К оглавлению

О НЕКОТОРЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ЗАКОНОМЕРНОСТЯХ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОГО УЗБЕКИСТАНА

А. Г. Бабаев, Е. В. Лебзин, А. Н. Симоненко, И. В. Кушниров

В Газли-Мубарекской зоне регионального нефтегазонакопления разведанные месторождения Западного Узбекистана образуют три нефтегазоносных района - Газлинский, Каганский и Мубарекский. В рассматриваемом районе выявленных залежей больше 50, а продуктивных горизонтов 11. Месторождения Западного Узбекистана представлены шестью основными видами. Причем различия между ними устанавливаются по составу полезного ископаемого, этажу нефтегазоносности, типам залежей и, что особенно важно, по истории формирования ловушек, с которыми связаны месторождения (см. таблицу). В результате обобщения этого материала была составлена карта размещения месторождений выделенных типов (рис. 1). По этой карте выявлены некоторые интересные закономерности в размещении основных типов залежей. Кроме того, она может быть использована и для прогнозных заключений по поискам новых месторождений и залежей различного типа.

В настоящей работе наряду с геологическими параметрами рассматриваются также некоторые гидродинамические особенности мезозойских отложений, значение которых весьма существенно в понимании механизма формирования и размещения залежей нефти и газа. Исследование гидродинамических условий формирования, сохранения и разрушения залежей оказалось необходимым в связи с тем, что авторы, стремясь выяснить взаимосвязь и взаимоподчиненность явлений, подразделили скопления нефти и газа по их масштабу и в качестве наиболее крупной единицы приняли нефтегазоносный бассейн. В.Е. Хаин и более подробно И.О. Брод показали, что каждый нефтегазоносный бассейн является в сущности артезианским бассейном со свойственными ему водонапорными комплексами, среди которых и размещаются продуктивные горизонты. Поэтому на закономерность размещения нефти и газа непосредственно влияет характер взаимоотношений углеводородных флюидов и воды, насыщающей полости пород. Последнее положение убедительно выявлено при анализе материала по Бухаро-Хивинской области Каракумского нефтегазоносного бассейна.

При изучении гидродинамических условий формирования месторождений Газлинского, Каганского и Мубарекского нефтегазоносных районов Газли-Мубарекской зоны нефтегазонакопления было выяснено, что количество водонапорных комплексов в разрезе осадочного чехла и их соотношения довольно значительно меняются, но в то же время увязываются с полнотой разреза, литологией и физическими параметрами слагающих его пород.

Так, в пределах южных и центральных структур Мубарекского и Каганского районов, где стратиграфические разрезы мезозойских отложений представлены наиболее полно, выделяется четыре водонапорных комплекса: юрский, нижнемеловой, сеноман-альбский и надтуронский.

Юрский водонапорный комплекс приурочен к группе проницаемых горизонтов в нижней терригенной и верхней карбонатной толщах юрских отложений, нижнемеловой - к группе горизонтов в неоком-аптских и нижнеальбских отложениях, сеноман-альбекий - к группе горизонтов в толще верхнеальбских и сеноманских отложений, и надтуронский включает в себя проницаемые горизонты в верхней части туронской толщи и в сенонских образованиях. К водоупорам, разобщающим указанные комплексы, относятся: массивные известняки и ангидриты в кровле юрских отложений и глинистые толщи нижнего альба и нижнего турона.

Анализ материала показывает, что наименьшим гидродинамическим потенциалом обладает, как правило, нижнемеловой водонапорный комплекс, который на всех плоскостях приведения в пределах глубин его залегания является принимающим по отношению к лежащим ниже юрскому и выше сеноман-альбскому комплексам.

Изменение в соотношении гидродинамических потенциалов водонапорных комплексов наблюдается в пределах северных структур Каганского и почти всех антиклинальных складок Газлинского нефтегазоносных районов. Здесь юрские отложения трансгрессивно налегают на палеозойский фундамент, а мощность их значительно сокращена; наряду с этим существенно специфичны и литологические особенности слагающих их пород. Среди водоупорной толщи в кровле юрских отложений часто присутствуют прослои известковистых песчаников, обладающих значительными коллекторскими свойствами; сокращается мощность ангидритов, а зачастую (Газли, Акджар, Шурчи) они частично или полностью выпадают из разреза. Это создает возможность гидравлической связи юрского и нижнемелового водонапорных комплексов и возникновения единого юрско-нижнемелового (до нижнего альба включительно) комплекса. Независимо от абсолютных отметок залегания этот комплекс характеризуется преобладающим напором по отношению к сеноман-альбскому водонапорному комплексу, который приобретает функции принимающего.

По замерам пластовых давлений, проведенным на Газлинском и Ташкудукском месторождениях в надтуронском комплексе, в условиях его эродированности, нельзя составить законченного представления о его динамике. Лишь предположительно можно сейчас высказать мнение, что надтуронский комплекс в условиях, где он не эродирован, обладает более высоким гидродинамическим потенциалом, чем сеноман-альбский комплекс, и последний сохраняет функции принимающего и по отношению к нему. Это обстоятельство, в свою очередь, дает основание предполагать, что в зонах крупных разломов воды надтуронского комплекса могут попадать в сеноманские и возможно верхнеальбские отложения и, подчиняясь динамическому режиму принимающего комплекса, распространяться в пределах исследуемой зоны нефтегазонакопления.

Поисковыми работами последних лет в зоне, прилегающей с юга к палеозойским останцам Кызыл-Кумов (Кульджуктау, Зирабулак-Зиаэтдинские горы), выявлен ряд антиклинальных структур, в стратиграфическом разрезе которых отсутствуют юрские отложения и нижнемеловые образования залегают непосредственно на палеозойском фундаменте (Тувактау и др.).

Глубокая разведка этих складок только начинается, но уже сейчас можно предполагать, что наименьшим потенциалом здесь будут обладать нижнемеловые отложения. Вполне вероятно, что на участках, где отложения надтуронского комплекса не эродированы, он будет обладать превалирующим гидродинамическим потенциалом, и в зонах крупных разломов инфильтрационные воды, попадающие в этот комплекс, могут проникать вплоть до поверхности палеозойского фундамента.

При сравнении двух первых типов соотношений гидродинамических потенциалов водонапорных комплексов с фактическим диапазоном газонефтеносности мезозойских отложений получен интересный материал, во многом способствующий пониманию процессов формирования и разрушения залежей нефти и газа в пределах исследуемой области.

В районах, где наименьшими потенциалами обладает нижнемеловой водонапорный комплекс, залежи встречаются, как правило, либо в юрских, либо в юрских и нижнемеловых отложениях, причем только во втором случае наиболее крупные скопления углеводородов встречены в самом верхнем резервуаре (XII горизонт) принимающего водонапорного комплекса (Южный Мубарек, Юлдузкак и др.). Отложения, входящие в состав сеноман-альбского водонапорного комплекса, в этих условиях, как правило, не содержат залежей нефти и газа. Это объясняется, по-видимому, тем, что их высокий гидродинамический потенциал в значительной степени препятствует вертикальной миграции углеводородов из нижнемеловых отложений. Однако сказанное не исключает возможность нахождения залежей в секции мезозоя, но их образование уже следует связывать с латеральной миграцией из нефтегазоматеринской толщи апт-альба, имеющей в описываемой области региональное распространение.

Высокий потенциал наблюдается в условиях, когда принимающим комплексом оказывается сеноман-альбский и нижнемеловые отложения гидравлически связаны с юрскими. Здесь диапазон нефтегазоносности, как правило, значительно шире, а наиболее крупные скопления углеводородов встречаются уже в резервуарах сеномана. В местах же, где надтуронский комплекс эродирован, флюиды проникают до дневной поверхности (Газли, Тамкудук).

Обобщение данных о гидродинамике водонапорных комплексов, структурных формах, типах разрезов и коллекторских свойств мезозойских отложений, типах залежей и месторождений позволило в пределах исследуемой территории выделить четыре зоны: Предкызылкумскую, Газлинскую, Сарыташ-Мубарекскую и Чарджоускую (см. рис. 1). Интересно отметить, что границы этих зон, наметившиеся по перечисленным показателям, хорошо совпали с границами распространения структурно-литологических ярусов (формаций), определенными структурно-палеогеографическим методом.

Предкызылкумская зона относится к северной периферии Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области, которая является переходной от депрессионной части платформы к районам Кызылкумского свода. Она характеризуется сильной сокращенностью разреза мезозойской продуктивной толщи и в региональном геотектоническом плане оценивается в качестве моноклинали, ограниченной с севера Предкызылкумским, а с юга - Учкыр-Шафриканским и Караиль-Искандерским разломами (рис. 2). Наиболее продуктивны здесь нижние секции разреза, т. е. альбские и местами неоком-аптские слои, причем сохранению залежей в этих отложениях в значительной мере способствует высокий гидродинамический потенциал сеноман-альбского водонапорного комплекса. Однако при оценке перспектив указанной территории необходимо учитывать и то, что здесь существуют весьма благоприятные условия для проникновения в нижние секции разреза инфильтрационных вод, которые могут способствовать интенсивному геохимическому разрушению углеводородов, поэтому в этой зоне можно ожидать «пятнистое» размещение залежей.

Газлинская зона располагается южнее Предкызылкумской. С юга она ограничивается Бухарским параградным разломом, а с востока - линией, протягивающейся почти широтно, начиная от участка южнее Ташкудука до пересечения с Караиль-Искандерским разломом, севернее Шурсая (см. рис. 2). Эта линия по характеристике водонапорных комплексов разделяет Газлинскую зону от Сарыташ-Мубарекской. Для Газлинской зоны характерны средние глубины залегания складчатого основания, нарастающие с севера на юг и с востока на запад. В этих же направлениях происходит увеличение разреза продуктивной толщи, хотя полностью для зоны характерно сокращение ее мощности (во многих местах до позднего киммеридж-титона). Здесь диапазон возможной нефтегазоносности гидродинамических особенностей охватывает весь представленный в зоне разрез юры, а также меловые отложения от валанжина до сеномана включительно. Для тех пунктов, где отложения надтуронского водонапорного комплекса эродированы, он может быть поднят до сеномана включительно. В связи с существующими в этой зоне большими потенциальными возможностями для проникновения углеводородных флюидов сквозь всю толщу осадочного чехла здесь при формировании и разрушении залежей очень важная роль принадлежала разрывным нарушениям, создающим благоприятные условия для оттока углеводородов из нижних горизонтов (XIII, XII и XI) в верхние (X и IX).

Как уже отмечено, северная граница Газлинской зоны представляет собой одновременно границу выклинивания верхнеюрской карбонатной формации. Поскольку последняя оценивается авторами в качестве нефтегазоматеринской свиты, а в соседней, Сарыташ-Мубарекской зоне с ней связан ряд промышленных скоплений газа и нефти, полосу выклинивания этой формации можно рассматривать как благоприятную для поисков литологически-экранированных залежей в моноклинально залегающих осадках позднего келловея-оксфорда.

В отличие от Предкызылкумской зоны в Газлинской литологически-экранированные залежи можно обнаружить и в периферийных частях антиклиналей в отложениях юры и мела. В частности, по периферии Газлинского выступа палеозойского фундамента разрез, вероятно, пополняется известняками келловей-оксфорда и, возможно, отложениями средней юры. В связи с этим отмеченные периферийные части Газлинского выступа палеозойского фундамента следует рассматривать в качестве перспективных для поисков литологически-экранированных залежей в XV и более низких горизонтах юры.

В таком плане для терригенной толщи нижней и средней юры может быть поставлен вопрос и по Курбаналийскому выступу палеозойского фундамента.

В крайнем восточном углу выделенной Газлинской зоны располагаются месторождения Караиз, Шурчи и Акджар. Караизская складка располагается в зоне Караиль-Искандерского разлома, и именно на этой площади обнаружена первая в Бухаро-Хивинской области литологически-экранированная залежь в XV горизонте. Особенностями этой залежи являются ее пластовый, литологически-экранированный характер и приуроченность к периферийной части Караизской антиклинали, а в более широком плане - к зоне выклинивания карбонатной формации верхней юры. Открытие Караизского месторождения еще раз подтверждает заключение о высокой перспективности поисков литологически-экранированных залежей по северной окраине Газлинской зоны (см. рис. 1).

Ловушки, с которыми связаны месторождения Шурчи и Акджар, как и ловушки Газлинской зоны, постседиментационные, но полнота разреза их значительно больше, а гидродинамические особенности весьма близкие к Газлинским. Поэтому теоретически в восточном углу Газлинской зоны наиболее вероятны многопластовые залежи с широким диапазоном нефтегазоносности. Примеры Акджара и Шурчи хорошо подтверждают справедливость этого положения. Вполне уверенно можно рассчитывать на выявление группы высокоперспективных локальных структур к северо-западу от Газлинского внутреннего поднятия на участке Янги-Казганского поднятия. Сарыташ-Мубарекская зона располагается юго-восточнее Газлинской зоны и граничит на севере с Предкызылкумской, а на юге ограничена Бухарским пароградным разломом (см. рис. 1, 2). От соседних с запада и с севера зон она отличается региональной полнотой разреза по меловым слоям и большей полнотой разреза юры.

Вся Сарыташ-Мубарекская зона представляет собой юго-восточную половину Газли-Мубарекского вала, а по отношению к складчатому основанию, как и соседняя с запада Газлинская зона, является частью Бухарской ступени.

По гидродинамическим особенностям этой зоны можно считать, что залежи нефти и газа здесь располагаются, как правило, только в отложениях юры или юры и нижнего мела, не поднимаясь выше XII горизонта, т. е. не выше кровли принимающего водонапорного комплекса. Эта закономерность, как правило, хорошо прослеживается на всех выявленных месторождениях рассматриваемой зоны, независимо от степени дислоцированности и нарушенности разломами антиклинальных ловушек, типа разрывов и их амплитуды.

Переток углеводородов вверх по разрезу из нижнемеловых отложений в этой гидродинамической обстановке возможен в пределах только тех антиклинальных структур, своды которых сильно осложнены дизъюнктивными нарушениями, и при условии, что в самом верхнем резервуаре нижнемелового водонапорного комплекса (XII горизонт) образовалась залежь, избыточное давление в которой значительно превышает гидродинамический потенциал сеноман-альбского комплекса.

Совмещая данные по строению разреза продуктивной толщи и характеристике водонапорных комплексов с общей структурой зоны, историей формирования ловушек разного типа и границами распространения отдельных секций разреза продуктивной толщи, можно далее высказать и некоторые прогнозы о возможной зональности в размещении залежей различного типа. Вдоль южной границы Караиль-Искандерского разлома располагается полоса выклинивания карбонатной формации верхней юры. Эту полосу с немалым основанием можно оценивать как благоприятную для поисков литологически-экранированных залежей в XV, XVa и XVI горизонтах, образующих здесь моноклиналь.

На склонах Каганского и Мубарекского выступов палеозойского фундамента, вероятно, происходит увеличение мощности и пополнение разреза средней юры за счет их нижних секций. Поэтому здесь весьма возможно обнаружение литологически-экранированных залежей, связанных с периферийными частями структур в отложениях средней, а также, возможно, и нижней юры.

Чарджоуская зона изучена совершенно недостаточно, поэтому мы не имеем возможности произвести соответствующий анализ и дать обоснованную ее оценку. Она располагается на следующей ступени по фундаменту, а по структуре покрова объединяет Каракульский прогиб и Амударьинский вал (см. рис. 1, 2).

Авторы считают, что по общегеологическим данным, а также по комплексу признаков нефтегазоносности Чарджоускую зону следует считать высокоперспективной для поисков пластовых сводовых залежей различного типа в меловых и особенно в юрских и даже, может быть, местами в пермо-триасовых отложениях.

По северной окраине Чарджоуской зоны и полосе предполагаемого выклинивания нижне- и среднеюрских отложений, кроме того, можно рассчитывать обнаружить в них литологически-экранированные залежи, связанные с моноклиналями.

ИГИРНИГМ

Таблица Размещение типов залежей в месторождениях Западного Узбекистана

Время формирования месторождений

Виды месторождения

Месторождения

Продуктивная толща

верхний этаж

нижний этаж

продуктивные горизонты, их возраст и типы залежей

сеноман

альб

неоком - апт

верхняя юра

средняя юра

IX

X

XI

ХIа

XII

XIII|

XIV

XV

XVa

XVI

XVII

Связанные со складками постседиментационного развития (I тип)

Газлинский

Газли

Шуртепе (разновидность)

Акджарский

Акджар

Шурчи

Караулбазар

Чайтовакский участок

Сеталантепе

Юлдузкак

Связанные со складками конседиментационного развития (II тип)

Сарыташский

Сарыташ

Мама-Джургаты

Хаджи-Хайрам

Кызыл рабат

Северный Мубарек

Ташкудукский

Ташкудук

Южно-Мубарекский

Южный Мубарек

Карабаир

Джаркак

Караизский

Караиз

Залежи 1 -газовая, 2-нефтегазовая, 3-нефтяная, 4 - пластовая, сводовая, не нарушенная, 5 - пластовая, сводовая, слабо нарушенная, 6 - пластовая, сводовая, срезанная разрывом, 7 - пластовая, сводовая, частично литологически-ограниченная, 8-пластовая, тектонически-экранированная, 9 -пластовая, литологически-экранированная

Рис. 1. Прогнозная схема зональности в размещении основных типов залежей газа и нефти в мезозойских отложениях Западного Узбекистана.

Зоны, благоприятные для формирования преимущественно литологически-экранированных залежей, связанных с моноклиналями в отложениях I - нижнего мела, II - верхней юры, III - нижней и средней юры, IV - пермо-триаса. Зоны, благоприятные для формирования преимущественно пластовых сводовых залежей и экранированных, связанных с периферическими частями антиклиналей в отложениях V - мела, VI - юры. Зоны, благоприятные для формирования литологически-экранированных залежей, связанных с периферическими частями погребенных поднятий палеозойского фундамента в отложениях VII - юрских, VIII - нижней и средней юры, IX-граница зон с различным диапазоном нефтегазоносности, выделяющихся по гидродинамической характеристике водонапорных комплексов. Зоны, благоприятные для скоплений нефти и газа преимущественно в отложениях X - нижнемеловых до XII горизонта включительно (зона связана с нижнемеловым водонапорным комплексом), XI - юрских и меловых до XI горизонта сеномана включительно (зона связана с единым юрско-меловым водонапорным комплексом), XII - юрских и меловых до XII горизонта альба включительно (зона связана с юрским и нижнемеловым водонапорным комплексами), XIII - зона с невыясненным диапазоном нефтегазоносности по гидродинамической характеристике водонапорных комплексов, но благоприятная для скопления нефти и газа в юрских и меловых отложениях по общегеологическим данным, XIV - выходы на поверхность пород палеозойского фундамента, XV -области отсутствия юрских отложений, связанные с погребенными выступами палеозойского фундамента, XVI -области отсутствия нижне- и среднеюрских отложений, связанные с погребенными выступами палеозойского фундамента, XVII- месторождения газа и нефти; XVIII - локальные антиклинальные складки: 1 -Ащикудукская, 2 - Южная Каттакудукская, 3- Северная Каттакудукская, 4 - Коскудукская, 5 - Джитасиримская, 6-Тахаякырская, 7-Каракырская, 8-Газлинская, 9-Муллахолская, 10- Ташкудукская, 11- Курбаналийекая, 12- Кухнагумбаская, 13 - Атбакорская, 14 - Роментанская, 15- Шоркудукская, 16 - Западная Янгикудукская, 17 - Восточная Янгикудукская, 18 - Галаасиинская, 19 - Рысканакская, 20 - Косаринская, 21 - Шуркудукская, 22 - Аксуюкская, 23 - Северная Акрабатская, 24 - Южная Акрабатская, 25 - Каганская, 26 - Свердловская, 27- Чукуркульская, 28 - Пролетарабадская, 29 - Мама-Джургатинская, 30 - Сарыташская, 31 - Караулбазарская, 32 - Чайтовакская, 33 - Джаракакская, 34 - Акджарская, 35 - Шурчинская, 36 - Караизская, 37 - Майдкаринская, 38 - Сеталантепинская, 39 - Юлдузкакская, 40 - Карачукурская, 41 - Шурсайская, 42- Шуртепин-ская, 43 - Шумакская, 44 - Северная Мубарекская, 45- Южная Мубарекская, 46 - Хаджи-Хайрамская, 47 - Кизилрабатская, 48 - Майдаджойская, 49 - Байбуракская, 50 - Карабаирская, 51 - Восточная Каракумская, 52 - Западная Каракумская, 53 - Восточная Андабазарская, 54 - Западная Андабазарская, 55 - Карактайская, 56 - Майманактауская, 57 - Кассантауская, 58 - Кунгуртауская, 59 - Абдугаффарская, 60 - Тувактауская, 61 - Чияльская, 62 - Азляргепинская, 63 - Чимская, 64 - Безымянная, 65 - Яккобагская, 66 - Таджикская, 67 - Янгикентская, 68 - Кизилсайская, 69 - Саманская, 70 - Безымянная, 71 - Шуртанская, 72 - Аляудинская группа, 73 - Нишанская, 74 - Бешкентская, 75 - Северная Камашинская, 76 - Айзоватская, 77 - Камашинская, 78 - Гирсанская, 79 - Култакская, 80 - Чилгумбаская, 81 - Сундуклинская, 82 - Памукская, 83 - Зевардинская, 84- Карабулакская, 85 - Уртабулакская, 86 - Испанлинская, 87 - Зекринская, 88 - Кемачинская, 89 - Денгизкульская, 90 - Кукчинская, 91 - Чандырская, 92 - Самантепинская, 93 - Наразымская, 94-Мазандаринская, 95 - Алатская, 96 - Южная Алатская, 97 - Фарабская, 98 - Безымянная, 99 - Гадынская, 100 - Эльджикская, 101 - Испазская, 102 - Южная Кызкалинская, 103 - Северная Кызкалинская, 104 - Кабаклинская, 105 - Даяхатынская, 106 - Гугурджелинская, 107 - Дарганатинская, 108 - Кошабулакская, 109 -Султансанджарская, 110 -Тюямуюнская, 111 -Мешеклинская, 112 - Ичкиджарская, 113 - Учиджарская, 114 - Учкырская, 115 - Ходжамбасская, 116 - Астманабабинская, 117 - Туватагская, 118 - Кашмирская, 119 - Керкитагская, 120 - Дунгузсыргская, 121 - Дугобинская, 122 - Талимарджинская, 123 - Тогапская, 124 - Белисайнакская, 125 - Караильская, 126 - Аманатинская, 127 - Адамташская, 128 - Шарасланская.

Границы выклинивания отложений: Cr1 - нижнего мела (до нижнего альба включительно), J3-верхней юры, Р-Т-пермо-триаса; J₁₊₂-граница резкого нарастания к югу мощностей отложений нижней и средней юры.

Рис. 2. Схема тектонического строения Западного Узбекистана (составили А.Г. Бабаев и Е.В. Лебзин по данным исследований авторов, по данным бурения, геофизики и материалов Г.X. Дикенштейна, Л.Г. Жуковского, Я.М. Зорькина, Ю.В. Каеша, И.В. Кушнирова, А.Н. Симоненко, Б.Б. Таль-Вирского, Ю.В. Федотова, 1962 г.).

Геоструктурные элементы первого порядка: 1 - Кызылкумский свод (типа антеклизы), 2 - Амударьинская внутриплатформенная впадина (синеклиза), 3 - область предплатформенного прогиба; 4 - границы Амударьинской внутриплатформенной впадины (синеклизы); 5 - предполагаемая граница между предплатформенным прогибом и складчатой областью. Геоструктурные элементы второго порядка внутри Амударьинской впадины 6 - Предкызылкумская моноклиналь (склон); 7 - Газли-Мубарекская зона поднятий (вал); 8 - Каракульский прогиб; 9 - Амударьинская зона поднятий (вал); 10- Хорезмско-Измаильский прогиб; 11 - границы геоструктурных элементов второго порядка, 12-предполагаемые границы геоструктурных элементов второго порядка. Внутренние поднятия (геоструктурные элементы третьего порядка): а - Янгиказганское; б - Газлинское; в - Каганское; г- Мубарекское; д - Питняк-Дарганатинское; е -Кабаклинское; ж - Чарджоуское; и - Денгизкульское. 13-границы положительных геоструктурных элементов третьего порядка (внутренних поднятий), 14 - предполагаемые границы положительных геоструктурных элементов третьего порядка (внутренние поднятий); 15- локальные антиклинальные складки (структуры четвертого порядка); 16-выходы на поверхность палеозойского фундамента; 17 - региональные пароградные разломы герцинского заложения, проявившиеся в мезозое и кайнозое (первого порядка): I - Предкызылкумский; II - Бухарский, III - Амударьинский, IV - Репетекский. Региональные разломы герцинского заложения второго порядка: 18 - проявившиеся в мезозое и кайнозое (1' -Караиль-Искандерский); 19- проявившиеся в кайнозое (2' - Кульджуктауский, 3' - Зирабулак-Зиаэтдинский); 20 -с невыясненной историей развития (4' - Учкыр-Шафриканский, 5' - Газли-Галаасиинский, 6' - Биргутли-Камашлыкский), 21 - региональные разломы альпийского заложения (А - Джусантепинский; Б - Северо-Рометанский, В - Южно-Рометанский, Г - Северо-Мубарекский, Д-Каршинский, Е - Каратепинский, Ж-Гузарский, И - Северо-Фарабский); 22 - локальные разрывы; 23 - месторождения нефти и газа (названия локальных складок (1-128) см. в подрисуночной подписи к рис. 1).