Как известно, региональным нефтегазоводоупором палеозойского подсолевого этажа служит соленосная толща кунгура нижней перми мощностью до 2,5 км. Промышленная нефтегазоносность кунгурских отложений еще не установлена, но о потенциальных возможностях свидетельствуют факты полученных прямых и косвенных признаков содержания УВ. На Алексеевской площади (Каракульско-Смушковская зона дислокаций) в керне скв. 5 (интервал 1732-1744 м) отмечались капельки нефти и битуминозные пятна. В процессе бурения интервала 1728-1745 м встречен кратковременный приток газа дебитом 50-80 тыс. м³. При опробовании в эксплуатационной колонне интервала 1715-1818 м скважина фонтанировала чистым газом без запаха сероводорода дебитом до 100 тыс.м³/с. Из этих же отложений на Чкаловской площади получен приток нефти дебитом 8 м³/с, а из скв. 2 Уманцевская (Карасальская моноклиналь) - высокоминерализованной воды дебитом 4-5 м³/с и нефти 15 м³/с без признаков сероводородного заражения (Ильченко В.П., Акулинчев Б.П., Гирин Ю.Г. и др., 1992).

Как известно, основным продуктивным горизонтом здесь являются карбонатные отложения башкирского яруса среднего карбона. Усредненный состав газа [2] следующий (%): CН₄ - 47,65; С₂Н₆ - 2,25; С₃Н₈ - 0,88; С₄Н₁₀ - 0,16; С₅Н₁₂ - 0,41; С₆ + высш. - 5,02; N₂ -0,53; СО₂ - 18,66; H₂S - 24,44. Содержание конденсата - 513,3 см³/м³, или 417 г/м³, плотность 0,812 кг/м³.

Отмечено, что с ростом влагоемкости пластового газа на Астраханском месторождении происходит увеличение содержания кислого газа и сероводорода, что объясняется высокой растворимостью этих компонентов в воде и в углеводородной жидкой фазе. Величина влагоемкости пластового газа месторождения составляет 9-10 г/м³ при изменении содержаний СO₂ от 10,05 до 18,66% и H₂S от 16,77 до 30,02% (Ильченко В.П. и др., 1992).

Отдельными скважинами Астраханского месторождения в разрезе сульфатно-карбонатных отложений филипповского горизонта, приуроченных к трещиноватым коллекторам кунгурского яруса, вскрыты нефтяные скопления, где в попутных газах, по данным О.И. Серебрякова (1995), содержание СО₂ достигает 10-12%, a H₂S - 15-16%.

В пределах Астраханского месторождения самые древние отложения, представленные известняками нижнего карбона, вскрыты на Ширяевской и Заволжской площадях. В скв. 1-р Ширяевская с глубины 4740-4760 м поднят керн, пропитанный нефтью, а затем получен слабый приток газа с конденсатом из интервала 4220-4260 м, причем из этих же нижнекаменноугольных отложений в сводовой части месторождения при наличии ловушек и более высоком гипсометрическом уровне залегания продукт не был получен. Компонентный состав газа (СН₄ - 60-65%, H₂S -5,6%, СO₂ - 12% и ТУ - 11%) отличается от такового продуктивных толщ Астраханского месторождения. Так, отмечается увеличение содержания метана и его гомологов при резком снижении сероводорода и кислых компонентов.

Все это свидетельствует о наличии в отложениях нижнего карбона УВ, генетически не связанных с башкирской залежью месторождения (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Зиньковский В.Е., 1993).

К юго-западу от Астраханского месторождения при опробовании отложений башкирского карбонатного комплекса в скв. 6 Южно-Астраханская (Уланское поднятие) в природных газах сероводород не обнаружен. Состав пластового газа из интервала 5356-5370 м следующий (%): СН₄ - 88,65-90,67; С₂Н₆ -6,02-6,33; С₃Н₆ - 2,42-2,52; C₄H₁₀ - 0,39-0,40; N₂ - 30,29; СO₂ - 0,32; Не - 4,12.

В пределах Каракульско-Смушковской зоны дислокаций в процессе бурения скв. 1 Краснохудукская установлен совершенно иной состав свободных и водорастворенных газов. Здесь начинает доминировать диоксид углерода, содержание которого до 80-90%. В скв. 1 Краснохудукская из интервала 3324-3370 м (башкирский ярус) получен приток углекислого газа дебитом до 62 тыс.м³/сут, СН₄ + гомологи составляют всего 2,47%, N₂ - 0,07%, СO₂ - 97,4%, запаха сероводорода не отмечено.

Западнее от скв. 1 Краснохудукская на Чкаловской площади (Каракульско-Смушковская зона) в скв. 1 с глубины 4625 м (сакмаро-артинские отложения) получен приток газа следующего состава (%): СН₄ - 83,09; ТУ -8,05; N₂ - 8,24; СО₂ - 0,62 [1]. Сероводород встречен в малых количествах.

На Карасальской моноклинали в отложениях подсолевого палеозоя открыто Южно-Плодовитенское нефтяное месторождение. Состав растворенного в нефти газа следующий (интервал перфорации 4412-4432 м) (%): СН₄ -79,46; С₂Н₆ - 6,02; С₃Н₈ - 5,18; С₄Н₁₀ 1,06; С₅Н₁₂ - 0,72; С₆ - 0,59; N₂ -3,49; СО₂ - 1,01; H₂S - 1,01; Не - 1,01. Примечательно присутствие сероводорода в малых количествах. В подстилающих водах сероводород не обнаружен(Черновалов Д., 1989).