К оглавлению

УДК 553.98.061.15:551.76(575.4-12)

Условия формирования углеводородных скоплений в мезозойских отложениях Амударьинской газонефтяной провинции

С.П. МАКСИМОВ, Р.Г. ПАНКИНА, А.М. СМАХТИНА (ВНИГНИ)

В Амударьинской ГНП продуктивны мезозойские (юра и мел) отложения. В них установлены газовые и газоконденсатные залежи, иногда с нефтяными оторочками. Нефтяные скопления редки и, как правило, небольшие по размерам и запасам.

Промышленные количества сероводорода отмечают в основном в газоконденсатных залежах подсолевых верхнеюрских отложений некоторых тектонических зон (Чарджоуская ступень). Прогнозирование типов углеводородных скоплений здесь важно (территорию пересекает газовая магистраль Средняя Азия - Центр, имеется серный завод). А для этого необходимо изучить особенности генезиса УВ и формирование их залежей: количество генетических типов нефтей (и конденсатов), очаги генерации УВ и их местоположение, роль вертикальной и латеральной миграции флюидов в формировании залежей, направление и дальность латеральной миграции УВ из очагов генерации. Упомянутые вопросы могут быть решены с помощью детальных геохимических исследований [3, 7].

Уже первые данные показали, что нефти и конденсаты на изучаемой территории неодинаковы по свойствам и составу [9]. Дальнейшие исследования позволили более обоснованно судить о наличии трех типов нефтей и конденсатов, различающихся по изотопному составу серы и углерода и химической характеристике.

I тип нефтей и конденсатов, залегающих в отложениях юры и нижнего мела, встречен в Беурдещик-Хивинской, Заунгузской ГО и северо-западной части Бухарской и Чарджоуской НГО (рис. 1). Изотопный состав серы нефтей колеблется от 4,8 до -0,6, углерода нефтей и конденсатов от -26,8 до -25,2. Это легкие нефти (0,82- 0,84 г/см³), малосернистые (серы 0,07- 0,5 %) и малосмолистые (сумма смол и асфальтенов колеблется от 3 до 10 %).

В бензиновой фракции нефтей и конденсатов преобладают нафтеновые УВ (до 45 %), много ароматических (до 35 %) и мало метановых. В отбензиненной части нефтей и конденсатов содержание парафино-нафтеновых УВ увеличивается до 65-75 %, а ароматических уменьшается до 10-15 %. Степень циклизации парафино-нафтеновой фракции низкая (0,4-0,6 кольца на усредненную молекулу).

К этой группе по химическому составу близки нефти и конденсаты отложений юры и мела восточного и юго-восточного склонов Центрального Каракумского свода (см. рис. 1). Они имеют небольшую плотность, содержат мало серы и смолисто-асфальтеновых компонентов. В углеводородном составе бензиновых фракций также преобладают нафтеновые (реже метановые) УВ, содержание ароматических высокое (22-43 %). Степень циклизации парафино-нафтеновой фракции отбензиненной части нефти низкая.

На большей части территории распространения нефтей и конденсатов I типа свободные и растворенные в нефтях газы в основном не содержат сероводорода. Исключение составляют газы восточных районов, где в них появляется до 1-2,5 % сероводорода (месторождения Аккум, Кандым, Ходжи и др.), обогащенного тяжелым изотопом серы ( от 17 до 23,6 ).

Все описанные нефти и конденсаты близки по ряду параметров в пределах одной залежи и одновозрастных отложений, а также и отложений разной стратиграфической принадлежности. Незначительное обогащение тяжелым изотопом углерода (на 1-1,5) конденсатов по сравнению с нефтями, вполне естественно и присуще большинству конденсатов.

Таким образом, нефти и конденсаты I типа генетически связаны и имеют единый источник УВ как в юрских, так и в нижнемеловых отложениях.

Нефти и конденсаты II типа встречены в юго-восточной части Бухарской и Чарджоуской НГО и в Юго-Западно-Гиссарском газоносном районе (рис. 2). Нефти обогащены легким изотопом серы ( от -3,5 до -11,5) и углерода (от -26,8 до -29,8). Нефти этой зоны имеют высокую плотность (0,86-0,95 г/см³), повышенные концентрации серы (1-2% и более), от 10 до 30 % смол и асфальтенов.

В бензиновой фракции нефтей и конденсатов преобладают метановые УВ(40-60 %), нафтеновые и ароматические находятся часто в равных концентрациях и составляют 20-35 %. В отбензиненной части нефти и конденсата содержание парафино-нафтеновых УВ уменьшается до 60-40 %, по сравнению с нефтями I генотипа, но при этом значительно возрастает содержание ароматических (до 20-35 %). Степень циклизации парафино-нафтеновой фракции в отбензиненной части нефти составляет 0,8-1,4 кольца на усредненную молекулу.

И для II типа отмечается близость нефтей и конденсатов по углеводородному, структурно-групповому и изотопному составу углерода (при незначительном обогащении последних изотопом ¹³С) как в одно-, так и в разновозрастных толщах. Эти данные свидетельствуют о едином источнике и одинаковом генезисе нефтей и конденсатов из верхнеюрских и меловых отложений.

В описываемой части провинции в составе свободных и растворенных газов сероводород встречается в различных концентрациях (от 0,01 до 6,5 %). В залежах Бухарской ступени - от 0,01 до 0,5 % с изотопным составом серы от -5 до -0,7, на месторождениях Чарджоуской ступени (Уртабулак-Денгизкульская зона) содержание H₂S от 1,0 до 6,5 %, а изотопный состав серы характеризуется существенным обогащением ³⁴S ( от 13,6 до 22,6).

Изучение генезиса сероводорода показало, что в первом случае его образование связано с биогенным, а во втором - с химическим восстановлением сульфатов [8].

Как правило, конденсаты не содержат сераорганических соединений или их концентрация столь незначительна, что изучить изотопный состав серы не представляется возможным. Однако в Уртабулак-Денгизкульской зоне встречены сернистые конденсаты.

Они обогащены тяжелым изотопом серы (от 7,7 до 12,4), близки по этому показателю к H₂S газов и резко отличаются от нефтей. Сернистые соединения этих конденсатов имеют, несомненно, вторичное происхождение, обусловленное взаимодействием H₂S с ароматическими УВ.

Основываясь на данных об изотопном составе серы (=-3,5), ко II типу следует отнести нефть верхнеюрских отложений площади Яшлар. Но эта нефть имеет и ряд характерных черт: самый тяжелый изотопный состав углерода (=-22,9), низкую плотность (0,8 г/см³) и значительное содержание серы (1,7-2 %), концентрацию смолисто-асфальтеновых компонентов 19,5 %, парафиновых УВ в бензиновой фракции до 54 %, нафтеновых и ароматических до 23,4 и 21,9 % соответственно, преобладание в отбензиненной части нефти ароматических УВ (63,2 %), степень циклизации парафино-нафтеновой фракции 0,7 кольца на усредненную молекулу. В газе Яшларского месторождения содержится до 4,5 % сероводорода.

III тип конденсатов и нефтей встречен в основном в нижнемеловых отложениях Предкопетдагской и Бадхыз-Карабильской НГО и Шатлыкского ГР (рис. 3).

Ввиду низкой сернистости нефтей и конденсатов в них не удалось изучить изотопный состав серы. Изотопный состав углерода конденсатов колеблется от -23,2 до -27,4, в нефтях по сравнению с ними несколько больше легкого изотопа углерода  -28,5.

Несмотря на большие колебания плотности (0,804-0,94 г/см³), нефти и конденсаты этого типа малосернистые (0,5 %) или практически бессернистые, с низким содержанием смол и асфальтенов (в нефтях от 5-6 до 10 %, а в конденсатах от 0,6 до 2 %). В составе УВ бензиновых фракций преобладают метановые (55-65 %), нафтеновые составляют 30-42 %, содержание ароматических самое низкое среди нефтей и конденсатов провинции (8-15 %). В отбензиненной части нефтей и конденсатов III генотипа, по сравнению с I и II, содержание парафино-нафтеновых УВ значительно возрастает (до 85-90%), а ароматических резко уменьшается (до 8-3 %). Степень циклизации парафино-нафтеновой фракции отбензиненной части нефти 0,3 кольца на усредненную молекулу.

На большей части территории распространения конденсатов и нефтей III типа газы бессернистые и малосернистые (Шатлык, Даулетабад - Донмез и др.) [1], а на юге Бахардокского склона (Кырк, Караджаулак и др.) содержание H₂S значительно возрастает.

Кроме выделенных трех типов нефтей в Амударьинской ГНП встречены нефти смешанного характера (месторождение Фараб и возможно Сакар). По углеводородному и изотопному составу они близки к нефтям I типа, но плотность их более высокая, в них содержится больше смолисто-асфальтеновых компонентов и тяжелой ароматики, что сближает их с нефтями II типа. К смешанным можно отнести нефти Даулетабад-Донмезского месторождения. По углеводородному составу они подобны нефтям и конденсатам III типа, а увеличение в них легкой ароматики (до 16%), а также появление в газе H₂S и повышение содержания конденсата (до 15 см³/м³) сближает их с нефтью Яшлара, т. е. со II типом.

Присутствие на территории Амударьинской ГНП трех типов нефтей и конденсатов, различающихся по ряду геохимических показателей, обусловлено разновозрастными нефтегазоматеринскими отложениями, а колебание величин некоторых параметров в пределах каждого из типов - существованием нескольких очагов генерации УВ в отложениях одного и того же возраста, а также влиянием вторичных процессов: миграция, окисление и др.

Нефтегазоматеринские породы на данной территории встречены в юрских и нижнемеловых отложениях. Каждая из нефтегазоматеринских толщ характеризуется своими литолого-фациальными особенностями, различными содержаниями и типами ОВ. Так, в наиболее погруженных зонах северо-западной части Амударьинской ГНП нижне-среднеюрские терригенные отложения, преимущественно континентальные, и содержат ОВ главным образом гумусового типа. В верхнеюрских глинисто-карбонатных породах преимущественно морского генезиса в юго-восточной части Амударьинской синеклизы преобладает в основном сапропелевое ОВ. Нижнемеловые отложения в наиболее погруженных участках в настоящее время практически не изучены. Можно лишь предположить, что в южной и восточной частях Предкопетдагского прогиба они представлены ОВ гумусово-сапропелевого типа.

Анализируя данные о фазовой характеристике залежей, изотопном составе серы и углерода, физико-химических особенностях нефтей и конденсатов выделенных типов, можно заключить, что для нефтей и конденсатов I типа нефтегазоматеринскими отложениями были нижне-среднеюрские (и в незначительной степени верхнеюрские), II типа - верхнеюрские (возможно, при некоторой роли нижне-среднеюрских), III типа - в основном нижнемеловые (и в незначительной степени верхнеюрские). Отличия нефтематеринских отложений по условиям осадконакопления и типу ОВ весьма четко отразились на составе и свойствах нефтей и конденсатов выделенных типов. Следовательно, типы нефтей и конденсатов являются генетическими.

Наиболее вероятный очаг генерации I генетического типа нефтей и конденсатов - южные погруженные участки Хивинского и Заунгузского грабенообразных прогибов (см. рис. 1), где максимальные палеотемпературы в подошве юрской толщи, составляли около 100 °С, а катагенетическое преобразование ОВ нижне-среднеюрских пород достигло степени МК₂-МК₄. Поскольку исходным ОВ было преимущественно гумусовое, из очага генерации поступали в основном газообразные УВ. Жидких УВ образовывалось мало. Поэтому происходило преимущественное формирование газовых и газоконденсатных залежей (Ачак, Беурдешик и др.). Незначительные нефтяные оторочки, не имеющие промышленного значения (за исключением оторочек Газлинского и Учкырского месторождений), как и низкое содержание стабильных конденсатов в газах (от 20 до 75 см³/м³), свидетельствуют о дефиците в образовании жидких УВ в этой зоне.

Сходство конденсатов и нефтей по химической характеристике и изотопному составу углерода указывает на их первичный генезис, т. е. на образование конденсатов в результате выпадения из газоконденсатной смеси при снижении пластового давления. Особенности изменения типа УВ залежей в направлении от очага генерации к периферии (газовые - газоконденсатные - газоконденсатные с нефтяной оторочкой легкой нефти) свидетельствуют о том, что формирование залежей обусловлено ступенчатой латерально-вертикальной миграцией ретроградных газовых растворов с последующей аккумуляцией в нижне-среднеюрских, верхнеюрских и меловых ловушках [4, 10].

О направлении миграции УВ из очага генерации можно судить по тенденции изменения отдельных групп УВ в бензиновой и отбензиненной частях конденсатов. Так, в бензиновых фракциях конденсатов (месторождения Ачак, Наип) содержание метановых УВ возрастает до 80 %. Установление очагов генерации УВ для нефтей и конденсатов I генотипа в относительно погруженных зонах северной части Амударьинской провинции по палеотектоническим построениям [2] позволяет считать, что протяженность миграционного потока (см. рис. 1) из Хивинско-Заунгузского очага генерации могла составлять 100-150 км [9]. Затем за пределами распространения соленосной толщи и в местах нарушения нижнекелловейской покрышки латеральная миграция сменялась вертикальной. В результате в периферийной части зоны в меловых отложениях образовывались газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой.

Основной очаг генерации УВ на территории распространения конденсатов и нефтей II типа, по всей вероятности, средне-верхнеюрские отложения наиболее погруженных участков Бешкентского и Карабекаульского прогибов, где палеотемпературы в подошве верхней юры составляли более 120 °С, а в нижне-среднеюрских достигали 200 °С. Стадии катагенетического преобразования ОВ пород изменяются от МК₁ до МК₄.

Преимущественно сапропелевое ОВ как в основных, так и в местных очагах генерации способствовало образованию жидких УВ. В результате в зоне нефтегазонакопления формировались не только газоконденсатные и газовые залежи с нефтяной оторочкой, но и нефтяные. В этой части провинции газы содержат больше стабильного конденсата (от 50 до 200-300, а в отдельных случаях - 900 см³/м³).

О направлении миграции из очага генерации вверх по восстанию пластов свидетельствуют уменьшение содержания конденсата в газах и появление не только оторочек, но и нефтяных залежей в центральных и окраинных частях этой зоны. В этом же направлении (Бухарская ступень) наблюдается изменение химического состава конденсатов и нефтей, и обогащение их изотопом ¹²С. Следует добавить, что эти изменения особенно отчетливо прослеживаются в залежах, наиболее близких и наиболее удаленных от очага генерации. Так, в нефтях площади Астан-Баба, расположенной практически в очаге генерации, =-25,7, а в нефтях Бухарской ступени =-27,8. По всей вероятности, миграция УВ шла единым фронтом в направлении Бухарской ступени, о чем свидетельствует близость свойств нефти (в том числе и изотопного состава углерода). В юго-западных отрогах Гиссара (месторождения Адамташ, Караиль и др.), где по разломам возможно поступление инфильтрационных вод, нефти заметно окислены по сравнению с нефтями Бухарской ступени. Расстояние миграции от очага генерации до наиболее удаленных месторождений составляет около 200 км [9].

Отмеченная общая тенденция изменения типов УВ флюидов и их качества вверх по восстанию продуктивных отложений на некоторых участках нарушается. Так, в районе Чарджоуской ступени обнаружены нефтяные скопления в рифогенных ловушках, правда небольшие (Северный Уртабулак, Центральный и Восточный Умид и др.), расположенные за крупными газовыми залежами (Уртабулак, Западный Умид и др.), кроме того, выше и ниже газовых пластов встречаются нефтепроявления. Нефти тяжелые, ароматические, и, что особенно интересно, изотопный состав серы в них наиболее обогащен легким изотопом (до - 11).

Эти нефти генерированы карбонатными подсолевыми отложениями келловея-оксфорда [5], а формирование залежей происходило в два этапа: на первом в ловушки поступали жидкие УВ, но коэффициент заполнения их был невелик; на следующем этапе, когда юго-восточная и южная наиболее погруженные части Амударьинской синеклизы испытывали воздымание, из пластовых вод начали выделяться углеводородные газы, включаясь в струйную, а затем в региональную миграцию. По мере поступления в высокоемкие ловушки, ранее заполненные жидкими УВ, газ вытеснял нефть, частично растворяя ее легкие фракции и образуя вторичные конденсаты.

В юго-восточных частях Чарджоуской ступени и Бешкентского прогиба встречены конденсаты (реже нефти) низкой плотности, обогащенные метановыми УВ до 70 % (Камаши, Гирсан, Астанабаба). Их появление, возможно, связано с последующим неоген-четвертичным этапом активизации тектонических движений, в результате которых ОВ оказалось в более жестких термобарических условиях и могло дополнительно генерировать конденсаты или легкие нефти конденсатного типа.

О том, что такой процесс возможен, свидетельствует обогащенность тяжелым изотопом углерода нефтей площади Астанабаба.

Заканчивая рассмотрение особенностей жидких УВ II генетического типа, вернемся к месторождению Яшлар, нефти которого относятся к этому же типу, но очаг генерации был иной и располагался не в Бешкентском или Карабекаульском прогибах, а в относительно погруженных участках Мургабской впадины, о чем можно судить по существенному обогащению ¹³С этих нефтей.

Основной очаг генерации конденсатов и нефтей III типа - меловые отложения южного и восточного склонов Предкопетдагского прогиба, откуда УВ мигрировали на север, северо-восток и восток. О том, что миграция происходила именно так (в виде газоносных растворов), свидетельствует изменение, как содержания конденсата в газе в этом направлении (от 20 до 1 см³/м³), так и изменение изотопного состава углерода конденсатов (в среднем) от -24,3 (Шатлыке) до-27 (Даулетабад-Донмезское месторождение). Следует отметить, что в юго-восточной части Даулетабад-Донмезского месторождения содержание конденсата в газах вновь увеличивается (до 15 см³/м³), при этом в нем возрастает количество легкой ароматики (до 16%), а в газах появляется сероводород.

Все это позволяет предполагать, что кроме основного источника газообразных УВ - меловых отложений Предкопетдагского прогиба - был подток жидких УВ из подстилающих верхнеюрских отложений Мургабской впадины, что подтверждается появлением нефти на юго-восточной периклинали Даулетабад-Донмезского месторождения.

Итак, в Амударьинской ГНП встречены три генетических типа нефтей и конденсатов, образование которых обусловлено существованием разновозрастных газонефтематеринских отложений, различающихся условиями осадконакопления и типом ОВ. Формирование залежей в каждом из газонефтеносных комплексов происходило преимущественно в результате латеральной миграции УВ из очагов генерации в зоны газонефтенакопления. На участках отсутствия региональных покрышек наблюдается вертикальная миграция. В одних случаях латерально-ступенчатая миграция осуществлялась в виде однофазового газоконденсатного раствора, из которого при снижении пластового давления выпадали жидкие УВ, образуя оторочки легкой нефти (I и III генотипы), а в других - в ловушки, первоначально заполненные нефтью, поступали газообразные УВ и оттесняли ее к краевым частям зон нефтегазонакопления, где формировались газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и небольшие залежи более тяжелой нефти (II генотип).

На рис. 1 показано направление региональной миграции УВ в нижне-сред-неюрском терригенном комплексе из единого Хивинско-Заунгузского очага генерации, из которого миграционные потоки двигались в западном, северном и восточном направлениях. На большей части зоны накопления УВ I генотипа предполагается наличие газоконденсатных залежей с бессернистым газом. На рис. 2 указаны пути региональной миграции УВ в отложениях верхнеюрского карбонатного комплекса из очага генерации УВ II генотипа, приуроченного в основном к Бешкент-Карабекаульскому прогибу. Миграционные потоки двигались на запад, север и северо-восток. Одновременно установлен второй очаг генерации УВ этого же генотипа, приуроченный к Мургабской впадине, откуда миграционные потоки шли на запад, северо-запад, юг и юго-запад. В зонах накопления УВ II генотипа могут быть обнаружены газоконденсатные залежи со значительным содержанием конденсата и нефтяными оторочками, а также нефтегазовые залежи. В большинстве залежей прогнозируется наличие сероводорода, в отдельных случаях в высоких концентрациях. На рис. 3 показаны направления региональной миграции УВ в нижнемеловом терригенно-карбонатном комплексе из очага генерации III генотипа за счет поступления УВ в основном из Предкопетдагского прогиба. Миграционные потоки газоконденсатной смеси направлялись на север, северо-запад, восток, северо-восток. Не исключается также частичная миграция УВ из верхнеюрских отложений Мургабской впадины. В зонах накопления УВ III генотипа возможно образование газовых, газоконденсатных с низким содержанием конденсата и реже газонефтяных залежей. На большей части этой зоны прогнозируется наличие бессернистого и малосернистого, а на юге Бахардокского склона - сернистого газа. Приуроченность III генотипа УВ к Предкопетдагскому прогибу позволяет предполагать наличие скоплений УВ в поднадвиговых зонах [6].

Прогнозировать перспективы газонефтеносности только по данным геохимических исследований весьма затруднительно, ибо формирование залежей УВ и их сохранение определяются еще и историей развития данной территории, ее тектоническим строением и наличием природных резервуаров. Поэтому представляется, что наряду с выделением генетических типов нефтей и конденсатов, установлением направлений миграции УВ предметом дальнейших исследований в Амударьинской газонефтяной провинции должно быть выявление закономерностей распространения природных резервуаров в пределах выделенных по геофизическим данным структурных зон или литологических зон выклинивания, стратиграфических несогласий и т. п. В комплексном подходе заложен успех поисков и открытий новых месторождений УВ в Амударьинской газонефтяной провинции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Генезис сероводорода Даулетабад-Донмезского газового месторождения / В.В. Семенович, С.П. Максимов, Р.Г. Панкина и др.- Геология нефти и газа, 1983, № 6, с. 32-36.
2. Кравченко К.Н. О принципах нефтегазоносного районирования (на примере юга Туранской плиты).- Изв. вузов. Сер. геол. и разв., 1973, № 10, с. 96-103.
3. Критерии прогноза качественного состава нефтей и газов / Т.А. Ботнева, Н.С. Шулова, Г.Н. Молодых.- Труды ВНИГНИ. М. Недра, 1981, вып. 223, с. 164.
4. Кушниров В.В. Влияние исходного соотношения жидких и газообразных углеводородов на формирование состава газоконденсатов.- Геология нефти и газа, 1978, № 2, с. 44-47.
5. Максимов С.П., Строганов В.П., Ильин В.Д. Ловушки-спутники в структурных парах - новый объект для поисков залежей нефти в Амударьинской преимущественно газоносной области. - Геология нефти и газа, 1981, № 3, с 35-39.
6. Максимов С.П., Шеин В.С. Тектоника литосферных плит - теоретическая основа научного прогресса в геологии нефти и газа.- Геология нефти и газа, 1986, № 9, с. 1-9.
7. Максимов С.П., Панкина Р.Г., Шкутник Е.Н. Особенности формирования залежей нефти в районе Верхнекамской впадины.- Сов. геология, 1985, № 8, с. 6-12.
8. Панкина Р.Г., Мехтиева В.Л. Происхождение кислых газов (H₂S и СО₂) и прогнозирование их содержания в углеводородных скоплениях.- Обзор ВИЭМС. Сер. геол. мет. поиск, и разв. м-ний нефти и газа.М., 1983.
9. Смахтина А.М. Пути и дальность миграции в мезозойских отложениях северной части Амударьинской синеклизы по изотопным данным.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1977, вып. 118, ч. 2, с. 31-35.
10. Старобинец И.С. Классификация газоконденсатных залежей, их нефтяных оторочек и конденсатов в связи с условиями формирования.- Труды ВНИГНИ. М., 1980, вып. 219, С 38-55.

Рис. 1. Схематическая карта направлений миграции УВ в ннжне-среднеюрских отложениях Амударьинской провинции.

Зоны распространения нефтей (конденсатов): 1 - генотипа I, 2 - генотипа I, 3 - генотипа III; подзоны распространения нефтей (конденсатов) смешанного типа: 4 - за счет смешения нефтей (конденсатов) I и II генотипов, 5 - то же, нефтей и конденсатов I и Ш генотипов, 6 - то же, нефтей и конденсатов II и III генотипов; 7- изопахиты (4-5 км), оконтуривающие максимальные зоны погружения юрских и меловых отложений к началу палеогена (предполагаемые очаги генерации нефтей и конденсатов); 8 - направления миграции УВ из очагов генерации; 9 - границы крупных структурных элементов; 10 - в числителе и знаменателе соответственно содержание (средние значения, %) метано-нафтеновых и ароматических УВ во фракции выше 200 °С, цифры у дроби - изотопный состав углерода нефти (конденсатов ),°/оо d^1ЗС: 11 - качественный групповой состав бензинов (фракция н. к.-200 °С) соответственно метановых, нафтеновых, ароматических; залежи: 12 - газовые, 13 - газоконденсатные, 14 - газоконденсатные с нефтяной оторочкой промышленного значения, 15 - то же, непромышленного значения, 16 - газонефтяные; 17 - нефтепроявления; 18 - газопроявления; участки, перспективные для поисков залежей: 19 - жидких УВ, 20 - преимущественно газовых и газоконденсатных. Газоносные области: I - Беурдешик-Хивинская, II - Заунгузская; газонефтеносные области: III - Чарджоуская, IV - Бухарская; V - Предкопетдагская газонефтеносная область

Рис. 2. Схематическая карта направлений миграции УВ в верхнеюрских отложениях Амударьинской провинции.

Условные обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. Схематическая карта направлений миграции УВ в нижнемеловых отложениях Амударьинской провинции.

1- граница распространения соленосной толщи гаурдакской свиты верхней юры. Остальные условные обозначения см. на рис. 1