Агентство пообразованию РФ
Саратовскийгосударственный университет
имени Н.Г.Чернышевского
Кафедрагеологии и геохимии горючих ископаемых
Отчет натему:
«Геологическоестроение, тектоника и нефтегазоносные комплексы Прикаспийской впадины»
Выполнил:
студент 312 группы
Измайлов Шамиль Гаязович
Проверил: кандидат геолого-минералогических наук Смирнов ВасилийАнатольевич
Саратов
2009 г.
Содержание
Введение
1.Основные черты геологического строения Прикаспийскойвпадины
2.Литолого-фациальные особенности Прикаспийской впадины
3.Тектоника
4.Нефтегазоносные комплексы
Заключение
Литература
Приложения:
1. Геологический разрез Милорадовско-Алтатинского пересечениясеверной части Прикаспийской впадины.
2. Литолого-фациальный разрез Прикаспийской впадины
3.Сводный литолого-стратиграфический разрез северо-западногоборта Прикаспийской впадины.
Введение
Представления огеологическом строении фундамента и подсолевых отложений Прикаспийской впадиныбазируются на результатах проведенных региональных и детальных сейсмическихисследований в комплексе с данными бурения глубоких параметрических и поисковыхскважин, освещающих строение главным образом ее бортовых частей до глубин3,5-4,5 тыс. м., в отдельных случаях до 5,0-6,0 тысяч метров.
В Прикаспийской впадинеприменялись все существующие модификации методов сейсморазведки (ГСЗ, КМПВ, MOB, МРНП, МОГТ).
1. Основные черты геологическогостроения прикаспийской впадины
Основные чертырегиональной структуры
Глубинные сейсмическиезондирования (ГСЗ) проведены по нескольким протяженным профилям(Волгоград-Челкар, Саратов-Гурьев, Элиста-Бузулук и др.) Этими исследованиямипрослежена поверхность Мохо и консолидированной коры. Выполненные работыподтвердили существование в центральной части впадины мантийного выступа, ранеевыделенного по гравиметрическим данным, Сейсмические работы КМПВ выполненысерией протяженных профилей. В пределах северного и западного обрамленийвпадины КМПВ прослежен преломляющий горизонт с Vг = 6,2 — 6,6 км/с, соответствующий по данным буренияповерхности дорифейского фундамента. Преломляющий горизонт с такой же граничнойскоростью регистрируется КМПВ на восточном и южном бортах впадины (вАктюбинско-Астраханской зоне). Здесь он предположительно отождествляется сдодевонской поверхностью. В центральной части впадины этим методом фиксируетсявысокоскоростной сейсмический горизонт с Vг = 6,9 -7,1 км/с (верхняя граница «базальтового»слоя).
Сейсмические работы КМПВсыграли большую роль в изучении строения консолидированной коры Прикаспийскойвпадины. Они позволили для всей ее территории составить по преломляющимгоризонтам структурную карту в масштабе 1:1000000 и выделить ряд крупныхтектонических зон (Актюбинско-Астраханскую зону поднятий,Волгоград-Оренбугрский бортовой уступ, карбонатные массивы и др.). Однакоточность по данным КМПВ невелика, что обусловлено применением при наблюденияхнеполных систем годографов, отсутствием данных о скоростных параметрах геологическогоразреза и погрешностями в корреляции волн.
Региональные и поисковыесейсмические работы MOB проводились с1936 по 1974г. Отражающие горизонты в подсолевом комплексе этим методомфиксируются не всюду, недостаточно достоверно и обычно только по докунгурскойповерхности (горизонт «П1»).
Внедрение МОГТ с цифровойрегистрирующей и обрабатывающей аппаратурой резко повысило информативность,достоверность и глубинность исследований. По существу в настоящее времяподсолевые отложения впадины освещаются МОГТ на всю их мощность, при этомрегионально прослеживаются три опорных горизонта «П1»,«П2», ″П3″, расчленяющих подсолевыеотложения на три крупных сейсмокомплекса, которые соответствуют трем крупнымструктурно-формационным комплексам: доверхнедевонскому,верхнедевонско-каменноугольному и московско-нижнепермскому (надверейскому). Вбортовых зонах впадины МОГТ прослеживаются от двух до семи и более отражающихгоризонтов, расчленяющих подсолевые отложения на сериюлитолого-стратиграфических комплексов с минимальной мощностью до 70-100м. Вотличие от многочисленных местных (локальных) отражающих горизонтов опорныегоризонты «П1», ″П2″ и «П3»прослеживаются устойчиво, так как приурочены к границам, представляющим собойрезкие разделы сред с различными акустическими свойствами. Горизонты «П1»и «П2» вскрыты многими глубокими скважинами в прибортовыхчастях впадины и имеют точную стратиграфическую привязку. В центральных частяхвпадины стратификация всех сейсмических горизонтов, из-за отсутствия данныхбурения, условна. Дальнейшее развитие МОГТ и использование сейсмостратиграфиипоказало, что наряду с картированием сейсмических горизонтов регионального изонального значения имеется возможность выделять слабые отражающие границы поформе сейсмозаписи, а также по динамическим и кинематическим особенностямволнового поля прогнозировать динамику осадконакопления вещественный составгеологического разреза, в том числе выделять рифогенные образования,трассировать зоны стратиграфического и литологического выклинивания. С помощьюМОГТ ведутся поиски локальных структур и подготовка их к глубокому бурению.
Оценивая в целомсейсмическую изученность Прикаспийской впадины, следует подчеркнуть, что онанедостаточная и неравномерная. Наименее
изучена центральная часть впадины,где отработаны лишь единичные региональные и рекогносцировочные профили, приэтом на большинстве из них проведены наблюдения с применением какой-либо одноймодификации сейсморазведки (чаще всего КМПВ). Поэтому информация по этимпрофилям неполная.
Региональныесейсморазведочные работы проводились в основном в бортовых зонах впадины, гдеглубины залегания поверхности подсолевого палеозоя изменяются от 1,0 — 3,5 кмна внешнем платформенном ее обрамлении до 5,0 — 7,0 км во внутреннихприбортовых районах. Анализ сейсмической изученности бортовых зон региональнымиработами показывает, что достаточно полно изучены внешние обрамленияПрикаспийской впадины на севере и западе.
На восточном и южномбортах впадины (в пределах Актюбинско-Астраханской зоны) остается неизученнымстроение нижнего комплекса верхнего девона — нижнего карбона (D3-Q) и не оконтурены выявленные карбонатные массивы (Темирский,Жаркамысский, Каратон-Тенгизский, Астраханский). Недостаточно выявлен характерсочленения Прикаспийской впадины с кряжем Карпинского. На западном и северномбортах впадины требуется уточнение положения разновозрастных бортовых уступов ипрослеживание их восточнее Карачаганакского поднятия, а также изучениедодевонских отложений.
Принимая во вниманиевысокие перспективы внутренних частей бортовых зон, где могут быть открытыместорождения подобные Карачаганакскому, основные объемы региональных работследует сосредоточить во внутренних прибортовых частях Прикаспийской впадины.Это в равной степени относится как к северо-западной, так и к юго-восточной еечастям. Для повышения эффективности геофизических работ необходимокомплексирование сейсморазведочных методов МОГТ и КМПВ в модификацияхпродольного и непродольного профилирования. На отдельных объектах МОГТрекомендуется проводить по системам наблюдений, обеспечивающим трехмерныепостроения. Опыт таких построений имеется на Тенгизе и Карачаганаке.
Детальными и рекогносцировочнымисейсмическими исследованиями масштаба 1:100000, 1:50000 и 1:25000, проводимымина стадии поисковых и разведочных работ, охвачена практически вся территорияПрикаспийской
впадины и ее обрамление. /ЧепелюгинА. Б. и Шереметьева Г. А./
Оценивая изученностьдетальными работами подсолевого комплекса отложений, подчеркивается /ЧепелюгинА. Б. и Шереметьева Г. А./ более слабая изученность их во внутреннихприбортовых районах впадины как в связи со сложными сейсмологическими условиямивследствие солянокупольной тектоники, так и с меньшими объемами проводимыхздесь работ. Структурные построения в условиях интенсивной солянокупольнойтектоники при наличии единичных пробуренных скважин в зоне бортовых уступов инередко отсутствии данных бурения во внутренних прибортовых районах не обладаютдостаточной достоверностью. Резкая локальная изменчивость солевой и надсолевойчастей разреза, включающая скоростную неоднородность, чередование пологих,криволинейных и крутопадающих границ, многочисленные сбросы в надсолевыхотложениях и т.д. осложняют интерпретацию геофизических данных по подсолевымотложениям. Подсолевые поднятия, выделенные по данным сейсморазведки, нередконе подтверждаются бурением, например Чилик, Ащисай, Сухоречка и др…Параметрическая скважина П-10 Карачаганак показала погрешность сейсморазведки вопределении глубины залегания под солевой поверхности около 30%.
Региональные сейсмическиеработы в бортовых частях Прикаспийской впадины, как правило, комплексировалисьс профильным бурением. С конца 60-х годов на северном и западном бортахбурились Западно-Тепловский, Карповский, Ершовский, Южно-Ершовский,Ерусланско-Карпенковский, Краснокутский, Ровненский, Александровско-Кисловский,Лугово-Пролейский, Лободинский, Ново-Никольский, Сапинско-Тингутинский профилиглубоких и параметрических скважин. На юго-западном борту — Заволжско-Краснохудукский (через Астраханский свод), на юго-восточном — Туресай- Тортай — Биикжальский, Вост. Тортколь-Тортколь-Боржер, Жанажол — Урихтау — Башенколь, Синельниковско-Кожасайский, Алибекмола-Шенгельский — Блаксай-Кенкияки др. Комгшексирование сейсморазведки с глубоким профильным бурением позволилополучить ценную информацию о строении бортовых зон Прикаспия, как внешней, таки внутренней их частей, литолого-фациальном облике пород осадочного чехла и ихнефтегазоносности, а также скоростной характеристике отложений подсолевого,солевого и надсолевого комплексов отложений.
Основным сейсмическимрепером, позволяющим наиболее полно представить строение докунгурскихотложений, является первый подсолевой опорный отражающий горизонт «П1»,приуроченный на западе и севере впадины к поверхности карбонатных отложенийартинского яруса, на востоке и юге к кровле терригенных и глинисто-карбонатныхотложений артинского яруса нижней перми. В районе Южно-Эмбинского погребенногопалеозойского поднятия он связан с размытой поверхностью карбонатныхобразований среднего карбона и нижней перми. Горизонт «П1»маркирует подошву галогенного комплекса кунгура. Его положение в разрезенезависимо от стратиграфической приуроченности определяется началомсоленакопления и приходится на границу артинского и кунгурского веков.
Второй опорный отражающийгоризонт ″П2″ и его аналоги стратиграфическиотождествляются с кровлей терригенных пород верейского горизонта на западном исеверном обрамлении впадины и в зоне бортовых уступов (горизонт «В»)с размытой поверхностью карбонатных пород среднего-верхнего карбона — навостоке и юго-востоке впадины, с поверхностью нижнебашкирских карбонатныхотложений — на юго-западе (горизонт «П3»).
Отражающий горизонт ″П2″соответствует поверхности эрозионного несогласия, связанной созначительным подъемом уровня моря на границе башкирского и московского веков.
Ниже выделяется третийопорный отражающий горизонт «П3», предположительносвязанный с терригенными отложениями среднего-верхнего девона.
Ниже горизонта «П3»регулярная сейсмическая запись отсутствует), срез имеет хаотическую запись).
На северном и западномобрамлении впадины отражающий горизонт «Пз» соответствуетдофаменско-саргаевской эрозионной поверхности.
ВЦентрально-Прикаспийском прогибе он предположительно отвечает поверхностиверхнепротерозойско-нижнепалеозойского (доплитного) комплекса. Таким образом,отражающий горизонт «П2» характеризует структуруразновозрастных подсолевых комплексов.
Поверхности фундамента впределах северного и западного обрамлений впадины и бортовых зонЦентрально-Прикаспийского прогиба соответствует преломляющий горизонт сграничной скоростью 6,2 — 6,5 км/с, соответствующий «гранитному» слоюархея. Структурная карта осевой части прогиба составлена по преломляющемугоризонту с Vг = 6,9 — 7,1 км/сек,отождествляемому с поверхностью «базальтового» слоя.
На территорииАстраханско-Актюбинской системы поднятий архейский фундамент сейсморазведкой непрослеживается и скважинами не вскрыт, вследствие чего структурная карта этогорайона составлена по отражающему горизонту «П3», которыйна одних участках соответствует додевонской эрозионной поверхности, а на других- приурочен к поверхности более древних образований, возраст которых неустановлен (Неволин, Федоров, 1994).
СТРУКТУРНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫПОВЕРХНОСТИ ФУНДАМЕНТА
Подошва земной коры(поверхность мантии с Vr =8,0 — 8,2км/сек) в Прикаспийской впадине залегает на отметках от 30 до 46 км.Строение ее освещено в ряде работ (Курманов 1991; Волож 1991).
Минимальные отметкиповерхности Мохо относятся к центральной части впадины, где им отвечаютХобдинский и Аралсорский максимумы силы тяжести. Поверхности же фундамента этойтерритории в общих чертах соответствует наиболее прогнутая часть впадины,известная под названием Центрально-Прикаспийского прогиба (рифта).
Подъем в центре впадиныповерхности Мохо и глубокое погружение подошвы осадочного чехла обусловилисильное сокращение мощности (до 10-13км) консолидированной коры по сравнению сбортовыми зонами, где они равны 35-40км. Механизм образования столь глубокихвпадин с утоненной консолидированной корой многими исследователями объясняетсяприближением к подошве осадочного чехла мантийного диапира, резким сокращением надним гранито-метаморфического слоя, вплоть до полного его выклинивания, изалеганием непосредственно под осадочным чехлом «базальтового» слоя,или так называемого «базальтового окна». Эта модель одна извозможных.
Альтернативной модельюявляется рифтовый раздвиг континентальной коры в позднем протерозое и раннемпалеозое с обнажением «базальтового» слоя. Вероятность такогообразования «базальтового» окна косвенно подтверждаетсясуществованием глубокого желоба в консолидированной коре, протягивающегося с юго-западана северо-восток, разделяющего впадину на два крыла: северо-западное июго-восточное. Аралсорский и Хобдинский максимумы силы тяжести соответствуютосевой части этого желоба.
Рифтогенная концепцияразвития Прикаспийской впадины предполагает, что в раннем палеозое на еетерритории существовала сложная система рифтовых зон и их структурных аналогов,предопределивших особенности строения подсолевого комплекса. Наиболееприемлемой /Чепелюгину А. Б. и Шереметьевой Г. А./ представляется концепцияразвития Прикаспийской впадины в позднем палеозое по типу бассейнасубокеанического типа, расположенного на пассивной окраинеВосточно-Европейского кратона; зарождение этого бассейна связывается спроцессами рифтогенеза.
О глубинном строенииПрикаспийской впадины имеются и другие суждения. В частности, Н.В.Неволин(1986) выделяет собственно Прикаспийскую зону опускания, которую он относит кюго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы, включающей территориювсего северо-западного крыла, Центрально-Прикаспийскую депрессию июго-восточное крыло, основное положение в котором занимаетАстраханско-Актюбинская система поднятий (Геофизическая характеристика итектоника нефтегазоносных провинций… 1988).
С нашей точки зрениятакое деление Прикаспийской впадины на северо-западное и юго-восточное крылья,разделенные Центрально-Прикаспийским прогибом, являющемся осевой частьюрифтовой системы, представляется наиболее правильным.
Северо-западное крылоПрикаспийской впадины в виде широкой гомоклинали полукругом огибаетЦентрально-Прикаспийский прогиб и, не имея по фундаменту четкого разломногосеверо-западного ограничения,
сочленяется стектоническими элементами обрамления впадины.
В качестве этой границыпринят основной бортовой уступ Прикаспийской впадины, имеющий четкуюморфологическую выраженность по поверхности подсолевого палеозоя (отражающийгоризонт «П1»). Резкий флексурообразный перегиб этойповерхности, соответствующий началу крутого погружения подсолевого палеозоя вовпадину, рассматривается в качестве северо-западной границы крыла и самойПрикаспийской впадины. Этот уступ делит северо-западную бортовую зону впадинына внешнюю ее часть (обрамление впадины) и внутреннюю.
Внешняя часть бортовойзоны выделяется условно в виде полосы шириной около 100 км, прилегающей ссевера и запада к основному уступу. Внутренняя часть бортовой зоны расположенак югу и юго-востоку от основного бортового уступа, здесь ее ограничениемявляется глубинный Аралсорско-Хобдинский разлом фундамента, отделяющий ее отЦентрально-Прикаспийского и Сарпинского прогибов.
В пределахрассматриваемой территории расположены в основном южные и юго-восточные частиперечисленных крупных элементов фундамента. Они осложнены протяженнымивыступами и депрессиями, имеющими разломные ограничения и ориентированными всторону Прикаспийской впадины, и, возможно, имеющими свое продолжение в еепределах. Это в первую очередь относится к Рязанско-Саратовскому прогибу.
Характерным длясеверо-западного крыла Прикаспийской впадины является ступенчатое погружениефундамента к центру впадины на глубину от 5,0 до 10,0 км в среднем нарасстоянии 50 км. Такая картина наблюдается практически на всей рассматриваемойтерритории.
Во внутренней частибортовой зоны фиксируется ряд ступеней, осложненных крупными положительными структурами.К ним относятся Илекская ступень, контролирующая Карачаганак-Кобландинскую зонуподсолевых структур, Алтатинская, Палласовская и др.
Центрально-Прикаспийскийпрогиб изучен весьма слабо. На большей части его территории проведены лишьрегиональные сейсмические исследования ГСЗ, КМПВ, МОГТ и пробурены единичныескважины, вскрывшие надсолевые отложения. В этой связи представления огеологическом строении прогиба основываются, главным образом, на ограниченныхсейсмических данных. Проведенными здесь региональными сейсморазведочными ГСЗ,КМПВ на глубине 20 — 22 км прослежен высокоскоростной преломляющий горизонт с Vг = 6,9 — 7,1 км/сек, который многимиисследователями отождествляется с «базальтовым» слоем архея.«Базальтовый» слой ограничивается уступами, образующими трехлучевуюсистему трогов, включающую Сарпинский, Пачелмский и Яйсанский троги(Воцалевский, Кононов, Саввин, Федоров, 1991). В бортовых зонах прогибапрослежен преломляющий горизонт cVг =6,2-6,5 км/сек, отождествленный с поверхностью гранитно-гнейсового комплексаархея.
Подсолевой разрез прогибапредположительно представлен двумя комплексами, нижний из них, залегающийнепосредственно на «базальтовом» слое характеризуется повышеннойпластовой скоростью (Vг =6,0 км/сек) и проележиваемостью серии слабо динамически выраженных отражающихгоризонтов. Мощность отложений этого комплекса в осевой части прогиба 4,5 — 5,5км. Он предположительно относится к рифейско-нижнепалеозойскому доплитномукомплексу. Данных о литологическом составе и фациальных особенностях верхнего(плитного) комплекса для этой части бассейна практически нет. О них можносудить лишь по отдельным скважинам, вскрывшим эти отложения в прибортовыхчастях впадины.
В структуре подсолевогопалеозоя Центрально-Прикаспийскому прогибу (рифту) фундамента соответствуетнаиболее глубокая часть. Здесь подсолевой палеозой погружается до отметок 9,0 — 10,0 км, хотя и дифференцирован на отдельные локально приподнятые и опущенныеучастки.
На востокеЦентрально-Прикаспийский прогиб (рифт), вероятно, через Яйсанский прогибсоединяется с Предуральским прогибом. Уилским и Эльтон-Индерским разломамиЦентрально-Прикаспийская депрессия отделяется от Астраханско-Актюбинской зонысводовых поднятий.
Положение этих уступов вплане и разрезе показано на ряде прилагаемых геологических документов.
ВСаратовско-Волгоградском Поволжье, особенно в юго-восточной частиРязано-Саратовского прогиба, в указанных терригенных комплексах распространеныречного генезиса рукавообразные песчаные тела эрозионного и аккумулятивногопрофиля. Реки текли в Прикаспийскую палеовпадину, которая являлась конечнымводоемом стока. В зоне бортовых карбонатных уступов, на их склонах и у подножьярядом скважин Ровненского, Краснокутского, Ерусланско-Карпенковского и др.профильных пересечений вскрыты отложения терригенных комплексов в резкоувеличенных мощностях (700-1000 м). Породы представлены преимущественноаргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников и известняков. Эти образованияпредставляют собой формировавшиеся в условиях подводной части палеодельты толщизаполнения краевой части глубоководной депрессии. Количество терригенногоматериала, по-видимому, было недостаточно для заполнения всей обширнойпалеовпадины, хотя в прибортовой части ее вследствие частичной компенсацииформировались терригенные седиментационные тела большой мощности (глубоководныеконусы выноса, отложения каньонов). Полная компенсация палеовпадины произошла вкунгурское время в результате ускоренного выпадения солей и формирования мощнойгалогенной толщи. Так был завершен крупный позднепалеозойский этапнекомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины, продолжавшийся,по крайней мере, от среднего девона до ранней перми включительно.
ИсследованиямиМ.Д.Федоровой (1995) установлено, что северо-западный сегмент Прикаспийскойвпадины в течение позднепалеозойского времени развивался по типу пассивнойконтинентальной окраины. При этом основным процессом, контролирующимраспределение осадков на континентальном склоне и его подножье, являласьглубоководная лавинная седиментация. В разрезах скважин Ахтубинской,Заволжской, Упрямовской, Ново-Никольской и др. установлены различные типыотложений, характерные для лавинной седиментации — отложенияобвально-оползневого генезиса, продукты деятельности гравитационных потоков идр. У подножья разновозрастных барьерных рифов предполагается широкоераспространение обломочного карбонатного материала, являющегося продуктамиразрушения рифовых краев карбонатных шельфов (рифовые шлейфы).
Изложенное дает общеепредставление о геологии, палеогеографии и истории развития в позднем палеозоесеверо-западной части Прикаспийской впадины. На приложении 1 представленгеологический разрез Милорадовско-Алтатинского пересечения северной частиприкаспийской впадины /Ю. И. Никитин, 1995г./. Далее рассматривается болеедетально строение основных элементов этой территории.
По поверхностиподсолевого палеозоя территория северо-западного крыла впадины характеризуется общиммоноклинальным погружением центральным частям впадины с углами наклона 1-3°.
На фоне этой моноклиналив общих чертах прослеживается большинство крупных структурных элементовфундамента. Это относится в первую очередь к Жигулевско-Пугачевскому своду,Бузукской впадине и Соль-Илецкому выступу.
Главным структурнымэлементом северо-западной части Прикаспийской впадины является основнойбортовой уступ по поверхности подсолевого палеозоя амплитудой 1000-1200 м,образованный крутым бассейновым склоном (30-45°) нижнепермского барьерного рифаи опоясывающий полукольцом на севере и западе впадину на расстоянии более 1200км. Он
осложняет краевую частькарбонатного шельфа среднего-верхнего карбона, при этом наблюдаетсяпоследовательное регрессивное смещение краевых частей более молодых рифов всторону палеобассейна. По подошве надверейского карбонатного комплекса емуповсеместно сопутствует пологая моноклиналь (1-3°). Такие соотношения хорошофиксируются на северном борту Прикаспийской впадины по сейсмическим данным — резким,клиноформным сближением отражающих горизонтов «П1» и«П2». Определяющую роль в формировании основного бортовогоуступа играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием инекомпенсированным осадконакоплением прогибанием Прикаспийской впадины вдокунгурское время.
Другой особенностью зоныосновного бортового уступа является наличие морфологически выраженногонижнепермского рифового гребня амплитудой 150-200 м, контролирующегорегиональную зону нефтегазонакопления и имеющего повсеместное распространениена всем ее протяжении. Здесь выявлено более 20 месторождений нефти и газа восновном мелких и средних: Западно-Тепловское, Гремячинское, Павловское,Ждановское и др. Глубины залегания продуктивного рифового гребня составляют от1500 до 3000 м. Нижнепермский барьерный риф рассматривается в качестве осирифовой системы. Наибольший поисковый интерес представляют высокоамплитудныелокальные постройки бассейнового типа (пиннаклы, атоллы). Их высота можетдостигать 800-1000 м и, даже при небольших размерах по площади, они могутсодержать значительные запасы нефти и газа. В бортовой зоне впадины прослеженыеще три пояса барьерных рифов, образующих карбонатные бортовые уступы иявляющиеся границами Прикаспийской некомпенсированной палеовпадины всоответствующие этапы ее развития. К ним относятся визейско-башкирский, верхнедевонско-турнейскийи среднедевонский (эйфельский) тектоно-седиментационные уступы. Эти уступыявляются региональными зонами нефтегазонакопления и с ними связаны открытияцелого ряда месторождений нефти и газа в Волгоградской, Саратовской, Уральской иОренбургской областях.
Система рифовых уступовприурочена к довольно широкой полосе (50-100 км) ступенчатого погруженияфундамента в Прикаспийскую впадину.
Визейско-башкирскийбарьерный риф наиболее четко фиксируется по отражающему сейсмическому горизонту«П1′ на севере Прикаспийской впадины и установлен вУральской области, в Саратовском и Волгоградском Заволжье глубоким бурением исейсморазведкой. Протяженность этой зоны, как и нижнепермской, составляет более1200км. Внутреннее строение визейско-башкирского комплекса такжехарактеризуется регрессивным, проградационным, напластованием краевых рифов.Несмотря на то, что гребень барьерного рифа в значительной степени размыт впредмелекесское время, он сохранил свою морфологическую выраженность и имеетамплитуду около 50-100м. Глубины залегания продуктивных горизонтов в пределахэтой зоны колеблются от 2500 до 4500м. В отличие от нижнепермского,визейско-башкирский барьерный риф менее изучен. В нем пока выявлены только 3месторождения: Лободинское и Чаганское — газовые и Дарьинское – нефтяное.
Установлено, чтонижнепермский барьерный риф смещается трансгрессивно на 5-10 км по отношению квизейско-башкирскому почти на всем протяжении. Исключение составляетРовненско-Карпенковский участок борта в Саратовском Заволжье, где он смещенрегрессивно, в сторону бассейна. Такие соотношения зависят, очевидно, отразличной палеотектонической активности бортовых частей палеовпадины, также вряде случаев они могут объясняться и седиментационными причинами. Например, наРовненско-Карпенковском участке борта впадины пьедесталом для нижнепермскогобарьера, очевидно, послужил авандельтовый конус выноса терригенныхмелекесско-верейских образований.
Зона визейско-башкирскогобарьерного рифа еще далеко не опоискована и будет являться объектомнефтегазопоисковых работ продолжительное время
Верхнедевонско-турнейскийбарьерно-рифовый уступ изучен недостаточно. На значительном своем протяжении онрегрессивно надстраивается визейско-башкирским барьером и их бассейновые склонысоздают единый седиментационный уступ амплитудой около 1000 м, фиксируемыйклиноформным сближением сейсмических горизонтов „П1″и
Такие соотношенияустановлены на южных склонах Соль-Илецкого выступа, севернее Карачаганака, наюжных склонах Кошинского и Чинаревского поднятий.
Погодаево-Остафьевскийпрогиб установлен по сейсмическим данным. Он представляет собой далековдающийся в область палеошельфа относительно глубоководный залив Прикаспийскойпалеовпадины, сформировавшийся в позднедевонско-турнейское время и выполненныйтерригенной толщей нижнего карбона.
Предполагается, чтоаккумулятивные борта этого прогиба сложены верхнедевонско-турнейским барьернымрифом. Погодаево-Остафьевский прогиб занимает часть более обширнойнекомпенсированной осадконакоплением эйфельской депрессии, соответствующейюжной части Бузулукской депрессии и получившей название Рубежинско -Уральскийпрогиб (Фомина, Борисова, 1987; Никитин, Федорова, 1988), в бортовых частяхкоторой установлена цепочка месторождений, связанных с органогенными коллекторамибийско-афонинского возраста — Зайкинское, Росташинское и др. месторождения.
2. Литолого-фациальные особенностиПрикаспийской впадины
Прикаспийская впадинапредставляет собой глубочайший осадочный бассейн мира, мощность осадочногочехла в котором по сейсмическим данным превышает 20 км. Характернойособенностью впадины является присутствие в разрезе осадочного мощной солевойтолщи нижнепермского возраста, разделяющей его на два крупныхструктурно-формационных мегакомплекса: подсолевой и надсолевой.
Литолого-фациальныйразрез (Ново-Порубежское пересечение) представлен на приложении 2 /А. В.Чепелюгин, Г. А. Шереметьева/
В настоящей работепринято разделение подсолевого мегакомплекса отложений на досреднедевонскую исреднедевонско-нижнепермскую части разреза.
Досреднедевонскиеформации позднего протерозоя-раннего палеозоя вскрыты бурением на платформенномобрамлении Прикаспийской впадины на площадях Волгоградской, Саратовской,Уральской и Оренбургской областей. Здесь они представлены пестроокрашеннымиаркозовыми, слюдистыми, полевошпатово-кварцевыми, разнозернистыми песчаниками,полимиктовыми гравелитами, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Вскрытая мощностьсоставляет 446м. Перекрывается свита фаменскими отложениями, среднедевонскиеотложения из разреза выпадают. Фрагментарные участки развития нижнепалеозойских(силурийских и ордовикских) карбонатно-терригенных пород установлены назападном и северном обрамлениях Прикаспийской впадины в ВолгоградскомПравобережье и в пределах Оренбургского вала. Силурийские отложенияпредставлены глинистыми и доломитизированными известняками с прослоямиалевролитов, гравелитов и мергелей. В них содержатся окатанные обломки морскойфауны брахиопод, кораллов, криноидей.
Ордовикские отложенияпредставлены пачкой алевролитов серых разнозернистых с прослоями глинистыхизвестняков. Возраст подтвержден фауной остракод, встречающейся вверхнеордовикских отложениях. Данные бурения на Восточно-Кудиновской площадипозволяют предположить, что в этом районе мощность силурийского карбонатногокомплекса до 700-1000м.
Нижнедевонские отложенияразвиты в бортовой зоне Прикаспийской впадины и в Предуральском краевомпрогибе. В целом нижнедевонские образования представлены карбонатными,теригенно-карбонатными и терригенными отложениями. Мощность нижнедевонскихобразований изменяется от 0 до 405м.
Среднедевонско-нижнепермскиеформации подсолевого мегакомплекса характеризуют его строение встратиграфическом диапазоне от эйфельского яруса среднего девона до артинскогояруса нижней перми. С этими отложениями связываются основные перспективынефтегазоносности Прикаспийской впадины. В их составе снизу вверх выделяетсянесколько мощных карбонатных литого-стратиграфических комплексов, разделенныхтерригенными, каждый из которых представляет самостоятельный региональныйнефтегазоносный комплекс:
1. Карбонатныйсреднего девона (эйфельский D2ef)
2. Терригенныйсреднего-верхнего девона (живетско-нижнефранский D2 gv-D3f1p-kn)
3. Карбонатныйверхнего девона-нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский D3f2s-C1t)
4. Терригенныйнижнего карбона (нижневизейский C1v1)
5. Карбонатныйнижнего-среднего карбона (верхневизейско-башкирский C1v2-C2b1)
6. Терригенныйсреднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский C2b2-C2m1)
7. Карбонатныйсреднего-верхнего карбона-нижней перми (московско-артинский или надверейский C2m1k-P1ar).
Карбонатный комплекссреднего девона (эйфельский D2ef).
Включает койвенский ибийский горизонты эйфельского яруса.
Отложения эйфельскогокарбонатного комплекса представлены тремя типами пород: мелководногокарбонатного шельфа, рифовыми и относительно глубоководными, отражающимиразличные обстановки осадконакопления.
На севере и западеобласть карбонатного шельфа охватывала обширную территорию от Воронежскогосвода до Оренбургского, включая Степновский, Клинцовский, Ершовский, Карповскийвыступы. Зоны отсутствия эйфельских отложений фиксируются на их вершинах. Насклоне же происходит нарастание мощности этого комплекса, достигая значения525м. в отдельных скважинах (скв.3 Южно-Ершовская), где комплекс сложенмелководноморской терригенно-карбонатной формацией с прослоями битуминозныхглинисто-карбонатных пород. В пределах указанного палеошельфа широко развитыорганногено-детритовые, биогермные и биоморфные известняки и развитые по нимвторичные доломиты. Мощности их достигают 225-300м.
Терригенный комплекссреднего-верхнего девона (живетско-нижнефранский D2gv-D3f1p-kn).
Включает отложениястрооскольского горизонта живетского яруса среднего девона и пашийскиеотложения франкского яруса верхнего девона. Характеризуется широким развитиемглин, алевролитов и песчаников аллювиально-дельтового генезиса, ритмичнопереслаивающихся с морскими карбонатными отложениями, а также песчано-глинистыхобразований морского генезиса, представляющих толщи заполнения краевых частейнекомпенсированных палеовпадин.
Присутствие органогенныхизвестняков отмечено в старооскольском горизонте, где они слагают органогенныепостройки высотой 50-100м. Максимальные мощности комплекса, достигающие 600-700и более метров, установлены на северо-западном обрамлении впадины в пределахаллювиальной равнины, располагающейся на месте Рязано-Саратовского прогиба.
В воробьевско-пашийскоевремя краевые части некомпенсированного Прикаспийского палеобассейназаравнивались песчано-глинистыми породами.
Карбонатный комплексверхнего девона-нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский D3f2s-C1t).
Включает отложениясреднефранского подъяруса в составе саргаевского и семилукского горизонтов,верхнефранского подъяруса, фаменского яруса верхнего девона и турнейского ярусанижнего карбона.
На большей частисеверного и северо-западного платформенного обрамления Прикаспийской впадиныотложения комплекса представлены преимущественно известняками и доломитамимелководного карбонатного шельфа. Наибольшие мощности их, достигающие700-1000м., установлены на юге Бузулукской депрессии. Уменьшение мощностейкомплекса до 300-400м происходит на Клинцовском, Карповском и других выступах.
На территории Саратовскойобласти рифогенные постройки развиты по всему интервалу средне-верхнефранскогоразреза. Мощность рифогенных образований достигает 600м.
Терригенный комплекснижнего карбона (нижневизейский C1v1).
Включаетпесчано-глинистые с прослоями известняков отложения косьвинского, радаевского ибобриковского горизонтов кожимского надгоризонта нижнего визея. Фоноваямощность пород комплекса на большей части северо-западного обрамленияПрикаспийской впадины не превышает 50-70м. Литологические образования комплексапредставлены чередованием пачек темно-серых аргиллитов и глинистых известняковс прослоями серых и темно-серых песчаников.
Карбонатный комплекснижнего-среднего карбона (визейско-башкирский C1v2-C2b1)
Комплекс включаетотложения от тульского горизонта верхнего визея до нижнебашкирского подъярусасреднего карбона. Визейско-башкирские карбонатные отложения являются основнымнефтегазосодержащим комплексом в подсолевых палеозойских отложениях Прикаспий11скойвпадины. Отложения комплекса широко развиты на северо-западном обрамленииПрикаспийской впадины и представлены отложениями мелководного карбонатногошельфа — в основном светлоокрашенными известняками и доломитами, частоангидритизированными, органогенными, содержащими редкие прослои глин. Мощностьотложений изменяется от 350-500 до 600-700м.
Визейско-башкирскийбарьерный риф на всем своем протяжении сложен биогермными ибиоморфно-детритовыми породами: известняками, доломитизированными известняками,доломитами, в значительной степени перекристаллизованными.
Терригенный комплекссреднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский C2b2-C2m1).
Включает отложенияверхнебашкирского подъяруса в объеме черемшанского и мелекесского горизонтов иверейский горизонт московского яруса среднего карбона.
Верхнебашкирские иверейские отложения сложены известняками светло-серыми водорослевыми,органногенно-обломочными и органогенно-детритовыми, массивными, плотными.Мощность верхнебашкирских карбонатов изменяется от 23 до 58м., верейских – от22 до 90м.
Карбонатный комплекссреднего-верхнего карбона – нижней перми (надверейский или московско-артинский C2m1k-P1ar).
Включает отложения откаширского горизонта московского яруса среднего карбона до артинского ярусанижней перми. На севере и западе Прикаспийской впадины представлен всеми типамиразрезов: лагунно-шельфовым, рифовым и депрессионным.
Сводныйлитолого-стратиграфический разрез северо-западного борта Прикаспийской впадиныпредставлен на приложении 3 /А. В. Чепелюгин, Г. А. Шереметьева/.
3. Тектоника
Основными тектоническимиэлементами северо-западного обрамления Прикаспийской впадины являютсяЖигулевско-Пугачевский и Оренбургский своды, Бузулукская впадина, а на востокекрупный Соль-Илецкий выступ, имеющий треугольную форму и разломное ограничение.Указанные тектонические структуры являются элементами Волго-Уральской антеклизыи наряду с элементами Пачелмского авлакогена (Рязано-Саратовский прогиб) июго-восточных склонов Воронежской антеклизы, расположенными западнее, широкоосвещены в ряде публикаций (Федоров, Кононов, 1981; Геофизическаяхарактеристика и тектоника нефтегазоносных провинций… 1988; Максимов,Дикенштейн, Золотев и др. 1990).
В пределах юго-восточногокрыла Прикаспийской впадины фундамент состоит из структурных элементовразличных рангов (порядков), и его строение более сложное по сравнению ссеверо-западным крылом. От последнего юго-восточное крыло отделено упомянутымиСарпинским прогибом на юго-западе и Центрально-Прикаспийским прогибом в центре,который на северо-востоке через Яйсанский прогиб соединяется с Предуральскимпрогибом. Северо-западная граница этого крыла соответствует разрывномунарушению (Центрально-Прикаспийскому разлому) с общим северо-восточнымпростиранием. На юге, юго-востоке и востоке юго-восточное крыло по системеразломов граничит с палеозойскими складчатыми сооружениями, перед которымирасположены компенсационные предгорные прогибы, такие как Предуральский,Предмугоджарский, заполненные орогенными формациями ранней перми, фундамент впределах которых опущен до глубины 10-12 км. По направлению к центру впадины онвоздымается до 7 — 8 км и затем вновь погружается в сторонуЦентрально-Прикаспийского прогиба уже до 18-20 км, образуя протяженную системувыступов. С юго-запада на северо-восток в эту систему входят Астраханский свод,Северо-Каспийский, Биикжальский, Коскульский, Перелюбский, Жаркамысский(Жанажольский), Темирский и другие выступы и поднятия. Общая протяженность этойполукольцевой системы краевых поднятий приближается к 1000 км, ширина полосы сглубиной залегания менее 10 км составляет в среднем 150 км. Амплитуда выступов2,0-3,0 км. По своему палеогеологическому положению и морфоструктуре даннаясистема напоминает островную дугу палеошельфа. В геологической литературе заэтой тектонической зоной утвердилось название Астраханско-Актюбинской системыподнятий.
Слабее в рельефе фундаментавыражены прогибы, ограничивающие Астраханско-Актюбинскую систему выступов с югаи юго-востока. Очевидно, это обусловлено тем, что на территории впадинырасполагается сейсмическим горизонтам “Ф» и «П1»,характеризующими региональную структуру Прикаспийской впадины и ее обрамлений,в работе содержится серия геологических документов, включающая геологические исейсмические профильные разрезы различных частей впадины, крупномасштабныедетальные карты отдельных, наиболее интересных его участков; карты, отражающиепалеогеографические и палеотектонические обстановки седиментации; документы,характеризующие строение уникальных и типичных месторождений нефти и газа и др.Все это дает возможность получить представление не только о региональной, но идетальной геологии Прикаспийской впадины и более полно осветить строениеосновных тектонических, тектоно-седиментационных и седиментационныхобразований, а также показать их соотношение в плане.
В настоящем разделе сдостаточной степенью детальности рассмотрена характеристика основныхтектонических и тектоно-седиментационных элементов осадочного чехлаПрикаспийской впадины и ее ближайшего обрамления.
Характерной чертойстроения Северо-Западной части прикаспийской впадины является существование, покрайней мере, четырех разновозрастных рифовых систем, которые играли большуюроль в формировании структуры осадочного чехла бортовой зоны Прикаспийскойвпадины (Грачевский, Берлин, Чепелюгин и др. 1971; Кирюхин, Сапожников,Шлезингер, Яншин, 1980; Чепелюгин, Шереметьева, 1981; Федоров, Кононов, 1981;Джумагалиев, Голов, Кирюхин и др. 1984; Кононов, Никитин, Яцкевич и др. 1986;Габриэлянц, Дикенштейн, Капустин и др. 1991).
Под рифовой системой намипонимается совокупность одновозрастных рифовых построек различных морфогенетическихтипов. Осью рифовой, системы является барьерный риф, слагающий краевую частьмелководного карбонатного шельфа и являющийся границей разнофациальных зон,(мелководного шельфа и относительно глубоководной, депрессионной, частибассейна). В рифовую систему включаются также «оперяющие» барьер
лагунно-шельфовые малоамплитудные постройкитипа биогермов и высокоамплитудные, бассейновые, типа пиннаклов и атоллов.
Крутые бассейновые склоныразновозрастных краевых барьерных рифов образуют карбонатные уступы поповерхностям соответствующих карбонатных комплексов. На северо-западном бортувпадины выделяется четыре карбонатных литолого-стратиграфических комплекса,отлагавшихся в трансгрессивные этапы развития территории, по поверхностямкоторых, с различной степенью детальности, закартированы протяженные зонырифовых уступов. Это карбонатные комплексы среднего девона (эйфельский),верхнего девона — нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский), нижнего-среднегокарбона (верхневизейско-башкирский) и среднего-верхнего карбона — нижней перми(надверейский).
4. Нефтегазоносные комплексы
Литолого-стратиграфическиекомплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическомдиапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляютсамостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренныхранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо ихпризнаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождениянефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны спалеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне отсреднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское,Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатномместорождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасовуглеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.
Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфическихкомплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основныминефтепроизводящими среди которых являются глубоководныеглинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые вовнутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареалраспространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительныхмасштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.
Глубинный интервалзалегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров идесятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячуметров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов,обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного внефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложныесоотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертойПрикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочногочехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно,оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, таки на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.
В карбонатном комплексесреднего Д е в о н а ) промышленная нефтегазоносность установлена на северномобрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной срифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского)«биогермного» массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), наЧинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десятиместорождений, из которых три нефтегазоконденсатные. В скважине-первооткрывательницезоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565м получен газ с конденсатом. Дебитгаза 170тыс. м3/сут., конденсата 221,8т/сут на 9,5мм штуцере. Изинтервала 4518-4526м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата,плотностью 0,93г/см3, составило 993 г/см3. В разрезеэйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.Сведения о строении, объектах промышленной разработкиместорождений, степени выработки запасов и др. данные о Зайкинском иРосташинском месторождениях приведены в работе «Геологическое строение инефтегазоносность Оренбургской области», 1997г.).
Скважиной-открывательницейнефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой прииспытании интервала 5647-5680м в живетских отложениях был получен приток нефтии газа дебитами 72,6т/сут и 69,1тыс. м3/сут соответственно. Нефтянаязалежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождениизатем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256м в эйфельских отложенияхсоставил соответственно 24,2мЗ/сут. и 69тыс. м3/сут.
На Чинаревской площади вскважине 4 — первооткрывательнице газоконденсатного месторождения в рифогенныхбийских карбонатах при испытании интервала 5145-5172м дебит газа составил 87,6тыс. м3/сут, конденсата 36,2 м3/сутки.
На востоке впадиныналичие эйфельских карбонатных отложений Установлено на Темирском мегаатолле,но промышленная нефтегазоносность до настоящего времени не выявлена.
Терригенный комплекссреднего-верхнего девона (D2gv-D3f1 p-kn) содержитрегионально-нефтегазоносные песчано-алевритовые пласты в пашийских (D3-I, D3-II), ардатовских и воробьевскихотложениях (D2-III, D2-IV). С ними связан ряд месторождений насеверо-западном обрамлении впадины (Зап. Ровненское, Краснокутское, Ташлинское,Долинское, Зайкинское, Росташинское, Разумовское, Вишневское, Зап. Вишневское,Конновское и др.).
Дебиты газа изардатовско-воробьевских песчаников колеблются от 56 до 280тыс. м3/сут,конденсата от 80м3/сут до 200м3/сут, нефти от 100,24м3/сутдо 164,5м3/сут.
На Карачаганакском месторожденииживетские отложения участвуют в формировании единой нефтяной залежи сэйфельскими отложениями. Промышленные, но невысокие дебиты установлены изотложений терригенного девона на Долинной площади, где в скв. 101 из интервала5356-5396м получен газ с конденсатом дебитом 178тыс. м3/сут. Сравнительнонебольшой дебит может быть связан с ухудшением коллекторских свойств пород вовнутренних прибортовых районах Прикаспийской впадины за счет увеличенияглинистости разреза и выклинивания пластов-коллекторов. А скв. 101 Долиннаярасположена именно во внутренней части Прикаспийской впадины относительнобарьерно-рифового уступа эйфельского возраста, трассируемого в южной частиБузулукской депрессии.
Верхнедевонско-турнейскийкарбонатный комплекс (D3f1S-C1t) характеризуется широким ареаломпромышленной нефтегазоносности в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях.Впервые промышленный приток нефти дебитом 40м3/сут на 5 мм штуцереиз верхнефранских отложений был получен в 1973г. на. Зап. Ровненском поднятиидевонско-турнейского барьерного рифа при испытании интервала 4349-4370м.Промышленная продуктивность данково-лебедянских и заволжских отложенийфаменского яруса установлена на месторождениях Лимано-Грачевской группы. С1974г. по настоящее время в пределах бортовых зон и внутренней частиУметовско-Линевской депрессии открыто более 20 месторождений в рифовых ловушкахевлано-ливенского.
Предположение опродолжении Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, южной частьюкоторой является Муханово-Ероховский прогиб, в Прикаспийскую впадину быловысказано ранее (Денцкевич, 1997). На основании проведенного рядомисследователей анализа литолого-фациальных особенностей франских карбонатныхотложений (Макарова, 1996; Фомина, 1996) с учетом закономерностей строения и распространения,карбонатных литолого-стратиграфических комплексов мы также рассматриваемКолганский прогиб как продолжение во впадину Муханово-Ероховского прогиба. Сбортовыми зонами последнего связаны Смоляное, Ольховское, Красное нефтяныеместорождения в средне- и верхнефранских карбонатных отложениях. А вовнутренних районах Колганского прогиба с надрифовыми терригенными отложениямикол ганской толщи, являющейся толщей компенсации этого прогиба, связаны залежинефти на Дачно-Репинском и Донецко-Сыртовском месторождениях.
На Карачаганакском НГКМнефтяная оторочка располагается в отложениях фаменско-турнейского возраста. Притокинефти и газа, полученные из интервалов 5131-5135м и 5158-5161м в скв. 7,составляли соответственно 235,2т/сут и 171,4тыс. м3/сут. Дебитынефти в отдельных скважинах достигали 326-1500т/сут.
На Тенгизеверхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме.
На Астраханском сводеприток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонскихотложений в скв. 2 Володарской.
Нижневизейскийтерригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины нанескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское,Бахметьевское и др.), на северном обрамлении — Зап. Степновское, Росташинское,Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).
В Оренбургской области спродуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплексасвязано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов,при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовымизонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строениеи нефтегазоносность… 1997г.).
На востоке и юго-востокеПрикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай,где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м3/сут., и Жанатан, накоторой дебит нефти составил 8,0м3/сут. Незначительные притоки нефтии газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен,Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где впроцессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом65-70м3/сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносныхгоризонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а изинтервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена наплощади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м3/сут.,а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.
Верхневизейско-нижнебашкирскийкарбонатный комплекс (C1V2-C2b1) содержит основные разведанные запасы Прикаспийскойвпадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине,так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всехразведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных врезервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское,Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское(Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс являетсяпреимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержаниемконденсата.
В зоне бортового уступана северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирскогоподъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытаниискв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил54,2м3/сут., газа 3,8тыс. м3/сут. При пробной эксплуатациина 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м3/сут, газа 2,2тыс. м3/сут.На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газапри 4мм шайбе составил 12,7тыс.м3/сут.
На северном и западномобрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторожденийНижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях — на Оренбургскомместорождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском, Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др.месторождениях.
На Карачаганакской рифовойпостройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасыуглеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м.Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа вскв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м3/сут, конденсата754,4м3/сут на 14мм штуцере.
На юге и востоке впадиныкомплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров,таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол.
Опробование продуктивныхотложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностьюхарактеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважиныс величиной начального дебита от 400 до 500м3/сут и выше.Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколькониже — от 200 до 400м3/сут.
Следует отметить, что,наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемкихколлекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенногов основном породами рифового генезиса.
Промышленнаянефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где полученприток нефти дебитом 140м3/сут на 6мм штуцере.
На Тажигалинской площади(Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирскоговозраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был полученинтенсивный приток нефти и газа.
Через отводы скважинафонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газадостигал 600тыс. м3/сут, нефти 50-70т/сут.
На востоке Прикаспийскойвпадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфаоткрыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебитынефти колеблются в широких пределах — от 3,95м3/сут до 261м3/сут,газа от 21,0тыс.м3/сут до 219тыс.м3/сут. Прямые признакинефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын,Башенколь.
Астраханскоесерогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных,характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем300-400тыс. м3/сут, достигающими иногда 731тыс. м3/сут(скв. 42).’Дебиты конденсата 73,4-139,1м3/сут (скв. 31 и 17).
Терригенный комплекссреднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C2b2-C2m1vr) продуктивен на северо-западномобрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское,Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западегазоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейскимотложениям приурочена мелкая залежь газа.
На северо-востоке ивостоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит всостав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона,составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).
Карбонатный комплекссреднего-верхнего карбона — нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m1k-P1ar) является продуктивным на многочисленных месторожденияхпрактически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных икрупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севереи западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главныхнефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасовуглеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающейкаменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м3/сут,конденсата 318м3/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основныезапасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольноговозраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральнойчасти залежи 525м. Дебиты газа достигают 1, Омлн. мЗ/сут и более.Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м3/сут.С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифовогоуступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области(прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское,Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторожденияв Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское,Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской-первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газадебитом 580тыс.м3/сут, конденсата — 207т/сут. В отдельных скважинахполучены высокодебитные притоки нефти — 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская,интервал 2903-2922) до 191т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935мстабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5т/сут. Значительны такжепритоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193т/сут, причемконденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает вгазе до 310 и даже 550г/м3.
На отдельных площадяхпродуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурскогояруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская,Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пластыдоломитов и доломитизированных известняков, тип залежей — пластовый, сводовый.Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также надосновной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения.
На Карасальскоймоноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен притокнефти, газа и воды с дебитами соответственно 178м3/сут; 18,82тыс.м3/сут;268м3/сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальнойрифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.
На востоке продуктивнаячасть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно спродуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуетсяменьшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского,Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связанапромышленная нефтегазоносность этой толщи.
На Жанажольскомгазоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка — 90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м3/сут, конденсата 162м3/сут,нефти — 154м3/сут.
На Синельниковскомнефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы,сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5м3/сут до 47м3/сут.Этаж нефтеносности составляет 80м.
На месторожденииАлибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке — 1857м,газонасыщенная мощность 204м, толщина нефтяной оторочки 82м. Дебиты газадостигали 94тыс. м3/сут, нефти до 12м3/сут, через 5ммштуцер.
Урихтау — нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке,надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной частиместорождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69м. Дебиты газа составляют103-224тыс. м3/сут, конденсата 58-95м3/сут, нефти — 40-111м3/сут.
На Тортайскомместорождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892м (кровлямосковско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.
В терригенныхнижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востокеПрикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе,Восточный Акжар.
На месторождении Кенкиякустановлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебитыпритоков из артинских отложений составили: нефти — 139м3/сут, газа51тыс. м3/сут (скв. Г-104,
интервал 4061-4083м). Притокнефти дебитом 112м3/сут был получен из сакмарских отложений.
Линзовидные залежи нефти,мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляютсобой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции изнижележащих карбонатных отложений.
Каратюбе-Акжарская зонанефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий — Восточный Акжар,Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивнымгоризонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), нанефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен вскв. 5 Вост. Акжар — 749-1200м3/сут в интервале 5049-5075м, чтообусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойствтерригенных пород.
На юге впадины на площадиСазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефтидебитом 28м3/сут и газа 47тыс. м3/сут на 3мм штуцере изтерригенных ассельских отложений.
В заключение необходимо отметить,что по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежейуглеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях регионально нефтегазоносныйкарбонатный комплекс среднего-верхнего карбона — нижней Перми занимает второепосле основного, визейско-башкирского комплекса, место.
Анализ свойств нефтей, газови конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их составаи распространения в плане и разрезе.
Нефти подсолевыхотложений Прикаспийской впадины независимо от | стратиграфической приуроченностихарактеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновомутипу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесейнефть в терригенных
подсолевых отложениях — бессернистая, в карбонатных комплексах — в той или иной степени сернистая. Ввосточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826г/см3) нефти с высокимсодержанием бензинов (35%) и
нафтено-ароматических УВв отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол иасфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средниеи тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительнымколичеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим — ароматических УВ (до12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.
Нефти в карбонатныхотложениях нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадиныхарактеризуются плотностью от 0,817 до 0,981г/см3 (от легких до тяжелых),от малосернистых до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых допарафинистых (0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%).
Самые легкие” нефти(0,808г/см3) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Онихарактеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов(20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержаниесеры колеблется от 0,22 до 0,65%.
На Карачаганакском НГКМконденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакскогоместорождения метана содержится не более 75%, в небольших количествахприсутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводородасравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и внезначительных количествах азот (0,7%).
На Оренбургском НГКМ газосновной залежи имеет плотность 0,533-0,903г/см3 (от легкого дотяжелого), метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от1,45% на западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота(0,15-8,8%). По групповому углеводородному составу конденсат метанонафтеновогосостава, содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7%и метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см3,сернистая (0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востокевпадины нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые.
Для нефтей, связанных сприродными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерноеизменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и поразрезу.
Большинство углеводородныхзалежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Онисодержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ,т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатнымфактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти.Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см3,на Карачаганакском она изменяется от 0,791г/см3 в верхней частизалежи (на глубине 4км) до 0,825г/см3 в ее низах (на глубине 5км).На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет0,710-0,750г/см3. Таким образом, намечается закономерное утяжелениеконденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском иЖанажольском месторождениях составляет 420-500г/м3, а наКарачаганакском изменяется от 450г/м3 в породах нижней перми до1000г/м3 в отложениях карбона.
Газоконденсатные залежихарактеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное ихколичество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (H2S до 6%), в юго-восточных — до 24% (H2S — 20%) и на юго-западе — до 50% (H2S свыше 23%).
На Тенгизе нефти легкие(0,800-0,817г/см3), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуетсянизким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с оченьнебольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установленытакже на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность еездесь несколько выше (0,848-0,849г/см3), содержание бензинов 13-31%,серы — иногда достигает 1%.
На северном борту нефтьместорождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см3,малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).
Нефть Карачаганакскогоместорождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836г/см3), сернистая (1,34%),парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%).
Газ на месторожденияхЛободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортовогоуступа, метанового состава, легкий (0,587г/см3) с содержанием H2S (0,09-0,12%), СО2 — 5%.
На Астраханскомсерогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановыйсостав (H2S — 22,7-26,9; СО2 — 11,0-26,8%). Содержаниестабильного конденсата в газе 550-570г/м3, конденсат тяжелый до0,818г/см3, выход светлых фракций (до 300 °С) — 73%.
Нефти терригенныхнижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, отлегких до тяжелых (0,814-0,891г/см3), малосернистые (0,18-0,60%), отмало- до высокопарафинистых (1,20-10,92%), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%).На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см3), сернистые (0,80-0,97%),парафинистые — 2,13%, малосмолистые 5,10%. На востоке и юго-востокеПрикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые(0,2-0,5), мало — и сред — несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистыхи асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.
Нефти девонских залежейизучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевскойдепрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группаместорождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востокевпадины.
Нефти девонских залежейхарактеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см3) свысоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) втерригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые(0,32-4,18%).
КонденсатыЗайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см3), маслянистые,маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенныхминеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составуметановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержаниемконденсата до 993г/м3. На Чинаревском газоконденсатном месторождениипластовый газ по составу метановый с
отсутствием кислых компонентов.
На юго-востоке впадинынефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя(0,780-0,820г/см3), содержание серы меняется от 0,45 до 1%,характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) ибольшим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты(3,7%).
Анализ распределенияосновных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяетсделать следующие выводы:
Верхневизейско-нижнебашкирскийрифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины иявляется нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и наее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанныхзапасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарахместорождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай,Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкамбарьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам(Жанажол — толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породырифового генезиса.
Рифовый комплекс среднего-верхнегокарбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалураспространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимаетвторое, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородовприурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически повсему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений,таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.
Залегающие на большихглубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона инижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородовпо всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, посравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовыхловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурахуплотнения.
Заключение
Таким образом,проведенный анализ показывает, что существенную роль в формировании современнойструктуры подсолевых отложений Прикаспийской впадины, наряду с тектоническимипроцессами, играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием в еебортовых частях и формированием мощных терригенных толщ, обусловленных системойшироко развитых авандельт, образующих конусы выноса аллювиально-дельтовогоматериала.
К началу кунгурского векана северо-западе и юго-востоке окончательно сформировались аккумулятивныекарбонатные и карбонатно-терригенные борта Прикаспийской впадины, при этом наотдельных участках ее внутренних районов существовали благоприятные условия дляформирования мелководных карбонатных «платформ» атоллово-островноготипа и высокоамплитудных бассейновых построек типа пиннаклов и атоллов.
В кунгурское время всвязи с затрудненной связью Прикаспийского глубоководного бассейна с Мировымокеаном произошло быстрое выпадение солей и полная компенсация его галогеннымиосадками. Таким образом, завершился длительный позднепалеозойский (среднедевонско-раннепермский)этап некомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины.
Литература
1. Аксенов А.А.,Новиков А.А. и др. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья./Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./
2. Альжанов А.А.,Чепелюгин А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределахсеверного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с.10-16. /
3. Буленбаев З.Е.,Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносности в восточной части Прикаспийскойвпадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./
4. Курманов С. К.,Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти игаза в Прикаспийской впадине, 1991г.
5. Макарова С.П.,Чернова Н.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов наоснове оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизическихматериалов на территории «Нижневолжскгеология», Саратов, 1992.
6. Федорова М. Д.Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсолевых отложений северо-западнойчасти Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВНИГНИ.
Авторы отчета:
Геологическое строение Прикаспийскойвпадины, 1998г.
Чепелюгин А.Б. и Шереметьева Г.А.