Оренбургская область представляет собой важный нефтегазодобывающий регион европейской части России, обеспечивший в 1996 г. добычу газа 30,8 млрд м³, нефти и конденсата в сумме 9,2 млн т. Территория области характеризуется значительной разведанностью начальных суммарных ресурсов УВ. Этот показатель оценивается по нефти в 50 % и газу - в 75 %. Согласно существующим представлениям неразведанные ресурсы УВ концентрируются на юге Оренбургской области. Наиболее высоким потенциалом обладают эмско-нижнефранские отложения. К настоящему времени в различных горизонтах этих отложений на юге Оренбургской области открыто 40 залежей на 22 промышленных месторождениях. Залежи УВ приурочены к отложениям бийско-афонинского, воробьевского, ардатовского, пашийского и кыновского горизонтов. Эффективность дальнейших поисков новых залежей в эмско-нижнефранском комплексе в значительной мере зависит от адекватного определения размещения в нем зон концентрации ресурсов УВ, положение которых в решающей степени обусловлено условиями седиментации и формирования структурных планов продуктивных горизонтов.

Юг Оренбургской области в соответствии с существующим геотектоническим районированием включает две разнородные структурные единицы: внешнюю и внутреннюю бортовые зоны Прикаспийской впадины. Однако подобное районирование пригодно лишь для каменноугольно-пермского тектонического этажа. Для девонского (змско-нижнефранского) комплекса характерен собственный структурный план. Последний в значительной мере наследует рельеф поверхности фундамента, который сформирован вертикальными движениями блоков, образующих систему крупных горстов и грабенов, осложненных в свою очередь менее амплитудными разломами. В пределах горстов поверхность фундамента по данным сейсморазведки прослеживается на глубину 5-8 км, а в пределах грабенов 7—11 км. В результате анализа размещения и интенсивности магнитных и гравитационных аномалий с учетом материалов региональногосейсмопрофилирования и бурения скважин в исследуемом районе выделено пять крупных блоков (мегаблоков): Пугачевско-Перелюбский, Южно-Бузулукский, Восточно-Оренбургский, Узенско-Сакмарский и Уральско-Кобландинский (рис. 1). Границы мегаблоков в геомагнитном поле трассируются линейными зонами градиентов. В ряде случаев в этих зонах скважинами вскрыты основные изверженные породы (Первосоветская, Зайкинская, Казанская, Тихоновская площади), что свидетельствует о глубинном характере границ мегаблоков.

На западе территории выделен Пугачевско-Перелюбский мегаблок. Поверхность фундамента в его пределах погружается с запада на восток и с севера на юг с абсолютных отметок -2200 м до -4800...-5400 м. Крайняя юго-восточная часть мегаблока, представляющая собой узкий протяженный горст, известна под названием Карповского выступа.

Южно-Бузулукский мегаблок занимает северо-западную часть исследуемой территории. Поверхность фундамента в пределах этого мегаблока также погружается с запада на восток и с севера на юг с абсолютных отметок -3200...-4000 до -5000...-5200 м. В составе мегаблока выделяются тектонические ступени субширотного простирания.

Восточно-Оренбургский мегаблок характеризуется резкими перепадами глубин залегания поверхности фундамента на сравнительно небольших расстояниях. На Новосергиевском выступе фундамент вскрыт скважинами на глубине ~4000 м, а к востоку и югу от него глубина залегания этой поверхности возрастает до 7000-7800 м.

Узенско-Сакмарский мегаблок общего субширотного простирания осложнен несколькими выступами фундамента: Чинаревским, Кошинским, Карачаганакским, Соль-Илецким. Последний сопряжен на севере с Сакмарским, на юго-востоке — с Аксайским грабенами, а на востоке — с Предуральским прогибом. В пределах Узенско-Сакмарского мегаблока находится северная граница Прикаспийской впадины, фиксируемая нижнепермским карбонатным уступом, который формировался вдоль южных склонов Карповского, Чинаревского, Кошинского и Соль-Илецкого выступов.

Уральско-Кобландинский мегаблок занимает южную часть территории, относимую к Прикаспийской впадине, и характеризуется глубиной залегания фундамента от 8000-9000 м на севере до 11000-12000 м на юге. В северной части мегаблока по данным сейсморазведки намечаются два выступа фундамента, образующих Уральско-Кобландинскую гряду субширотного простирания.

В структуре эмско-нижнефранского комплекса рассматриваемого района на западе на глубине 3000-5200 м выделяется Пугачевская вершина Жигулевско-Пугачевского свода с выступающим на восток Карповским структурным носом. Восточное Пугачевской вершины располагается Бузулукская впадина. Эмско-нижнефранский комплекс в пределах указанной структуры погружается с севера на юг с глубины 3000-4000 до 6500-7500 м. В южной части впадины выделяется Узенско-Сакмарская некомпенсированная палеодепрессия. На ее северном борту поверхность эмско-нижнефранского комплекса прослежена на глубине от 3400-4000 до 4000-5000 м. Южный борт палеодепрессии намечается на глубине 6200-7200 м. Северный борт Узенско-Сакмарской палеодепрессии осложнен Камелик-Чаганской и Сидоровско-Землянской структурными зонами. Для первой характерно ступенчатое строение с выделением Росташинской, Зайкинской, Вишневской и других ступеней субширотного простирания. В составе Узенско-Сакмарской палеодепрессии выделяются отдельные области погружения: Погодаево-Остафьевский, Рубежинский и Аксайский прогибы. С востока Бузулукская впадина ограничена Восточно-Оренбургским и Соль-Илецким поднятиями, в пределах которых поверхность эмско-нижнефранского комплекса воздымается с глубин 4000-5000 и 3200-4200 м соответственно.

Залегающие в основании девонского комплекса отложения такатинско-вязовского возраста формировались в условиях мелководного шельфа. Для этих образований характерно закономерное замещение с севера на юг и юго-восток терригенных отложений шельфовыми терригенно-карбонатными мощностью до 150 м. На востоке и юго-востоке накапливались карбонатные отложения мощностью до 350 м (в пределах Соль-Илецкого блока). Развитие карбонатов этого возраста прогнозируется на юге исследуемого района, в пределах Уральско-Кобландинской зоны (Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г., Риде Е.Б., 1988).

Койвенские отложения мощностью до 25-30 м характеризуются повышенной карбонатностью. При этом в пределах шельфовой зоны юга Оренбургской области прослеживается субширотная область развития относительно глубоководных глинисто-карбонатных пород, обогащенных OВ. Очевидно, эти отложения фиксируют начало заложения Узенско-Сакмарской некомпенсированной палеодепрессии (Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г., Фугенфирова С.М., 1989). Развитие последней отмечается на протяжении всего девонского периода. При этом в ее составе выделяются отдельные депрессионные ванны, получившие собственные наименования: на западе — Перелюбский, в центре — Рубежинский и на северо-востоке — Колганско-Борисовский прогибы [1]. Наряду с общей тенденцией развития Узенско-Сакмарскои палеодепрессии как некомпенсированной структуры в формировании отдельных слагающих ее прогибов фиксируются индивидуальные особенности. На поднятиях, осложняющих депрессию (Соль-Илецкий выступ), койвенские отложения представлены карбонатами с развитием органогенных построек. Такой же тип разреза прогнозируется на южном борту депрессии.

Сходная модель распределения формационных комплексов характерна для бийско-афонинских (эйфельских) отложений. Довольно уверенно оконтуривается Узенско-Сакмарская область относительно глубоководных глинистых битуминозных известняков мощностью 100-200 м. Породы этого фациального облика вскрыты на Кошинской, Чернояровской и Кардаиловской площадях. На северном борту депрессии развиты мелководные карбонатные отложения с включением органогенных построек [2]. Мощность этих отложений изменяется от 200-260 м на западе до 140-180 м на востоке. В разрезе карбонатов бийско-афонинского возраста выделяются несколько продуктивных пластов (ДV, ДV-2, ДV-1, ДV-0), содержащих промышленные залежи УВ.

На Чинаревском, Карачаганакском, Соль-Илецком поднятиях, расположенных в пределах Узенско-Сакмарской депрессии, в целом отмечается мелководный фациальный состав эйфельских отложений, представленных в основном биогермными известняками и реликтово-биогермными доломитами мощностью от 200 до 480 м. Однако в разрезах эйфельского комплекса наблюдается тенденция к замещению мелководных карбонатов бийского горизонта на относительно глубоководные афонинские глинистые известняки и аргиллиты, свидетельствующие об ускорении темпов опускания территории Узенско-Сакмарской депрессии в конце эйфельского века. В пределах предполагаемого южного борта депрессии литолого-фациальный состав эйфельских отложений прогнозируется по аналогии с таковым ее северного борта и поднятий, осложняющих внутреннюю зону. Здесь также будут преобладать карбонатные отложения, представленные органогенно-детритовыми и кораллово-строматопоровыми известняками и вторичными доломитами.

Живетский комплекс отложений, формировавшийся в шельфовых условиях, сложен полифациальными карбонатно-терригенными образованиями с преобладанием последних. Для рассматриваемого комплекса характерны два цикла осадконакопления — воробьевский и ардатовский. В это время формируются отложения в условиях авандельт, межавандельтовых мелководий, отмелей и внутришельфовой впадины, унаследованно развивавшейся в некомпенсированной Узенско-Сакмарской депрессии. Для внутришельфовой депрессии живетского возраста характерна асимметрия строения. Ее северо-западная часть была компенсирована карбонатно-терригенными осадками, а юго-восток и восток депрессии характеризуются развитием относительно глубоководных битуминозно-глинистых осадков сокращенной мощности (Карачаганакская, Шуваловская площади).

В авандельтовых русловых врезах отмечено формирование песчаных тел. Образование последних связывается с обоими циклами живетского осадконакопления. В воробьевский цикл, который протекал в два этапа, формировались продуктивные пласты ряда месторождений — ДIV-2 и ДIV-1. С ардатовским циклом связано образование пласта ДIII. Мощность воробьевско-ардатовских отложений в целом характеризуется нарастанием с севера и северо-востока от первых десятков метров до 200-220 м в южных районах (Таловая, Долинная, Чернояровская площади). При этом фиксируются две области отсутствия воробьевско-ардатовских отложений за счет их размыва на этапе позднефранских инверсионных подвижек. Наиболее обширная область размыва отмечается на востоке региона в пределах Соль-Илецкого блока, а вторая на западе — в пределах Чинаревского и Кошинского поднятий.

Распределение литофаций пашийского горизонта нижнефранского подъяруса мощностью до 50-70 м в целом повторяет картину их размещения в живетских отложениях. В этом случае также характерно развитие авандельтовых фаций, с которыми связаны продуктивные пласты Д1 и Д0.

Кыновский литолого-фациальный комплекс представлен преимущественно карбонатами максимальной мощностью до 70 м. Мелководные известняки, распространенные на северном борту Узенско-Сакмарской депрессии, замещаются относительно глубоководными глинистыми карбонатами в палеокотловинах ее внутренней зоны.

Анализ распределения разведанных месторождений УВ в эйфель-нижнефранском комплексе юга Оренбургской области совместно с результатами картирования областей развития природных резервуаров с первично благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в карбонатных и терригенных отложениях указанного возраста позволил выделить перспективные земли для поисков новых скоплений нефти и газа (рис. 2). За пределами этих земель прогнозируется развитие природных резервуаров преимущественно с первично низкими ФЕС либо с отсутствием флюидоупоров.

Районирование территории проведено по характеру девонских природных резервуаров и размещению в них залежей нефти и газа с учетом структурных условий, а также фазового состояния УВ-залежей и их компонентного состава, фациально-генетического типа органического вещества и стадий его катагенетической превращенности, что позволило в пределах рассматриваемого региона оконтурить зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). Всего в эмско-нижнефранских отложениях выделено пять ЗНГН: Камелик-Чаганская, Колганско-Лебяжинская, Ташлинская, Нагумановская и Карачаганак-Буранная (рис. 3).

Камелик-Чаганская ЗНГН (рис. 4) приурочена к одноименной структурной зоне в юго-западной части Бузулукской впадины. Она объединяет группу поднятий блоковой природы. Южным естественным ограничением зоны является Камелик-Чаганская флексура. В пределах этой ЗНГН открыты: Вишневское, Зоринское, Зайкинское, Чаганское, Конновское, Росташинское, Ново-Соболевское, Давыдовское и другие месторождения с залежами в эйфельских и живетских отложениях. В рассматриваемой ЗНГН развиты природные резервуары в карбонатных бийско-афонинских и терригенных воробьевско-ардатовских отложениях. Такатинско-вязовские песчаники перекрыты известняками коивенского горизонта. Последние, по-видимому, нельзя рассматривать как покрышку зонального значения. Однако не исключается локальная глинизация койвенских известняков на отдельных участках зоны, где они могут играть роль покрышки для такатинско-койвенского резервуара.

Карбонаты эйфельского яруса (бийский и афонинский горизонты) содержат пласты-коллекторы, сложенные кораллово-строматолитовыми известняками, часто доломитизированными. Для афонинских коллекторов покрышкой служат аргиллиты воробьевских слоев, а для бийских коллекторов — слои одновозрастных глинистых известняков. Породы, слагающие продуктивные пласты ДV-1 и ДV-2, характеризуются в основном среднеемкими коллекторами с пористостью 10-15 %. Суммарная эффективная мощность коллекторов достигает максимального значения (35 м) на Зайкинском месторождении.

В воробьевских слоях живетского яруса нефтегазоносны пласты песчаников ДIV-1 и ДIV-2. Покрышками служат пачки аргиллитов. Средние значения эффективной мощности составляют 5 м, а максимальные суммарные значения (14-16 м) отмечены на Росташинском и Конновском месторождениях. Коллекторы в основном среднеемкие с пористостью 10-15 %. За пределами Камелик-Чаганской ЗНГН в разрезах воробьевских слоев установлены низкоемкие коллекторы.

В ардатовских слоях живетского яруса продуктивны пласты ДIII-1 и ДIII-2. Максимальные значения суммарной эффективной мощности (15-20 м) отмечены на Росташинском месторождении. Пористость пластов не превышает 12 %.

В пашийском горизонте нижнефранского подъяруса коллекторы установлены в двух пластах песчаников: Д1 — в основании горизонта и Д0 — в его кровле. В первом покрышкой являются пашийские, во втором — кыновские аргиллиты. Песчаники средне—и высокоемкие с пористостью 10-25 %. Эффективная мощность изменяется в пределах 8-15 м. Пашийские песчаники нефтеносны на Швейцарской площади, находящейся севернее исследуемой территории. Однако ни на одном из месторождений южной части Камелик-Чаганской ЗНГН залежи УВ в пашийском горизонте не установлены. Возможно, причина отсутствия залежей в пашийских пластах заключается в особенностях строения ловушек этой зоны, обусловленных как антиклинальным изгибом слоев, так и боковым экранированием пластов-коллекторов по тектоническим нарушениям. В пределах относительно приподнятых блоков в связи с литолого-фациальными особенностями разреза девонских отложений боковое экранирование коллекторов наиболее вероятно для пластов эйфельского и живетского ярусов. Пашийские же песчаники по плоскостям разломов контактируют с верхнефранскими карбонатами, не обладающими экранирующими свойствами. В иных условиях могут оказаться пашийские пласты-коллекторы в опущенных блоках, где они по плоскостям разломов могут быть экранированы живетскими аргиллитами.

В Камелик-Чаганской ЗНГН по мере подъема слоев отмечается последовательная смена фазового состояния УВ с юга на север от газовых и газоконденсатных (Вишневское и Долинное, последнее за пределами этой ЗНГН) через нефтегазоконденсатные (Зайкинское, Восточно-Зайкинское, Зоринское) к нефтяным (Росташинское, Конновское). В целом для зоны характерны легкие нефти (плотность < 0,83 г/см³, газовый фактор > 300 м³/т) и газоконденсаты.

Нефтегазоносный потенциал Камелик-Чаганской ЗНГН в восточной ее части еще не реализован. Бурение скважин на Мало-Чаганской, Ливкинской, Пролетарской, Царевской площадях не увенчалось открытием месторождений УВ. Снижение успешности поискового бурения связывается с ослаблением тектонической активности в этой части зоны, что проявляется в затухании Камелик-Чаганской флексуры и уменьшении размеров локальных поднятий.

Колганско-Лебяжинская ЗНГН находится в пределах двух структурно-тектонических элементов: Ашкадарской [3] и Землянско-Лебяжинской зон разломов фундамента.

На исследуемой территории Колганско-Лебяжинской ЗНГН находятся две группы месторождений: на западе — Загорское, Лебяжинское, Западно-Землянское и на востоке — Дачно-Репинское, Кариновское, Донецко-Сыртовское, Ольшанское, Шуваловское. Природные резервуары здесь установлены в такатинско-вязовских, бийско-афонинских, воробьевско-ардатовских и пашийских отложениях. Нефтегазоносность такатинско-вязовского резервуара пока лишь прогнозируется. Отсутствие открытий обусловлено спорадическим развитием песчаных коллекторов. Выявление закономерностей их развития требует целенаправленных детальных исследований.

В среднедевонских резервуарах наиболее высокими емкостными характеристиками обладают бийские карбонаты и ардатовские песчаники. В связи с небольшими значениями эффективных толщин продуктивных горизонтов среднего девона их промышленный потенциал в Колганско-Лебяжинской ЗНГН невелик. Однако ресурсы эмско-нижнефранского комплекса в целом могут оказаться сопоставимыми с ресурсами Камелик-Чаганской ЗНГН за счет пашийских отложений. Пласты-коллекторы пашийского горизонта (Д0 и Д1) характеризуются достаточно высокими емкостными параметрами:пористость 15-20 %, суммарная эффективная толщина до 25 м. Дебит нефти из пашийских песчаников на Загорском месторождении достигал 203 м³/сут, газовый фактор — 552 м³/м³ (11-мм штуцер). Наращивание ресурсов УВ Колганско-Лебяжинской ЗНГН будет происходить за счет разбуривания мелких,но многочисленных подготовленных сейсморазведкой поднятий, а также выявления новых объектов на востоке и юго-западе зоны. В соответствии с прогнозом фазового состояния УВ в неопробованных койвенских отложениях ожидается обнаружение залежей из смеси легких нефтей и конденсата, а в такатинско-вязовских — сухих УВ-газов с низким содержанием конденсата.

Ташлинская ЗНГН (см. рис. 4) выделена в пределах Рубежинского прогиба. Здесь девонские терригенные отложения повсеместно характеризуются снижением коллекторских свойств (по сравнению с Камелик-Чаганской ЗНГН). Карбонатные коллекторы развиты спорадически. Они приурочены к органогенным постройкам бийского возраста, отмечаемым на склонах древнего Чинаревского поднятия.

В разрезах Ташлинской ЗНГН установлено три наиболее перспективных природных резервуара: такатинско-вязовский, бийский и воробьевский. Такатинско-вязовские песчаники вскрыты на Чинаревской площади в Казахстане. Их коллекторские свойства не изучены. На этой же площади из бийских пористо-кавернозных известняков биогермного происхождения получен приток нефти и газа дебитом соответственно 45 м³/сут и 96 тыс. м³/сут на 8-мм штуцере. В крайней восточной части зоны (Сладковско-Зареченская площадь) по материалам сейсморазведки выделяется карбонатный массив относительно увеличенной мощности, идентифицируемый с эйфельскими биогермными образованиями и представляющий интерес как поисковый объект.

Продуктивность воробьевского резервуара установлена на Долинном месторождении. Здесь из песчаников пласта ДIV получен приток газа дебитом 120 тыс. м³/сут и конденсата — 54 м³/сут (на 9,5-мм штуцере).

Нагумановская прогнозируемая ЗНГН находится в южной части Соль-Илецкого поднятия. К этой зоне отнесена также прилегающая часть Предуральского прогиба. В северной части Соль-Илецкого поднятия, в районе Оренбургского вала и его южного крыла, отложения эмско-нижнефранского комплекса полностью отсутствуют, что связывается с позднефранским размывом. Южнее области размыва отмечается появление в разрезе нижних горизонтов девона (Бердянская площадь). Еще южнее предполагается нарастание разреза девона за счет появления более молодых горизонтов. В районе Нагумановской ЗНГН прогнозируется полный разрез эмско-нижнефранского комплекса, сложенного в основном карбонатами. Они залегают здесь на глубине 6-7 км и скважинами не вскрыты. Наиболее перспективными объектами являются Западно-Нагумановское и Восточно-Нагумановское локальные поднятия. Здесь прогнозируются залежи жирных газов с высоким содержанием конденсата.

Карачаганак-Буранная ЗНГН намечается в южной бортовой зоне Узенско-Сакмарского прогиба, где на глубине 5800-6500 м закартировано несколько локальных поднятий. Перспективы этой зоны связываются с карбонатными коллекторами среднего девона. В составе УВ-залежей прогнозируется распространение смеси легких нефтей и конденсатов.

Выполненный анализ геолого-геофизической информации по строению и нефтегазоносности эмско-нижнепермского комплекса юга Оренбургской области позволил достаточно обоснованно определить местоположение в регионе зон концентрации разведанных и прогнозируемых ресурсов УВ указанного комплекса. Положение этих зон обусловлено в решающей мере формированием седиментационных структур карбонатных шельфов Узенско-Сакмарской палеодепрессии, Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба, а также терригенных авандельтовых комплексов. Ближайшие перспективы наращивания промышленных запасов УВ девонского (эмско-нижнефранского) комплекса следует связывать с Нагумановской, Колганско-Лебяжинской и Ташлинской ЗНГН, а более отдаленные перспективы — с Карачаганак-Буранной ЗНГН.

Литература

1. Борисова Е.П., Фомина Г.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности девонских отложений в южной части Оренбургской области // Геология нефти и газа. — 1987. — № 1. - С. 40-43.
2. Макарова С.П. Условия образования верхнеэйфельских отложений юго-востока Восточно-Европейской платформы в связи с перспективами нефтегазоносности // Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины. — М.,1988. — С. 106-114.
3. Яхимович Н.Н. Ик-Иртекская и Ашкадарская структурные зоны на юго-востоке Русской плиты и прилегающих частях Уральского складчатого пояса // Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины. — М.,1988. — С. 75-85.

ABSTRACT

Zoning of south of Orenburg region by character of the Devonian natural reservoirs and oil and gas pools distribution considering the structural conditions as well as phase state of hydrocarbon pools and their component composition allowed to distinquish five zones of oil and gas accumulation within the region:Kamelik-Chagan, Kolgan-Lebyazhi, Tashlin, Nagumanov and Karachaganak-Buran. Short-term prospects to increase commercial hydrocarbon reserves are associated with Nagumanov and Tashlin zones, while long-term ones — with Karachaganak-Buran oil and gas accumulation zones.

Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ДЕВОНСКОГО КОМПЛЕКСА ЮГА ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ

1 — мегаблоки фундамента: / — Пугачевско-Перелюбский, // — Южно-Бузулукский, /// — Восточно-Оренбургский, IV — Узенско-Сакмарский, V — Уральско-Кобландинский; 2 — крупные элементы современной структуры девонского комплекса: А — Пугачевская вершина, Б — Бузулукская впадина, В — Восточно-Оренбургское поднятие, Г — Соль-Илецкое поднятие; 3 — девонские структурные зоны: I — Камелик-Чаганская, 2 — Сидоровско-Землянская, 3 — Уральско-Кобландинская; 4 — границы Колганско-Борисовского палеопрогиба; 5 — область развития структур Узенско-Сакмарского палео-прогиба; б — депрессионные структуры (ванны) внутри Узенско-Сакмарской палеодепрессии: ПО — Погодаево-Остафьевская, РБ — Рубежинская, АК — Аксайская; 7 — выступы фундамента: а — Чинаревский, б — Кошинский, е — Карачаганакский, г — Соль-Илецкий; 8 — нижнепермский бортовой уступ Прикаспийской впадины

Месторождения с залежами в эйфель-нижнефранском комплексе: 1 — нефтяные, 2 — нефтегазовые и газонефтяные, 3 — газовые, 4 — газоконденсатные, 5 — нефтегазоконденсатные; перспективные земли (зоны развития природных резервуаров с первично благоприятными ФЕС) в карбонатных отложениях: б — эйфель-живетских, 7 — бийско-афонинских, 8 — бийско-афонинских и кыновских; в терригенных отложениях: 9 — воробьевско-ардатовских, 70 — пашийских; 11 — малоперспективные земли (зоны развития природных резервуаров с первично низкими ФЕС); 12 — области отсутствия эйфель-нижнефранских отложений; 13 — границы зон развития природных резервуаров

1 — границы выявленных и прогнозируемых зон нефтегаэонакопления (индексами указан возрастной интервал положения продуктивных и прогнозируемых нефтегазоносных комплексов); 2 — область полного отсутствия верхнеэмско-нижнефранских отложений; 3 — бортовой уступ Прикаспийской впадины; приведенное в колонках прогнозируемое доминирующее фазовое состояние УВ в залежах зон нефтегазонакопления (цифрами обозначены нефтегазоносные продуктивные или перспективные комплексы: 1 — такатинско-вязовский, 2 — койвенский, 3 — эйфельский, 4 — живетский, 5 — нижнефранский): 4 — нефти плотностью > 0,83 г/см³ с преобладающим газовым фактором < 300 м³/m, 5 — нефти плотностью < 0,83 г/см³ и гаэоконденсаты с преобладающим газовым фактором >300 м³/т, б — газы с содержанием конденсата > 100 г/м³ , 7 — газы с содержанием конденсата < 100 г/м³ , 8 — газы с содержанием метана в УВ-составляющей > 95 %

1 — песчаники; 2 — конгломераты; 3 — глины и аргиллиты; 4 — известняки; 5 — органогенные постройки; б — мергели; 7 — сульфаты; 8 — песчано-глинистые отложения; 9 — терригенно-карбонатные отложения; ]0 — кристаллический фундамент; залежи: 11 — нефтяные, 12 — газоконденсатные