Освоение Карачаганака привело к обособлению девонского направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины [9, 14], а затем и на Астраханском своде [44, 48, 53]. Поиск бессернистых залежей УВ наряду с поиском месторождений карачаганакского типа является главной стратегической задачей ГРР в программе РАО "Газпром" [48]. В период с 1993г по 2006г на оренбургском участке северного борта Прикаспийской впадины было пробурено 17 скважин глубиной более 5 км на проверку рифовых объектов карачаганакского типа [2, 48, 49, 58]. На лицензионных участках РАО "Газпром" и ООО "Оренбурггазпром" широко использовались новые технологии прямого прогноза УВ: "Анчар", сейсмолокация бокового обзора (СЛБО), электроразведка ДНМЭ, площадная гравиметрия и газогеохимическая съёмка. О вкладе каждой из этих методик ничего конкретного не сообщается. Указывается, что комплекс этих методик использовался в качестве дополнения к паспортам на объекты, подготовленные к поисковому бурению по данным сейсморазведки МОГТ. Судя по весьма критическим отзывам в отношении основного метода – сейсморазведки - можно полагать, что прямой прогноз на промышленные скопления УВ пока не работает, а по материалам бурения "рифовое направление" не подтверждается [48, 49, 58, 60]. Результаты ГРР в Прикаспийской впадине обобщены в работе [48] и по мнению группы специалистов "прогнозы на рифовые объекты по всему периметру Прикаспийской впадины потерпели полный крах". Объекты карачаганакского типа не найдены в связи с недостаточной эффективностью полевых геофизических методов для солянокупольных областей и больших глубин. В первую очередь это относится к основному методу - сейсморазведке. Не подтверждаются бурением не только аномалии сейсмической записи типа "риф", но и подготовленные сейсморазведкой локальные структуры. Аналитические выводы специалистов свидетельствуют о неадекватности модели и геологического строения бортовой зоны Прикаспийской впадины, вследствие недоучёта качественных изменений фильтрационных и ёмкостных свойств горных пород на больших глубинах, влияющих на картину распределения залежей нефти и газа. С. М. Карнаухов (ОАО "Газпром", [49]) указывает на ошибки сейсморазведки по гипсометрии подсолевых горизонтов от 248 м (скв. Каинсайская -1), 690 м (скв. Буранная -1) до 2138 м (скв. Южно-Линёвская -1) и подтверждает, что волновая картина на Южно-Линёвском объекте сформирована толщей перемятых галогенных отложений иреньского возраста, а Линёвская аномалия типа "риф" образована терригенно-карбонатно-галогенными породами того же возраста. Толщина нижнепермских карбонатов в депрессионной фации составила 82 м, вместо 1669 м ожидаемых рифовых известняков. По результатам сейсморазведки 3Д исследователи пришли к выводу, что на изученном участке отсутствуют крупные перспективные структурные формы. Скважины Южно-Линёвская-1 и Каинсайская-2 заложены не в оптимальных условиях, но "не исключается возможность наличия во внутренней прибортовой зоне органогенных построек карачаганакского типа" [49]. Для построения адекватной модели северной бортовой зоны в Южном Оренбуржье необходимо иметь хотя бы один кондиционный профильный сейсмогеологический разрез с полноценными данными по скважинам [48]. Предполагается пробурить поисковую скважину в своде Линёвской структуры и ещё одну скважину на участке резкого уклона борта. Примечательно, что до бурения сейсмические структуры были дополнительно изучены детальными исследованиями методом низкочастотной разведки "Анчар" и газогеохимической съёмки по Каинсайскому, Буранному и Барханному участкам. На Южно-Линёвской структуре аномалии типа "риф" удовлетворительно совпадали с контуром аномалии "Анчар". Бурение начато после получения положительных заключений на проект специалистов ГАНГа и международного эксперта Х.Е. Соколина [49]. Отрицательные результаты бурения при столь мощной проработке проектов связаны с человеческим фактором. Поисковые модели создавались представителями разных геонаук, опираясь только на собственные данные, без составления согласованной модели в мультидисциплинарном режиме. Решение о бурении скважины принималось по данным сейсморазведки 2Д до завершения работ 3Д. Обычно при таком сценарии и возникает взаимная невостребованность в смежных специалистах, что является причиной ошибок при создании интерпретационных моделей в сложных многоцелевых проектах [40, 64, 65]. Непрофильные (для РАО "Газпром") отраслевые стандарты [31-39] при этом могут игнорироваться.
На Астраханском ГКМ были успешно испытаны новые средства сверхглубинной высокоразрешающей электроразведки с МГД-генератором [21]. Сейсморазведка МОГТ-3Д в комплексе с гравиразведкой проводится в настоящее время на площади всего горного отвода АГКМ (2099 км2) по специальной комплексной программе РАО "Газпром" [1-3, 48, 53]). Основной целью разведки является поиск бессернистого газа, залежи которого прогнозируются в отложениях девона. Параметрическим бурением скважины Девонская-2 из терригенных отложений среднего девона получен приток сухого метанового газа без сероводорода. Работы по испытанию скважины Девонская-2 проводила компания "Халибуртон", но из-за сложнейших горно-геологических условий даже такой известной компании не удалось выполнить их качественно для карбонатных пород среднего и нижнего девона. Оценки нефтегазоносности не могут быть признаны достоверными [48]. Аномалия сейсмической записи, трактуемая геофизиками как объект типа "риф", бурением скважины Правобережная-1 не подтвердилась [48]. Установлен принципиально другой тип объекта: субвертикальная система трещиноватых пород (ЗТР-зона тектонического разуплотнения или "газовод" [52] или ЗПТ-зона повышенной трещиноватости [53]), Предложена автоколебательная модель формирования месторождений-гигантов Прикаспийской впадины [43, 44]. Отмечено, что ЗТР уверенно картируется 3Д-сейсморазведкой в "сверхтолстых" продуктивных карбонатных толщах [52]. Специалисты Statoil такие зоны на сейсмопрофилях называют "сейсмическими дымоходами" и связывают их с путями миграции "коровых" углеводородов. Голландская компания dGB (deGroot-BrilEarthSciences) совместно со Statoil разработала коммерческие услуги под названием TheChimneyCube. Они предусматривают использование нейросети для автоматизации выделения "сейсмических дымоходов" до источника с прогнозом заполненных и сухих структур. Нефтегазонакопление в корово-трещинной среде подсолевого комплекса обусловлено не столько силами гравитации, а также воды, сколько внедрением в эту среду и термогеодинамически активную зону "корового волновода" струи углеводородов под значительным давлением с образованием залежи массивного типа в карбонатных коллекторах с этажом нефтегазоносности до 1600 метров в высокоамплитудных ловушках (Тенгиз, Карачаганак). Прорвавшиеся флюиды из зон "корового волновода" взаимодействуют с уже образовавшимися флюидами, в результате чего формируются сложные однофазные и двухфазные флюидальные системы, чуждые тому глубинному интервалу, на котором они обнаружены [43, 44, 52]. Появление автоколебательных моделей миграции УВ в трещиноватой среде верхней коры связано с пробелами классической теории органической нефти и латеральной миграции. Ведущая роль вертикальной миграции УВ по дизъюнктивным нарушениям и стратиграфическим окнам из верхнедевонско-турнейского комплекса в визейско-башкирские и нижнепермские коллектора месторождений Прикаспийской впадины отмечена работе [45]. На уникальных месторождениях Прикаспийской НГП, как на опорных полигонах, разрабатывались аппаратурно-технические средства, методики и программные комплексы для интеграции геофизических материалов грави-магнито-электро-сейсморазведки в наземном и скважинном вариантах и бурения с целью уточнения геологического строения сложнопостроенных объектов, определения их физических параметров и поисковых признаков, прогноза вещественного состава резервуара и флюидонасыщения [15-21], по сути на междисциплинарном уровне. Концентрация сил и средств на локальных объектах Прикаспийской впадины привела к совершенствованию техники и технологий, приборов и систем разведочной геофизики, разработке новых научных направлений в нефтяной геологии с учетом достижений в смежных направлениях наук о Земле. К одному из таких новых научных направлений относится комплексное изучение современной геодинамики осадочных бассейнов на базе нового поискового метода - разведочной геодинамики. Физико-геологические основы этого метода базируются на представлениях о ловушках нефти и газа как динамических системах дискретной геофизической среды [50]. Благодаря научно-техническому прогрессу существующие методы разведочной геофизики выходят на прецизионный уровень измерения параметров геофизических полей при выделении тонких особенностей строения геологического разреза и флюидонасыщения. Это позволяет проводить мониторинг измерений в интересующих точках среды с целью фиксации короткопериодных вариаций во времени естественных и искусственно возбуждаемых геофизических полей для контроля деформационных процессов в среде, прослушивания "голоса залежей" УВ, выявления активных разломов. Так, надежно установленные вариации во времени (или изменчивость во времени) аномалий силы тяжести порядка (2-3)·10-6 м/с2 в год соизмеримы со стационарными локальными аномалиями силы тяжести, которые используются при анализе и интерпретации возможных прямых эффектов от залежей углеводородов. На этом эффекте основан прямой поиск залежей нефти и газа гравиметрическим методом, разработанным в ИГиРГИ. Выявлены весьма высокие значения вариаций во времени параметров геомагнитного поля (до 8-10 нТл), что также требует учета фактора изменчивости во времени геомагнитного поля при прогнозировании геологического разреза. Получены надежные данные по вариациям во времени параметров сейсмического волнового поля за счет влияния современных деформационных процессов в среде. Экспериментальные режимные наблюдения (сейсмическое просвечивание) зарегистрировали на ряде нефтяных месторождений вариации времен пробега сейсмических волн, достигающих 10-20 мс в интервале глубин 1500-2000 м [50, 51]. Эти вариации могут быть источниками ошибок структурных построений сейсморазведки и неоднозначностей локальных моделей, но могут и использоваться для прогноза зон повышенной трещиноватости, тектонических нарушений и других задач ПГР. Подобная концентрация сил и средств для отдельного недропользователя в рамках отдельного лицензионного участка в настоящее время просто недостижима даже при наличии на сервисном рынке самых современных технологий [22].