ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ И НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВЫХ РАБОТ

И.М. ЖУКОВ, В.С. КОВРИЖКИН (ЮУФ ВНИГНИ), Ю.М. КУТЕЕВ (Оренбурггеология), П.И. ПОСТОЕНКО (Оренбургнефть), И.А. ДЕНЦКЕВИЧ, Е.Я. СУРОВИКОВ (ВО ИГиРГИ), В.А. АБРАМОВ (НВ НИИГГ)

В 1982 г. из параметрической скв. 555 Зайкинская, расположенной на юго-западе Оренбургской обл., из эйфельско-живетской части девонского разреза получены высокодебитные фонтаны нефти, газа и конденсата, в том числе из двух пластов афонинского горизонта, из двух пластов воробьевских и одного пласта ардатовских слоев старооскольского горизонта. Тем самым было положено начало открытиям месторождений нефти и газа в Бузулукской впадине.

Бузулукская впадина помимо Оренбургской обл. прослежена в Куйбышевской, Саратовской и Уральской областях. Она вытянута с запада на восток на расстоянии до 300 км, ее ширина составляет 100–130 км, площадь – около 35 тыс. км². В пределах впадины поиски нефти и газа ведут восемь производственных геологических и нефтегазодобывающих объединений бывших Министерств геологии СССР и нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1986–1990 гг. сотрудники этих организаций выполнили 33 тыс. км сейсмопрофилирования МОГТ и пробурили 148 скважин глубиной 3250–5006 м общим объемом 867 тыс. м.

Наиболее изученной оказалась Оренбургская часть впадины. Геология и нефтегазоносность описана во многих работах [1–5].

На территории Бузулукской впадины открыто около 30 многопластовых нефтяных и газовых месторождений, в том числе Зайкинское, Росташинское, Гаршинское, Конновское, Вишневское, Давыдовское. Долинное и другие в Оренбургской обл.; Мамуринское, Верхне-Гайское, Буролатское, Крюковское, Ломовское и другие в Куйбышевской обл.; Западно-Степное, Западно-Вишневское и Разумовское в Саратовской обл. Три месторождения, разведанные в Оренбургской обл., введены в промышленную разработку (Зайкинское, Росташинское и Гаршинское), положившие начало созданию здесь нового нефтегазодобывающего района.

По данным количественной оценки, выполненной на начало 1988 г., подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности палеозойского разреза Бузулукской впадины. При этом для интенсификации ГРР первостепенное значение будет иметь эйфельско-франский комплекс отложений. В последнем сосредоточена значительная часть начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ, в том числе: нефти 82,6 %; газа 71 %; конденсата около 100 %, причем большая часть приходится на Оренбургскую обл.: нефти 76,7 %; газа 83,5 % и конденсата 70,7 %. Степень освоения НСР составляет по нефти 20 %, газу и конденсату – не более 10%. Ресурсы газа и конденсата во впадине разведаны южнее широты месторождений Зайкинское и Вишневское.

Для планирования работ важное значение имеет характер распределения неразведанных ресурсов УВ (категории С₂+С₃+D) по площадям, глубинам и нефтегазоносным комплексам. По состоянию на начало 1991 г. больше всего их сосредоточено в Оренбургской обл.: нефти 72,9 %, газа и конденсата 81,7 %. Значительная часть неразведанных ресурсов УВ (около 43 %) приурочена к глубинам от 4 до 5 км, примерно 12 % – более 5 км.

По нефтегазоносным комплексам основные прогнозные запасы нефти сосредоточены в эйфельско-франском (около 50 %), окско-башкирском (15%); газа–в эйфельско-франском (56%), нижнепермском (44 %); конденсата – в эйфельско-франском (99 %). Объемы локализованных перспективных запасов и ресурсов (категории С₂+С₃) составляют в общей структуре НСР: нефти 12 %; газа 23,3 %; конденсата 14,7 %. Следовательно, основные запасы УВ в Бузулукской впадине сосредоточены в девонских отложениях. В то же время нельзя не учитывать нефтегазоносность других частей разреза, которая может сыграть дополнительную роль в наращивании запасов нефти, газа и конденсата. В частности, во впадине подтверждена промышленная нефтегазоносность турнейского яруса (три залежи), бобриковского горизонта (12 залежей), окского надгоризонта (одна залежь), башкирского яруса (четыре залежи) и др. При этом дебит нефти из данных залежей в отдельных скважинах достигал 100 т/сут. Во впадине к глубокому бурению подготовлено около 60 локальных объектов, большая часть которых приходится на Оренбургскую область.

Таким образом, полученные во впадине результаты свидетельствуют о ее высоком нефтегазоносном потенциале, и в первую очередь о высоких перспективах отложений девонского разреза. Бузулукская впадина вследствие этого является одной из крупных нефтегазоносных областей европейской части страны. Это диктует необходимость обобщения и осмысления полученных результатов с целью ускоренного освоения всего района. Важнейшая задача настоящей работы заключается в создании для Бузулукской впадины единой геологической модели строения и оценки ресурсов нефти и газа, выборе путей повышения эффективности поисков нефти и газа.

Установлено, что Бузулукская впадина относится к достаточно крупной отрицательной структуре юго-востока Русской плиты, выделяемой как область пониженного залегания поверхности кристаллического фундамента и горизонтов палеозоя. В морфологическом отношении впадина представляет собой широкое заливообразное углубление, вдающееся в юго-восточный склон Восточно-Европейской платформы со стороны Прикаспийской синеклизы. Дно впадины наклонено на юго-восток под углом до 1°. От Прикаспийской синеклизы впадина отделяется серией древних горстовидных выступов (Соль-Илецкий, Рожковский, Карповский и Клинцовский).

Бузулукская впадина зародилась в начале девонского периода в результате обширного прогибания земной коры на юго-востоке Восточно-Европейской платформы, с которым связывалась раннедевонская трансгрессия моря. В конце франского века активизировался тектогенез, на фоне дальнейших погружений Прикаспийской синеклизы во впадине формируется дизъюнктивная ступенчато-блоковая тектоника. В дальнейшем развитии впадины периоды стабилизации (каменноугольный период) сменялись погружениями (пермский период) и восходящими движениями (современная эпоха). Бузулукская впадина по механизму формирования относится к штамповым структурам (С.В. Санаров, 1968), формирующимся под действием гравитационных, т. е. объемных (В.В. Бронгулеев, 1967) сил, вызванных сжатием подкорового субстрата и опусканием системы блоков фундамента.

Кристаллический фундамент во впадине образован разновозрастными породами, в которых преобладает диафторически переработанный амфиболитовый комплекс архейско-раннепротерозойского возраста (С. П. Макарова, 1990). Фундамент вместе с осадочным чехлом, погружаясь в южном направлении более чем на 1 км (абсолютные отметки от –3794 м в скв. 95 Бобровская до –4845 м в скв. 556 Мирошкинская), образует крутопадающую (до 15 м/км и более) моноклиналь.

Главной основополагающей особенностью модели геологического строения Бузулукской впадины является интенсивная расчлененность фундамента и покрывающей его терригенно-карбонатной толщи среднего девона на множество протяженных структурно-блоковых ступеней и их систем. К наиболее крутым ступеням относятся Талово-Долинная, Дарьинско-Чинаревская, Зайкинско-Перелюбская, Росташинско-Аржанская, Натальинско-Вишневская. Денисовская, Западно-Щучкинская, Гаршинская, Землянская (рис. 1). Разделяющие их разломы картируются не только с помощью площадной сейсморазведки, но и региональным сейсмопрофилированием (профили XV, VI-a, XVI, XVII и др.). Амплитуды смещения пород по разломам в отложениях среднего девона и в фундаменте достигают 400 м и более. Поверхность ступеней, как правило, наклонена с юга на север с амплитудой до 100 м и более. Кроме того, установлено, что ступени на всем своем протяжении осложняются более мелкими блоками, связанными с вертикальными подвижками положительного знака, проявляющимися локально вдоль ступеней.

Отмечено, что выделенные во впадине ступени характеризуются значительной протяженностью, причем отдельные ступени, установленные в Оренбургской обл., трассируются за ее пределы на территории Саратовской, Уральской и Куйбышевской областей (Зайкинско-Перелюбская, Росташинско-Аржанская, Натальинско-Вишневская). Иногда поверхность фундамента на ступенях осложнена локальными выступами (месторождение Вишневское, 280 м.).

Важно, что к приразломным зонам выделенных ступеней приурочена значительная часть открытых в Бузулукской впадине месторождений нефти и газа (Зайкинское, Росташинское, Гаршинское, Вишневское, Давыдовское, Западно-Степное, Западно-Вишневское, Конновское и др.). Установлено также, что в пределах южных приподнятых кромок ступеней открыты более крупные месторождения (Зайкинское, Давыдовское, Конновское, Росташинское, Вишневское и др.), чем на северных кромках (Гаршинское, Зоринское и др.). Наряду с широтными ступенями прослеживаются и субмеридиональные, которые, однако, в меньшей степени проявляют связь с нефтегазоносностью.

Интересно, что некоторые ступени, в свою очередь, расчленяются на серию самостоятельных микроступеней. Так, выяснилось, что Зайкинско-Перелюбская ступень в пределах месторождения Давыдовское распадается на две микроступени: Давыдовскую и Среднедавыдовскую. При этом Среднедавыдовская микроступень, выявленная скв. 3, оказалась опущенной на 300 м ниже Давыдовской.

По материалам промыслово-геофизических исследований и на основании опробования испытателем пластов в отложениях пласта Д_V-2 афонинского горизонта выявлен нефтегазонасыщенный интервал мощностью более 80 м. Следовательно, месторождение Давыдовское оказалось расположенным на 2-х микроступенях. Примечательно, что с севера залежь нефти в пласте Д_V-2 на Среднедавыдовской микроступени экранируется породами кристаллического фундамента (рис. 2).

Таким образом, положительные структурные формы, контролирующие скопления нефти и газа, локализованы во вздернутых краях блоков, граничащих с разломами. Поэтому преобладающий тип залежей, развитый в районе, пластовый тектонически экранированный.

В вышележащих отложениях верхнего девона, карбона и перми раздельно-блоковая тектоника не проявляется. Таким образом, структурные формы терригенного девона являются погребенными. Наиболее крупным разломам в девоне в вышележащем разрезе отвечают слабовыраженные флексуры; наклоны пластов, противоположные региональному падению, также отсутствуют.

Второй важнейшей особенностью модели геологического строения юга Бузулукской впадины является резкое увеличение мощности отложений среднего девона примерно от 200 м на севере до 350–600 м на юге. Многократное утолщение девонского терригенно-карбонатного комплекса в пределах ограниченного района представляет уникальное явление для всей юго-восточной части Русской плиты. С ним связано появление ранее неизвестных продуктивных пластов Д_IV и Д_V в воробьевском и афонинском горизонтах и большой группы многопластовых месторождений зайкинского типа.

Третьей особенностью модели геологического строения осадочного чехла Бузулукской впадины служит развитие в ее разрезе ряда разновозрастных структур некомпенсированного прогибания. Такие структуры выделены в разрезах среднего и верхнего девона, а также нижнего карбона. Известно, что такие структуры являются объектами для формирования в их пределах крупных зон интенсивного нефтегазонакопления. В частности, в бийско-афонинское время на юге Бузулукской впадины выделен, протяженный (около 250 км) Рубежинско-Перелюбский некомпенсированный прогиб по результатам анализа мощностей бийско-афонинского карбонатного комплекса и его литофациального состава. По этим материалам строение Рубежинско-Перелюбского прогиба напоминает схему зонального строения бортов прогибов камско-кинельского типа. Территория севернее изопахиты 120 м, по-видимому, с данным прогибом никакой связи не имеет. Комплекс карбонатных пород, накапливавшийся здесь в условиях мелководья, содержит терригенные компоненты. Южнее, между изопахитами 120–150 м, выделяется полоса шельфовых карбонатных пород, которую можно рассматривать в качестве внешнего борта прогиба. К югу от изопахиты 150 м проходит полоса увеличенной мощности карбонатного комплекса (до 220–250 м), которую можно принять в качестве основного (внутреннего) борта прогиба. Данная толща, в основном, сложена органогенно-детритовыми неравномерно-доломитизированными известняками. Толща содержит биогермные тела, состоящие из кораллово-строматопоровых известняков. В то же время генетически данный прогиб отличается от некомпенсированных прогибов камско-кинельского типа. Во-первых, амплитуда прогибания здесь была менее значительной, во-вторых, прогибание почти на 70 % компенсировалось осадконакоплением, и, в-третьих, в разрезе Рубежинско-Перелюбского прогиба отсутствуют кремнисто-сидеритовые породы, характерные для прогибов камско-кинельского типа.

В таком расширенном понимании прогиб оказывается резко асимметричным: его северное крыло структурно и фациально неравномерно южному. Последнее проводится в значительной мере условно по установленным или предполагаемым выступам образований рифей-венда и клиноформам карбонатных бийско-афонинских пород на их северных склонах.

Таким образом, Рубежинско-Перелюбский прогиб в границах его осевой части оказывается значительно ближе к типу узких линейных прогибов, которым наряду со значительными мощностями отложений свойственны осадки глубоководного облика. Вместе с тем его северное протяженное крыло (борт) по величине занимаемой им площади и в виду приуроченности к разным структурным зонам по существу приобретает самостоятельное значение как составная часть более обширного карбонатного шельфа, относящегося к категории структурно-формационных зон (“карбонатные платформы”, “массивы”). Формирование прогиба и его обрамления контролируется разломами и флексурами.

Современная структура Рубежинско-Перелюбского прогиба, выявленная в среднем девоне по данным бурения и сейсморазведки, имеет вид амфитеатра. В его центре (месторождение Долинное и Таловое поднятие) поверхность среднего девона максимально погружена (до минус 5500–6000 м). Отсюда поверхность комплекса ступенчато возвышается в западном (до минус 3150. м), северном (до минус 4050 м) и восточном (до минус 3890 м) направлениях.

Анализ мощностей пашийских отложений Бузулукской впадины и их соотношений между карбонатной и терригенной частями старооскольско-пашийского комплекса позволил выявить на юго-востоке Русской плиты (Оренбургская и Куйбышевская области) Лебяжинскую систему некомпенсированных прогибов. При этом два прогиба (Сидоровский и Гаршинско-Соболевский) развиты и в пределах самой впадины [5].

Результаты формационного анализа свидетельствуют, что выполняющие прогибы старооскольско-пашийские отложения образовались в осадочно-породном бассейне, характеризующемся типично выраженным трансгрессивно-регрессивным циклом осадконакопления. В основании данного цикла выделена толща карбонатных пород. Амплитуда палеопрогиба в период некомпенсации осадками его осевой части была не менее 60–70 м. Компенсация прогиба полностью завершилась в пашийский век отложением терригенной (глинисто-алевролитово-песчаниковой) толщи пород, относящейся к заключительной фазе, по-видимому, двухэтапного цикла осадконакопления.

Мощность карбонатных пород в пределах бортовых элементов прогибов достигает 60 м, в переходной зоне – 20–22 м, в осевой зоне, где недокомпенсация проявилась максимально, мощность их сокращена до 12–15 м. Толща компенсации на бортах составляет менее 25 м, в переходной зоне – 35 м, в осевой – 70 м, при этом на бортах она представлена глинистыми породами, в переходной части – глинисто-алевролитовыми образованиями, в осевой части – алевролитами и песчаниками. Мощность песчаников здесь достигает 17,5 м (скв. 85 Лебяжинская), 20,0 м (скв, 77 Сидоровская, скв. 43, 45 Загорские). При испытании в скв. 85 Лебяжинская получен фонтанный приток нефти плотностью 0,8 г/см³ с дебитом 224 т/сут через штуцер диаметром 1 мм. Такие же мощные фонтаны получены на месторождении Загорское. Таким образом, для практики поисковых работ важнейшее значение имеет осевая зона толщи компенсации Сидоровского, Гаршинско-Соболевского и других некомпенсированных прогибов.

В пределах центральной части Бузулукской впадины на территории Оренбургской и Куйбышевской областей в нижнекаменноугольном разрезе выделен Мирошкинский некомпенсированный прогиб, входящий в Камско-Кинельскую систему прогибов. Мощность толщи компенсации прогиба достигает 50–60 м. При испытании в скв. 556 Мирошкинская отложений бобриковского - горизонта в интервале 3639–3627 м получен фонтанный приток нефти плотностью 0,821 г/см³ и дебитом 94,5 т/сут через штуцер диаметром 9 мм. Кроме того, интересные объекты на нефть и газ в разрезе данной скважины выделяются в интервалах 3966– 4082 м (фаменский ярус), 3741–3832 и 3931,6– 3958,1 м (заволжский горизонт), а также 3654– 3675 и 3675–3684 м (турнейский ярус). Перспективы Мирошкинского прогиба, подобно всем прогибам Камско-Кинельской системы, связаны с его бортовыми зонами, а также с толщей компенсации.

Основные залежи в разрезе Бузулукской впадины приурочены к девонским отложениям (пласты Д_V-10 Д_V-2; Д_IV-2; д_IV-1; Д_III). По данным А. С. Пантелеева, В. П. Стенина и других, обозначенные продуктивные пласты, залегающие на глубинах более 4500 м, характеризуются определенными емкостными и фильтрационными свойствами [1, 4]. Пористость изменяется от 11 до 14 %, проницаемость (по промысловым данным) варьирует от 0,0098 до 0,22 мкм². Расчлененность пластов составляет 1,8–3,5, коэффициент песчанистости – 0,46–0,84. Нефть и конденсат находятся в жестких термобарических условиях: пластовое давление достигает 50–52 МПа, температура – 95–100 °С. Нефть содержит большое количество растворенного газа (до 900 м³/т и более) и обладает очень низкой, сопоставимой с газом, вязкостью (0,07–0,14 мПа-с). Однако столь низкая вязкость нефти даже при невысоких фильтрационных свойствах коллектора обеспечивает значительную гидропроводность пластов и высокую продуктивность скважин. Коэффициент продуктивности по отдельным разведочным скважинам достигает 174,6 (т/сут) МПа [4].

Залежи природного газа содержат значительное количество конденсата (500–700 г/см³). Весьма близкие по величине соотношения газовой и жидкой фаз в нефтяных и газоконденсатных залежах затрудняют однозначное решение вопроса о фазовом состоянии УВ-систем в пластовых условиях. По данным Ч. Кронквиста, пластовую УВ-систему с газовым фактором более 650–700 м/м³ относят к газовым, а с газосодержанием 270–650 м/м³ – к так называемым “летучим нефтям”.

Физико-химическая характеристика поверхностных проб девонских нефтей в Бузулукской впадине изменяется в следующих пределах: плотность 0,800–0,850 г/см³ (20 °С), вязкость 2,0– 2,4 МПа-с (20 °С), температура застывания не ниже 16 °С; содержание (%) парафина 6,0–2,5; серы 0,2–0,3; смол селикагелевых 2,3–2,5; воды 0,2; золы 0,1–0,15; кокса 0,1; температура плавления парафина 59 °С; выход светлых 60–68%.

Регионально продуктивными в девонской терригенно-карбонатной толще является серия пластов Д, в том числе пласты Д_V (бийско-афонинский комплекс), Д_IV (воробьевские слои), Д_III (ардатовские слои), Д_II (муллинские слои), Д_I и Д₀ (пашийский горизонт), Д_к (кыновский горизонт). Перечисленные пласты часто дифференцируются в серию пропластков. Так, пласт Д_V образует массу самостоятельных пропластков – Д_V-3, Д_V-2, Д_V-1. Пласт Д_IV может распадаться на два пропластка – Д_IV-1, Д_IV-2.

Породы, слагающие продуктивные пласты бийско-афонинского комплекса, характеризуются, в основном, среднеемкими коллекторами (пористость 10–15 %). По фильтрационным свойствам породы низкопроницаемые (1–10 мкм²). На отдельных месторождениях (Росташинское, Вишневское) проницаемость возрастает до 17–53 мкм². Суммарная эффективная мощность бийско-афонинских образований достигает максимальных значений на месторождении Зайкинское (35 м).

Продуктивный пласт Д_IV, залегающий в основании воробьевских слоев, повсеместно распространен во впадине, в том числе на месторождениях Зайкинское, Росташинское и др.. Он выделяется в тех литолого-фациальных зонах воробьевских слоев, в которых содержание песчаников изменяется от 30 до 90 %. Средние значения эффективной мощности составляют 5 м, максимальные – 14–16 м (Конновское и Росташинское месторождения). Песчаники пласта Д_IV содержат, в основном, среднеемкие (пористость 10–15%) среднепроницаемые (10–100 мкм²) коллекторы.

Продуктивный пласт Д_III, находящийся в основании ардатовских слоев, распространен во впадине (западная половина) почти повсеместно, его продуктивность установлена в центральной и западной частях впадины. Литологическая неоднородность пласта обусловила крайне неравномерное развитие коллекторов. В пределах Зайкинско-Росташинской зоны его пористость не превышает 12%, эффективная мощность–5–10 м. Максимальные значения (15–20 м) зафиксированы на месторождении Росташинское.

В разрезе пашийского горизонта выделяются два продуктивных пласта, имеющих региональное распространение,– Д_I, залегающий в основании горизонта, и До – в его кровле. По фильтрационно-емкостным свойствам данные песчаники высоко-и среднепроницаемые (10–500 мкм²) и высоко- и среднеемкие (10–25 %). Эффективная мощность песчаников пашийского горизонта в среднем изменяется от 8 до 15 м. Продуктивность пластов-коллекторов в пашийском горизонте установлена на периферийных участках впадины – в западных и восточных. В центральной ее части (в пределах Зайкинско-Росташинской зоны) пласты-коллекторы в пашийском горизонте отсутствуют или имеют ограниченное распространение.

По результатам выполненного анализа разработана комплексная программа ГРР по Бузулукской впадине на ближайшие пять лет, которая рекомендована к реализации производственными геологическими, геофизическими и нефтегазодобывающими объединениями Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской и Уральской областей. Программой предусмотрено расширение площади поиска, увеличение объемов бурения, сейсмопрофилирования, прироста запасов, подготовки структур и ресурсов. На наиболее перспективных направлениях выделены площади концентрации буровых и геофизических работ, намечены параметрические скважины (см. рис. 1).

Принятая в программе стратегия поиска направлена на выявление и трассирование зон разломов и обусловленных ими протяженных ступеней и микроступеней в качестве элементов, контролирующих ловушки приразломного тектонически экранированного типа, предпочтительно в зонах развития некомпенсированного прогибания.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Выделение и оценка коллекторов в отложениях девона юго-запада Оренбуржья по данным ГИС / В.П. Стенин, Ю.М. Кутеев, И.А. Кузнецов и др. // Геология нефти и газа,– 1990.– № 8.– С. 27–31.
2. Даниелян Б.З., Сметанникова Т.М. Эффективность поискового бурения на юго-западном борту Бузулукской впадины // Геология нефти и газа.– 1988.–№ б,–С. 29–31.
3. Макаров Г.В., Чекалев О.Ю., Новицкий Ю.В. Глубинное строение Бузулукской впадины и перспективы нефтегазоносности отложений среднего девона // Геология нефти и газа.– 1985.– № 7.–С. 13–17.
4. Проблема промышленного освоения нефтегазоконденсатных месторождений северного обрамления Прикаспия // А.С. Пантелеев, Н.К. Борисюк, Е.С. Гришин и др. // Геология нефти и газа.– 1989,– № 9.– С. 2–8.
5. Старооскольско-пашийские некомпенсированные прогибы – новый резерв поиска залежей нефти и газа / И.М. Жуков, Н.Н. Яхимович, В.С. Коврижкин и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 6.– С. 6–10.

ABSTRACT

Geological model of structure and oil and gas potential of Busuluk depression – one of the largest oil and gas bearing regions of the south-west of the Russian plate – is analysed. Devonian deposits are considered as the most prespective. It is proved, that sedimentation in the area repeatedly occured under conditions of non-compensate warping against the back-cloth of monoclinal plunge of beds southward. Integrated programm of prospecting works, including a serie of methodical ways, is proposed. The adoption of the programm will considerably increase geological resultiveness and economic effectiveness of works.

РИС. 1. ОБЗОРНАЯ ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ:

1 – тектонические контакты (границы) Бузулукской впадины со смежными региональными структурами: I – Жигулевский свод, II – Муханово-Ероховский прогиб, III – Восточно-Оренбургское валообразное поднятие, IV – Соль-Илецкий выступ, V – Прикаспийская впадина, VI – Клинцовский выступ; 2 – тектонические нарушения, фиксирующие положение ступеней: А – А – Талово-Долинная, Б – Б – Зайкинско-Перелюбская, В – В – Росташинско-Аржанская, Г – Г – Натальинско-Вишневская, Д – Денисовская, Е – Западно-Щучкинская, Ж – Ж –Таршинская, З - З – Землянская; 3 – месторождения нефти (а) и газа (б): 1 – Маланинское, 2 – Анютинское, 3 – Бурелатское, 4 – Верхне-Гайское, 5 – Мамуринское, 6 – Ломовское, 7 – Фурманское, 8 – Крюковское, 9 – Горелкинское, 10 – Иргизское, 11 – Кочевненское, 12 – Северо-Флеровское, 13 – Западно-Степное, 14 – Рыкобаевское, 15 – Западно-Швейцарское, 16 – Загорское, 17 – Гаршинское, 18 – Швейцарское, 19 – Лебяжинское, 20 – Исаковское, 21 – Западно-Землянское, 22 – Землянское, 23 – Широкодольское, 24 – Лапасское, 25 – Конновское, 26 – Росташинское, 27 – Зоринское, 28 – Ново-Соболевское, 29 – Давыдовское, 30 – Пролетарское, 31 – Рыбкинское, 32 – Устряловское, 33 – Зайкинское, 34 – Восточно-Зайкинское, 35 – Вишневское, 36 – Мирошкинское, 37 – Западно-Вишневское, 38 – Долинное, 39 – Ташлинское; 4 – подготовленные структуры; 5 – рекомендованные параметрические скважины: 40 – Черемушкинская, 41 – Даниловская, 42 – Стешановская, 43 – Перелюбская, 44 – Калининская, 45 – Чернояровская; 6 – зоны концентрации работ

РИС. 2. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЙ СУБДОЛГОТНЫЙ ПРОФИЛЬ, ПОСТРОЕННЫЙ ВКРЕСТ ПРОСТИРАНИЯ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ:

1 – опорные горизонты разреза: 1 – кровля кунгурского яруса; 2 – кровля артинского яруса, 3 – кровля бобриковского горизонта, 4 – кровля пашийского горизонта, 5 – кровля афонинского горизонта, 6 – поверхность рифей-вендского комплекса, 7 – поверхность кристаллического фундамента; 2 – разломы; 3 – залежи нефти (а) и газа (б); 4 – породы фундамента; 5 – перерыв; номера скважин, разрезы которых использованы в профиле: 1,2 – скв. 95, 88 Бобровка, 3 – скв. 166 Тананык: 4, 5 – скв. 287, 285 Гаршино, 6 – скв. 1 Ново-Васильевка, 7, 8, 9 – скв. 2, 1, 3 Давыдовка, 10 – скв. 101 Долинная, 11– скв. 3 Рожковка