И.Б. Дальян (АО "АНГРЭ")

Бурением глубоких скважин (до 4 км) и сейсмическими исследованиями КМПВ, MOB и РНП прошлых лет установлено, что подсолевой комплекс пород восточной окраины погружается от Ащисайского и Мартукского разломов на запад, а от Илекско-Яйсанского на юг в сторону центральной части впадины. Региональное погружение подсолевого комплекса, кровле которого соответствует опорный отражающий горизонт П₁ с граничной скоростью 4,5-5,0 км/с, происходит по тектоническим ступеням, где терригенные и карбонатные породы верхнего карбона артинского яруса со стратиграфическим и частично угловым несогласием перекрываются терригенно-сульфатными и галогенными отложениями кунгурского яруса.

Параметрическими, поисковыми и разведочными скважинами, пробуренными в разных структурных позициях, был вскрыт разрез терригенных и карбонатных пород от артинского яруса до нижнего девона общей мощностью до 6935 м. Образцы керна детально изучались микро- и макрофаунистическими, палинологическими, петрографическими, геохимическими, минералогическими, физическими и другими методами в АО "КазНИГРИ", МИНХиГП, ВНИГРИ, ВНИГНИ, НВНИИГГ и др. Одновременно с глубоким бурением Актюбинская геофизическая экспедиция провела региональные и площадные сейсмические исследования МОГТ, 2D и 3D, выделив в подсолевом разрезе ряд хорошо прослеживающихся опорных отражающих горизонтов. Комплексные лабораторные исследования керна с учетом полученных сейсмических данных позволили детально расчленить вскрытый разрез на ярусы, подъярусы, горизонты, свиты и фаунистические зоны, четко стратифицировать сейсмические горизонты П₃, П₂^Д, П₂¹, П₂, П₁, п₁^С и П₁, выделить по комплексу ГИС в терригенных и карбонатных отложениях каротажные реперы (маркирующие горизонты) и провести корреляцию разрезов многих скважин, расположенных в различных структурных условиях.

Представления о современном рельефе поверхности байкальского фундамента на восточной окраине впадины основываются на материалах КМПВ и МОГТ (по глубине залегания опорного преломляющего горизонта Ф). Глубинные разломы субмеридионального (уральского) простирания ограничивают выступы и блоки фундамента – Утыбайский, Жаркамысский, Аккумский, Шукатско-Коскульский, Караулкельдинский, Шубаркудукский, Ащисайский – и лишь на северной окраине, по Ю.М. Васильеву и др., разломами субширотного простирания обособляется Троицкий выступ (рис. 1). Нередко выступы и блоки фундамента разбиты на более мелкие части. В общем виде такие выступы и приподнятые блоки байкальского фундамента полукольцом опоясывают восточную окраину впадины, что позволило Н.В. Неволину объединить их в Актюбинско-Астраханскую зону поднятий.

Блоковое строение фундамента обусловлено наличием двух систем глубинных разломов. Разломы субмеридионального простирания образовались в результате развития на восточном обрамлении впадины Уральской геосинклинали, а субширотного – при становлении Прикаспийской впадины в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы. К востоку от Актюбинско-Астраханской зоны поднятий (более правильно было бы назвать выступов) поверхность фундамента по разломам ступенчато погружается к Ащисайскому разлому до глубины 10-12 км, вдоль которого прослеживается субмеридиональный грабен. Западнее зоны поднятий поверхность фундамента также ступенчато погружается в сторону Хобдинской мульды до глубины 18-20 км.

Выступы и приподнятые блоки фундамента в раннем и среднем палеозое влияли на седиментацию и толщину отлагавшихся осадков. Для восточной окраины характерно совпадение рельефа фундамента с опорными сейсмическими горизонтами П₃ и П₂^Д, так как в девонский период над выступами и приподнятыми блоками были сформированы конседиментационные структуры облекания, а в грабене вдоль Ащисайского разлома заложился Эмбинский перикратонный прогиб, по Р.Г. Гарецкому и др. Развивавшаяся Уральская геосинклиналь оказывала воздействие на прилегающую к ней часть восточной окраины, что приводило к активизации глубинных разломов и подвижек блоков фундамента. Первые наиболее мощные подвижки блоков фундамента произошли на восточной окраине к началу позднедевонской эпохи, что в некоторых случаях привело к внедрению интрузий в зоны разломов (площадь Восточный Акжар).

Подсолевой осадочный чехол на восточной окраине впадины ограничен преломляющим горизонтом Ф и опорным отражающим горизонтом П₁, приуроченным к кровле подсолевых отложений, и состоит из нескольких структурных комплексов пород. Каждый комплекс имеет индивидуальные формационные и геолого-сейсмические особенности и на временных разрезах МОГТ очерчивается опорными сейсмическими горизонтами.

Структурный комплекс карбонатов (KT-III) среднего карбона, отбивающийся горизонтами П₃ и П₂^Д, на восточной окраине наследует строение блоковой поверхности фундамента. По мере прогибания восточной окраины в течение каменноугольной и раннепермской эпох рельеф поверхности фундамента в региональном плане не изменялся. Образованные на нем в девонскую эпоху структуры облекания были лишь опущены на несколько большую глубину и не претерпели перестройки структурных планов. Так, в пределах Жаркамысского и Аккумского выступов фундамента в девоне отлагались карбонаты, вскрытые скважинами в интервале глубин 4833-5450 м – на площадях Кумсай, Бозобе, Аккум, Северный Бактыгарин и 5628-5804 м на площади Восточный Акжар. В Эмбинском прогибе в этот промежуток времени накапливались песчано-глинистые осадки с прослоями гравия и галечника. По мнению Г.А. Костик, грубообломочные разности представляют собой перемытые вулканиты, образовавшиеся за счет разрушения и сноса кремнисто-вулканогенных пород сакмарской свиты Мугоджар. На северной окраине впадины в пределах Троицкого выступа, по-видимому, происходила седиментация карбонатных осадков.

Мощность средне- и верхнедевонских карбонатов между опорными горизонтами Ф, П₃ и П₂^Д изменяется в зависимости от структурного положения: на выступах и приподнятых блоках она наименьшая, в прогибах – наибольшая.

Структурный комплекс песчано-глинистых отложений граувакковой формации турнейского яруса – тульского горизонта визейского яруса распространяется к югу от Шенгелыпийского глубинного разлома, где прослеживается между отражающими горизонтами П₂^Д и П₂¹. Породы комплекса ступенчато погружаются с востока на запад. На площади Алибекмола у Ащисайского разлома они вскрываются скважинами на глубине 3,9-4,2 км, Башенколь – 4,6-4,9 км, Сарксымол – 4,9-5,4 км и Караулкельды – 6,17 км (рис. 2). На фоне ступенчатого погружения структурный план комплекса осложняется валообразными (Торткульское, Лактыбайское, Каратюбинское и др.) и локальными поднятиями в основном субмеридионального простирания. В раннекаменноугольную эпоху вплоть до поздневизейского века восточная окраина испытывала некомпенсированное прогибание с накоплением терригенных осадков на Жаркамысском выступе до 4,5 км, а в Эмбинском прогибе и Хобдинской мульде – до 6 км. Прогибание восточной окраины в этот промежуток времени связано с развитием Уральской геосинклинали, втягивающей в опускание ее самую восточную часть. К концу средневизейского века завершила свое развитие Уральская геосинклиналь, и на восточной окраине впадины в условиях шельфа неглубокого морского бассейна началось карбонатное осадконакопление.

Структурный комплекс карбонатов КТ-II верхневизейского – нижнемосковского подъярусов и KT-I верхнеподольского горизонта московского –гжельского ярусов на востоке окраины впадины отбивается сейсмическими горизонтами соответственно П₂¹ и П₂, П₂ и П₂^C. Карбонаты КТ-II и KT-I, полукольцом опоясывая восточную часть впадины, ступенчато погружаются от Ащисайского разлома в сторону ее центральной части. При этом уменьшается их мощность и происходит формационный переход в глубоководные возрастные аналоги терригенно-карбонатно-кремнистой формации черного цвета – в толщу гамма-активных пачек небольшой мощности. Комплекс КТ-II распространен на тектонических ступенях повсеместно (Кенкиякская, Жанажольская, Лактыбайская, Алибекмолинская) или ограниченно (Коздысайская, Шубаркудукская). Осадочная толща KT-I установлена только на Алибекмолинской и Жанажольской ступенях. Мощность карбонатов KT-I не превышает 543 м, а КТ-II – 1033 м, уменьшаясь на запад до полного выклинивания.

В позднекаменноугольную эпоху в северо-восточной части восточной окраины, к югу от Актюбинского периклинального прогиба на платформенном основании заложился Остансукский, по А.Е. Шлезингеру и др., изоклинальный прогиб, который развивался до начала кунгурского века. Прогиб, распространяющийся на юг до широты Кокпектинской складки, выполнен песчано-глинистыми отложениями верхнего карбона и нижней перми. Мощность последних в центральной части прогиба составляет 1518-1720 м (площади Северный Остансук, Булаш, Джурун и др.). К бортовым частям прогиба и в южной периклинали мощность нижнепермских отложений уменьшается от 849 до 418 м. В течение позднего карбона – ранней перми Актюбинский периклинальный прогиб втянул в опускание прилегающие к нему части северо-востока восточной окраины с осадками нижней перми мощностью до 790-802 м (площади Самбай, Аккемир и др.).

Структурный комплекс гамма-активных пачек почти не изучен сейсморазведкой. Из-за небольшой мощности отложений он не следится самостоятельно на временных разрезах МОГТ и волны сглаживаются горизонтом П₂¹.

Структурный комплекс артинских – ассельских отложений молассовой формации фиксируется между опорными горизонтами П₁ и П₂¹, П₁ и П₂^С. Артинские – ассельские породы аналогично каменноугольным ступенчато погружаются с востока на запад. По мере погружения комплекса строение ступеней осложняется валообразными и локальными поднятиями разных размеров и амплитуды.

В ассельский – артинский века восточная окраина впадины продолжала опускаться с некомпенсированным накоплением морских песчано-глинистых осадков. В процессе опускания ассельские отложения согласно отлагались на гжельских осадках и гамма-активных пачках (площади Алибекмола, Жана-жол, Урихтау, Синельниковская, Жанатан, Лактыбай). На этих площадях между ассельскими и гжельскими отложениями, имеющими полный стратиграфический объем, установлена последовательность напластования. Так, во вскрытом разрезе уверенно выделяются фаунистические зоны Yigulites jigulensis и Daixina sokensis самой верхней части гжельского яруса, которые вверх по разрезу последовательно переходят в отложения со Schwagerina vulgaris и Sch. moelleri низов швагеринового горизонта ассельского яруса. Утверждения некоторых исследователей (Айзенштадт Г.Е.-А., 1992) о наличии на восточной окраине несогласия и размыва отложений в предассельский и предсакмарский века не соответствуют действительности и опровергаются имеющимся фактическим материалом. К западу от площади распространения KT-I ассельские отложения перекрывают верхнюю гамма-пачку, залегающую над карбонатами КТ-II (площади Джарлыоба, Аккудук, Лаккарган, Бо-зоба, Кенкияк, Башенколь, Жанатан, Куантай, Лактыбай, Жантай, Восточный Тобускен, Тортколь и др.). Западнее границы распространения КТ-II ассельские породы налегают на верхнюю и нижнюю гамма-пачки.

В конце артинского века в результате проявления уральской фазы складчатости и формирования Уральской складчатой системы на восточной окраине активизировались глубинные разломы, по которым с разной амплитудой произошли вертикальные штамповые подвижки блоков байкальского фундамента. Последние обусловили блоковое строение подсолевых пород. При этом блоки подсолевых отложений аналогично блокам фундамента имели удлиненную форму субмеридионального простирания.

Формирование Уральской горной системы вызвало подъем миогеосинклинальной зоны по Ащисайскому глубинному разлому. В предкунгурское время произошло обособление восточной окраины впадины от миогеосинклинальной зоны и последняя оказалась гипсометрически на 2,5-3,0 км приподнятой над подсолевыми породами восточной окраины. Миогеосинклинальная зона явилась естественным барьером, остановившим расширение кунгурского солеродного бассейна на восток в Западное Примугоджарье и на Северный Устюрт. К началу кунгурского века блоки подсолевых отложений были инверсионно несколько приподняты и выведены на дневную поверхность, из-за чего в различной степени подверглись размыву. Эрозионный срез был достаточно глубоким и последовательно с востока на запад затронул разные стратиграфические горизонты от артинских до нижнекаменноугольных отложений, что и определило современную так называемую сокращенную мощность подсолевых пород. Так, на Джилансаидском блоке (площади Джилансаид и Карнак) оказались полностью размыты нижнепермские и частично каменноугольные отложения, а скважинами под кунгурскими отложениями вскрыты песчано-глинистые породы нижнего карбона. Западнее, на Остансукском блоке (площади Байджарык, Джурун, Северный Остансук, Остансук, Ащи, Мортук, Кокжиде, Кенкияк, Кумсай, Булаш, Пасмурная, Арансай), кунгурские отложения перекрывают песчано-глинистые породы артинского яруса. В пределах Аккемирского блока (площади Самбай, Северный Аккемир, Аккемир и Кандагачская) под кунгурскими отложениями залегают артинские песчано-глинистые породы. На площадях Бозобинского блока (Бозоба, Северный Бозоба, Аккум, Бактыгарын, Северный Бактыгарын, Аккудук, Северный Аккудук) скважины под кунгурскими отложениями вскрыли песчано-глинистые породы сакмарского яруса. На Крыккудукском блоке (площади Крыккудук, Западный Коздысай, Коздысай) под кунгурскими отложениями вскрыты песчано-глинистые породы артинского яруса. Аналогичный разрез – в Шубаркудукском блоке (площади Шубаркудук, Джарлыоба).

В северной части Алибекмолинского блока (площади Алибекмола, Восточный Жагабулак, Восточный Жанажол) кунгурские отложения перекрывают интервал от подошвы песчано-глинистых пород сакмарского яруса до карбонатов KT-I. На Жанажольском блоке (площади Жагабулак, Жанажол, Синельников-ская, Приэмбинская, Южный Мортук, Урихтау, Кожасай, Восточный Башенколь) кунгурские отложения налегают на нижнюю часть песчано-глинистых пород сакмарского или ассельского яруса. Далее к западу на Сарксымолин-ском блоке (площади Башенколь, Луговская, Сарксымола и Западный Кожасай) под кунгурскими отложениями вскрыты верхи отложений сакмарского и артинского ярусов. На самом западном Караулкельдинском блоке на одноименной площади кунгурские осадки налегают на подошву сакмарских отложений.

При устойчивом и длительном прогибании – опускании восточной окраины в благоприятных восстановительных и резковосстановительных условиях происходило накопление песчано-глинистых осадков с высокой концентрацией РОВ, сносимых с Южного Урала и Му-годжар. В позднем палеозое и мезозойскую эру эти осадки последовательно опускались на большую глубину и продолжительное время пребывали в активных термодинамических условиях – в главной зоне нефтеобразования (ГЗН), установленной А.А. Бакировым. Продолжительное нахождение обогащенных РОВ осадков в ГЗН привело к катагенетической их преобразованности до стадии MK₁, вызвавшей при палеотемпературе 100-120 °С проявление начального этапа главной фазы нефтеобразования (ГФН), по Н.Б. Вассоевичу. По мере прогибания восточной окраины процесс катагенеза РОВ охватывал все новые и новые погружающиеся толщи карбона и нижней перми. Отложения нижнего карбона к началу триасовой эпохи и нижней перми в конце юрской эпохи вступили в ГФН и стали продуцировать жидкие УВ.

Подсолевой комплекс терригенных и карбонатных пород, вскрытый скважинами, по литологическим, стратиграфическим, геохимическим, геотермическим, сейсмическим, нефтегеологическим и физическим параметрам, строению открытых залежей нефти и газа расчленяется на четыре региональных самостоятельных нефтегазоносных комплекса: тульско-турнейский, гжельско-верхневизейский, гамма-активных пачек и артинско-ассельский. Снизу нефтегазоносные комплексы подстилаются карбонатами девона, а сверху перекрываются региональной покрышкой – сульфатно-галогенными отложениями кунгурского яруса.

Изучение геохимических факторов седиментации осадков нефтегазоносных комплексов показало, что при накоплении артинско-ассельских, гамма-активных пачек и тульско-турнейских отложений с РОВ сапропелевого и сапропелево-гумусового типа имелись благоприятные условия для их захоронения, а породы гжельско-верхневизейского комплекса отлагались в динамически активном неритовом режиме окислительной обстановки. Комплексные химико-битуминологические исследования РОВ, проведенные во ВНИИЯГГе, МИНХиГП, ИГиРГИ и др., позволили установить, что глинистые слои первых трех комплексов обладают высокими нефтепродуцирующими свойствами и характеризуются содержанием С_орг до 7,8 % и более, СББ до 27,2 % и ХБ не более 0,2 % при катагенетической преобразованности РОВ от MK₁ до МК₃ (по Н.Б. Вассоевичу) при палеотемпературах 100-170 °С (по В.И. Горшкову и Т.П. Волковой). Таким образом, три названных комплекса с песчано-глинистыми отложениями являются нефтематеринскими. Карбонаты KT-I и КТ-II имеют низкие кларковые значения С_орг, СББ и ХБ, так как отлагались в условиях окислительной обстановки. Лишь на участках, где в карбонатах наблюдались признаки нефтеносности, ХБ возрастает до 0,35-0,50 %.

Тульско-турнейский комплекс (вскрытая толщина до 2875 м) имеет широкое площадное распространение и включает до семи продуктивных горизонтов с коллекторами гранулярного типа, представленными песчаниками и алевролитами мощностью до 40 м. Открытая пористость нефтеносных горизонтов 8,5-25,1 %, проницаемость до (0,83-0,95) ·10^-12 м² и нефтенасыщенность 65-90 %. Нефтепроявления различной интенсивности отмечались на площадях Западный Кожасай, Каратюбе, Курсай, Восточный Акжар, Тортколь, Кокбулак и Караулкельды. На месторождении Лактыбай из тульских отложений в интервале 3956-3988 м дебит нефти через 5-мм штуцер составил 288 м³/сут при давлениях трубном 27,8 МПа и затрубном 28,8 МПа. Залежи нефти характеризуются АВПД, превышающим гидростатическое в 2 раза.

Гжельско-верхневизейский комплекс состоит из толщ КТ-II и KT-I. По данным В.Л. Соколова, карбонатные отложения полукольцом опоясывают восток Прикаспия. Поскольку они накапливались в окислительных условиях морского шельфа, то имеют кларковое содержание С_орг при ХБ 0,02-0,04 % и СББ не более 0,000616 %. Залежи нефти в КТ-II и KT-I вторичные, образовавшиеся за счет миграции из нефтематеринских пород.

Нижняя толща КТ-II каширско-поздневизейского возраста содержит до девяти нефтегазовых пластов мощностью до 70 м, разделенных непроницаемыми хемогенными карбонатами. Коллекторские свойства поровых, порово-трещинных, порово-кавернозных и частично карстовых карбонатов изменяются по площади в широких пределах без всякой закономерности. Открытая пористость поровых карбонатов – 6,5-18,5 % при проницаемости (0,06-2,2)·10^-12 м² и нефтенасыщенности до 95 %. Промышленные залежи нефти и газа установлены на месторождениях Жанажол, Восточный Жагабулак, Алибекмола, Восточный Мортук, Кожасай, Жанатан, Кенкияк, Кокжиде, Башенколь и Лактыбай, а нефтепроявления различной интенсивности наблюдались на площадях Аккудук, Арансай, Урихтау и Синельниковская. На месторождении Жанатан дебит нефти и конденсата достигал 720 м³/сут, а дебит газа – 18 000 м³/сут.

Верхняя толща KT-I гжельско-позднеподольского возраста содержит два газоконденсатных и два нефтяных пласта мощностью 20-50 м с карбонатами, имеющими поровые, порово-трещинно-кавернозные и частично – карстовые коллекторы. Открытая пористость поровых коллекторов 6,0-30,3 % при проницаемости (0,05-3,34) ·10^-12 м² и нефтенасыщенности 77,0-97,0 %. При этом лучшими коллекторскими свойствами обладают нефтегазовые пласты верхнего карбона. Промышленные запасы нефти, конденсата и газа установлены на площадях Урихтау, Жанажол, Восточный Жагабулак, Алибекмола, Синельниковская и др., где дебит нефти 16-111 м³/сут, конденсата – 28,5-96,0 м³/сут и газа – до 2000 м³/сут.

Комплекс гамма-активных пачек широко распространен и состоит из верхней и нижней пачек, которые четко отбиваются по значениям радиоактивности 301 ·10^-14 А/кг на диаграммах ГК от подстилающих соответственно КТ-II и тульских пород и от покрывающих ассельских отложений. Поэтому гамма-пачки однозначно устанавливаются во вскрываемых скважинами разрезах. Нижняя пачка мощностью 78-102 м и верхняя – 18-106 м представлены битуминозными, трещиноватыми, окремнелыми аргиллитами, известняками и алевролитами черного цвета, содержащими прослойки радиоляритов и силицитов. Нефтеносность и коллекторские свойства пород не изучены. По-видимому, в пачках развиты коллекторы трещинного типа, о чем свидетельствуют большие дебиты нефти в ряде скважин.

Промышленная залежь нефти установлена на месторождении Восточный Акжар, где из интервала 5049-5074 м свободный дебит нефти достигал 1200 м³/сут. Нефтепроявления отмечались на площадях Каратюбе, Курсай, Караулкельды и Кокбулак.

Нефть коричневато-зеленого цвета, бензино-керосино-масляная, метанонафтенового типа (содержание метанонафтенов 81,7-89,1 %).

Артинско-ассельский комплекс почти повсеместно распространен на восточной окраине впадины и в полном разрезе содержит восемь нефтеносных горизонтов (три в артинских, четыре в сакмарских и один в ассельских отложениях) мощностью 12-135 м, представленных песчаниками и алевролитами с прослоями гравелитов, с поровыми и порово-трещинными коллекторами. Открытая пористость поровых коллекторов изменяется от 6,4 до 19,8 % при проницаемости (0,37-1,4) ·10^-12 м² и нефтенасыщенности до 75,3 %. Промышленные залежи нефти установлены на месторождениях Кенкияк, Бозоба, Кокжиде, Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Нефтепроявления отмечались на площадях Арансай, Остансук и Кумсай.

Нефть коричневого и темно-коричневого цвета, бензино-керосино-масляная, метанонафтенового типа.

В последние годы геологи-нефтяники все чаще связывают нефтяные и газовые месторождения с зонами глубинных разломов. В.П. Гаврилов на большом фактическом материале убедительно показал, что во многих регионах нефтяные и газовые месторождения располагаются у зон разломов или тяготеют к ним. В этом отношении не исключение и восточная окраина Прикаспийской впадины.

Анализ площадного распределения залежей нефти и газа, а также участков нефтепроявлений восточной окраины впадины показывает, что все они располагаются в основном у зон глубинных разломов: Бозобинского, Шенгельшийского, Остансукского, Алибекмолинского, Жанажольского, Кенкиякского, Жар-камысского, Каратюбинского, Лактыбайского и др. Сейсморазведкой МОГТ в подсолевом комплексе на восточной окраине выявлено более 100 структур, представляющих интерес для поисков залежей УВ. На 40 выявленных и в определенной степени подготовленных к глубокому бурению подсолевых поднятиях проведено параметрическое, поисковое и разведочное бурение, приведшее к открытию промышленных залежей нефти и газа (пять в артинско-ассельских, пять в KT-I, семь в КТ-II, две в гамма-пачках и две в тульско-турнейских отложениях) , а на шести площадях установлены нефтепроявления различной интенсивности. Поднятия с залежами и нефтепроявлениями могут быть сгруппированы в зоны нефтегазоносности: Алибекмо-линскую, Жанажольскую, Кенкияк-Кокжидинскую, Бозоба-Бактыгарынскую, Урихтау-Кожасайскую, Жанатанскую, Лактыбайскую, Тускумскую, Торткольскую, Каратюбе-Акжарскую, Караулкельдинскую и др. Формирование и размещение залежей нефти в подсолевых отложениях восточной окраины впадины целиком определяется ее глубинным строением и характеризуется вполне благоприятными структурными и тектоническими условиями.

Таким образом, поиски новых залежей УВ в подсолевых отложениях восточной окраины впадины должны быть нацелены в первую очередь на структуры, расположенные у зон разломов или вблизи них, а также на поднятия, над которыми в мезозойских отложениях соляных куполов имеются признаки нефтеносности. Несомненный интерес для изучения нефтегазоносности отложений KT-III и открытия в них залежей нефти и газа представляют сводовые части структур облекания по девонским отложениям над выступами и приподнятыми блоками фундамента, а также их склоны. Признаки нефтеносности наблюдались и на Восточном Акжаре в девонских карбонатах. Геотермический режим подсолевых отложений позволяет предполагать возможность открытия исходных УВ на восточной окраине на глубине 8 км и более. К сожалению, иностранные фирмы, получившие в многолетнюю аренду нефтеперспективные земли на территории восточной окраины Прикаспийской впадины, пока недостаточно реализуют высокий потенциал нефтегазоносности подсолевого комплекса пород.

The article deals with structure, genesis and oil/gas potential prospects of subsalt complexes within the eastern margin of Pre-Caspian depression. The author's conclusions are based on comprehensive analysis of lithologic -stratigraphic, geochemical, geothermic and seismic data as well data on genetic hydrocarbon relations between subsalt and oversalt rocks complexes due to their vertical migration along faulted zones. Possibilities to discover new hydrocarbon occurrences in subsalt deposits of region under consideration should be firstly connected with structures located near faulted zones as well as on uplifts over which there are available certain indications of oil presence in Mesozoic deposits of salt domes. The arched parts of coated structures along Devonian deposits above noses and uplifted blocks of a basement as well as their slopes are of definite interest to study oil/gas potential in KT-Sh formation and to discover there oil and gas occurrences. Geothermic regime of subsalt deposits allows to expect liguid hydrocarbons discovery in area of the eastern margin at a depth of 8 km and deeper.

1 - глубинные разломы-швы, ограничивающие восточную окраину; разлом: 2 - глубинный, 3 - второстепенный; 4 - газонефтяные залежи; 5 - площади со вскрытыми отложениями нижней перми - нижнего карбона; 6 - западная граница восточной окраины впадины; выступы: I - Утыбайский, II - Жаркамысский, III - Аккумский, IV - Шукатско-Коскульский, V - Караулкельдинский, VI - Шубаркудукский, VII - Ащисайский, VIII - Троицкий

1 - сульфатно-галогенные отложения кунгурского яруса; 2 - карбонаты; 3 - песчано-глинистые отложения; 4 - газовая залежь, 5 - нефтеносные горизонты; б - тектоническое нарушение