Направление и методика поисков и разведки новых месторождений нефти и газа в Саратовском Поволжье
К.А. МАШКОВИЧ
Истекший период развития разведочных работ в Саратовском Поволжье характеризовался недостаточными темпами роста промышленных запасов, которые не отвечали потенциальным возможностям этого района.
Только за последние 3 года наметился некоторый сдвиг в эффективности поисков и разведки скоплений нефти и газа. За это время прирост запасов газа оказался в 2,5 раза больше, чем за предыдущее пятилетие (1951-1955 гг.).
Добыча газа к началу 1959 г. по сравнению с 1956 г. увеличилась в 2 раза с лишним и нефти на 13%.
Однако планируемое по Саратовскому экономическому району увеличение к 1965 г. добычи газа в 7 раз и нефти в 1,8 раза по сравнению с 1958 г. требует коренного повышения эффективности поисково-разведочных работ.
Саратовское Поволжье располагается в одной из наиболее сложных в тектоническом отношении частей Русской платформы. В пределах его, на площади около 100 тыс. км2, находятся такие крупные структурные элементы платформы, как древний Рязано-Саратовский прогиб, склоны Токмовского свода и Воронежского массива, Балаковская вершина Жигулевско-Пугачевского свода и Прикаспийская впадина в Заволжье (рис. 1).
История развития указанных структур различна. В тесной генетической связи с историей развития находятся и литолого-стратиграфические разрезы всего комплекса осадочных отложений в различных частях территории Саратовского Поволжья. Например, мощность наиболее интересной в нефтегазоносном отношении терригенной части среднего и верхнего девона (воробьевских, старооскольских и нижнещигровских слоев) изменяется от 400 м в западной части области (Рязано-Саратовская впадина) до 100 м (и даже полного исчезновения в результате размыва) в пределах Балаковского свода и Степновско-Советского вала (Заволжье). В соответствии с таким изменением мощностей терригенного девона распределяются мощности и карбонатного девона (франского и фаменского ярусов): от 700 м в пределах Саратовских дислокаций и Петровско-Аткарской впадины до 200 м на Балаковской вершине и Степновско-Советских поднятиях (рис. 2 и 3).
На юго-западе и в северной части Доно-Медведицких дислокаций мощность верхнего девона (без нижнещигровских отложений) возрастает до 1800 м. Одновременно с изменением мощности изменяется и фациальный состав осадков за счет увеличения мощности терригенных отложений. Следовательно, перспективы девонских отложений в отношении их нефтегазоносности существенно отличны для различных территорий области. Это различие существует и в характеристике насыщения пород нефтью и газом. Так, на Степновском месторождении в терригенном девоне содержатся крупные газовые залежи с нефтяными оторочками.
Мощность каменноугольных отложений в Саратовском Поволжье закономерно возрастает с северо-запада на юго-восток от 250 до 1970 м. В соответствии с этой закономерностью изменяется и мощность, например, яснополянского подъяруса (от 10-20 м в зоне Саратовских дислокаций до 150 м в пределах дальнего Заволжья и 130 м в южной части правобережья).
В зоне Саратовских дислокаций размыта толща каменноугольных отложений мощностью более 1000 м.
Вследствие этого каменноугольные месторождения в зоне Саратовского полукольца и на Казанлинском поднятии содержат незначительные залежи нефти и газа только в черепетском горизонте турнейского яруса.
Помимо неблагоприятных фациальных особенностей разреза карбонадо верхнебашкирских отложений включительно, северо-западная часть территории области мало перспективна по каменноугольным отложениям еще и по той причине, что сформированные уже к началу мезозойского времени газовые и нефтяные залежи вследствие размыва значительной амплитуды оказались приближенными к домезозойской размытой поверхности на 100-200 м. (Об этом в свое время писал С.Ф. Феродов.)
Помимо этого, зона Саратовского полукольца поднятий оказалась расположенной вблизи от выходов на древнюю размытую поверхность палеозоя продуктивных горизонтов среднего и нижнего карбона. В пределах же дальнего Заволжья, в прибортовой платформенной зоне у границ Прикаспийской впадины, в Карамышской депрессии и на юге области каменноугольные отложения имеют значительную мощность и содержат, например, на Урицком месторождении до 13 продуктивных горизонтов. С этими районами и связаны основные перспективы газонефтеносности каменноугольных отложений (рис. 4 и 5).
На территории Саратовского Поволжья за все время разведочных работ поиски нефти в девоне производились на 35 площадях, однако нефть (или газ) найдена только в 10 месторождениях. Если исключить три месторождения (Суровка, Багаевка и Трофимовка) с весьма ограниченными запасами, то окажется, что месторождения, имеющие промышленное значение, составляют только 20% от всех разведанных площадей. В течение ряда лет геологи пытаются выяснить причины столь низкой эффективности поисков нефти в девоне и отыскать пути и методы повышения ее.
Анализ результатов поисков газа и нефти в каменноугольных отложениях показывает, что и здесь имеется ряд случаев получения отрицательных промышленных результатов при наличии благоприятных структурных форм.
Из 35 площадей, перебывавших в разведке, промышленные результаты получены на 28, что составляет около 80%. Следовательно, по каменноугольным отложениям из каждых пяти площадей одна оказывалась пустой, т.е. не содержащей промышленных залежей газа или нефти.
Поиски причин отсутствия залежей осложнялись тем обстоятельством, что в ряде случаев как по девону, так и по карбону залежи не были найдены в благоприятных для скопления газа или нефти структурных ловушках и при наличии коллекторов для нефти и газа.
Большинство геологов, изучающих геологическое строение Саратовского Поволжья и прилегающих территорий Волго-Уральской области, единодушно признает существование закономерной связи между временем формирования структур и залежей нефти и газа (Н. Ю. Успенская, С.Ф. Федоров, А.И. Кутуков, Л.Н. Розанов, В.Н. Тихий, И.И. Енгуразов, Ю.С. Ковалевский и другие).
Признание идеи о связи между временем формирования структур и залежей углеводородов само по себе еще не выясняло и не решало ряда главных вопросов о направлении и методике разведки. Между тем постоянно растущие, естественные требования к повышению эффективности разведки, к наращиванию запасов нефти и газа, к росту их добычи ставили геологов-производственников в затруднительное положение.
Для восстановления истории развития локальных поднятий, определения решающих, принципиальных отличий продуктивных поднятий от пустых, поисков методики, позволяющей более или менее достоверно определять время формирования локальных поднятий, и синтеза всех этих данных для определения направления поисков нами проанализирована история формирования 25 локальных поднятий Саратовского Поволжья, имеющих достаточное количество данных для построения более или менее надежных структурных и палеоструктурных карт.
Всего построено около 270 таких карт.
Для построения были выбраны надежные реперы в девонских, каменноугольных и мезозойских отложениях, выделяющиеся исключительно четко на всей территории Саратовского Поволжья: кровля известняка Д2-V живетского яруса, подошва карбонатной части верхнего девона (кровля нижнещигровских отложений), кровля тульского или малевского горизонтов нижнего карбона, кровля верейского горизонта и кровля батскогояруса средней юры (или поверхность палеозоя).
Методика анализа заключалась в построении так называемого «изопахического треугольника», предложенного Е.Н. Пермяковым и Ю.А. Каравашкиной (С некоторыми изменениями), который дает возможность проследить для выбранных стратиграфических поверхностей историю их развития. На рис. 6 и 7 показаны примеры таких построений.
Основные выводы, полученные в результате нищего анализа, сводятся к следующему.
1. Залежи нефти или газа в живетских отложениях (пласты Д2-IVа, Д2-IVб, Д2-V) Саратовского Поволжья приурочены в основном к ловушкам, сформировавшимся в интервале от конца нижнещигровского (Соколовогорское, Гуселское, Трофимовское месторождения) до начала воронежского (Степновское и Советское месторождения) времени (см. рис. 6).
В тех случаях, когда ловушки в живетских отложениях сформировались в более позднее время (позже конца девона), залежи нефти или газа в них отсутствуют (поднятия Генеральское (Генеральское поднятие сформировано на крыле древней, размытой структуры.), Атамановское, Курдюмское, Песчано- Уметское, Казанлинское, Ириновское и Гусихинское - см. рис. 7).
2. Залежи нефти или газа в нижнещигровских отложениях (пашийских слоях) связаны с теми структурными ловушками, которые существовали уже к концу малевского времени (Соколовогорское, Гуселское, Атамановское месторождения). В ловушках, сформировавшихся в более позднее время, залежи в нижнещигровских отложениях отсутствуют (поднятия Курдюмское, Елшанское, Багаевское, Казанлинское, Гусихинское, Ириновское). Исключением является Песчано-Уметское месторождение весьма ограниченных размеров (на 5 км2 пробурено 10 скважин, из которых только одна дала нефть). В Заволжье на разведанных поднятиях, сформированных до воронежского времени, залежи в нижнещигровских слоях отсутствуют вследствие древних размывов, которые при раннем формировании залежей разрушили их.
Отсутствие стратиграфических залежей в нижнещигровских отложениях на поднятиях, испытавших древние размывы в Заволжье, является косвенным подтверждением раннего формирования залежей.
3. Для определения времени, в течение которого формировались залежи нефти и газа в карбонатном девоне (франский и фаменский ярусы), данных опробования по Саратовскому Поволжью пока недостаточно. Можно лишь отметить, что на Соколовой Горе, где продуктивны верхнещигровские и семилукские отложения, структурная ловушка в них существовала уже к концу малевского времени (Верхний предел) (см. рис. 6).
На Жирновском месторождении Сталинградской области ловушка в евлановско-ливенских отложениях существовала к концу каширского времени; в настоящее время в этих отложениях имеется нефтяная залежь.
4. В каменноугольных отложениях залежи газа и нефти связаны с теми структурными ловушками, которые сформировались до начала отложения мезозойских осадков. Структуры, время формирования которых относится к мезо-кайнозою (Слепцовка, Вязовка, Гусиха), оказываются «пустыми» (см. рис. 7).
На 15 поднятиях, где ловушки в каменноугольных отложениях сформировались до конца верейского времени, пласты-коллекторы нижнего карбона содержат газовые или газо-нефтяные залежи на 12 месторождениях (Ягодно-Полянском, Полчаниновском, Хлебновском, Малиноовражном и др.).
На Гуселском месторождении залежь в нижнем карбоне оказалась разрушенной вследствие расформирования ловушки, а на Советском поднятии свод структуры по карбону еще не разведан. Имеются четыре поднятия, на которых ловушки сформировались от конца верейского времени до начала мезозоя и тем не менее залежи в нижнем карбоне имеются (Багаевское, Пристанское, Соколовогорское и Радищевское месторождения). Это не противоречит установленной закономерности, а, наоборот, ее подтверждает, так как на перечисленных поднятиях период от тульского до верейского времени характеризовался полным спокойствием и отсутствием структурно-формирующих движений, о чем свидетельствует мощность отложений в указанном интервале. Это только позволяет наметить верхний предел времени для формирования залежей в нижнем карбоне.
Как показывает палеотектонический анализ Ягодно-Полянского и Полчаниновского месторождений, на которых нефтеносными оказались только черепетские отложения нижнего карбона, возможна еще большая детализация интервалов времени, в пределах которых образуются залежи.
На указанных выше месторождениях структурная ловушка, вероятно, существовала уже к началу тульского времени. После длительного периода спокойствия тектонические движения возобновились здесь только в мезо-кайнозойское время. В итоге, как отмечено выше, на этих двух месторождениях продуктивны только черепетские отложения.
5. Установленные закономерности могут быть использованы для повышения эффективности поисков и разведки нефтяных и газовых залежей, так как вопрос о времени формирования локальных поднятий, а следовательно, и их промышленных перспективах удовлетворительно может быть решен при помощи сейсмических исследований. Карты изохрон позволяют установить время формирования поднятий (Колокольцовка, Рыбушки и др.).
Кроме того, выявленная закономерная связь между временем формирования ловушек и газо-нефтяных залежей вносит существенное дополнение к антиклинальной теории, заключающееся в том, что не всякая антиклинальная структура, располагающаяся в нефтегазоносной провинции и содержащая в своем разрезе коллекторы, обязательно содержит нефтяные или газовые залежи. И.М. Губкин давно указывал, что платформенные структуры необходимо «рассортировать» по степени их перспективности для поисков нефти и газа.
6. Методика выбора конкретных локальных поднятий для постановки разведочного бурения должна заключаться в освещении и однозначном решении двух основных вопросов: раннее формирование поднятия и расположение его в перспективной зоне.
7. Известным подтверждением достоверности выводов о времени формирования отдельных структур является совпадение простирания некоторых осей структур II и III порядков с линиями равных мощностей для некоторых стратиграфических интервалов. На карте мощности карбонатного девона оси Остролукско-Богородской структуры, Балаковских поднятий, Степновско-Советской группы поднятий, Соколовогорско-Гуселской, Трофимовской, Пристанской и Багаевской структур совпадают с простиранием изопахит. На существование такой связи указывали В. В. Белоусов, М.Ф. Мирчинк и А. А. Бакиров, а также другие исследователи.
Оси тех же поднятий на карте мощности от кровли вереи до поверхности палеозоя располагаются почти вкрест изопахитам, свидетельствуя о том, что эти поднятия впервые сформированы в другое время.
Существование генетической связи между структурами I и II порядков и между последними и локальными поднятиями обычно обусловливает определенную согласованность простирания связанных структурных элементов. В связи с этим обращает на себя внимание то обстоятельство, что оси описываемых структур в общем совпадают частью с простиранием Рязано-Саратовской впадины, частью с простиранием склонов Балаковской вершины, что еще раз свидетельствует о древнем возрасте этих структур (не ранее девонского).
8. Построение карт мощностей и карт схождения в процессе оперативного анализа результатов структурного и разведочного бурения позволяет правильно ориентировать разведку, выявлять погребенные поднятия, а также случаи расформирования структур и разрушения залежей. По картам мощности открыто Атамановское поднятие и сейчас выявляется Шумейское. Установлено, что Пристанское, Гуселское и Трофимовское поднятия в карбоне содержали нефтяные и газовые залежи, так как к началу отложения мезозойских осадков на этих площадях (в карбоне) существовали антиклинальные структуры. Следы разрушенных залежей фиксируются вверх по восстанию современной моноклинали. Совершенно аналогичное явление установлено и для Пугачевского поднятия в Заволжье.
9. В соответствии с классификацией структур по возрастным признакам, предложенной С. П. Козленко (1956 г.), изученные поднятия можно распределить следующим образом.
Девонские структуры
А. Погребенные девонские структуры-поднятия, сформированные в девонское время и не нашедшие отражения (в современном тектоническом плане) в фаменских отложениях, верхнем палеозое, мезозое и кайнозое, где им соответствуют структурные носы (Гуселское, Трофимовское, Пристанское, Пугачевское и, возможно, Шумейское поднятия) или периклинали (Южностепновское поднятие).
Б. Девонские структуры, отраженные в верхнепалеозойских, мезозойских и кайнозойских отложениях (Соколовогорское, Степновское, Атамановское, Первомайское и Сусловское поднятия).
В. Девонские структуры, формирование которых не происходило в каменноугольное время, но возобновилось в мезо-кайнозое (предположительно Колокольцовская структура в Карамышской впадине).
Верхнепалеозойские структуры
А. Структуры, впервые фиксирующиеся в нижнем карбоне. К этому типу относятся Песчано-Уметское и Курдюмское (Курдюмское поднятие по девону и карбону располагается на периклинали древнего поднятия девонского формирования.) поднятия. Имеется еще много структур, формирование которых происходило в нижнем карбоне. Однако из-за отсутствия данных бурения по девону на этих структурах нельзя утверждать, что формирование поднятий не происходило раньше (Хлебновское, Малиноовражное, Суровское, Урицкое и другие поднятия).
Б. Структуры, впервые фиксирующиеся к началу мезозойского времени (Ириновское поднятие).
Структуры, сформированные впервые в нижнем карбоне
Формирование этих структур возобновилось в мезо-кайнозое (Ягодная Поляна и Полчаниновка).
Структуры мезо-кайнозойского времени
Сюда относятся Вязовская, Гусихинская, Слепцовская структуры.
10. Исходя из представлений о раннем формировании залежей в Саратовском Поволжье, логично сделать вывод, что наиболее перспективными для поисков нефти и газа в девонских и каменноугольных отложениях будут территории, в пределах которых в девонское и каменноугольное время происходило формирование крупных структурных элементов (структур I и II порядков), сохранивших свои особенности до настоящего времени. Поднятия и их склоны являются перспективными для поисков нефти и газа. Например, склоны Балаковской вершины Жигулевско-Пугачевского свода (восточный, южный и, возможно, западный), Степновско-Советский вал, девонский Карамышско-Терсинский вал перспективны для поисков нефти и газа в девоне, так как их формирование относится к девонскому времени. Но Балаковская вершина мало перспективна, так как терригенный девон здесь подвергся интенсивному размыву.
Перспективы поисков нефти в девоне правобережья Саратовской области возможно связаны также и с погребенными девонскими структурами. Как указывалось выше, поиски девонской нефти производились здесь на многих поднятиях, установленных по каменноугольным, отложениям, и не исключено предположение, что в ряде случаев нефть не была обнаружена потому, что поиски производились или на относительно «молодых» структурах, сформировавшихся после окончания миграции углеводородов в девоне, или в результате несоответствия структурных планов на большом удалении от сводов девонских структур.
Обращает на себя внимание то обстоятельство, что в пределах Рязано-Саратовской древней впадины, к северо-западу от Саратова, пока не выявлены структуры II и III порядков северо-западного простирания (За исключением Баландинско-Ртищевской зоны дислокаций, еще не освещенной глубоким разведочным бурением.). Между тем структуры девонского формирования должны были бы иметь здесь именно такое простирание (см. рис. 1). В связи с этим можно предположить, что в упомянутой части Саратовского правобережья могут быть вскрыты поднятия, погребенные под мезозойскими и даже под каменноугольными отложениями, которые содержат богатые залежи нефти и газа в терригенном и карбонатном девоне. Тот факт, что даже без целеустремленных поисков к настоящему времени уже обнаружено пять погребенных поднятий, подтверждает обоснованность нашего предположения. Задача целеустремленных поисков погребенных поднятий на правобережье должна быть возложена на геофизику (МОВ и КМПВ).
Наиболее перспективной территорией Саратовского Поволжья для поисков газа и нефти в каменноугольных отложениях оказываются восточный, юго-восточный и южный склоны древнего каменноугольного выступа, сохранившего направления падения склонов от нижнекаменноугольного до настоящего времени (см. рис. 4 и 5).
Выбор перспективных территорий определяется фациальными особенностями и суммарной мощностью коллекторов, а также ожидаемым давлением в газовых залежах. Территории, на которых регионально, продуктивные горизонты карбона в результате предмезозойского размыва оказались вблизи верхнепалеозойской поверхности, значительно менее перспективны вследствие разрушения залежей.
В соответствии с изложенными представлениями о некоторых закономерностях формирования структур и газонефтяных залежей, о тектоническом строении Саратовского Поволжья в историческом разрезе и о перспективности отдельных его территорий намечается следующая методика поисково-разведочных работ.
1. Бурение структурно-параметрических скважин и проведение системы геофизических профилей (КМПВ и электроразведка) для поисков структур II порядка, определения фаций и мощностей вскрываемых отложений, а также получения параметров для геофизики и воссоздания геологической истории развития изучаемых территорий. В настоящее время ведется бурение четырех таких скважин: в Марксовской депрессии на предполагаемой восточной вершине Жигулевско-Пугачевского свода (Перелюб- Рахмановка) и в Корсаковской депрессии на правобережье.
2. На перспективных территориях, выявленных структурно-параметрическими скважинами и геофизическими профилями, поиски структур сейсморазведкой и структурным бурением для установления надежного репера в карбоне. Структурное бурение на тех территориях, где сейсморазведка еще не дает удовлетворительных результатов или не может установить структурный план, по девонским отложениям (погребенные структуры). На новых территориях, осваиваемых сейсморазведкой, бурение параметрических скважин. Оснащение станками для бурения скважин малого диаметра на глубину до 2000 м.
3. Выборочное разведочное бурение наиболее перспективных структур раннего времени формирования, характеризующихся мощным продуктивным разрезом и располагающихся в перспективной зоне.
4. Сокращение сроков разведки и оконтуривания новых месторождений до 2-3 лет и ввод их в промышленную эксплуатацию.
5. Повышение эффективности поисков и разведки путем оперативного палеотектонического анализа геофизических и геологических данных на основании установленных закономерностей о связи между временем формирования структур и залежей.
Управление нефти и газа Саратовского совнархоза.
Рис. 1. Тектоническая схема Саратовского Поволжья (сост. К. А. Машкович, 1958).
Время формирования поднятий: I - девонское (живетское и нижнефранское); II - не позже верхнедевонского; III - каменноугольное; IV - не позже каменноугольного; V-нижнекаменноугольное с возобновлением в мезокайнозое; VI - мезо-кайнозойское.
а - положительные структуры I порядка (своды); б-свод, сформированный в девонское время, погребенный под мезозойскими отложениями; в -отрицательные структуры I порядка (впадины); г - впадины в докембрийском складчатом основании; д - предполагаемое продолжение Рязано-Саратовской впадины; е - отрицательные структуры II порядка (депрессии); ж - Жигулевско-Балаковская седловина; з - оси структур II и III порядков (валы и локальные поднятия) и направление падения крутого крыла; и -оси пологих поднятий; к - граница Прикаспийской впадины; л - погребенные девонские структуры - в карбоне структурные носы.
Зоны поднятий II порядка и локальные структуры: 1 - Керенско-Чембарская; 2 - Сурско-Мокшинская; 3 - Жигулевская; 3а - Коханская; 4 - Мухановская; 5 - Филипповская; 6 - Покровская; 7 - Краснополянская; 8 - Летниковская; 9 - Иргизская; 10 - Заиргизская; 11 - Богородско-Остролукская; 12 - Балаковские; 13 - Гусихинско-Кикинская; 14 - Казанлинская; 15 - Ириновско-Оркинская; 16 - Слепцовско-Полчаниновская; 17 - Хлебновско-Радищевская; 18 - Елшано-Сергиевская; 19 - Курдюмская; 20 - Атамановская; 21 - Трофимовская; 22 - Соколовогорско-Гуселская; 23 - Пристанская; 24 - Степновско-Советская (Степновско-Советский вал); 25 - Багаевская; 26 - Горючкинско-Колотовская; 27 - Рыбушанско-Дмитриевская; 28 - Урицкая; 29 - Баландинско-Ртищевская; 30 - Голицинская; 31 - Кленовско-Лемешкинская; 32 - Алисовско-Колокольцовская; 33 - Жирновско-Бахметьевская; 34 - Нижнедобринская; 35 - Песковатская; 36 - Линевская; 37 - Красноармейская; 38 -Иловлинская; 39 - Ивановская; 40 - Ровненская; 41 - Кривояровская; 42 - Хуторская; 43 - Ждановская; звездочкой отмечена структура, сформированная на западном крыле древнего поднятия.
Рис. 2. Палеоструктурная карта Саратовского Поволжья по поверхности терригенного девона Д31 - Д22 на конец девонского времени (сост. К.А. Машкович, 1958).
Нефтяные залежи: а - в терригенном девоне (живетские и нижнещигровские отложения), б - в терригенном и карбонатном девоне, в - в карбонатном девоне, д - в живетских отложениях, е - в нижнещигровских отложениях, ж - в карбонатном девоне - в терригенном залежи отсутствуют вследствие позднего формирования ловушки; г - газовые залежи (с нефтяной оторочкой) в терригенном девоне. Залежи нефти и газа отсутствуют: з - вследствие позднего формирования ловушки, и - в результате размывов сводов поднятий; к - площади, на которых девон вскрыт одиночными скважинами, не обнаружившими залежей нефти и газа или надежных признаков нефтеносности; л - площади, где отсутствие поднятия в девоне на разведанной скважинами территории установлено; м - оси структур соответственно II и III порядков; н - линии равных мощностей от поверхности терригенных отложений (Д31 - Д22 ) до кровли девона; о - граница Прикаспийской впадины. 1 - Балашовская опорная скважина; 2- 40 - разведочные и продуктивные площади.
Рис. 3. Схематическая структурная карта Саратовского Поволжья по поверхности терригенного девона (сост. К.А. Машкович, 1958).
1-разведочные скважины; 2 - структурные скважины; 3 - граница Прикаспийской впадины; участки, на которых отсутствуют терригенные отложения; 4 - франского яруса и верхнеживетского подъяруса, 5 - франского яруса (нижнешигровские слои).
Рис. 4. Палеоструктурная карта Саратовского Поволжья по кровле верейского горизонта к началу мезозойского времени (сост. К. А. Машкович, 1958).
Месторождения: а-нефтяные, б-газовые, в-газовые нефтяной оторочкой, г - газовые с ограниченными запасами, д-газо-нефтяные, е-нефтяные малодебитные с ограниченными запасами; ж - непродуктивные поднятия; з-оси структур соответственно II и III порядков; и- линии равных мощностей от кровли верейского горизонта до поверхности палеозоя; к-граница Прикаспийской впадины. 1 - 34 - разведочные и продуктивные площади.
Рис. 5. Схематическая структурная карта Саратовского Поволжья по кровле верейского горизонта (сост. К. А. Машкович, 1958).
1 - разведочные скважины; 2 - структурные скважины; 3-выход кровли верейского горизонта на размытую поверхность палеозоя (по П. М. Быстрицкой); 4-граница Прикаспийской впадины.
Рис. 6. Структурные и палеоструктурные карты Соколовогорского поднятия (сост. К.А. Машкович, 1958).
А-структурные карты; Б-палеоструктурные карты. I-по кровле известняка Д2-V; II-то же на конец нижнещигровского времени; III-то же на конец малевского времени; IV-то же на конец верейского времени; V-то же на конец батского времени; VI - по кровле нижне- шигровских отложений; VII-то же на конец малевского времени; VIII-то же на конец верейского времени; IX-то же на конец батского времени; X-по кровле малевского горизонта; XI-то же на конец верейского времени; XII-то же на конец батского времени; XIII-по кровле верейского горизонта; XIV - то же на конец батского времени; XV-по кровле батского яруса.
1-буровые скважины; 2-изогипсы и изопахиты; 3-контуры нефтяных и газовых залежей.
Рис. 7. Структурные и (палеоструктурные карты Гусихинского поднятия (сост. К. А. Машкович, 1958).
А-структурные карты; Б-палеоструктурные карты. I -по кровле известняка Д2-V; II - то же на начало карбонатного девона; III-то же на конец тульского времени; IV-то же на конец верейского времени; V-по подошве карбонатного девона; VI-то же на конец тульского времени; VII-то же на конец верейского времени; VIII-по кровле тульского горизонта; IX-то же на конец верейского времени; X-то же на конец неокомского времени; XI-по кровле верейского горизонта; XII-то же на конец неокомского времени; XIII - по кровле неокома (структурное бурение).
1-буровые скважины (цифры у скважин обозначают мощность от тульского до верейского горизонта); 2 – изогипсы и изопахиты.