Перспективы развития поисковоразведочных работ на южном погружении Бузулукской впадины в Оренбургской области

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ЮЖНОМ ПОГРУЖЕНИИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ В ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ

А.А.Голов, В.А.Мохнаткин

Южное погружение Бузулук-ской впадины представляет собой зону сочленения Бузулукской впадины и Прикаспийской синеклизы и относится к высокоперспективным районам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [1].

Дальнейшие успешные поиски УВ, определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ в регионе базируются на результатах предшествовавших работ по геологии и перспективам нефте-газоносности большого коллектива геологов, благодаря работам которых достигнут значительный прогресс в геолого-геофизической изученности и развитии научных представлений по глубинному строению и нефтегазоносности рассматриваемого района [2]. Обобщение новых геолого-геофизических материалов за 2001-2003 гг. по этой территории было проведено во ВНИГНИ. Это позволило наметить основные направления геолого-разведочных работ и выделить локальные и перспективные объекты на южном погружении Бузулукской впадины.

На южном погружении Бузу-лукской впадины открыто более 30 месторождений УВ, большинство из которых многозалежные, преимущественно нефтяные, реже газовые и газоконденсатные (рисунок). Большинство месторождений мелкие, но есть высокопродуктивные и средние по запасам (Гаршинское, Зайкинское, Росташинское). Тип

месторождения определяется его структурным положением и ловушками, содержащими УВ. В формировании тектонических ловушек главную роль играют активные тектонические процессы, способствующие появлению разрывов, смещений, коробления и складкообразования в земной коре. Образование атектонических ловушек связано с процессами седиментации и эрозии при более пассивной роли тектоники. В связи с тектоническими процессами широкое развитие получили два типа ловушек: пликативные антиклинальные и структурно-дизъюнктивные (приразломные). Среди последних выделено несколько подтипов, из которых наиболее распространены односторонне-при-разломные и сопряженные с грабе-нообразными прогибами.

Класс седиментационных структур отличается большим разнообразием. Для него характерно широкое развитие органогенных построек (рифы, биогермы) и структур их об-лекания — эрозионных и эрозион-но-тектонических, связанных с выступами фундамента, неантиклинальных ловушек, литологически или стратиграфически экранированных.

Месторождение нередко содержит ловушки разного типа, тогда его типизация проводится по главному преобладающему признаку, определяющему процесс их формирования. Рассмотрим строение основных типов месторождений юга

Бузулукской впадины и их площадное распространение.

Одной из особенностей строения юга Бузулукской впадины является интенсивная расчлененность фундамента и покрывающей его тер-ригенно-карбонатной толщи девона на множество структурных ступеней, блоков, ограниченных разрывными нарушениями. Здесь основной тип нефтегазоносных структур связан со структурно-дизъюнктивным (прираз-ломным) типом ловушек.

В формировании рельефа фундамента и нижних структурных этажей осадочного чехла основную роль играют широтные разломы, по которым происходило взаимное перемещение ступеней-блоков. Ступенчато-блоковое строение наиболее четко выражено в Камелик-Ча-ганской структурной зоне, юго-западной части Бузулукской впадины. Основные нефтегазоносные ловушки, образующие многозалежные месторождения — Зайкинское, Росташинское, Давыдовское, Конно-вское, Вишневское, — приурочены к южным возвышающимся краям ступеней-блоков. Менее многочисленны ловушки, сформированные в пределах северных вздернутых кромок блоков (Гаршинское, Зо-ринское, Соболевское, Пролетарское месторождения). Приразломные структуры отличаются большим разнообразием форм и размеров и, как правило, ориентированы вдоль разломов.

СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР ЮЖНОГО ПОГРУЖЕНИЯ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Месторождения: 1 - нефтяные, 2- нефтегазоконденсатные, 3 - газоконденсатные (1 - Лобановское, 2- Грачевское, 3- Гар-шинское, 4 - Крутоярское, 5 - Западно-Швейцарское, 6 - Швейцарское, 7 - Сахаровское, 8 - Свердловское, 9 - Любимов-ское, 10 - Конновское, 11 - Росташинское, 12 - Давыдовское, 13 -Пролетарское, 14 - Зоринское, 15 - Зайкинское, 16 -Восточно-Зайкинское, 17 - Устряловское, 18 - Вишневское, 19 - Мирошкинское, 20 -Долинное, 21 - Чинаревское, 22 -Речное, 23 - Песчановское, 24 - Студеновское, 25 - Загорское, 26 - Лебяжинское, 27 - Западно-Землянское, 28 - Лапас-ское, 29 - Рыбкинское, 30 -Тепловское, 31 -Уральское, 32 -Бородинское, 33 -Широкодольское); структуры: 4 -выведенные из бурения с отрицательными результатами, 5 -подготовленные, 6 - выявленные; границы: 7 - тектонических элементов, 8 - административные; структуры, рекомендуемые к проведению поисково-разведочных работ (цифры в кружках): 1 - Зло-бинская, 2 - Западно-Березовская, 3 - Свердловская, 4 - Шадринская, 5 - Малоремизинская, 6 - Новокиндельская, 7 - Фи-липповская, 8-Южно-Жоховская, 9-Таловая, 10-Восточно-Таловая, 11 -Северо-Долинная, 12-Елтышевская, 13-Слад-ковско-Заречная, 14 - Южно-Сладковская

Наиболее типичное и хорошо изученное месторождение, связанное с приразломным поднятием, — Зайкинское, расположенное в центральной части Камелик-Чаганской зоны. Его строение рассматривалось многими исследователями. По А.С.Пантелееву и др. (1997), поднятие размером 16х6 км имеет форму антиклинали, вытянутой вдоль Зай-кинского разлома. Месторождение многозалежное, с продуктивными пластами терригенной толщи девона Д|||, Ду-1, Д|у-2, Ду-1, Ду-2. Ловушки всех продуктивных пластов экранируются с юга плоскостью разло-

ма, который выполняет роль южного крыла. Амплитуда смещения пластов терригенного девона достигает по разлому 350 м. Наиболее высокое гипсометрическое положение в среднем и верхнем девоне занимает южная приразломная часть структуры. Северное крыло и периклинали полого погружаются относительно свода на 70-80 м. Аналогичное строение имеют ловушки Росташинского, Давыдовского, Конновского месторождений.

Несколько отличны от рассмотренных выше поднятий приразлом-ные структуры Акъярско-Лебяжин-

ской зоны, расположенной в восточной части района (см. рисунок). Они сформированы вдоль северных краев блоков. Здесь выявлено три крупных протяженных разлома: Акъярский, Лебяжинский и Землян-ский, вдоль которых формировались узкие гребневидные складки, где выявлен ряд месторождений нефти (Загорское, Лебяжинское, Иса-ковское, Землянское, Лапасское). Превышение вздернутых частей южных блоков над опущенными северными колеблется от 20 до 200 м.

Типичным примером месторождений этой зоны служит Загорское.

Оно содержит ряд залежей преимущественно в отложениях терриген-ного девона (пласты Д1, Д!У, Ду-1, Ду-2). Залежи сконцентрированы в пределах замкнутой ловушки, сформированной приразломным краем приподнятого Акъярского блока и Акъярским разломом, образовавшим с севера экран. Амплитуда смещения северного опущенного блока достигает 58 м. Разлом затухает в среднефранских отложениях. Загорская погребенная складка сформировалась в предфамен-ское время и в более молодых отложениях не фиксируется. Основная залежь пласта Д1 Загорского поднятия имеет размеры 12,5х1,7 км и высоту 35 м. Эта залежь, по наблюдениям В.И.Кузнецова, В.К.Баранова и др. (1998), объединяется с залежью Лебяжинского купола, размеры которого 5х3 км и высота 34 м, единым водонефтяным контактом (3793,2 м).

На нефтяном месторождении Загорское, кроме тектонически экранированных, выявлена и седи-ментационная ловушка, контролирующая нефтяную залежь в карбонатных отложениях среднефран-ского подъяруса (пласты

Особый подтип приразломных ловушек связан с грабенообразны-ми прогибами. Они известны в хорошо изученном Пономаревско-Аля-бьевском прогибе за пределами рассматриваемой территории [3]. На площади южного погружения Бузу-лукской впадины подобного типа структуры наметились в последние годы сейсморазведкой в ее северной части, где выявлены субширотные Матюнинский и Крутоярский разломы, образующие в парагенезе субширотный грабен протяженностью более 20 км. Северные блоки вдоль Крутоярского разлома опущены на глубину от 10-40 до 70-80 м. Структуры, примыкающие к Круто-ярскому разлому с юга по гаршин-скому типу (Крутоярская, Горюн-ная), наиболее перспективны на по-

иски новых залежей, что подтверждает и бурение скв. 70 на Крутояр-ском поднятии, где установлена нефтеносность известняков афонин-ского горизонта (пласт Ду-1). По данным бурения скв.70 Крутоярское поднятие имеет сложную тектоно-седиментационную природу, так как в верхней части афонинского горизонта содержатся биогермные известняки увеличенной мощности. Залежи тектонически экранированного типа могут быть установлены как в пределах самого грабена, где за-картирована приподнятая структурная зона, ограниченная с севера Ма-тюнинским разломом, так и на площади Матюнинского блока, где выявлен ряд тектонических поднятий зайкинского типа, примыкающих к разлому с севера.

Месторождения, расположенные в зоне крупных блоковых поднятий, открыты в последнее время в прибортовой зоне, сопряженной с Прикаспийской синеклизой. Крупная тектоноседиментационная структура, в строении которой принимают участие органогенные известняки бийско-афонинского возраста, установлена на прилегающей с юга к Бузулукской впадине площади Чинаревского выступа (территория Казахстана). Здесь открыто крупное нефтегазоконденсатное Чинаревское месторождение, в котором установлены два этажа продуктивности: нижний (среднедевон-ский) газоконденсатный и верхний (турнейский) газонефтяной. Эта структура приурочена к северному склону Чинаревского выступа фундамента и с юга экранируется по восстанию субширотным тектоническим нарушением. Бийско-афонин-ская ловушка имеет сложную текто-носедиментационную природу и связана с бийскими и афонинскими карбонатными отложениями, а тур-нейская — тектоническую природу.

В карбонатных среднедевон-ских отложениях установлены две залежи — бийская и афонинская.

Высота бийской залежи составляет 100 м, афонинской превышает 200 м. Турнейская залежь — нефтяная с газовой шапкой, ее вероятная высота может составить 185 м.

Разбитость фундамента на мелкие блоки и гряды способствовала развитию специфических месторождений, связанных с эроэионно-тек-тоническими выступами фундамента. К подобным месторождениям относится Вишневское, расположенное на приподнятом тектоническом блоке с сокращенным разрезом терригенного девона. На Вишневском месторождении промышлен-но-продуктивны пласты Дш, Д!У и Ду (ардатовского, воробьевского и афонинского горизонтов). Залежи нефти и газа приурочены к ловушкам комбинированного экранирования. К их формированию причастны как дизъюнктивные нарушения, ограничивающие блок, так и комплекс отложений, облекающих локальный выступ фундамента.

Наличие крупных перерывов в разрезе способствовало образованию специфических структурно-стратиграфических ловушек нефти. Ловушки, экранируемые стратиграфическим несогласием, установлены в кровле башкирских отложений на ряде месторождений Оренбургской области. Такие ловушки известны на многозалежном Гаршин-ском месторождении, включающем 12 продуктивных пластов. Месторождение приурочено к приразлом-ной структуре, ограниченной разломом с севера, наиболее резко выраженной в терригенном девоне. Месторождение находит отражение и в вышележащих отложениях карбона. Площадь Гаршинской структуры составляет 20х5 км, амплитуда по различным поверхностям пластов колеблется от 55 до 95 м. Структура разделяется на западный и восточный купола. На месторождении установлены залежи нефти в карбонатном пласте Ду-2 афонин-ского горизонта и терригенных пла-

стах Ду-з, Д|у, Д| | | -1, Д | | | -2 (афонин-ского, воробьевского и ардатовско-го горизонтов). Кроме того, имеются залежи в отложениях нижнего и среднего карбона.

Месторождение содержит ловушки разного генезиса — наряду с тектонически экранированными, структурно-литологическими есть и ловушки, экранируемые стратиграфическим несогласием. Под верейской покрышкой на восточном куполе залегает продуктивный пласт Ач-2, а на западе в отложениях башкирского яруса Ач-1, который на восточном куполе размыт.

Более широко распространены структурно-литологические типы ловушек. Образование ловушек лито-логического типа связано с литоло-гической изменчивостью внутри тер-ригенных или карбонатных пластов линзовидного строения. Изменения могут быть связаны с фациальными замещениями. В карбонатных породах образованию коллекторов способствуют процессы карстования, рифообразования, приповерхностного выщелачивания и др. Литоло-гически экранированные ловушки встречаются редко, более широко распространены структурно-литоло-гические. На юге Бузулукской впадины структурно-литологические ловушки широко развиты в пластах Д| | | и Д|у (ардатовского и воробьевского горизонтов) Зайкинско-Росташинской группы месторождений.

Среди седиментационных структур на юге Бузулукской впадины широко распространены структуры, образованные органогенными постройками — биогермами, рифами. Они встречаются на различных стратиграфических уровнях — среднего, верхнего девона, карбона, нижней перми. В среднем девоне они часто представлены пластовыми образованиями (биостромами), уплощенными биогермами небольшой мощности. Более крупные биогермы, рифы развиты во франско-фаменских отложениях, мощные

рифовые постройки — в отложениях нижней перми. Постройки, как правило, осложняют тектонические структуры (афонинская на Крутояр-ском поднятии, франская на Загорском поднятии). Пористые и кавернозные известняки органогенных построек являются хорошими коллекторами и содержат залежи УВ (Крутоярское, Загорское месторождения). Образование и распространение франско-фаменских органогенных построек тесно связано с Муханово-Ероховским прогибом, развитым в северной части Бузу-лукской впадины, где в бортовых частях прогиба в структурах обле-кания биогермов открыто большое число залежей нефти. Площадь южного погружения Бузулукской впадины относится к внешней, био-гермно-шельфовой зоне франско-фаменского и турнейского возраста. В этой зоне развиты локальные биогермные тела увеличенной мощности (до 100-300 м) и структуры их облекания. К ним относятся фран-ский биогерм Загорского месторождения на восточном борту Бузу-лукской впадины, а также биогермы на Сидоровском, Лапасском, Рыбкинском месторождениях, содержащих залежи нефти в пластах

Все органогенные постройки средне-позднефранского возраста сформировались в приразломных зонах, где они осложняют структурно-дизъюнктивные ловушки, образованные в терригенной толще девона. Рост органогенных построек был связан с активизацией разломов по границам блоков.

Наиболее крупные рифовые сооружения развиты в надфлексурной части бортовой зоны Прикаспийской впадины. Органогенные известняки, слагающие рифы, обладают хорошими коллекторскими свойствами и содержат залежи УВ в артинских отложениях (Тепловское, Уральское месторождения). Покрышкой для нижнепермских рифов служит соле-носная толща иреньского горизонта.

Таким образом, подавляющее число месторождений юга Бузулук-ской впадины связано со структурами тектонического происхождения.

В результате детального анализа особенностей геологического строения и нефтегазоносности южного погружения Бузулукской впадины на его территории были выделены четыре структурные широтные зоны: Крутоярская, Камелик-Чаган-ская, Рубежинского прогиба и на самом юге — блоковых поднятий.

Выбор перспективных объектов для проведения поисково-разведочных работ осуществлялся на основании большого числа критериев перспектив нефтегазоносно-сти локальных объектов. В каждой из вышеуказанных зон первоначально анализировалась перспективность зоны в целом, в которой находится выявленное или подготовленное поднятие. Рассматривалось содержание в ней ресурсов и запасов УВ, определялись надежность подготовки поднятия, глубина залегания основных продуктивных горизонтов, площадь и амплитуда объекта, тип ловушки, величина ресурсов категории С3 по сумме УВ. Кроме того, учитывались нахождение структуры на лицензионном участке или же в резервном фонде, коэффициент успешности по каждой зоне, так как он свидетельствует о кондиционности подготовки структуры и ее возможной неф-тегазоносности. Анализ результатов бурения за период с 1989 по 2003 г. показал, что в среднем коэффициент успешности по Оренбургской области равен 0,45. Для южного погружения Бузулукской впадины он несколько выше — 0,5. По отдельным зонам района исследований он изменяется в значительных пределах. Так, в Крутояр-ской зоне коэффициент успешности поисков достаточно высок и достигает 0,76. В Камелик-Чаган-ской зоне на различных участках он имеет разные значения: на Зай-

кинском участке — 0,38; Царевско-Стешановском — 0,4; Акъярско-Ле-бяжинском — 0,78.

В районе Рубежинского прогиба успешность работ, несмотря на большое число достаточно крупных подготовленных поднятий и активное их разбуривание, была относительно низкой. Здесь коэффициент успешности не превышал 0,33. Значительно выше он в бортовых зонах прогиба (0,6). Что касается самой южной зоны краевых поднятий в районе сочленения с Прикаспийской синеклизой, то в Оренбургской области работы в ней в последние годы не велись, однако по данным, полученным в соседней Республике Казахстан, коэффициент успешности здесь составил 0,75.

Глубина залегания основного продуктивного нефтегазоносного комплекса I НГК (терригенно-кар-бонатного комплекса девона) в пределах указанных зон значительно различается. От глубины поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин существенно зависят стоимость буровых работ и рентабельность освоения месторождений. Поэтому определению глубины залегания основных продуктивных горизонтов должно уделяться большое внимание. При выборе перспективных объектов глубина залегания основного продуктивного горизонта (бийско-афонинские отложения) в Крутоярской зоне составляет от 3500 до 4200 м. Однако в этой зоне перспективными отложениями являются и вышележащие ок-ско-башкирские отложения (IV НГК), которые залегают на глубине 2200-2500 м. Их освоение фактически обходится в 2 раза дешевле.

В Камелик-Чаганской зоне продуктивный комплекс I НГК находится на глубине 4000-4500 м. В восточной части этой зоны бийско-афо-нинские отложения залегают несколько выше 3900-4200 м. Глубина погружения этих отложений в Рубе-жинском прогибе составляет

4900-5400 м, а в зоне блоковых поднятий от 4900-5000 м на Чинарев-ском месторождении и до 5600 м на месторождении Карачаганак.

Детальный анализ фонда подготовленных структур по каждой зоне позволяет выделить в них наиболее перспективные объекты для проведения поискового бурения с целью открытия новых месторождений. В пределах Крутоярской зоны рекомендуется подготовить сейсморазведкой к глубокому бурению следующие выявленные структуры: Кре-товскую, Кандауровскую, Матюнин-скую. В качестве первоочередных объектов, где целесообразно проведение буровых работ, являются структуры Западно- и Восточно-Швейцарские (Швейцарский объект), Кзыл-Мечетьская, Западно-Березов-ская на отложения терригенного девона, Злобинская-2 — на башкирские отложения. В Камелик-Чаганской зоне рекомендуется подготовить сейсморазведкой к глубокому бурению Южно-Тамоновскую, Осочную, Южно-Зайкинскую, Липовскую, Но-водавыдовскую, Большедольскую, Крыловскую, Кругловскую, Восточ-но-Лапасскую структуры. Поисковое бурение необходимо провести на Свердловском объекте. Революционную, Южно-Любимовскую, Малоре-мизенскую структуры необходимо исследовать на терригенный девон и башкирский ярус, Новокиндельскую, Филипповскую структуры — на тер-ригенный девон (Д2-Д3кп) и карбонатные отложения верхнего девона и турнейского яруса (Д3-С^).

В пределах Рубежинского прогиба выявлено и подготовлено значительное число крупных по площади, амплитуде и ресурсам структур (Южно-Давыдовская, Верхневер-бовская, Теренсайская, Южно-Чак-байская и др.). Однако с нашей точки зрения в связи с тем, что основной продуктивный комплекс I НГК представлен глубоководными глинисто-карбонатными плотными породами, обладающими, как правило,

плохими коллекторскими свойствами, эти объекты не являются первоочередными, несмотря на то, что по государствееному балансу они имеют значительные ресурсы категории С3. К перспективным подготовленным структурам Рубежинского прогиба отнесены: Сладковско-Заре-ченская, Северо-Долинная, Таловая и Восточно-Таловая, расположенные на южном борту этого прогиба.

Зона блоковых поднятий находится на самом юге Бузулукской впадины, на границе с Республикой Казахстан. В этой зоне были открыты довольно крупные по сумме запасов УВ месторождения: Чинарев-ское и Карачаганакское (Республика Казахстан). К сожалению, в этой сложно построенной блоковой зоне, практически нет подготовленных поднятий кроме Елтышевского. Отмечены нефтепроявления на Восточно-Долинном поднятии. В числе первоочередных объектов выделяется Елтышевский объект, перспективный для поисков УВ в девонском терригенном и верхнедевон-турнейском карбонатном комплексах. Кроме того, целесообразно выполнить детальный анализ сейсмических материалов и данных бурения по Кошинской площади, после чего необходимо провести дополнительные детальные сейсмические исследования с целью подготовки здесь объектов для глубокого бурения. На первом этапе на этом участке после сейсмических работ целесообразно бурение параметрической скважины глубиной 5900 м. Она позволит оценить перспективы нефтегазоносности данной территории и выполнить привязку глубоких сейсмических горизонтов.

Слабая дислоцированность верхнедевон-нижнепермских отложений и небольшие амплитуды локальных поднятий не позволяют пока наметить объекты для поисково-разведочных работ в этой толще. Однако анализ размещения открытых в них залежей УВ пока-

зал, что они находятся, как правило, над крупными структурами нижнегерцинского структурного этажа, т.е. в пределах унаследованных, но малоамплитудных поднятий, которые фактически не выявляются. В связи с этим при бурении на отложения терригенного девонского комплекса рекомендуется попутное опробование отложений вышележащих нефтегазоносных комплексов.

Анализ полученных данных по оценке рентабельности разработки месторождений показывает, что целесообразность освоения ресурсов южного погружения Бузулукской впадины определяется в значительной степени размерами ресурсов и глубиной залегания перспективных объектов. По данным этих исследований на южном погружении Бузу-лукской впадины 80 % рентабельных ресурсов нефти и 88 % газа сосредоточены в продуктивном комплексе | НГК. В связи с этим поиски и подготовка структур должны быть направлены в основном на эйфельско-нижнефранский комплекс. Остальные комплексы содержат относительно небольшой процент нефтяных и газовых ресурсов и могут опоисковываться попутно.

Величина рентабельных ресурсов нефти и газа зависит от класса крупности залежей, числа ожидаемых залежей, их размеров, а также от удельных затрат и средней глубины залегания. Залежи с запасами от 1 до 3 млн т могут быть рентабельны лишь в самой северной Крутояр-ской зоне, где глубина залегания основного продуктивного комплекса

выше (3500-4000 м), что касается других зон, то запасы рентабельных объектов составляют от 3 до 10 млн т. При этом прогнозируется, что большинство залежей этого района (около 150) будет относиться к классу крупности от 0,1 до 0,3 млн т, около 65 поднятий — от 0,3 до 1 млн т, 41 поднятие — от 1 до 3 млн т, 25 поднятий — от 3 до 10 млн т и лишь около 5-7 объектов — более 10 млн т.

Запасы УВ в южном погружении Бузулукской впадины при 1 млн т могут быть рентабельны до глубины 4 км. Величина, при которой они будут рентабельны, резко возрастает при глубине более 5 км (от 4 до 10 млн т).

Анализ рентабельности разработки подготовленных структур показывает, что из них возможно рентабельными являются 13 структур: Злобинская, Кзыл-Мечетьская, За-падно-Березовская, Шадринская, Свердловская, Малоремизинская, Новокиндельская, Южно-Сладков-ская, Сладковско-Заречная, Таловая, Восточно-Таловая, Филиппов-ская, Южно-Жоховская. Несомненный поисковый интерес представляет и Елтышевская структура, несмотря на то, что на ней поисковые работы проводились в ограниченных объемах и не дали положительных результатов, она так и осталась недоизученной. Общий необходимый объем поисково-разведочного бурения по указанным объектам составит 160-170 тыс. м при средней глубине скважин 4500 м. Прирост запасов по категории С1 по сумме УВ по всем выделенным объектам в различных структурных зонах юж-

ного погружения Бузулукской впадины ожидается в размере 16 млн т усл.топлива, в том числе 10 млн т нефти, 5 млрд м3 газа, 1 млн т конденсата. Эффективность работ составит 94-100 т усл. топлива/м. Это примерно такая же эффективность, которая наблюдается в этом районе в последние 7 лет.

Структуры, являющиеся близкими к рентабельным, желательно сгруппировать в 2-3 объекта, близко расположенных друг к другу. В случае получения на них промышленной нефтегазоносности целесообразно объединять их в единый объект для дальнейшей разработки. Это позволит повысить эффективность освоения этих месторождений. Такая практика уже нашла применение в Республике Татарстан, Удмуртской Республике и Пермской области.

Литература

1. Голов A.A. Перспективы дальнейших поисков залежей нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / А.А.Голов, В.И.Дитмар, Ю.Б.Митрейкин // Геология нефти и газа. - 1994. - № 10. - С. 2-6.

2. Грунис Е.Б. Состояние сырьевой базы углеводородного сырья и дальнейшие пути ее развития в Волго-Ураль-ском регионе / Е.Б.Грунис, В.А.Трофимов, А.А.Голов // Современные проблемы геологии нефти и газа. -М.: Научный мир, 2001. - С. 59-64.

3. Структурно-формационные характеристики девонского терри-генного комплекса Волго-Уральской провинции // Разведка и охрана недр. - 1999. - № 5-6. - С. 27-30.

© А.А.Голов, В.А.Мохнаткин, 2004

The present article is devoted to further exploration activity in one of the promising areas of Orenburg oblast — southern dip of Buzuluk depression. The article presents a new zoning of territory by oil and gas prospects with particular zones isolation. For each zone a characteristic of main fields with different types of traps and description of main productive horizons are given, their reservoir properties and occurrence depths as well as a success factor of fields discovery, extent of preparedness of local objects and the size of HC resources and their probable efficiency for development which mainly depends on HC resources size and occurrence depth of main producing horizons are defined.

In this area the authors distinguish 12 first-priority promising structures for exploration activity.