелые углеводороды 7,35% и азот + редкие 3,05%. Высота залежи 25 м.
XII горизонт литологически представлен 30-метровой пачкой серых и коричневых известковистых песчаников, разделенных непостоянными глинистыми прослоями небольшой мощности. Сверху перекрывается пачкой плотных зелёных глин мощностью до 100 м, снизу подстилается 20-25-метровой пачкой глин с прослоями мергелей.
Газовая залежь данного горизонта относится к типу пластовых сводовых.
Площадь ее в 10 раз больше, чем площадь газовой залежи предыдущего горизонта. Высота залежи 80 м. Дебит газа в скв. 2 составлял 247 000 м3/сутки. Удельный вес газа 0,608. Газ содержит до 91% метана, 6,75% тяжелых углеводородов, до 1,95% азота, незначительное количество сероводорода (0,02%) и углекислого газа (0,18%).
Из XV горизонта, представленного известняками, получен приток газа с дебитом 13 710 м3/сутки. Мощность горизонта 15 м. Химический состав газа: метан 89,6%, тяжелые углеводороды 2,8%, азот и редкие 6,6%, сероводород 0,25, углекислый газ 0,5%.
Газовая залежь XVI горизонта, представленного серым известковистым мелкозернистым песчаником, мощностью 6 м имеет высоту 35 м. Из этого горизонта получен приток газа с дебитом 123 500 м3/сутки. Удельный вес газа 0,620. По составу газ аналогичен газу XV горизонта с некоторыми незначительными отклонениями в сторону увеличения содержания тяжелых углеводородов до 8,2% и уменьшения содержания азота.
Мощность XVII горизонта, представленного песчаником, не превышает 5 м. Из этого горизонта получен приток газа с дебитом 101 630 м3/сутки. Удельный вес 0,608.
Состав газа следующий: метан 87,5%, тяжелые углеводороды 9,7%, азот 2,5%, сероводород 0,01% и углекислый газ 0,29%.
Джаркакское поднятие
Расположено в 10 км к юго-западу от Сеталантепе и отделяется от последнего широким синклинальным прогибом. В тектоническом отношении представляет собой довольно сложно построенную асимметричную антиклинальную складку с изменяющимся простиранием от северо-восточного (в северо-восточной части) до почти широтного (в юго-западной). Ось складки изгибается и обращена выпуклостью к юго-востоку. Северо-западное крыло более пологое с углами падения пластов 2-3°; углы падения на юго-восточном крыле 4-8° (рис. 2).
В своей юго-западной части складка раздваивается, образуя два структурных носа, из них южный представляет
Караулбазарскую структуру, ранее принимавшуюся за самостоятельную брахиантиклиналь. К западу от Караулбазарского структурного носа слабо обособляется Сарыташская брахиантиклинальная складка.
Таким образом, на Джаркакском поднятии можно выделить собственно Джаркакскую брахиантиклиналь, Караулбазарский структурный нос и Сарыташскую брахиантиклиналь.
Длина Джаркакского поднятия достигает 50 км при ширине 6-7 км. В сводах всех выделяющихся структур этого поднятия обнажаются отложения сенона, обрамляющиеся отложениями датского яруса и известняками бухарского яруса палеогена.
На Джаркакском поднятии подвергался испытанию по существу весь разрез юрских и меловых отложений до сеноманских включительно. В результате были обнаружены: газовая залежь в XII горизонте, газо-нефтяная залежь в XIII горизонте и газо-конденсатно-нефтяная залежь в XV горизонте. Кроме того, имеют место незначительные притоки газа и нефти из XVII горизонта.
Газовая залежь XII горизонта, представленного, как и на Сеталантепе, переслаиванием песчаников и глин, является типичной пластовой сводовой залежью, подпираемой водой. В плане залежь располагается в пределах собственно Джаркакской брахиантиклинали и в присводовой части Караулбазарского структурного носа (на Сарыташской структуре XII горизонт водоносен).
Пластовое давление 96 ат, дебиты газа практически получавшиеся при испытании, доходили до 0,5 млн. м3/сутки. Газ сухой, удельным весом 0,618, содержит до 93,8% метана, 5,2 азота и редких, 1% углекислого газа и незначительное количество сероводорода (0,0007%).
В неоком-аптских отложениях, представленных неотсортированными пестроцветными грубообломочными породами, выделяются XIII, ХIIIа и ХIIIв горизонты.
Однако необходимо отметить, что разделение этих горизонтов довольно условно, так как глинистых разделов, выдерживающихся по площади, между этими горизонтами нет. Препятствием же для их объединения в один горизонт являются полученные результаты раздельного испытания этой пачки в скв. 1, расположенной в своде Караулбазарского структурного носа. Здесь из XIIIв горизонта был получен газ с дебитом 84 000 м3/сутки, из ХIIIа-газ с дебитом 460 000 м3/сутки и нефть с дебитом 39 т/сутки, из XIII горизонта получен газ с дебитом 230 000 м3/сутки, 20 т/сутки нефти и незначительное количество воды.
Пластовое давление в ХIIIв горизонте 108,5 ат, в ХIIIа 106 ат и в XIII горизонте 103,2 ат.
Крыльевые скважины Караулбазарской структуры (скв. 2 и 3), а также сводовые скважины Джаркакской брахиантиклинали дали из этих горизонтов воду. Все это не позволяет пока сделать окончательные выводы по этим горизонтам как в части их объединения, так и в смысле классификации встреченных залежей нефти и газа. Можно предположить, что здесь мы имеем, так же как и по XII горизонту, пластовые сводовые залежи, но в значительной степени контролируемые литологическим фактором.
Газ, полученный из XIII, ХIIIа и ХIIIв горизонтов, имеет следующую характеристику: удельный вес 0,642, объемный состав: метан 87,14%, тяжелые углеводороды 8,62%; азот 4,2%, углекислый газ 0,04 %, сероводород 0,009%. Нефть легкая, удельным весом 0,799, содержит 44-48% бензиновой фракции, 15% лигроина, 12% керосина и 0,32-0,55% серы.
XV горизонт, который отделяется от вышележащих отложений 20-метровой пачкой ангидритов, представлен переслаиванием ангидритов, известняков и мергелей. Мощность его меняется от 57 до 90 м.
В XV горизонте обнаружена газоконденсатно-нефтяная залежь.
Залежь является в целом пластовой сводовой, подпираемой водой. Однако по простиранию складки она, по-видимому, контролируется литологическим фактором.
Залежь в XV горизонте распространяется в пределах Сарыташской брахиантиклинали, Караулбазарского структурного носа и западной части Джаркакской брахиантиклинали. Наиболее приподнятой частью XV горизонта является зона северо-восточной части поднятия, но здесь XV горизонт в нижней части содержит воду с пленками нефти, а в верхней части практически непроницаем и изредка дает очень незначительные притоки газа.
Закономерность распределения нефти, конденсата и газа в XV горизонте пока неясна.
В центральной части поднятия (западная часть Джаркакской брахиантиклинали) из скв. 4 получена легкая нефть (d420 = 0,798), в присводовой части Караулбазарского носа получены из скв. 1 газ, а из скв. 3 газ и конденсат. На южном крыле Караулбазарокоuо носа получены газ, вода и пленки нефти. На северном крыле нефть d420= 0,826 и газ, на периклинали носа (скв. 5) - нефть без газа (d420= 0,898). В пределах Сарыташской брахиантиклинали был получен газ из всех сводовых и крыльевых скважин и вода с нефтью (d420 =0,889) в западной периклинальной части (скв. 5).
Нефть из разных частей залежи обладает различными свойствами и в различной степени насыщена газом.
Легкие нефти (d420 =0,823) имеют бензиновых фракций 34%, лигроино- керосиновых 20%, керосиновых 17%, более тяжелые (d420 = 0,895) бензиновых фракций 2%, лигроиновых 9% и керосиновых 19%.
Газ имеет следующую характеристику: удельный вес по воздуху 0,642; объемный состав: метан 88 %, тяжелые углеводороды 3,6 %; углекислый газ 1,4-0,9 %, азот + редкие 8 %, сероводород 0,05%.
Пластовые давления в среднем 130 ат. Пластовая температура 65-70°.
Проницаемость коллекторов резко меняется по вертикали и в плане. Например, в пределах Караулбазарского носа скв. 1 дала газ с дебитом 90 000 м3/сутки, скв. 3 - газ с дебитом 400 000 м3/сутки и конденсат с выходом последнего до 29 м3 на 1 млн. м3 газа, а скв. 5 дала незначительный приток нефти (практически приток исчисляется несколькими литрами в сутки).
Описанные особенности XIII и XV горизонтов очень затрудняют их разведку и требуют выработки особой методики при разведке залежей нефти и газа в этих горизонтах.
Гаждинское поднятие
Располагается в 140 мм к северо-западу от Бухары и состоит из двух пологих, слегка асимметричных антиклинальных складок: Гяждинской и Ташкудукской, простирающихся почти в широтном направлении и расположенных параллельно друг другу (рис. 3).
На поверхности складки в основном сложены отложениями неогена и палеогена, и только в сводовой части Ташкудукской структуры обнажаются отложения сенона.
Гаждинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания, сложенную на поверхности палеогеновыми и неогеновыми отложениями. Углы падения на крыльях не превышают 2-3°.
Длина складки по отложениям палеогена 22 км, ширина 6 км.
В процессе структурного бурения из ряда скважин, расположенных в сводовой части структуры, появлялись газоводяные выбросы и открытые фонтаны из отложений сенон-туронского возраста. В составе газа преобладает метан (до 90%) при содержании тяжелых углеводородов до 5%.
Газовая залежь IX горизонта (сеноман), представленного темно-серым мелкозернистым песчаником, давала в скв. 1 приток газа с дебитом 880 000 м3/сутки, удельный вес газа 0,598, химический состав: метан 94,3%, азот 5,7%.
Ташкудукская структура представляет собой брахиантиклинальную складку почти широтного простирания, сложенную на поверхности отложениями верхнего мела и палеогена.
Длина структуры 22 км, ширина 11 км. Углы падения пластов на северном крыле 1,5-2°, на. южном 5-7°. Центральная часть структуры осложнена двумя крутопадающими сбросами широтного простирания, разбивающими структуру на три самостоятельных блока: северный, центральный и южный. В процессе бурения структурных скважин здесь, как и на Гаждинской структуре, имели место газо-водяные фонтаны из верхнемеловых отложений. Газ бесцветный, с резким сероводородным запахом, удельным весом 0,648, состав его: метан 77,7%, тяжелые углеводороды 20,3%, азот 2-3%.
На Ташкудукской площади пока установлена газоносность XI и XII горизонтов. Из XI горизонта получен приток газа с дебитом 96 000 м3/сутки и незначительным количеством воды с пленками нефти. Газ удельным весом 0,594 состоит из 95,5 % метана и 4,5% азота.
XII горизонт, вскрытый скв. 1 в сводовой части южного блока, оказался водоносным, с небольшим количеством газа. На северном блоке получен промышленный приток газа с дебитом 120 000 м3/сутки, но вместе с газом получена вода.
Полученные за последние годы данные о нефтегазоносности Бухаро-Хивинской депрессии позволяют говорить об открытии новой газо-нефтеносной области.
В пределах Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области установлен широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности от среднеюрских до верхнемеловых отложений включительно.
В настоящее время выявлено в отложениях средней и верхней юры три горизонта, в отложениях нижнего мела - три горизонта и в отложениях верхнего мела - один горизонт с промышленными залежами газа. Промышленные притоки легкой нефти получены в отдельных скважинах Джаркакского поднятия из верхней юры и нижнего мела.
В рассматриваемой области представляется возможным на основании гравиметрических работ и данных разведочного бурения выделить ряд крупных тектонических зон в палеозойском складчатом основании, к которой главным образом приурочены и все выявленные складки в мезокайнозойском комплексе осадков. Это Бухаро-Гаждинская зона (Бухарский вал), Чарджоу-Питнякская зона (Дарганатинский вал) и разделяющий их Каракульский прогиб.
Выделяемые тектонические зоны, по-видимому, являются зонами нефтегазонакопления, это подтверждается открытием ряда газовых месторождений в пределах Бухаро-Гаждинской зоны (Джаркакское поднятие, Сеталантепе, Гажды и Ташкудук).
В пределах Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области в настоящее время выявлено свыше 36 брахиантиклинальных складок, приуроченных в основном к Бухаро-Гаждинской и Чарджоу-Питнякской тектоническим зонам, и предполагается наличие еще большого количества погребенных структур, что уже подтверждается сейсмикой и структурным бурением.
В Бухаро-Гаждинской зоне наряду с открытыми газовыми месторождениями высокоперспективными и первоочередными для постановки разведочного бурения являются антиклинальные структуры Южный Мубарек, Кара-Чукур, Мамаджургаты и Рометан.
В Чарджоу-Питнякской зоне представляют большой интерес для постановки разведочного бурения на нефть и газ Кабаклинская и Денгизкульская группы структур и Наразымское поднятие.
Значительный интерес имеет также Каракульский прогиб, в пределах которого, как показали исследования последних лет, имеется ряд погребенных поднятий под чехлом современных осадков.
Трест Средазнефтеразведка
Рис.1. Схема тектонического строения Бухаро-Хивинской депрессии.
I - выходы палеозоя на поверхность; II - изоаномалы силы тяжести; III - зоны палеозойских поднятий; IV - мезокайнозойские антиклинальные структуры; 1 - Майа-Кара; 2-Сеталантепе; 3- Джаркакское поднятие; 3а - Сарыташ; 4 - Мама-Джургаты; 5 - Пролетарабад; 6 - Кара-Чукур; 7 - Гажды; 8 - Ташкудук; 9 - Южно-Мубарекская структура; 10 - Кабаклинская группа структур; 11-Денгизкульская группа структур; 12- Наразымское поднятие; 13 - Рометан.
Рис. 2. Структурная карта Джаркакского поднятия (по данным разведочного и структурного бурения. Сост. И.В. Петровым).
1 - стратоизогипсы по кровле XII'' горизонта (альб); 2 - разведочные скважины; 3 - Сеталантепинская брахиантиклиналь; 4-Джаркакская брахиантиклиналь; 5 - Караулбазарский структурный нос; 6-Сарыташская брахиантиклиналь.
Рис. 3. Структурная карта Гаждинской группы складок (по данным структурного бурения, составлена Н.И. Иляхиным и Ю.В. Каеш).
1 - стратоизогипсы по подошве глин сенона (каротажный репер; № 3); 2 - структурные скважины; 3 - разведочные скважины; 4 - Гаждинская брахиантиклиналь; 5 - Ташкудукская брахиантиклиналь