Оренбургская область представляет собой важный нефтегазодобывающий регион европейской части России, обеспечивший в 1996 г. добычу газа 30,8 млрд м³, нефти и конденсата в сумме 9,2 млн т. Территория области характеризуется значительной разведанностью начальных суммарных ресурсов УВ. Этот показатель оценивается по нефти в 50 % и газу - в 75 %. Согласно существующим представлениям неразведанные ресурсы УВ концентрируются на юге Оренбургской области. Наиболее высоким потенциалом обладают эмско-нижнефранские отложения. К настоящему времени в различных горизонтах этих отложений на юге Оренбургской области открыто 40 залежей на 22 промышленных месторождениях. Залежи УВ приурочены к отложениям бийско-афонинского, воробьевского, ардатовского, пашийского и кыновского горизонтов. Эффективность дальнейших поисков новых залежей в эмско-нижнефранском комплексе в значительной мере зависит от адекватного определения размещения в нем зон концентрации ресурсов УВ, положение которых в решающей степени обусловлено условиями седиментации и формирования структурных планов продуктивных горизонтов.

Юг Оренбургской области в соответствии с существующим геотектоническим районированием включает две разнородные структурные единицы: внешнюю и внутреннюю бортовые зоны Прикаспийской впадины. Однако подобное районирование пригодно лишь для каменноугольно-пермского тектонического этажа. Для девонского (змско-нижнефранского) комплекса характерен собственный структурный план. Последний в значительной мере наследует рельеф поверхности фундамента, который сформирован вертикальными движениями блоков, образующих систему крупных горстов и грабенов, осложненных в свою очередь менее амплитудными разломами. В пределах горстов поверхность фундамента по данным сейсморазведки прослеживается на глубину 5-8 км, а в пределах грабенов 7—11 км. В результате анализа размещения и интенсивности магнитных и гравитационных аномалий с учетом материалов региональногосейсмопрофилирования и бурения скважин в исследуемом районе выделено пять крупных блоков (мегаблоков): Пугачевско-Перелюбский, Южно-Бузулукский, Восточно-Оренбургский, Узенско-Сакмарский и Уральско-Кобландинский (рис. 1). Границы мегаблоков в геомагнитном поле трассируются линейными зонами градиентов. В ряде случаев в этих зонах скважинами вскрыты основные изверженные породы (Первосоветская, Зайкинская, Казанская, Тихоновская площади), что свидетельствует о глубинном характере границ мегаблоков.

На западе территории выделен Пугачевско-Перелюбский мегаблок. Поверхность фундамента в его пределах погружается с запада на восток и с севера на юг с абсолютных отметок -2200 м до -4800...-5400 м. Крайняя юго-восточная часть мегаблока, представляющая собой узкий протяженный горст, известна под названием Карповского выступа.

Южно-Бузулукский мегаблок занимает северо-западную часть исследуемой территории. Поверхность фундамента в пределах этого мегаблока также погружается с запада на восток и с севера на юг с абсолютных отметок -3200...-4000 до -5000...-5200 м. В составе мегаблока выделяются тектонические ступени субширотного простирания.

Восточно-Оренбургский мегаблок характеризуется резкими перепадами глубин залегания поверхности фундамента на сравнительно небольших расстояниях. На Новосергиевском выступе фундамент вскрыт скважинами на глубине ~4000 м, а к востоку и югу от него глубина залегания этой поверхности возрастает до 7000-7800 м.

Узенско-Сакмарский мегаблок общего субширотного простирания осложнен несколькими выступами фундамента: Чинаревским, Кошинским, Карачаганакским, Соль-Илецким. Последний сопряжен на севере с Сакмарским, на юго-востоке — с Аксайским грабенами, а на востоке — с Предуральским прогибом. В пределах Узенско-Сакмарского мегаблока находится северная граница Прикаспийской впадины, фиксируемая нижнепермским карбонатным уступом, который формировался вдоль южных склонов Карповского, Чинаревского, Кошинского и Соль-Илецкого выступов.

Уральско-Кобландинский мегаблок занимает южную часть территории, относимую к Прикаспийской впадине, и характеризуется глубиной залегания фундамента от 8000-9000 м на севере до 11000-12000 м на юге. В северной части мегаблока по данным сейсморазведки намечаются два выступа фундамента, образующих Уральско-Кобландинскую гряду субширотного простирания.

В структуре эмско-нижнефранского комплекса рассматриваемого района на западе на глубине 3000-5200 м выделяется Пугачевская вершина Жигулевско-Пугачевского свода с выступающим на восток Карповским структурным носом. Восточное Пугачевской вершины располагается Бузулукская впадина. Эмско-нижнефранский комплекс в пределах указанной структуры погружается с севера на юг с глубины 3000-4000 до 6500-7500 м. В южной части впадины выделяется Узенско-Сакмарская некомпенсированная палеодепрессия. На ее северном борту поверхность эмско-нижнефранского комплекса прослежена на глубине от 3400-4000 до 4000-5000 м. Южный борт палеодепрессии намечается на глубине 6200-7200 м. Северный борт Узенско-Сакмарской палеодепрессии осложнен Камелик-Чаганской и Сидоровско-Землянской структурными зонами. Для первой характерно ступенчатое строение с выделением Росташинской, Зайкинской, Вишневской и других ступеней субширотного простирания. В составе Узенско-Сакмарской палеодепрессии выделяются отдельные области погружения: Погодаево-Остафьевский, Рубежинский и Аксайский прогибы. С востока Бузулукская впадина ограничена Восточно-Оренбургским и Соль-Илецким поднятиями, в пределах которых поверхность эмско-нижнефранского комплекса воздымается с глубин 4000-5000 и 3200-4200 м соответственно.

Залегающие в основании девонского комплекса отложения такатинско-вязовского возраста формировались в условиях мелководного шельфа. Для этих образований характерно закономерное замещение с севера на юг и юго-восток терригенных отложений шельфовыми терригенно-карбонатными мощностью до 150 м. На востоке и юго-востоке накапливались карбонатные отложения мощностью до 350 м (в пределах Соль-Илецкого блока). Развитие карбонатов этого возраста прогнозируется на юге исследуемого района, в пределах Уральско-Кобландинской зоны (Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г., Риде Е.Б., 1988).

Койвенские отложения мощностью до 25-30 м характеризуются повышенной карбонатностью. При этом в пределах шельфовой зоны юга Оренбургской области прослеживается субширотная область развития относительно глубоководных глинисто-карбонатных пород, обогащенных OВ. Очевидно, эти отложения фиксируют начало заложения Узенско-Сакмарской некомпенсированной палеодепрессии (Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г., Фугенфирова С.М., 1989). Развитие последней отмечается на протяжении всего девонского периода. При этом в ее составе выделяются отдельные депрессионные ванны, получившие собственные наименования: на западе — Перелюбский, в центре — Рубежинский и на северо-востоке — Колганско-Борисовский прогибы [1]. Наряду с общей тенденцией развития Узенско-Сакмарскои палеодепрессии как некомпенсированной структуры в формировании отдельных слагающих ее прогибов фиксируются индивидуальные особенности. На поднятиях, осложняющих депрессию (Соль-Илецкий выступ), койвенские отложения представлены карбонатами с развитием органогенных построек. Такой же тип разреза прогнозируется на южном борту депрессии.

Сходная модель распределения формационных комплексов характерна для бийско-афонинских (эйфельских) отложений. Довольно уверенно оконтуривается Узенско-Сакмарская область относительно глубоководных глинистых битуминозных известняков мощностью 100-200 м. Породы этого фациального облика вскрыты на Кошинской, Чернояровской и Кардаиловской площадях. На северном борту депрессии развиты мелководные карбонатные отложения с включением органогенных построек [2]. Мощность этих отложений изменяется от 200-260 м на западе до 140-180 м на востоке. В разрезе карбонатов бийско-афонинского возраста выделяются несколько продуктивных пластов (ДV, ДV-2, ДV-1, ДV-0), содержащих промышленные залежи УВ.

На Чинаревском, Карачаганакском, Соль-Илецком поднятиях, расположенных в пределах Узенско-Сакмарской депрессии, в целом отмечается мелководный фациальный состав эйфельских отложений, представленных в основном биогермными известняками и реликтово-биогермными доломитами мощностью от 200 до 480 м. Однако в разрезах эйфельского комплекса наблюдается тенденция к замещению мелководных карбонатов бийского горизонта на относительно глубоководные афонинские глинистые известняки и аргиллиты, свидетельствующие об ускорении темпов опускания территории Узенско-Сакмарской депрессии в конце эйфельского века. В пределах предполагаемого южного борта депрессии литолого-фациальный состав эйфельских отложений прогнозируется по аналогии с таковым ее северного борта и поднятий, осложняющих внутреннюю зону. Здесь также будут преобладать карбонатные отложения, представленные органогенно-детритовыми и кораллово-строматопоровыми известняками и вторичными доломитами.

Живетский комплекс отложений, формировавшийся в шельфовых условиях, сложен полифациальными карбонатно-терригенными образованиями с преобладанием последних. Для рассматриваемого комплекса характерны два цикла осадконакопления — воробьевский и ардатовский. В это время формируются отложения в условиях авандельт, межавандельтовых мелководий, отмелей и внутришельфовой впадины, унаследованно развивавшейся в некомпенсированной Узенско-Сакмарской депрессии. Для внутришельфовой депрессии живетского возраста характерна асимметрия строения. Ее северо-западная часть была компенсирована карбонатно-терригенными осадками, а юго-восток и восток депрессии характеризуются развитием относительно глубоководных битуминозно-глинистых осадков сокращенной мощности (Карачаганакская, Шуваловская площади).

В авандельтовых русловых врезах отмечено формирование песчаных тел. Образование последних связывается с обоими циклами живетского осадконакопления. В воробьевский цикл, который протекал в два этапа, формировались продуктивные пласты ряда месторождений — ДIV-2 и ДIV-1. С ардатовским циклом связано образование пласта ДIII. Мощность воробьевско-ардатовских отложений в целом характеризуется нарастанием с севера и северо-востока от первых десятков метров до 200-220 м в южных районах (Таловая, Долинная, Чернояровская площади). При этом фиксируются две области отсутствия воробьевско-ардатовских отложений за счет их размыва на этапе позднефранских инверсионных подвижек. Наиболее обширная область размыва отмечается на востоке региона в пределах Соль-Илецкого блока, а вторая на западе — в пределах Чинаревского и Кошинского поднятий.

Распределение литофаций пашийского горизонта нижнефранского подъяруса мощностью до 50-70 м в целом повторяет картину их размещения в живетских отложениях. В этом случае также характерно развитие авандельтовых фаций, с которыми связаны продуктивные пласты Д1 и Д0.

Кыновский литолого-фациальный комплекс представлен преимущественно карбонатами максимальной мощностью до 70 м. Мелководные известняки, распространенные на северном борту Узенско-Сакмарской депрессии, замещаются относительно глубоководными глинистыми карбонатами в палеокотловинах ее внутренней зоны.

Анализ распределения разведанных месторождений УВ в эйфель-нижнефранском комплексе юга Оренбургской области совместно с результатами картирования областей развития природных резервуаров с первично благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в карбонатных и терригенных отложениях указанного возраста позволил выделить перспективные земли для поисков новых скоплений нефти и газа (рис. 2). За пределами этих земель прогнозируется развитие природных резервуаров преимущественно с первично низкими ФЕС либо с отсутствием флюидоупоров.

Районирование территории проведено по характеру девонских природных резервуаров и размещению в них залежей нефти и газа с учетом структурных условий, а также фазового состояния УВ-залежей и их компонентного состава, фациально-генетического типа органического вещества и стадий его катагенетической превращенности, что позволило в пределах рассматриваемого региона оконтурить зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). Всего в эмско-нижнефранских отложениях выделено пять ЗНГН: Камелик-Чаганская, Колганско-Лебяжинская, Ташлинская, Нагумановская и Карачаганак-Буранная (рис. 3).

Камелик-Чаганская ЗНГН (рис. 4) приурочена к одноименной структурной зоне в юго-западной части Бузулукской впадины. Она объединяет группу поднятий блоковой природы. Южным естественным ограничением зоны является Камелик-Чаганская флексура. В пределах этой ЗНГН открыты: Вишневское, Зоринское, Зайкинское, Чаганское, Конновское, Росташинское, Ново-Соболевское, Давыдовское и другие месторождения с залежами в эйфельских и живетских отложениях. В рассматриваемой ЗНГН развиты природные резервуары в карбонатных бийско-афонинских и терригенных воробьевско-ардатовских отложениях. Такатинско-вязовские песчаники перекрыты известняками коивенского горизонта. Последние, по-видимому, нельзя рассматривать как покрышку зонального значения. Однако не исключается локальная глинизация койвенских известняков на отдельных участках зоны, где они могут играть роль покрышки для такатинско-койвенского резервуара.

Карбонаты эйфельского яруса (бийский и афонинский горизонты) содержат пласты-коллекторы, сложенные кораллово-строматолитовыми известняками, часто доломитизированными. Для афонинских коллекторов покрышкой служат аргиллиты воробьевских слоев, а для бийских коллекторов — слои одновозрастных глинистых известняков. Породы, слагающие продуктивные пласты ДV-1 и ДV-2, характеризуются в основном среднеемкими коллекторами с пористостью 10-15 %. Суммарная эффективная мощность коллекторов достигает максимального значения (35 м) на Зайкинском месторождении.

В воробьевских слоях живетского яруса нефтегазоносны пласты песчаников ДIV-1 и ДIV-2. Покрышками служат пачки аргиллитов. Средние значения эффективной мощности составляют 5 м, а максимальные суммарные значения (14-16 м) отмечены на Росташинском и Конновском месторождениях. Коллекторы в основном среднеемкие с пористостью 10-15 %. За пределами Камелик-Чаганской ЗНГН в разрезах воробьевских слоев установлены низкоемкие коллекторы.

В ардатовских слоях живетского яруса продуктивны пласты ДIII-1 и ДIII-2. Максимальные значения суммарной эффективной мощности (15-20 м) отмечены на Росташинском месторождении. Пористость пластов не превышает 12 %.

В пашийском горизонте нижнефранского подъяруса коллекторы установлены в двух пластах песчаников: Д1 — в основании горизонта и Д0 — в его кровле. В первом покрышкой являются пашийские, во втором — кыновские аргиллиты. Песчаники средне—и высокоемкие с пористостью 10-25 %. Эффективная мощность изменяется в пределах 8-15 м. Пашийские песчаники нефтеносны на Швейцарской площади, находящейся севернее исследуемой территории. Однако ни на одном из месторождений южной части Камелик-Чаганской ЗНГН залежи УВ в пашийском горизонте не установлены. Возможно, причина отсутствия залежей в пашийских пластах заключается в особенностях строения ловушек этой зоны, обусловленных как антиклинальным изгибом слоев, так и боковым экранированием пластов-коллекторов по тектоническим нарушениям. В пределах относительно приподнятых блоков в связи с литолого-фациальными особенностями разреза девонских отложений боковое экранирование коллекторов наиболее вероятно для пластов эйфельского и живетского ярусов. Пашийские же песчаники по плоскостям разломов контактируют с верхнефранскими карбонатами, не обладающими экранирующими свойствами. В иных условиях могут оказаться пашийские пласты-коллекторы в опущенных блоках, где они по плоскостям разломов могут быть экранированы живетскими аргиллитами.

В Камелик-Чаганской ЗНГН по мере подъема слоев отмечается последовательная смена фазового состояния УВ с юга на север от газовых и газоконденсатных (Вишневское и Долинное, последнее за пределами этой ЗНГН) через нефтегазоконденсатные (Зайкинское, Восточно-Зайкинское, Зоринское) к нефтяным (Росташинское, Конновское). В целом для зоны характерны легкие нефти (плотность < 0,83 г/см³, газовый фактор > 300 м³/т) и газоконденсаты.

Нефтегазоносный потенциал Камелик-Чаганской ЗНГН в восточной ее части еще не реализован. Бурение скважин на Мало-Чаганской, Ливкинской, Пролетарской, Царевской площадях не увенчалось открытием месторождений УВ. Снижение успешности поискового бурения связывается с ослаблением тектонической активности в этой части зоны, что проявляется в затухании Камелик-Чаганской флексуры и уменьшении размеров локальных поднятий.

Колганско-Лебяжинская ЗНГН находится в пределах двух структурно-тектонических элементов: Ашкадарской [3] и Землянско-Лебяжинской зон разломов фундамента.

На исследуемой территории Колганско-Лебяжинской ЗНГН находятся две группы месторождений: на западе — Загорское, Лебяжинское, Западно-Землянское и на востоке — Дачно-Репинское, Кариновское, Донецко-Сыртовское, Ольшанское, Шуваловское. Природные резервуары здесь установлены в такатинско-вязовских, бийско-афонинских, воробьевско-ардатовских и пашийских отложениях. Нефтегазоносность такатинско-вязовского резервуара пока лишь прогнозируется. Отсутствие открытий обусловлено спорадическим развитием песчаных коллекторов. Выявление закономерностей их развития требует целенаправленных детальных исследований.

В среднедевонских резервуарах наиболее высокими емкостными характеристиками обладают бийские карбонаты и ардатовские песчаники. В связи с небольшими значениями эффективных толщин продуктивных горизонтов среднего девона их промышленный потенциал в Колганско-Лебяжинской ЗНГН невелик. Однако ресурсы эмско-нижнефранского комплекса в целом могут оказаться сопоставимыми с ресурсами Камелик-Чаганской ЗНГН за счет пашийских отложений. Пласты-коллекторы пашийского горизонта (Д0 и Д1) характеризуются достаточно высокими емкостными параметрами:пористость 15-20 %, суммарная эффективная толщина до 25 м. Дебит нефти из пашийских песчаников на Загорском месторождении достигал 203 м³/сут, газовый фактор — 552 м³/м³ (11-мм штуцер). Наращивание ресурсов УВ Колганско-Лебяжинской ЗНГН будет происходить за счет разбуривания мелких,но многочисленных подготовленных сейсморазведкой поднятий, а также выявления новых объектов на востоке и юго-западе зоны. В соответствии с прогнозом фазового состояния УВ в неопробованных койвенских отложениях ожидается обнаружение залежей из смеси легких нефтей и конденсата, а в такатинско-вязовских — сухих УВ-газов с низким содержанием конденсата.

Ташлинская ЗНГН (см. рис. 4) выделена в пределах Рубежинского прогиба. Здесь девонские терригенные отложения повсеместно характеризуются снижением коллекторских свойств (по сравнению с Камелик-Чаганской ЗНГН). Карбонатные коллекторы развиты спорадически. Они приурочены к органогенным постройкам бийского возраста, отмечаемым на склонах древнего Чинаревского поднятия.

В разрезах Ташлинской ЗНГН установлено три наиболее перспективных природных резервуара: такатинско-вязовский, бийский и воробьевский. Такатинско-вязовские песчаники вскрыты на Чинаревской площади в Казахстане. Их коллекторские свойства не изучены. На этой же площади из бийских пористо-кавернозных известняков биогермного происхождения получен приток нефти и газа дебитом соответственно 45 м³/сут и 96 тыс. м³/сут на 8-мм штуцере. В крайней восточной части зоны (Сладковско-Зареченская площадь) по материалам сейсморазведки выделяется карбонатный массив относительно увеличенной мощности, идентифицируемый с эйфельскими биогермными образованиями и представляющий интерес как поисковый объект.

Продуктивность воробьевского резервуара установлена на Долинном месторождении. Здесь из песчаников пласта ДIV получен приток газа дебитом 120 тыс. м³/сут и конденсата — 54 м³/сут (на 9,5-мм штуцере).

Нагумановская прогнозируемая ЗНГН находится в южной части Соль-Илецкого поднятия. К этой зоне отнесена также прилегающая часть Предуральского прогиба. В северной части Соль-Илецкого поднятия, в районе Оренбургского вала и его южного крыла, отложения эмско-нижнефранского комплекса полностью отсутствуют, что связывается с позднефранским размывом. Южнее области размыва отмечается появление в разрезе нижних горизонтов девона (Бердянская площадь). Еще южнее предполагается нарастание разреза девона за счет появления более молодых горизонтов. В районе Нагумановской ЗНГН прогнозируется полный разрез эмско-нижнефранского комплекса, сложенного в основном карбонатами. Они залегают здесь на глубине 6-7 км и скважинами не вскрыты. Наиболее перспективными объектами являются Западно-Нагумановское и Восточно-Нагумановское локальные поднятия. Здесь прогнозируются залежи жирных газов с высоким содержанием конденсата.

Карачаганак-Буранная ЗНГН намечается в южной бортовой зоне Узенско-Сакмарского прогиба, где на глубине 5800-6500 м закартировано несколько локальных поднятий. Перспективы этой зоны связываются с карбонатными коллекторами среднего девона. В составе УВ-залежей прогнозируется распространение смеси легких нефтей и конденсатов.

Выполненный анализ геолого-геофизической информации по строению и нефтегазоносности эмско-нижнепермского комплекса юга Оренбургской области позволил достаточно обоснованно определить местоположение в регионе зон концентрации разведанных и прогнозируемых ресурсов УВ указанного комплекса. Положение этих зон обусловлено в решающей мере формированием седиментационных структур карбонатных шельфов Узенско-Сакмарской палеодепрессии, Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба, а также терригенных авандельтовых комплексов. Ближайшие перспективы наращивания промышленных запасов УВ девонского (эмско-нижнефранского) комплекса следует связывать с Нагумановской, Колганско-Лебяжинской и Ташлинской ЗНГН, а более отдаленные перспективы — с Карачаганак-Буранной ЗНГН.

1. Борисова Е.П., Фомина Г.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности девонских отложений в южной части Оренбургской области // Геология нефти и газа. — 1987. — № 1. - С. 40-43.

2. Макарова С.П. Условия образования верхнеэйфельских отложений юго-востока Восточно-Европейской платформы в связи с перспективами нефтегазоносности // Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины. — М., 1988. — С. 106-114.

3. Яхимович Н.Н. Ик-Иртекская и Ашкадарская структурные зоны на юго-востоке Русской плиты и прилегающих частях Уральского складчатого пояса // Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины. — М., 1988. — С. 75-85.

1 — мегаблоки фундамента: / — Пугачевско-Перелюбский, // — Южно-Бузулукский, /// — Восточно-Оренбургский, IV — Узенско-Сакмарский, V — Уральско-Кобландинский; 2 — крупные элементы современной структуры девонского комплекса: А — Пугачевская вершина, Б — Бузулукская впадина, В — Восточно-Оренбургское поднятие, Г — Соль-Илецкое поднятие; 3 — девонские структурные зоны: I — Камелик-Чаганская, 2 — Сидоровско-Землянская, 3 — Уральско-Кобландинская; 4 — границы Колганско-Борисовского палеопрогиба; 5 — область развития структур Узенско-Сакмарского палео-прогиба; б — депрессионные структуры (ванны) внутри Узенско-Сакмарской палеодепрессии: ПО — Погодаево-Остафьевская, РБ — Рубежинская, АК — Аксайская; 7 — выступы фундамента: а — Чинаревский, б — Кошинский, е — Карачаганакский, г — Соль-Илецкий; 8 — нижнепермский бортовой уступ Прикаспийской впадины

Месторождения с залежами в эйфель-нижнефранском комплексе: 1 — нефтяные, 2 — нефтегазовые и газонефтяные, 3 — газовые, 4 — газоконденсатные, 5 — нефтегазоконденсатные; перспективные земли (зоны развития природных резервуаров с первично благоприятными ФЕС) в карбонатных отложениях: б — эйфель-живетских, 7 — бийско-афонинских, 8 — бийско-афонинских и кыновских; в терригенных отложениях: 9 — воробьевско-ардатовских, 70 — пашийских; 11 — малоперспективные земли (зоны развития природных резервуаров с первично низкими ФЕС); 12 — области отсутствия эйфель-нижнефранских отложений; 13 — границы зон развития природных резервуаров

1 — границы выявленных и прогнозируемых зон нефтегаэонакопления (индексами указан возрастной интервал положения продуктивных и прогнозируемых нефтегазоносных комплексов); 2 — область полного отсутствия верхнеэмско-нижнефранских отложений; 3 — бортовой уступ Прикаспийской впадины; приведенное в колонках прогнозируемое доминирующее фазовое состояние УВ в залежах зон нефтегазонакопления (цифрами обозначены нефтегазоносные продуктивные или перспективные комплексы: 1 — такатинско-вязовский, 2 — койвенский, 3 — эйфельский, 4 — живетский, 5 — нижнефранский): 4 — нефти плотностью > 0,83 г/см³ с преобладающим газовым фактором < 300 м³/m, 5 — нефти плотностью < 0,83 г/см³ и гаэоконденсаты с преобладающим газовым фактором >300 м³/т, б — газы с содержанием конденсата > 100 г/м³ , 7 — газы с содержанием конденсата < 100 г/м³ , 8 — газы с содержанием метана в УВ-составляющей > 95 %

1 — песчаники; 2 — конгломераты; 3 — глины и аргиллиты; 4 — известняки; 5 — органогенные постройки; б — мергели; 7 — сульфаты; 8 — песчано-глинистые отложения; 9 — терригенно-карбонатные отложения; ]0 — кристаллический фундамент; залежи: 11 — нефтяные, 12 — газоконденсатные