Верхнефранско-нижневизейский комплекс представляет собой мощную карбонатную толщу, перекрытую глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. Впервые признаки нефтегазоносности комплекса установлена на Астраханском своде в Володарской скв.2. В процессе бурения скважины при забое 5961 м из интервала 5570-5961 м (более точно не установлен) в отложениях верхнего девона получен приток нефти. Плотность нефти 861-876 кг/ м3 (по данным анализов), содержание серы 0,29 % , парафинов 22,7 %, температура застывания 31 0С. В скв. Правобережная 1 были опробованы в процессе бурения верхнедевонские карбонатные отложения в интервале 5458-5608 м, характеризующемся наличием коллекторов с пористостью до 10,5 %. по результатам опробования получен приток газа расчетным дебитом 142 тыс. м3/ сут.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс на Астраханском своде представляет преимущественно органогенными известняками пористыми, пористо-кавернозными, трещинными. Региональной покрышкой служат плотные аргиллиты сакмарско-артинского возраста. Промышленная нефтегазоносность отложений комплекса установлена открытием уникального Астраханского газоконденсатного месторождения, Алексеевского и Табаковского газоконденсатных месторождений. Признаки нефти и газа отмечены также на северной и западной периферии свода на площадях Георгиевская, Харабалинская, Заволжская, Долгожданная, Правобережная и другие.
Данный комплекс характеризуется наличием АВПД в залежах с коэффициентом аномальности до 1,54, невыдержанностью фильтрационно-емкостных свойств по площади и глубине, высоким содержанием кислых компонентов. Так, в продуктивном разрезе Астраханского ГКМ в большинстве изученных разрезов скважин коллекторы обладают пористостью 6-15 %, их проницаемость меняется от 0,01*10-3 мкм2 до 42,2 *10-3 мкм 2. Среднее содержание сероводорода в пластовой смеси составляет 24%, углекислого газа 12,5 %.
Нефтегазоносность отложений кунгурского яруса связывается с пластово-, либо линзообразно залегающими карбонатно-сульфатно-терригенными пропластками. Практический интерес представляет нижняя часть разреза, сложенная сульфатно-карбонатными породами филипповского горизонта. При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Астраханском своде зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления , а в отдельных скважинах получены притоки газа и нефти. Первые нефтепроявления получены в Пионерской скв.1, Воложсковской скв.1, Заволжской скв.3. Прямые признаки нефтегазоносности в виде незначительных межколонных притоков нефти, разгазирования бурового раствора, повышенных показаний по газовому каротажу или пропитанному нефтью керна получены в разведочных скважинах 1,8,14,16,26,32,43, а также в 23-х эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ. При опробовании филипповских отложений максимальный приток газа дебитом 120 тыс.м 3/ сут и нефти дебитом 100 м 3/ сут на 8 мм диафрагме получен из эксплуатационной скважины 313, несколько меньший приток - из скажины 431. Плотность нефти в разных скважинах колеблется от 812 кг/ м3 до 945 кг/м3.Среднее содержание парафина – 9 % , серы - 0,83 %, смол - 9,8%, асфальтенов – 0,3%. Пористость пород –коллекторов по данным акустического каротажа 3-6 %, редко достигает 11%.
В иреньской соленосносной толще межсолевые терригенно- сульфатные прослои и линзы, как правило, заполнены рапой с низкой газонасыщенностью, часто находящейся под аномально высоким пластовым давлением. Тем не менее и в них выявлены признаки нефтегазоносности в различных районах Прикаспийской впадины. Промышленный приток нефти их терригенно-сульфатного пласта в толще соли получен на площади Кенкияк в восточной части впадины. На площадях Каскыртау, Тамдыколь и Буранная каменная соль по трещинам и пустотам содержала жидкую нефть. В теле Индерского соляного купола в шахтах на глубине 300 м по трещинам отмечено поступление жидкой нефти плотностью 847- 858 кг/ м3 , а в скважинах с этой же глубины происходили кратковременные одноразовые выбросы горючего газа. На Астраханском ГКМ небольшие притоки бессернистого газа из терригенно-сульфатных межсолевых прослоев в нижней части толщи получены при равнопроявлениях в эксплуатационных скважинах 86 и 262.
На сводах отдельных соляных куполах установлена нефтегазоносность сульфатно-терригенных отложений кепрока в кровельной части пермской соленосной толщи. По составу газ близок к газу из отложений триаса Чапаевского месторождения. Подток газа в сводовую часть Алексеевского купола, видимо, идет из более погруженной зоны выклинивания отложений нижнего триаса в 3-4 км севернее
Продуктивность надсолевого комплекса установлена открытием большого количества месторождений нефти и газа на всей территории Прикаспийской впадины, особенно в ее южной части. В пределах юго-западной части впадины основные продуктивные горизонты объединяются в кунгурско-триасовый и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы.
В Прикаспийской впадине известно более 25 нефтяных и газовых месторождений, в которых продуктивны отложения триаса и верхней перми. На площади исследований непромышленные притоки газа из верхнепермских отложений получены на Бугринской и Заволжской площадях.
При бурении и испытании эксплуатационной скв. 59 АГКМ из красноцветных песчаников в толще верхней перми в интервале 3693-3758 получен приток нефти дебитом 18 м3/ сут через 4 мм. штуцер. Нефть малосернистая, парафинистая, лёгкая (плотностью 820 кг/м3), без признаков сероводорода.
По техническим причинам не удалось изучить параметры пластов и геометрию залежи. По данным промыслово-геофизических исследований отмечаются высокие коллекторские свойства пород пористость 16-33% и проницаемость 15x10-3 мкм2. По результатам глубокого бурения, в верхнепермской молассоидной пестро цветной толще отмечается ограниченное распространение пород-коллекторов в виде отдельных прослоев и линз песчаников и алевролитов, часто выклинивающихся и фациально замещающихся глинами.
Основным продуктивным горизонтом кунгурско-триасового комплекса на изучаемой площади являются нижнетриасовые отложения, характеризующиеся наибольшей выдержанностью коллекторов и покрышек на значительной территории. Продуктивные пласты представлены пористыми разностями песчаников и алевролитов пористостью от 3 до 23%, проницаемостью до 0,15 мкм2, приуроченных к ветлужской и баскунчакской сериям. залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные, небольшие по размерам и запасам. Покрышкой для залежей служит толща баскунчакских глин.
Промышленные притоки газа получены на Бугринском, Северо-Шаджинском, Шаджинском, Совхозном, Пустынном, Чапаевском месторождениях. В центральной части Астраханского свода газопроявления из триасовых отложений, экранируемых склонами соляных куполов, отмечены в разведочной скважине 12А и эксплуатационной скважине 58.
Юрско-меловые отложения являются основным нефтегазоносным комплексом южнее исследуемой площади на кряже Карпинского. В зоне сочленения Скифско-Туранской и Восточно-европейской платформ залежь нефти в юрских песчаниках открыта на Бешкульском месторождении. Нефтепроявления из юрско-меловых пород в виде притоков пластовой воды с нефтью получены на Разночиновской и Тинакской площадях.
Непосредственно на исследуемой площади в северо-восточной части Сарпинского прогиба в отложениях комплекса открыто Верблюжье нефтяное месторождение.
Газоносность меловых отложений установлена также на Халганском куполе, где в альбских песчаниах открыты две небольшие газовые залежи.
Породы-коллекторы юрско-мелового нефтегазоносного комплекса представлены в основном песчаниками и алевролитами. Открытая пористость пород достигает 30-35%, проницаемость-до 1,3 мкм2. Покрышками для залежей являются хорошо выдержанные по площади глинистые толщи верхней части байосского яруса средней юры и верхней части альбского яруса нижнего мела.
Верхнемеловые отложения сложены, в основном, карбонатными породами, отличаются малой проницаемостью этих отложений.
В толще кайнозойского возраста также установлены отдельные признаки нефтегазоносности. Так, нефтепроявления в виде притоков пластовой воды с плёнками нефти и нефтенасыщенности кернового материала из палеогеновых отложений зафиксированы на Чапаевском соляном куполе. Ряд газопроявлений получен при бурении и испытании отложений неогенового возраста: на Полевой площади, на Кирикилинском поднятии. Небольшие притоки газа из апшеронских песков отмечались на Азаусском и Красноярском соляных куполах. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, алевролиты и пески, перекрытые многочисленными пачками глин.
В центральной части Сарпинского прогиба две небольшие залежи в палеогеновых отложениях выявлены на Царынской площади (дебит газа в скв. №3 составил 42,8 тыс. м3/сут. Через штуцер диаметром 13,4 мм. Нижняя залежь приурочена к пачке переслаивания песчаников, алевролитов и глин палеоценового возраста с абсолютными отметками залегания от минус 539 м до минус 567,6 м. Дебит газа достигал 71,4 тыс. м3/сут. через 10 мм штуцер скв. №3.)
Таким образом, общие особенности геологического строения юго-западной части Прикаспийской впадины заключаются в следующем. Исследуемая территория длительное время являлась областью устойчивого прогибания, компенсированного накоплением мощных осадочных толщ. Сульфатно-галогенные образования кунгурского яруса нижней перми, осложнённые активными проявлениями соляного тектогенеза, разделяет осадочный чехол на два комплекса: подсолевой и солянокупольный.