Геологическое строение, тектоника и нефтегазоносные комплексы Прикаспийской впадины

На Тенгизе верхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме.

На Астраханском своде приток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонских отложений в скв. 2 Володарской.

Нижневизейский терригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины на нескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35 эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское и др.), на северном обрамлении - Зап. Степновское, Росташинское, Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).

В Оренбургской области с продуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплекса связано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строение и нефтегазоносность ... 1997г.).

На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м³/сут., и Жанатан, на которой дебит нефти составил 8,0м³/сут. Незначительные притоки нефти и газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где в процессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70м³/сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносных горизонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а из интервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена на площади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м³/сут., а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.

Верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный комплекс (C₁V₂-C₂b₁) содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское (Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс является преимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержанием конденсата.

В зоне бортового уступа на северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирского подъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытании скв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил 54,2м³/сут., газа 3,8тыс. м³/сут. При пробной эксплуатации на 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м³/сут, газа 2,2тыс. м³/сут. На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газа при 4мм шайбе составил 12,7тыс.м³/сут.

На северном и западном обрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторождений Нижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях - на Оренбургском месторождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском, Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др. месторождениях.

На Карачаганакской рифовой постройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасы углеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м. Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа в скв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м³/сут, конденсата 754,4м³/сут на 14мм штуцере.

На юге и востоке впадины комплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров, таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол.

Опробование продуктивных отложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностью характеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважины с величиной начального дебита от 400 до 500м³/сут и выше. Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколько ниже - от 200 до 400м³/сут.

Следует отметить, что, наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами 15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемких коллекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенного в основном породами рифового генезиса.

Промышленная нефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале 4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где получен приток нефти дебитом 140м³/сут на 6мм штуцере.

На Тажигалинской площади (Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирского возраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был получен интенсивный приток нефти и газа.

Через отводы скважина фонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газа достигал 600тыс. м³/сут, нефти 50-70т/сут.

На востоке Прикаспийской впадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфа открыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от 3,95м³/сут до 261м³/сут, газа от 21,0тыс.м³/сут до 219тыс.м³/сут. Прямые признаки нефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын, Башенколь.

Астраханское серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных, характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем 300-400тыс. м³/сут, достигающими иногда 731тыс. м³/сут (скв. 42).'Дебиты конденсата 73,4-139,1м³/сут (скв. 31 и 17).

Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C₂b₂-C₂m₁vr) продуктивен на северо-западном обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское, Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским отложениям приурочена мелкая залежь газа.

На северо-востоке и востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона, составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).

Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m₁k-P₁ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей каменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м³/сут, конденсата 318м³/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основные запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,Омлн. м^З/сут и более. Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м³/сут. С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области (прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское, Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м³/сут, конденсата - 207т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки нефти - 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550г/м³.

На отдельных площадях продуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская, Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пласты доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей - пластовый, сводовый. Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также над основной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения.

На Карасальской моноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен приток нефти, газа и воды с дебитами соответственно 178м³/сут; 18,82тыс.м³/сут; 268м³/сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальной рифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.

На востоке продуктивная часть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно с продуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуется меньшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского, Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связана промышленная нефтегазоносность этой толщи.

На Жанажольском газоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка - 90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м³/сут, конденсата 162м³/сут, нефти - 154м³/сут.

На Синельниковском нефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы, сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5м³/сут до 47м³/сут. Этаж нефтеносности составляет 80м.

На месторождении Алибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке - 1857м, газонасыщенная мощность 204м, толщина нефтяной оторочки 82м. Дебиты газа достигали 94тыс. м³/сут, нефти до 12м³/сут, через 5мм штуцер.

Урихтау - нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной части месторождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69м. Дебиты газа составляют 103-224тыс. м³/сут, конденсата 58-95м³/сут, нефти - 40-111м³/сут.

На Тортайском месторождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892м (кровля московско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.

В терригенных нижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе, Восточный Акжар.

На месторождении Кенкияк установлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебиты притоков из артинских отложений составили: нефти - 139м³/сут, газа 51тыс. м³/сут (скв. Г-104,

интервал 4061-4083м). Приток нефти дебитом 112м³/сут был получен из сакмарских отложений.

Линзовидные залежи нефти, мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляют собой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из нижележащих карбонатных отложений.

Каратюбе-Акжарская зона нефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивным горизонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), на нефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен в скв. 5 Вост. Акжар - 749-1200м³/сут в интервале 5049-5075м, что обусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойств терригенных пород.

На юге впадины на площади Сазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефти дебитом 28м³/сут и газа 47тыс. м³/сут на 3мм штуцере из терригенных ассельских отложений.

В заключение необходимо отметить, что по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях регионально нефтегазоносный карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней Перми занимает второе после основного, визейско-башкирского комплекса, место.

Анализ свойств нефтей, газов и конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их состава и распространения в плане и разрезе.

Нефти подсолевых отложений Прикаспийской впадины независимо от | стратиграфической приуроченности характеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновому типу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесей нефть в терригенных

подсолевых отложениях - бессернистая, в карбонатных комплексах - в той или иной степени сернистая. В восточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826г/см³) нефти с высоким содержанием бензинов (35%) и

нафтено-ароматических УВ в отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол и асфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средние и тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительным количеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим - ароматических УВ (до 12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.

Нефти в карбонатных отложениях нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадины характеризуются плотностью от 0,817 до 0,981г/см³ (от легких до тяжелых), от малосернистых до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых до парафинистых (0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%).

Самые легкие" нефти (0,808г/см³) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Они характеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов (20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержание серы колеблется от 0,22 до 0,65%.

На Карачаганакском НГКМ конденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакского месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах присутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводорода сравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и в незначительных количествах азот (0,7%).

На Оренбургском НГКМ газ основной залежи имеет плотность 0,533-0,903г/см³ (от легкого до тяжелого), метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от 1,45% на западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота (0,15-8,8%). По групповому углеводородному составу конденсат метанонафтенового состава, содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7% и метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см³, сернистая (0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востоке впадины нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые.

Для нефтей, связанных с природными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерное изменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и по разрезу.

Большинство углеводородных залежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Они содержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ, т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным фактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти. Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см³, на Карачаганакском она изменяется от 0,791г/см³ в верхней части залежи (на глубине 4км) до 0,825г/см³ в ее низах (на глубине 5км). На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет 0,710-0,750г/см³. Таким образом, намечается закономерное утяжеление конденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском и Жанажольском месторождениях составляет 420-500г/м³, а на Карачаганакском изменяется от 450г/м³ в породах нижней перми до 1000г/м³ в отложениях карбона.

Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (H₂S до 6%), в юго-восточных - до 24% (H₂S - 20%) и на юго-западе - до 50% (H₂S свыше 23%).

На Тенгизе нефти легкие (0,800-0,817г/см³), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуется низким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с очень небольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установлены также на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность ее здесь несколько выше (0,848-0,849г/см³), содержание бензинов 13-31%, серы - иногда достигает 1%.

На северном борту нефть месторождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см³, малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).

Нефть Карачаганакского месторождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836г/см³), сернистая (1,34%), парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%).

Газ на месторождениях Лободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортового уступа, метанового состава, легкий (0,587г/см³) с содержанием H₂S (0,09-0,12%), СО₂ - 5%.

На Астраханском серогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановый состав (H₂S - 22,7-26,9; СО₂ - 11,0-26,8%). Содержание стабильного конденсата в газе 550-570г/м³, конденсат тяжелый до 0,818г/см³, выход светлых фракций (до 300 °С) - 73%.

Нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, от легких до тяжелых (0,814-0,891г/см³), малосернистые (0,18-0,60%), от мало- до высокопарафинистых (1,20-10,92%), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%). На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см³), сернистые (0,80-0,97%), парафинистые - 2,13%, малосмолистые 5,10%. На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые (0,2-0,5), мало - и сред - несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистых и асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.

Нефти девонских залежей изучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевской депрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востоке впадины.

Нефти девонских залежей характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см³) с высоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые (0,32-4,18%).

Конденсаты Зайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см³), маслянистые, маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенных минеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составу метановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержанием конденсата до 993г/м³. На Чинаревском газоконденсатном месторождении пластовый газ по составу метановый с

отсутствием кислых компонентов.

На юго-востоке впадины нефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя (0,780-0,820г/см³), содержание серы меняется от 0,45 до 1%, характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) и большим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты (3,7%).

Анализ распределения основных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяет сделать следующие выводы:

Верхневизейско-нижнебашкирский рифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкам барьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам (Жанажол - толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породы рифового генезиса.

Рифовый комплекс среднего-верхнего карбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимает второе, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородов приурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений, таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.

Залегающие на больших глубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона и нижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородов по всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, по сравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовых ловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурах уплотнения.

Заключение

Таким образом, проведенный анализ показывает, что существенную роль в формировании современной структуры подсолевых отложений Прикаспийской впадины, наряду с тектоническими процессами, играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием в ее бортовых частях и формированием мощных терригенных толщ, обусловленных системой широко развитых авандельт, образующих конусы выноса аллювиально-дельтового материала.

К началу кунгурского века на северо-западе и юго-востоке окончательно сформировались аккумулятивные карбонатные и карбонатно-терригенные борта Прикаспийской впадины, при этом на отдельных участках ее внутренних районов существовали благоприятные условия для формирования мелководных карбонатных "платформ" атоллово-островного типа и высокоамплитудных бассейновых построек типа пиннаклов и атоллов.

В кунгурское время в связи с затрудненной связью Прикаспийского глубоководного бассейна с Мировым океаном произошло быстрое выпадение солей и полная компенсация его галогенными осадками. Таким образом, завершился длительный позднепалеозойский (среднедевонско-раннепермский) этап некомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины.

Литература

1. Аксенов А.А., Новиков А.А. и др. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья. /Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./

2. Альжанов А.А., Чепелюгин А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределах северного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с. 10-16. /

3. Буленбаев З.Е., Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносности в восточной части Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./

4. Курманов С. К., Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти и газа в Прикаспийской впадине, 1991г.

5. Макарова С.П., Чернова Н.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов на основе оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизических материалов на территории «Нижневолжскгеология», Саратов, 1992.

6. Федорова М. Д. Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсолевых отложений северо-западной части Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВНИГНИ.

Авторы отчета:

Геологическое строение Прикаспийской впадины, 1998г.

Чепелюгин А.Б. и Шереметьева Г.А.