Слабее в рельефе фундамента выражены прогибы, ограничивающие Астраханско-Актюбинскую систему выступов с юга и юго-востока. Очевидно, это обусловлено тем, что на территории впадины располагается сейсмическим горизонтам "Ф" и "П1", характеризующими региональную структуру Прикаспийской впадины и ее обрамлений, в работе содержится серия геологических документов, включающая геологические и сейсмические профильные разрезы различных частей впадины, крупномасштабные детальные карты отдельных, наиболее интересных его участков; карты, отражающие палеогеографические и палеотектонические обстановки седиментации; документы, характеризующие строение уникальных и типичных месторождений нефти и газа и др. Все это дает возможность получить представление не только о региональной, но и детальной геологии Прикаспийской впадины и более полно осветить строение основных тектонических, тектоно-седиментационных и седиментационных образований, а также показать их соотношение в плане.
В настоящем разделе с достаточной степенью детальности рассмотрена характеристика основных тектонических и тектоно-седиментационных элементов осадочного чехла Прикаспийской впадины и ее ближайшего обрамления.
Характерной чертой строения Северо-Западной части прикаспийской впадины является существование, по крайней мере, четырех разновозрастных рифовых систем, которые играли большую роль в формировании структуры осадочного чехла бортовой зоны Прикаспийской впадины (Грачевский, Берлин, Чепелюгин и др. 1971; Кирюхин, Сапожников, Шлезингер, Яншин, 1980; Чепелюгин, Шереметьева, 1981; Федоров, Кононов, 1981; Джумагалиев, Голов, Кирюхин и др. 1984; Кононов, Никитин, Яцкевич и др. 1986; Габриэлянц, Дикенштейн, Капустин и др. 1991).
Под рифовой системой нами понимается совокупность одновозрастных рифовых построек различных морфогенетических типов. Осью рифовой, системы является барьерный риф, слагающий краевую часть мелководного карбонатного шельфа и являющийся границей разнофациальных зон, (мелководного шельфа и относительно глубоководной, депрессионной, части бассейна). В рифовую систему включаются также "оперяющие" барьер
лагунно-шельфовые малоамплитудные постройки типа биогермов и высокоамплитудные, бассейновые, типа пиннаклов и атоллов.
Крутые бассейновые склоны разновозрастных краевых барьерных рифов образуют карбонатные уступы по поверхностям соответствующих карбонатных комплексов. На северо-западном борту впадины выделяется четыре карбонатных литолого-стратиграфических комплекса, отлагавшихся в трансгрессивные этапы развития территории, по поверхностям которых, с различной степенью детальности, закартированы протяженные зоны рифовых уступов. Это карбонатные комплексы среднего девона (эйфельский), верхнего девона - нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский), нижнего-среднего карбона (верхневизейско-башкирский) и среднего-верхнего карбона - нижней перми (надверейский).
4. Нефтегазоносные комплексы
Литолого-стратиграфические комплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляют самостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренных ранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо их признаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождения нефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны с палеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатном месторождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасов углеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.
Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфических комплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основными нефтепроизводящими среди которых являются глубоководные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые во внутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареал распространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительных масштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.
Глубинный интервал залегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах 1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров и десятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячу метров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов, обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного в нефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложные соотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертой Прикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочного чехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно, оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, так и на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.
В карбонатном комплексе среднего Д е в о н а ) промышленная нефтегазоносность установлена на северном обрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной с рифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского) "биогермного" массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Чинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десяти месторождений, из которых три нефтегазоконденсатные. В скважине-первооткрывательнице зоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565м получен газ с конденсатом. Дебит газа 170тыс. м3/сут., конденсата 221,8т/сут на 9,5мм штуцере. Из интервала 4518-4526м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата, плотностью 0,93г/см3, составило 993 г/см3. В разрезе эйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.Сведения о строении, объектах промышленной разработки месторождений, степени выработки запасов и др. данные о Зайкинском и Росташинском месторождениях приведены в работе "Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области", 1997г.).
Скважиной-открывательницей нефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой при испытании интервала 5647-5680м в живетских отложениях был получен приток нефти и газа дебитами 72,6т/сут и 69,1тыс. м3/сут соответственно. Нефтяная залежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождении затем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256м в эйфельских отложениях составил соответственно 24,2мЗ/сут. и 69тыс. м3/сут.
На Чинаревской площади в скважине 4 - первооткрывательнице газоконденсатного месторождения в рифогенных бийских карбонатах при испытании интервала 5145-5172м дебит газа составил 87,6 тыс. м3/сут, конденсата 36,2 м3/сутки.
На востоке впадины наличие эйфельских карбонатных отложений Установлено на Темирском мегаатолле, но промышленная нефтегазоносность до настоящего времени не выявлена.
Терригенный комплекс среднего-верхнего девона (D2gv-D3f1p-kn) содержит регионально-нефтегазоносные песчано-алевритовые пласты в пашийских (D3-I, D3-II), ардатовских и воробьевских отложениях (D2-III, D2-IV). С ними связан ряд месторождений на северо-западном обрамлении впадины (Зап. Ровненское, Краснокутское, Ташлинское, Долинское, Зайкинское, Росташинское, Разумовское, Вишневское, Зап. Вишневское, Конновское и др.).
Дебиты газа из ардатовско-воробьевских песчаников колеблются от 56 до 280тыс. м3/сут, конденсата от 80м3/сут до 200м3/сут, нефти от 100,24м3/сут до 164,5м3/сут.
На Карачаганакском месторождении живетские отложения участвуют в формировании единой нефтяной залежи с эйфельскими отложениями. Промышленные, но невысокие дебиты установлены из отложений терригенного девона на Долинной площади, где в скв. 101 из интервала 5356-5396м получен газ с конденсатом дебитом 178тыс. м3/сут. Сравнительно небольшой дебит может быть связан с ухудшением коллекторских свойств пород во внутренних прибортовых районах Прикаспийской впадины за счет увеличения глинистости разреза и выклинивания пластов-коллекторов. А скв. 101 Долинная расположена именно во внутренней части Прикаспийской впадины относительно барьерно-рифового уступа эйфельского возраста, трассируемого в южной части Бузулукской депрессии.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (D3f1S-C1t) характеризуется широким ареалом промышленной нефтегазоносности в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях. Впервые промышленный приток нефти дебитом 40м3/сут на 5 мм штуцере из верхнефранских отложений был получен в 1973г. на. Зап. Ровненском поднятии девонско-турнейского барьерного рифа при испытании интервала 4349-4370м. Промышленная продуктивность данково-лебедянских и заволжских отложений фаменского яруса установлена на месторождениях Лимано-Грачевской группы. С 1974г. по настоящее время в пределах бортовых зон и внутренней части Уметовско-Линевской депрессии открыто более 20 месторождений в рифовых ловушках евлано-ливенского.