Рассматриваемый регион охватывает южную часть Соль-Илецкого сводового поднятия и сопряженные с ней участки Прикаспийской синеклизы (в границах Оренбургской области) и Предуральского прогиба (рисунок). Результаты проведенных в 90-х гг. геологоразведочных работ, включавших параметрическое и поисковое бурение, а также сейсморазведку МОГТ, позволили уточнить геологическое строение и перспективы нефтегазоносности региона. Рассмотрим условия залегания девон-нижнепермских отложений и приуроченные к ним выявленные и прогнозируемые локальные перспективные объекты.

Девон-нижнепермская карбонатная толща залегает на ордовикских отложениях. По их поверхности выделяются крупный тектонический блок, соответствующий Оренбургскому валу, и система более мелких выступов - Лиманный, Димитровский, Черновский и Копанско-Бердянский. Последний выражен менее контрастно, чем остальные. В пределах ордовикских выступов девонские отложения размыты в результате воздымания территории в предпозднефранскую фазу тектогенеза. В районе Лиманного, Димитровского, Черновского и Копанско-Бердянского ордовикских выступов и южнее них выделяется зона частичного размыва девонских отложений. В зоне размыва эмско-франские отложения по типу кровельного прилегания соотносятся с перекрывающими их фаменскими [1]. В этой зоне шириной 16-20 км по данным сейсморазведки МОГТ выявлены и подготовлены под бурение структурно-стратиграфические ловушки УВ - Северо-Димитровская, Южно-Димитровская, Северо-Лиманная. Не вызывает сомнения наличие аналогичных объектов и южнее Копанско-Бердянского ордовикского выступа.

Южнее зоны размыва кровля девонских отложений регионально погружается в южном направлении. Погружение не моноклинальное, по кровле отложений девона выделяется система прогибов и поднятий, а также изоморфных в плане антиклинальных куполов. Наиболее протяженная тектоническая система, закартированная по данным сейсморазведки МОГТ, - узкий синклинальный прогиб и ограниченное им с севера валообразное поднятие. Последнее осложнено антиклинальными куполами. Самый западный из них - Линевский, восточнее размещаются Базыровский, Изобильненский, Восточно-Изобильненский и Хобдинский. Купола шириной около 3 км разделены седловинами.

К югу от Линевского и Базыровского антиклинальных куполов расположен широкий прогиб с изломанной осью. Этот прогиб ограничивает с севера крупное антиклинальное поднятие - Буранное, восточная часть которого находится в Оренбургской области. Замыкание структуры на западе (Республика Казахстан) сомнений не вызывает. В восточной части региона (прибортовая зона Предуральского прогиба) закартирована система антиклинальных куполов - Нагумановского, Веселого и Вершиновского - меридионального простирания.

По данным сейсморазведки МОГТ прогнозируются разломы, секущие девонские отложения. Один из них прослеживается на Песчаном и Восточно-Песчаном участках под бортовым уступом. Восточнее Восточно-Песчаного участка бортовому уступу соответствует флексурообразный изгиб девонских пластов. Относительно надежно выделяется разлом, ограничивающий Барханную и Сухореченскую структуры с юго-востока. Вопрос о наличии тектонических нарушений на Нагумановской и Вершиновской площадях пока однозначно не решен.

По результатам региональных обобщений [2, 3] в пределах рассматриваемого региона в отложениях девона выделено два нефтегазоперспективных комплекса - эмско-нижнефранский и верхнефранский. Для эмско-нижнефранского комплекса выполнено районирование региона [2]. Выделены две зоны нефтегазонакопления - Нагумановская и Карачаганак-Буранная. Нагумановская зона включает юго-восточную часть Соль-Илецкого свода и прилегающий к ней район Предуральского прогиба. В пределах зоны прогнозируется полный разрез эмско-нижнефранского комплекса. Скв. 1 Нагумановская вскрыла отложения комплекса на глубину 78 м. Разрез представлен эйфельским (вскрытая мощность 47 м), живетским (мощность 18 м) ярусами и нижним подъярусом франского яруса (мощность 13 м). Разрез сложен мелководными карбонатными фациями, причем преобладают биогерм-ные породы [5]. При опробовании отложений эйфельского и франского ярусов в скв. 1 Нагумановская притоков флюида не получено. На территории Прикаспийской синеклизы прогнозируется Карачаганак-Буранная зона нефтегазонакопления. Перспективы зоны связаны с карбонатными коллекторами среднего девона. На площади Карачаганак в скв. 15 из отложений эйфельского яруса получен приток легкой нефти (плотность 0,804 г/см³) и газа дебитом 72,6 м³/сут и 69,1 тыс. м³/сут соответственно.

Отложения эйфельского яруса вскрыты скв. 1 Каинсайская. Ярус включает бийский (вскрытая мощность 26 м) и афонинский (мощность 125 м) горизонты. Отложения бийского горизонта представлены доломитами, афонинского - частым тонким чередованием известняков, мергелей и горючих сланцев. Мощность отложений живетского яруса в скв. 1 Каинсайская - 50 м. Отложения керном не охарактеризованы. В скв. 1 Буранная отложения живетского яруса (вскрытая мощность 15м) включают депрессионные фации: черные, пелитоморфные, хемогенные известняки. Отложения девона в скв. 1 Буранная опробованы в открытом стволе. Получено 1,5 м³ нефти плотностью 0,79 г/см³. При опробовании подсолевых пластов скв. 1 Каинсайская зафиксирован непромышленный приток газа.

По сейсмогеологическим данным в отложениях девона прогнозируются нефтегазоперспективные органогенные постройки двух типов: рифы верхнефранского подъяруса и рифовые постройки дивнопольского типа. В карбонатах верхнефранского нефтегазоперспективного комплекса выделяются рифовый и депрессионный типы разрезов. Депрессионный тип разреза вскрыт скв. 1 Каинсайская и 1 Буранная. Нерасчлененные отложения франского яруса мощностью 67 м в скв. 1 Каинсайская и 71 м в скв. 1 Буранная состоят из доломитов, известняков и терригенных пород. Доломиты почти черные, плотные, крепкие, тонкозернистые. Известняки темно-серые с буроватым оттенком, плотные, крепкие, горизонтально-плитчатые. Терригенные породы в скв. 1 Каинсайская представлены залегающей в верхней части франского яруса пачкой песчаников толщиной 20 м с прослоями аргиллитов, в скв. 1 Буранная - аргиллитами.

В рифовом типе разреза верхнефранских отложений присутствуют кораллово-строматопоровые и органогенно-детритовые известняки с участками развития небольших органогенных построек. Органогенные постройки рифового типа изучены бурением и сейсморазведкой МОГТ на Рыбкинской площади. Высота Рыбкинского рифа - 140 м, размеры - 3,0 х 2,5 км. Высота приуроченной к нему залежи нефти - 70 м. Эффективные толщины пластов-коллекторов нефтенасыщенной части рифа - 46 м, средняя пористость - 9,7 %.

Скв. 1 Нагумановская вскрыла верхнефранские отложения мощностью 93 м, представленные биогермными, водорослевыми, органогенно-комковато-сгустковыми и обломочными известняками, накапливающимися на склоне рифогенного массива [5]. Граница рифового и депрессионного типов разреза верхнефранских отложений в рассматриваемом регионе примерно соответствует положению нижнепермско-каменноугольного карбонатного уступа Прикаспийской синеклизы.

Рифовые постройки дивнопольского типа приурочены к бортовому уступу Прикаспийской синеклизы. Четких представлений о геологической модели этих объектов пока не сформировано. Заслуживают внимание две версии. Согласно первой рифовые постройки дивнопольского типа являются (по аналогии с северной частью Прикаспийской синеклизы (Камалов С.М., Марченко О.Н., Иванов Ю.А. и др., 1992) наиболее контрастными элементами турней-верхнедевонского бортового уступа. Вторая версия опирается на одну из моделей Астраханского карбонатного массива (Бродский А.Я., Юров Ю.Г., Волож Ю.А., 1997). Согласно ей массив имеет трехчленное строение. Подошвой массива служит карбонатная платформа, сложенная среднедевонскими отложениями, мощность которых изменяется от 0 до 500 м. Среднюю часть Астраханского массива слагает рифогенная постройка мощностью до 2 км. Возраст слагающих ее отложений - фран-визейский. Форма постройки в разрезе - коническая, в плане - амебообразная. Рифогенная постройка перекрывается визей-башкирскими отложениями мощностью 200-400 м. Предполагается гидродинамическая разобщенность среднедевонского, фран-визейского и визей-башкирского комплексов. Рифы дивнопольского типа являются аналогами фран-визейской рифогенной постройки Астраханского карбонатного массива.

В зоне бортового уступа Прикаспийской синеклизы выявлено три объекта дивнопольского типа - Дивнопольский риф, Песчаная и Восточно-Песчаная органогенные постройки. Подсолевые карбонаты изучены бурением только на Песчаной площади. Скв. 16 и 17 Песчаные вскрыли отложения фаменского яруса верхнего девона на глубине 38 и 331 м соответственно. Отложения представлены серыми карбонатами двух типов - известняками плотными, крепкими, мелкокристаллическими и известняками пористыми, кавернозными, оолитовыми. Образования турнейского и визейского ярусов сложены аналогичными известняками. По данным сейсморазведки МОГТ скв. 16 и 17 Песчаные органогенную постройку не вскрывают. Наиболее высокая ее часть находится севернее. Дивнопольский риф изучен по данным сейсморазведки МОГТ и гравиметрии (Навальнева В.И., Коврижкин B.C., Фомина Г.В., 1998). Риф приурочен к бортовому уступу Прикаспийской синеклизы, имеет ширину 2,0-2,5 км и протяженность до 30 км.

В отложениях девона прогнозируются локальные перспективные объекты пяти типов: антиклинальные поднятия, приразломные структуры, структурно-стратиграфические ловушки, а также верхнефранские рифовые постройки и рифовые постройки дивнопольского типа. Продуктивность первых двух типов локальных объектов доказана и хорошо изучена в пределах Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского свода и на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении, продуктивность верхнефранских рифов - на Рыбкинской площади. Рифовые постройки дивнопольского типа и структурно-стратиграфические ловушки в пределах региона и сопредельных с ним зон бурением не вскрыты. Эти объекты являются новым для юга Оренбургской области направлением работ на нефть и газ.

В регионе установлена продуктивность отложений башкирского яруса среднего карбона. Ярус сложен серыми и светло-серыми кавернозно-пористыми известняками. Региональной покрышкой служат отложения верейского горизонта московского яруса, представленные терригенными и терригенно-карбонатными фациями. За пределами развития этих фаций верейского горизонта залежи УВ в отложениях башкирского яруса не обнаружены [4]. В пределах восточной части Соль-Илецкого свода и сопряженных с ней районов Предуральского прогиба фациальных различий или особенностей условий залегания отложений башкирского яруса не выявлено. Структурный план кровли башкирского яруса в целом соответствует таковому отложений девона. Антиклинальным структурам по отложениям девона (Нагумановская, Веселая и Вершиновская) соответствуют структуры и по кровле башкирского яруса. На Нагумановской площади отложения яруса представлены белыми оолитовыми, органогенно-детритовыми известняками. При опробовании отложений башкирского яруса в скв. 1 Нагумановская получен приток нефти дебитом 122,8 м³/сут на 5-мм штуцере.

Структурный план кровли каменноугольных отложений прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы определяется прежде всего седиментационными и эрозионными процессами. Основные морфологические формы - бортовой уступ и крупные карбонатные массивы типа Карачаганакского. От того, какой процесс признать доминирующим, будет зависеть геологическая модель северо-востока Прикаспийской синеклизы. В случае ведущей роли седиментационного процесса в формировании морфологии каменноугольных (и нижнепермских) отложений прибортовой зоны ее геологическая модель может строиться на концепциях, предложенных И.А. Шпильманом (1990). Согласно его представлениям, в пределах северо-восточной части Прикаспийской синеклизы на приподнятом Кобландинском тектоническом блоке фундамента развиты крупные карбонатные палеоархипелаги. Карачаганакская тектоноседиментационная постройка является одним из фрагментов этой карбонатной системы.

В случае допущения большой роли в формировании подсолевого рельефа эрозионных процессов за основу построения геологической модели южной части региона может быть принята одна из концепций строения северо-западной части Прикаспийской синеклизы (Никитин Ю.И., Малышев А.В., 1991), в основе которой лежит представление о наличии в прибортовых зонах Прикаспийской синеклизы предпермского перерыва в осадконакоплении и широкого развития эрозионных процессов. Следствием последних явились частичный размыв бортового уступа Прикаспийской синеклизы и формирование в ее внутренней прибортовой зоне поднятий-останцов и локальных абразионно-аккумулятивных структур. Часть из них в раннепермское время была перекрыта глубоководными осадками. На отдельных поднятиях возобновилось рифообразование (Карачаганак). Учитывая, что в пределах зоны бурится параметрическая скв. 1 Южно-Линевская, нет необходимости принимать окончательное решение о принципиальной геологической модели северо-восточной части Прикаспийской синеклизы.

В пределах прибортовых зон Прикаспийской синеклизы мощность и фациальный состав каменноугольных отложений резко дифференцированы. Во внутренней прибортовой зоне этот стратиграфический интервал включает маломощные отложения депрессионных фаций. В скв. 1 Каинсайская и 1 Буранная на отложениях девона со стратиграфическим несогласием залегает пачка пород раннепермско-позднекаменноугольного возраста. Мощность пачки - 15 и 18 м соответственно. Пачка сложена буровато-серыми, плотными, крепкими, органогенно-обломочными известняками. Характерны плохая отсортированность и разная степень окатанности обломков.

К северу и западу от скв. 1 Каинсайская описываемый стратиграфический интервал по данным сейсморазведки МОГТ охватывает крупные, морфологически хорошо выраженные карбонатные массивы (Линевская карбонатная гряда, Северо-Линевская, Участкинская и Мало-Каинсайская структуры) и бортовой уступ Прикаспийской синеклизы. На Песчаной площади вскрыты каменноугольные отложения бортового уступа мощностью 549 м в скв. 16 Песчаная и 705 м в скв. 17 Песчаная турнейского, серпуховского, визейского, башкирского и московского ярусов. В разрезе преобладают плотные, крепкие и кавернозно-пористые светло-серые и серые известняки. Можно прогнозировать такой же состав и карбонатных массивов, выделенных во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы. Башкирские слои на Песчаной площади представлены светло-серыми органогенно-обломочными, горизонтально-трещиноватыми известняками. При их опробовании в скв. 17 Песчаная испытателем пластов получен приток газа дебитом 32 тыс.м³/сут.

Перспективы нефтегазоносности каменноугольных пород связаны с объектами двух типов - отложениями башкирского яруса Соль-Илецкого свода и сопряженных с ним участков Предуральского прогиба (антиклинальные и приразломные структуры) и крупными карбонатными массивами внутренней прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы. Последние являются новым направлением поисковых работ на нефть и газ. В случае подтверждения бурением прогнозируемых карбонатных массивов приуроченные к ним геологические запасы УВ будут соизмеримыми с запасами Карачаганакского месторождения.

Условия залегания нижнепермских подсолевых пластов в пределах прибортовых зон Прикаспийской синеклизы в целом аналогичны таковым каменноугольных отложений. Депрессионные фации характеризуются разрезом скв. 1 Каинсайская и 1 Буранная. Отложения артинского яруса в скв. 1 Каинсайская мощностью 37 м со значительным стратиграфическим несогласием залегают на породах пачки позднекаменноугольно-раннепермского возраста. Отложения яруса представлены серыми, буровато-серыми, тонко-, мелкозернистыми доломитами, иногда псевдообломочными за счет неравномерной перекристаллизации, с единичными включениями обломков криноидей и кораллов. В разрезе скв. 1 Буранная в артинском ярусе мощностью 74 м кроме карбонатов выделены и аргиллиты. Мощность нижнепермских осадков в Предуральском прогибе составляет первые десятки метров. Они также представлены депрессионными фациями - темно- и буровато-серыми известняками с прослоями доломитов, мергелей и аргиллитов.

В пределах бортового уступа Прикаспийской синеклизы разрез нижнепермских карбонатов принципиально отличается от разрезов, вскрытых скв. 1 Каинсайская и 1 Буранная. Скв. 16 и 17 Песчаные вскрыли отложения ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми суммарной мощностью 622 и 570 м соответственно. Отложения представлены в основном известняками двух разностей - известняками темно-серого цвета, тонко- и мелкозернистыми, плотными, крепкими, трещиноватыми и известняками светло-серыми, массивными, органогенно-обломочными, кавернозными, слабо трещиноватыми.

На Нагумановской площади нижнепермский карбонатный бортовой уступ сложен массивными биогермными, органогенно-детритовыми и плотными глинистыми известняками ассельского, сакмарского и артинского ярусов. Высота уступа в палеоплане достигает 850 м. На Нагумановской площади наибольшие значения мощности интервала разреза от кровли карбонатной пачки артинского яруса (сейсмический репер Акп) до кровли отложений башкирского яруса (сейсмический репер Б) отмечены в пределах бортового уступа - более 850 м. К западу от него на расстоянии 8-10 км мощность интервала уменьшается до 700 м. Вдоль бортового уступа мощность интервала также непостоянна: ее перепады превышают 100 м. Такое распределение мощностей приводит к формированию в зоне бортового уступа Предуральского прогиба по кровле карбонатной пачки артинского яруса структурно-седиментационных ловушек. Ловушки этого типа прогнозируются и в бортовом уступе Прикаспийской синеклизы.

По данным сейсморазведки МОГТ в пределах внутренней прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы выявлено несколько волновых аномалий, близких по типу к волновой аномалии, соответствующей Карачаганакской карбонатной постройке. Все волновые аномалии нуждаются в дальнейшем изучении сейсморазведкой МОГТ и бурением.

Перспективы нефтегазоносно-сти нижнепермских карбонатных отложений связаны с объектами трех типов - антиклинальными структурами Соль-Илецкого сводового поднятия, структурно-седиментационными ловушками бортовых уступов Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба и крупными карбонатными массивами внутренней прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы. Последние являются новым направлением поисковых работ на нефть и газ в регионе.

Главной целью поисково-разведочных работ в регионе является расширение сырьевой базы Оренбургского нефтегазохимического комплекса за счет ускоренного геологического изучения юга Оренбургской области, открытия и введения в эксплуатацию новых месторождений УВ. В прибортовых зонах Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба эту задачу решают пять направлений работ на нефть и газ. Эти направления проранжированы на основе трех макропоказателей: величина и качество прогнозных ресурсов УВ, эффективность освоения и эксплуатации выявленных месторождений и геолого-геофизическая изученность локальных перспективных объектов. Приведем эти направления в порядке их значимости.

1. Крупные карбонатные массивы карачаганакского типа внутренней прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы.
2. Перспективные объекты бортовых уступов Прикаспийской синеклизы (рифовые постройки дивнопольского типа, антиклинальные и приразломные структуры в девонских отложениях, антиклинальные и приразломные ловушки башкирского яруса, структурно-седиментационные ловушки в нижнепермских карбонатах) и Предуральского прогиба (крупные сквозные структуры по девонским и башкирским отложениям, а также структурно-седиментационные и приразломные ловушки в нижнепермских карбонатах).
3. Крупные антиклинальные структуры по каменноугольным отложениям Предуральского прогиба.
4. Перспективные объекты центральной части Соль-Илецкого свода (структурно-стратиграфические ловушки в девонских отложениях, антиклинальные и приразломные структуры в каменноугольных и нижнепермских породах).
5. Крупные антиклинальные и приразломные структуры по девонским отложениям во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы.

Первое направление работ на нефть и газ решает главную стратегическую задачу - обеспечение запасами УВ Оренбургского нефтегазохимического комплекса. Успех работ по этому направлению зависит, прежде всего, от объемов и оптимального соотношения региональных, поисковых и детальных геофизических работ и бурения. Второе направление работ на нефть и газ является хорошо подготовленным и оценено как гарантированно рентабельное. Однако задачу обеспечения запасами УВ Оренбургского нефтегазохимического комплекса оно в полной мере не решает.

Перспективы других направлений работ нуждаются в дополнительном обосновании сейсморазведкой МОГТ, параметрическим бурением и технико-экономическими расчетами.

1. Денцкевич И.А., Лукиных Э.Н., Хоментовская О.А. Перспективы поисков неантиклинальных ловушек в девонских отложениях Соль-Илецкого свода // Геология нефти и газа. - 1998. - № 9.
2. Зональный прогноз нефтегазоносности девонского (эмско-нижнефранского) комплекса юга Оренбургской области / Б.А. Соловьев, Н.Г. Подкорытов, С.П. Левшунова и др. // Геология нефти и газа. - 1998. - № 5.
3. Карнаухов С.М., Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г. Перспективы нефтегазоносности верхнефранских отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. - 1996. - № 8.
4. Перспективы поисков залежей нефти и газа в карбонатных отложениях башкирского яруса Оренбургской области / Г.В. Леонов, Е.И. Короткова, Н.А. Шарова и др. // Геология нефти и газа. - 1995. - № 1.
5. Стратиграфическое расчленение и литолого-фациальные особенности отложений девона в разрезе параметрической скважины 1 Нагумановской площади (Оренбургская область) / С.П. Макарова, Т.Н. Маркова, Н.С. Овнатанова и др. // Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области: Науч. тр. компаний ОНАКО и "ОренбургНИПИнефть". - 1998. - Вып. 1. -С. 62-65.

The article deals with occurrence conditions, substantial composition and promising local targets of Devonian, Carboniferous and Lower Permian formations of flange zone of Pre-Caspian syneclise and Ural foredeep. Five trends for oil and gas exploration are distinguished and ranked.

1 - месторождения УВ; 2 - прогнозируемые структуры, структурно-стратиграфические ловушки, органогенные постройки; 3 - положение оси Линевско-Изобильненского синклинального прогиба; 4 - флексуры; 5 - разломы; 6 - выступы отложений ордовика; 7 - линии начала крутых склонов раннепермского (а) и каменноугольного (б) возраста; 8 - линии перехода карбонатных отложений бортовых уступов раннепермского (а) и каменноугольного (б) возраста в их депрессионные аналоги; 9 - скважина