Поисково-разведочные работы в Волгоградской области концентрируются в основном в пределах западного борта Уметовско-Линевской депрессии, характеризующейся некомпенсированным прогибанием в франский век, и направлены на поиски залежей в органогенных постройках евлановско-ливенского возраста. Здесь были открыты Котовское, Мирошниковское, Нижнекоробковское, Бурлукское и другие нефтяные месторождения (А.А. Новиков, К. П. Анисимов, Л. Ю. Бендерович и др., 1988 г.). В последние годы фронт работ переместился к северо-восточному борту депрессии.

Фациальный анализ ливенских известняков в пределах Добринского месторождения показывает, что они отличаются от типичных массивных органогенных разностей, слагающих вершины рифов, и более соответствуют склоновым фациям. Наоборот, восточнее месторождения, на более низких отметках вскрыты мелководные субрифовые фации, что связано также с толщиной фаменских отложений. Таким образом, можно говорить о разновременном формировании крыльев месторождения; западное крыло соответствует древнему седиментационно-тектоническому уступу, восточное возникло при образовании инверсионной флексуры ориентировочно в конце палеогена. Молодым, естественно, должен быть и возраст залежи, хотя вполне вероятно, что она сформировалась в процессе струйной миграции при наклоне барьерного рифа, расположенного восточнее. Амплитуда поднятия более 100 м, размеры 3x1,5 км. Этаж газоносности 50 м. Содержание стабильного конденсата в газе 452 г/м³, коэффициент конденсатоотдачи, рассчитанный с учетом неизбежной ретроградной конденсации в процессе эксплуатации, 0,7. Дебит газа при испытании в колонне 15-метрового интервала составил 90 тыс. м³/сут, конденсата – 40 м³/сут на штуцере диаметром 7 мм.

К югу от Добринского месторождения расположено Макаровское, разведка которого продолжается. Это месторождение по имеющимся данным представляет собой двухкупольную структуру (рис. 1). На восточной вершине была пробурена скв. 30 Добринская, которая вскрыла ливенские отложения на 65 м выше, чем на своде Добринского месторождения и зафиксировала газоконденсатную залежь высотой более 60 м. По техническим причинам контакт газ – вода или газ – нефть вскрыт не был. При испытании 10-метрового интервала дебит газа составил 30 тыс. м³ /сут, конденсата -14 м³/сут. В процессе бурения скважины ИПТ из бобриковских песчаников был получен приток газа 210 тыс. м³/сут (суммарная газонасыщенная толщина 12 м), из верхней части елецкого пласта шельфовых известняков – приток газоконденсата 10,3 тыс. м³/сут, а из нижней части– непромышленный приток нефти. По данным газового каротажа и ГИС промышленная газоносность приурочена также к кизеловскому (карбонаты) и тульскому (песчаники) пластам. Скважина 60 Добринская пробурена в 2 км западнее скв. 30 Добринской. Задонско-елецкие отложения оказались в ней увеличенной толщины и эта скважина вскрыла уметовско-линевскую толщу. Ливенские отложения были обнаружены на 155 м ниже, чем в скв. 30 Добринской, и оказались нефтеносными. Толщина вскрытого этажа нефтеносности составила 145 м. Контакт нефть – вода по техническим причинам вскрыт не был, но, очевидно, расположен недалеко от забоя; через месяц пробной эксплуатации из интервала перфорации, расположенного близ забоя, получена пластовая вода. Дебиты нефти - при ИПТ в верхней части залежи достигали 239 м³/сут. При проведении перфорации 10,5-метрового интервала в колонне в нижней части разреза на штуцере диаметром 8 мм дебит нефти составил 88 м³/сут, газа– 11,4 тыс. м³/сут. Продуктивная толща представлена интенсивно доломитизированными известняками. Нефть плотностью 832 кг/м³ в стандартных условиях в пласте недонасыщена. Скважина 41 Добринская вскрыла Нижнефаменские отложения небольшой толщины и ливенские на 80 м выше, чем в скв. 60 Добринской. Нижнефаменские и ливенские отложения нефтеносны и сложены рифовыми кавернозными известняками в разной степени доломитизированными. Бурение скважины не закончено, но при ИПТ дебиты нефти достигали 500 м³/сут. Таким образом, толщина этажа нефтеносности в пределах Макаровского месторождения превышает 225 м. По имеющимся фактическим данным современная модель месторождения представляет собой двухкупольное поднятие, западный купол – типичный риф, восточный – структура комбинированного формирования, аналогичная Добринской. В пределах этой постройки открыто газоконденсатно-нефтяное месторождение, в котором восточный купол более приподнят и здесь существует газоконденсатная шапка, толщина этажа газоконденсата более 60 м (рис. 2). Не исключен и другой вариант, согласно которому к обеим вершинам приурочены самостоятельные месторождения (нефтяное и газоконденсатное), разделенные глубоким прогибом, выполненным непроницаемыми породами. С целью проверки обеих гипотез между скважинами 30 и 60 Добринскими забурена еще одна разведочная скважина.

В настоящее время на исследуемой территории намечен ряд объектов, связанных с Добринским и Макаровским месторождениями и перспективных на нефть и газоконденсат (см. рис. 1). К юго-западу от западного купола Макаровского месторождения сейсморазведкой намечена Памятная приподнятая зона с двумя последовательно расположенными куполами. Протяженность ее 12 км. По данным сейсморазведки глубокого прогиба между Памятной зоной и Макаровским месторождением не намечается. Поэтому можно допустить, что здесь имеется общая массивная залежь с единым водонефтяным контактом. На продолжении Памятной зоны, в 6 км от нее расположено недавно открытое Демьяновское месторождение. Пробуренная здесь скв. 2 Демьяновская вскрыла Нижнефаменский комплекс, сложенный фациями, близкими к зафиксированным в скв. 60 Добринской. Аналогична и характеристика ливенских отложений. При перфорации 20-метрового интервала здесь был получен приток нефти дебитом 140 м³/cyт. Толщина этажа нефтеносности в скв. 2 Демьяновской 34 м. Однако, скважина вскрыла склоновую часть рифа, поэтому можно утверждать, что в присводовой части толщина этажа нефтеносности будет больше, по крайней мере, на 50 м.

К северу от западного купола Макаровского месторождения сейсморазведкой намечен Западно-Добринский рифоподобный объект. Структурное соотношение между ним и Добринским месторождением, вероятно, то же, что и для западного и восточного куполов Макаровского месторождения. Севернее, в 14 км от скв. 41 Добринской, сейсморазведкой намечено Вершининское поднятие. Пока трудно определить, относится ли оно к западной или восточной антиклинальной линии. Бурящаяся здесь скважина зафиксировала нефтепроявления в фаменских отложениях, но пока не вскрыла ливенский комплекс, с которым связаны основные перспективы.

Юго-восточнее восточного купола Макаровского месторождения, вдоль упомянутой альпийской флексуры, прогнозируется Вишневое поднятие, южнее сейсморазведкой намечено Васильковское и еще южнее Западно-Иловлинское. К северу от Добринского месторождения прогнозируется Тетеревятское поднятие. Таким образом, в районе по кровле ливенских отложений намечены две антиклинальные линии большой протяженности, где могут быть обнаружены месторождения нефти и газоконденсата.

В настоящее время основные перспективы района связаны с евлановско-ливенскими отложениями. Однако, кроме них перспективен и среднефранский семилукско-рудкинский карбонатный комплекс. Биогермная постройка в этом комплексе была обнаружена при бурении скв. 49 Верхнедобринской, которая по ливенским отложениям располагалась в глубоком прогибе.

К сожалению, территория характеризуется неблагоприятными сейсмогеологическими условиями. Расчлененный рельеф, резкое изменение толщин зоны малых скоростей, наличие эрозионных останцов по поверхности карбонатных отложений палеозоя, крутая альпийская флексура с углами падения 12–15°, такие же по крутизне крылья рифовых тел, препятствуют получению качественного сейсмического материала. Поэтому и открытие Добринского и Макаровского месторождении происходило на основании структурного, палеоструктурного и палеофациального анализов, а также субъективного отбора противоречивого геофизического материала, а не на основе однозначных построений сейсморазведки. Это не могло не отразиться на эффективности поисково-разведочных работ, числе законтурных скважин и т. д.

Based on the integrated analysis of geological and geophysical data, specific features of the present structure, paleotectonic and paleofacies environments of the formation of organic buildups of Yevlanovo-Livensky age on the northeast flank of the Umetovo-Linevsky depression are shown. Characteristics of gas-condensate and gascondensate-oil fields found here are given. Predictions have been made regarding new prospective exploration target.

1 – изогипсы кровли ливенского горизонта по данным бурения и сейсморазведки, м; 2 – зона отсутствия рифогенных фаций; 3 – граница выклинивания депрессионной уметовско-линевской толщи;ч 4–точки фактического материала с абсолютной отметкой кровли ливенского горизонта, м; 5 – линия геологического профиля; контуры: 6 – газоносности, 7 – нефтеносности; месторождения: I – Добринское, II – Макаровское; структуры: III – Западно-Добринская, IV – Каменская, V – Памятная, VI – Вишневая, VII – Васильковская, VIII – Западно-Иловлинская

1 – рифогенные известняки; 2 – известняки, глинистые известняки; 3 – песчаники, глинистые песчаники; 4 – аргиллиты;5 – ВНК