Северный Каспий — это затопленная отно­сительно недавно (в геологическом измерении) мелководным морем часть континентальной суши, принадлежащей в тектоническом плане краевой, глубоко погруженной части древнего Восточно­Европейского кратона, известной под названием Прикаспийской синеклизы. Южный фрагмент этой впадины располагается в мелководной акватории Северного Каспия [4].

В Северо-Каспийском регионе располагает­ся одна из крупнейших по запасам углеводоро­дов (УВ) в мире Астраханско-Приморская область нефтегазонакопления, которая начинается в се­веро-западной части суши Прикаспийского бас­сейна, пересекает северную акваторию Каспия и заканчивается опять на суше, в юго-восточной части рассматриваемого региона.

В пределах Северо-Каспийского региона в под­солевом комплексе выделяется крупная верхнедевонско-каменноугольно-нижнепермская Астраханско-Тенгизская (Приморская) карбонатная платформа, которая охватывает почти всю аквато­рию Северного Каспия и прилегающие с северо-за­пада и юго-востока береговые зоны [19]. На севе­ре, по разломам, карбонатная платформа граничит с Новобогатинским и Биикжальско-Кульсаринским сводовыми островодужными блоковыми подня­тиями добайкальского фундамента. На западе она распространяется до глубокого Сарпинского прогиба, а на востоке — до узкого Южно-Каратонского прогиба. Южной границей Восточно­Европейской добайкальской платформы являются палеозойские складчатые образования — кряж Карпинского, Северо-Бузачинское палеозойское поднятие и их морские продолжения.

Вдоль южного борта Прикаспийской синекли­зы, к северу от этих складчатых сооружений про­слеживается межплатформенная шовная зона, именуемая Каракульско-Жельтаузской зоной дис­локаций. Границей между складчатыми палеозой­скими сооружениями кряжа Карпинского — Северо-Бузачинской зоны и Каракульско-Жельтаузской зоной дислокаций является региональная Донец­ко-Астраханская зона глубинных разломов и надви­гов (краевой шов) [3, 8]. Границей между складча­тыми структурами Северо-Бузачинского поднятия и Тугаракчан-Сарыкумской шовной зоной являет­ся Южно-Эмбенский осевой разлом. Все отме­ченные структурно-тектонические элементы суши имеют свое продолжение и в акватории Каспия. Характер сочленения складчатых сооружений кря­жа Карпинского и Северо-Бузачинского поднятия в море остается невыясненным (рис. 1).

В пределах Северо-Каспийского региона, яв­ляющегося крайней южной частью Прикаспий­ской синеклизы, осадочный разрез занимает стра­тиграфический интервал от верхов протерозоя вплоть до современных отложений. Мощность осадочного чехла, залегающего на добайкальском фундаменте, составляет здесь 10—16 км.

В разрезе осадочного чехла акваториальной зоны Северного Каспия и его берегового обрамления вы­делены три основных структурно-формационных эта­жа: подсолевой (докунгурский) — терригенно-карбонатный, соленосный (кунгурский) и надсолевой (верхнепермско-мезозойский, терригенный), разли­чающихся по истории геологического развития, ха­рактеру структуроформирующих факторов, а также по условиям нефтегазообразования и нефтегазона­копления. Нефтегазоносность этого региона выяв­лена в надсолевом комплексе (более 200 небольших по запасам УВ месторождений, приуроченных к со­лянокупольным поднятиям в северо-восточном и вос­точном береговом обрамлении Северного Каспия — Эмбенская нефтегазоносная область), а в подсолевом комплексе вплоть до 2000 г. были выявлены только на суше такие гигантские по запасам УВ месторо­ждения, как Астраханское газоконденсатное (в севе­ро-западной части берегового обрамления), Тенгиз­ское и другие нефтяные (в восточной части берегового обрамления).

В начале 2001 г. в результате проведенного бу­рения консорциумом компаний (ОКЮС) в сводо­вой части рифогенного поднятия по подсолевым отложениям Кёр-оглы — Нубар, расположенном в Казахстанском секторе шельфа Северо-Каспий­ского региона, были открыты в подсолевых отло­жениях новые крупные нефтяные месторождения, названные казахстанскими геологами Кашаганское-западное и Кашаганское-восточное.

Структура Кашаган (Восточный Кашаган) по отражающему горизонту П1, отождествляе­мому с кровлей подсолевых отложений, имеет вид треугольника с широкой юго-западной периклиналью (30—35 км) и узкой северо-восточной. Сводовая часть структуры осложнена несколькими вершинами, кровля подсолевого горизонта в кото­рых составляет 3800—4000 м. Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе подсолевого гори­зонта 4200 м: длина — 38 км, ширина на юго-за­паде — 28 км, на северо-востоке — 4—7 км [18][19]. Структура Кёр-оглы (Западный Кашаган) вы­тянута в северо-восточном направлении. Глуби­на залегания кровли подсолевого горизонта в своде поднятия составляет 3800 м. Западная периклиналь структуры из-за ухудшения сейсми­ческого материала остается неизученной. Разме­ры структуры 32x11 км.

С августа 1999 по июль 2000 г. на участке Вос­точный Кашаган было проведено поисковое буре­ние с баржи «Сункар». В результате из подсолевых карбонатных отложений был получен промыш­ленный приток УВ: дебит нефти — 600 м3/сут, де­бит газа — 1 99 тыс. м3/сут на штуцере 1 2,7 мм. На участке Западный Кашаган разведочное буре­ние длилось с сентября 2000 по май 2001 г. В ре­зультате из подсолевых карбонатных отложений карбона был получен промышленный приток неф­ти дебитом 540 м3/сут, газа 215 тыс. м3/сут на шту­цере 1 2,7 мм.

Полученная нефть легкая, маловязкая, сер­нистость 1,87%, плотность 798,5—805,9 кг/м3. Содержание бензиновых фракций до 41% при температуре 200 °С, до 74,5% при 350 °С. В составе растворенного газа содержится мета­на — 46,3%, сероводорода — 16,5%.

Разрез продуктивных башкиро-визейских от­ложений представлен различными типами био- и фитогенных известняков; органогенно-водо­рослевые известняки почти наполовину состоят из обломков макрофауны; встречаются сгустковокомковатые и оолитовые разности; характерны процессы переотложения. Породы неравномерно перекристаллизованы, слабо доломитизированы. Цемент кальцитовый (15—30%), коллекторы поровые, трещинно-поровые, средняя емкость коллекторов по ГИС — 7,3—8,6%. В качестве флюидоупора выступает кунгурский соленосный комплекс [3]. Из этих скважин были получены фонтанные притоки нефти, идентичные по химиче­скому составу, что позволяет говорить о возможно едином нефтяном месторождении, площадь кото­рого составляет более 3 тыс. км2.

Высота верхнедевонско-башкирской залежи, по аналогии с соседним Тенгизским месторожде­нием УВ с массивной рифогенной залежью, с кото­рым Кашаганские месторождения имеют геологи­ческое сходство, ожидается порядка 1500 м.

В случае если дальнейшие разведочные работы подтвердят размеры выявленных залежей нефти, то эти месторождения могут стать самыми круп­ными из разведанных на шельфах за последние 30 лет, после открытия в 1969 г. месторождения Прадхо-Бей на Аляске. По предварительным оцен­кам геологические запасы нефти Кашаганского ме­сторождения оцениваются примерно в 7 млрд т, или 40 млрд баррелей. Геологические запасы газа оцениваются более чем в 3 млрд м3 [4]. По экс­пертным оценкам, геологические ресурсы УВ под­солевых отложений шельфа Северного Каспия на 2002 г. составляли от 10,9 до 12 млрд т.у.т.

Вместе с ранее открытыми гигантскими место­рождениями УВ в подсолевых отложениях в бере­говой зоне этого огромного Северо-Каспийского нефтегазоносного региона (Астраханское, Тенгиз­ское, Каратонское, Тажигалинское) теперь, в связи с открытием гигантских месторождений на шель­фе, его размеры составляют порядка 420x100 км, а площадь — порядка 42 000 км2.

Задачей настоящего исследования является анализ геодинамических и геологических условий, существовавших в вышеуказанном регионе, при­ведших к формированию таких гигантских место­рождений в подсолевом (верхний девон-карбон — нижняя пермь) комплексе отложений.

В структуре северной части Каспийского ареа­ла прогибания выделен ряд разнонаправленных и разновозрастных рифтовых систем, послужив­ших основой для разработки различных геодина­мических моделей [7][11][12][14][15][16].

По геодинамической модели О.Г Бражникова и В.Н. Михальковой (1987) [5] в рифее-венде по­сле раскола Мегагеи началось отделение микро­континентов плато Устюрта и вала Карпинского от Восточно-Европейского континента, с кото­рым они составляли ранее единое целое. В кем­брии, ордовике и силуре продолжалось отделение этих микроконтинентов от материка с образовани­ем обширного палео-Азиатского океана, сливше­гося с океаном палео-Тетис 1, причем территория Северного Каспия в это время географически на­ходилась в южном полушарии, вблизи экватора. В девоне, карбоне и перми произошло сжатие палео-Азиатского океана, придвигание плато Устюрт и микроконтинента вала Карпинского обратно, по направлению к Восточно-Европейскому конти­ненту, однако не до первоначального, а до их современного положения. В результате поддви­гания базальтовой океанической коры в направ­лении с севера на юг со стороны центральной части Прикаспийской впадины образовалась де­вонская Биикжал — Северо-Астраханская остров­ная дуга юга Прикаспийской впадины (рис. 1), которая фактически, начиная с девона, разделила Прикаспийский бассейн на два бассейна — Цен­трально-Прикаспийский и Северо-Каспийский. Плубоководный желоб в Северо-Каспийском суб­бассейне располагался на месте современного Заволжско-Тугаракчанского прогиба и Каракульско-Жельтаузской зоны дислокации. Позже, начи­ная с конца ранней перми-триаса, Северо-Каспий­ский и Центрально-Прикаспийский суббассейны вновь становятся единым бассейном осадконакоп­ления. Значительное влияние на развитие Севе­ро-Каспийского бассейна оказали также субмери­дионально ориентированные древние рифтовые системы (Уральская, Мезенско-Каспийская и др.).

По наиболее характерным признакам геофизи­ческих полей в пределах Каспийской мегавпади­ны были выделены коллизионные, субдукционные, инверсионные, покровно-надвиговые, ретронадвиговые и рифтогенные структуры [14][15][16][17].

Южно-Эмбенский палеорифт, расположенный в пределах Северного Каспия Восточно-Европей­ской докембрийской платформы, формировался в рифее-венде (рис. 4). Морфологически огра­ничен глубинными разломами откольного типа. Кровля докембрийского фундамента по разло­мам опущена на глубину до 12—13 км. Раннегерцинский этап тектогенеза привел к раскры­тию рифта и накоплению девон-каменноугольных отложений толщиной 7—10 км. В раннепермское время в результате коллизии и столкновения Восточно-Европейской и Западно-Туранской мезоплит рифтовая зона сформировалась в инвер­сионное поднятие. По поверхности Мохоровичича на глубине 34—36 км выделяется Северо-Каспий­ское поднятие, что не исключает внедрение ман­тийного диапира по ослабленным зонам. Значе­ния плотности теплового потока равны 58 мВт/м2. Толщина земной коры сокращена до 10—16 км.

В эволюционном аспекте, исходя из приня­той геодинамической модели развития Северо-Ка­спийского региона в позднем палеозое (В.П. Паврилов, 1998) [7], когда здесь существовал замкнутый суббассейн, его можно отнести по классифи­кации Е.В. Кучерука и Е.Р. Алиевой (1983) [11] к субдукционным задуговым (или же, точнее, к междуговым) осадочным бассейнам, а с верх­ней перми-триаса, когда существовал уже единый Прикаспийский бассейн, его следует классифици­ровать как внутриконтинентальный мегабассейн или же периконтинентально-океанический тип осадочного бассейна. По классификации Б.А. Со­колова (1985) [14] в эволюционно-тектониче­ском аспекте Прикаспийская впадина, включая ее акваториальную часть, в завершающей стадии ее развития, наиболее полно отвечает наложенносинеклизному типу окраинно-платформенных бас­сейнов. Поскольку ложе бассейна хранит в себе следы древних рифтов и рифтоподобных структур, а южное его обрамление представлено Припятско-Северо-Каспийской шовной зоной, с геодинами­ческих позиций его можно рассматривать как перикратонный бассейн на более ранних рифтовых системах, которые в последующем были частич­но регенерированы или перестроены. Л.П. Зоненшайн, В.П Кориневский, В.П Казьмин и др. (1985) считают, что Прикаспийская впадина в целом мо­жет быть интерпретирована как остаточный океа­нический бассейн додевонского возраста, та­кого же типа, как современный Мексиканский залив [10]. Его ложе в центральной части впадины поглотилось в глубоководных желобах и оказалось погребенным под толщей осадков.

В позднем девоне — раннем карбоне в связи с расширением трансгрессии для большей ча­сти периконтинентальной окраины преобладаю­щим становится карбонатный тип осадконакоп­ления с формированием мелководно-морских слоистых карбонатных, терригенно-карбонатных и бассейновых формаций, приуроченных к внутренним районам Северо-Каспийского суб­бассейна. Карбонатный этап каменноугольно­го осадконакопления наиболее ярко проявился на отрезке поздневизейско-раннебашкирского времени, обусловив на значительной части окра­ины Северо-Каспийского суббассейна формиро­вание карбонатной мелководной слоистой форма­ции. Для этого этапа характерно довольно четкое выражение карбонатного шельфа с развитием на его краю рифогенной субформации (Б.А. Соко­лов, 1 985) [14].

В пределах южной части Северного Каспия, уже на Скифской плите, заложение рифта кря­жа Карпинского связано с рифейским этапом. По фундаменту рифтовая структура представ­ляет собой разновеликие блоки, ступенчато по­гружающиеся до 13—15 км. В акватории Се­верного Каспия интенсивная положительная аномалия смещается к северу, что отображает го­ризонтальный сдвиг рифта по трансформным швам скольжения. В девонских отложениях обнаруже­но внедрение мелких массивов и даек щелочных ультрамафитов, что указывает на регенерацию риф­та и растяжение его ложа по листрическим разломам, служившим магмаподводящими каналами. Позднегерцинский этап тектогенеза знаменуется столкно­вением Скифского микроконтинента с пассивной окраиной Прикаспийского континента. Дальней­шее усложнение геодинамических обстановок обусловило формирование зон покровно-надвиговых дислокаций кряжа Карпинского, под которы­ми были захоронены палеозойские платформенные отложения Прикаспийской впадины.

В районе кряжа Карпинского выделяется круп­ный низкоскоростной блок, фиксируемый повы­шенной горизонтальной расслоенностью верх­ней мантии. Расслаивание верхней кромки мантии и поддвиг нижнего слоя под Прикаспийский континент установлены сейсморазведкой МОГТ (А.Я. Бродский и др., 1994) [6].

Таким образом, исходя из особенностей геодина­мического развития на временном этапе поздний девон — ранний карбон — нижняя пермь, Севе­ро-Каспийский регион представлял собой зам­кнутый междуговой палеобассейн, ограниченный с севера поднятиями Биикжал — Северо-Астра­ханской островной дуги, а с юга ограниченный островодужной системой кряжа Карпинского — Северные Бузачи.

Здесь в условиях медленного погружения Заволжско-Тугаракчанского прогиба отмечалось интенсивное карбонатонакопление c образовани­ем мощных тектоно-седиментационных поднятий, образованных шельфовыми биогермами, барьер­ными рифами, а также крупными рифогенными атоллами, сформировавшимися над древними прогибами, которые достигают здесь мощности до 3—3,5 км (рис. 2).

На рисунке 3 приведены структурно-тектони­ческие характеристики поверхностей добайкаль­ского фундамента и подсолевых отложений Севе­ро-Каспийского региона.

Наличие интенсивного теплового потока, свя­занного с внедрением мантийного диапира в пределах осевой зоны Тугаракчанского прогиба, а также близость субдукционных зон Биикжал — Северо-Астраханской островной дуги и кряжа Карпинского — Северные Бузачи способствова­ло интенсивной и полной переработке органиче­ского материала, которым богаты такие рифогенные массивы в УВ. По данным (Е.В. Кучерук и др., 1983, 1985) [11][12], именно такие осадочные бас­сейны междугового типа обладают наиболее вы­соким генерационным УВ потенциалом.

Выявленные в настоящее время крупные месторождения УВ с удельными запасами более 100 тыс. т/км2 (Астраханское, Западно-Кашаганское, Восточно-Кашаганское, Тенгизское и др.) расположены в пределах Южно-Эмбенского па­леорифта и в тыловой зоне Биикжал — Севе­ро-Астраханской островодужной системы (рис. 4).

Выделенные в результате сейсмо-стратиграфического анализа группировки подсолевых поднятий рифогенного генезиса в северо-за­падной и восточной частях акватории Северного Каспия располагаются на двух крупных ветвях Астраханско-Приморской верхнедевонско-нижнекаменноугольной карбонатной платформы: Астра­ханско-Северокаспийской линейной барьерно-ри­фовой системой, имеющей размеры 250x30 км, которая включает такие крупные рифогенные под­нятия (или группы поднятий), как Астраханское, Имашевское, Жамбайское, Жамбай-морское, Се­веро-Каспийское, и Хазарско-Приморской атолло­вой системой, разделенных глубоким Пешнинским прогибом. Проведенные структурные построения в пределах Хазарско-Приморской атолловой си­стемы показывают, что выявленные в восточной и центральной частях экваториальной зоны Заволжско-Тугаракчанского прогиба (Приморский и Хазарский нефтегазоносные районы) поднятия Кёр-оглы — Нубар (Кашаганские), Пустынный (Шабурбалинская), Кайран и другие имеют связь с крупным погребенным Каратон-Тенгизским атол­лом в береговой зоне, а также с поднятиями, обра­зующими единую внешнюю зону на склонах это­го атолла. По предварительным расчетам размер внешнего кольца этого крупного атолла достигает 180x90 км (рис. 4).

Строение этого атолла аналогично строению кольцевой структуры гигантского атолла мелового возраста Эль-Абра с обрамляющей его внешней зоной, структур Поса-Рика нефтегазоносной зоны Фаха-де-Оро в Примексиканской впадине.

Исходя из геодинамического и ретроспектив­но-бассейнового анализов, территория крупного Северо-Каспийского осадочного бассейна с уста­новленной нефтегазоносностью как в подсолевых, так и в надсолевых образованиях была нами клас­сифицирована как Северо-Каспийская нефтегазо­носная субпровинция (НГСП), входящая в Прика­спийскую нефтегазоносную бассейн-провинцию (НГБ-П) [3][4].

Выделение Северо-Каспийской субпровинции обосновывается тем, что во время формирования основных подсолевых нефтегазоносных комплек­сов девона-карбона — нижней перми этот регион, представлявший собой крупный осадочный палеобассейн, был изолирован от остальной части Прикаспийской НГБ-П островодужной системой (барьерная зона поднятий блоков добайкальско­го фундамента) [3], а при формировании надсолевых регионально-нефтегазоносных комплексов (верхняя пермь — мезозой — палеоген) эти па­леобассейны соединились в единый крупнейший Прикаспийский палеобассейн.

В соответствии с особенностями геологическо­го строения и развития в этой субпровинции был выделен ряд НГО. Так, в пределах восточной части островодужной зоны поднятий (барьерная зона поднятий блоков добайкальского фундамента) вы­делена Эмбенская НГО, в которую входят Кошалакско-Карабатанский, Кобяковско-Новобогатинский и Гурьевско-Кульсаринский НГР. В эти НГР вхо­дит ряд ЗНГН. Нефтегазоносность здесь связана с надсолевыми — верхнепермско-мезозойскими отложениями.

Расположенная южнее Заволжско-Тугаракчанская депрессионная тектоническая область, в связи со сходным геологическим строением, идентичностью формирования и типов выявлен­ных здесь крупных местоскоплений углеводоро­дов в подсолевых образованиях (Астраханское, Кашаганские, Тенгизское и др.) была выделена в качестве Астрахано-Приморской НГО. Здесь вы­деляются Астраханский НГР, в который входят Аксарайская и Южно-Астраханская ЗНГН; Хазарско­Приморский НГР, в который входят Кашаганская, Тажигали-Каратонская, Тенгизско-Королевская и Южненско-Елемесская ЗНГН.

С учетом особенностей геологического раз­вития в верхнем палеозое в центральной зоне Северокаспийской нефтегазоносной субпро­винции, испытавшей длительное прогибание (Заволжско-Хазарско-Тугаракчанская зона про­гибания, соответствующая северной зоне Астра­ханско-Приморской нефтегазоносной области), накопились терригенно-карбонатные образо­вания мощностью 8—10 км. Расчетные значе­ния температур на глубине 5 км, соответствующей усредненной глубине залегания кровли подсоле­вых образований, в рассматриваемой зоне около 110—130 °С, что благоприятно для катагенети­ческих преобразований органического вещества (ОВ) и подтверждается расчетами начальных прогнозных геологических ресурсов УВ.

По анализу данных бурения и размещению залежей УВ подсолевого комплекса, а также по материалам геофизических исследований шельфа Северного Каспия выделены или пред­полагаются по аналогии с сопредельными рай­онами следующие нефтегазоносные комплексы: додевонско-нижнедевонский терригенный, эйфельско-нижнефранский терригенный, верхнефранско-нижневизейский карбонатный, верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный, верхнебашкирско-нижнемосковский терригенный, верхнемосковско-кунгурский карбонатно-сульфатно-соленосный [1][2]. Исходя из средних глубин залегания, а также региональной распространен­ности и значительности содержащихся в них запа­сов УВ, выявленных в отдельных нефтегазоносных комплексах берегового обрамления Северного Ка­спия, в качестве региональных нефтегазоносных комплексов подсолевых образований региона, имеющих наибольшее значение при прогнозе перспектив нефтегазоносности, следует считать среднефранско-нижневизейский карбонатный, верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный, а также верхнемосковско-кунгурский карбонатно-сульфатно-соленосный [9][13].

В пределах Северо-Каспийского региона (Севе­ро-Каспийская НГСП), по нашему мнению, высо­кие оценки ресурсов УВ в подсолевых отложениях в полной мере соответствуют количеству прошед­ших здесь стадий геодинамической эволюции, в процессе которой здесь имелись крупные зоны спрединга (палеорифты: Мезенско-Каспийский, Южно-Эмбенский и Кряжа Карпинского), а также зоны субдукции (островные дуги: Биикжал — Се­веро-Астраханская, Кряжа Карпинского — Север­ные Бузачи) (рис. 4).

Таким образом, геодинамические и геологи­ческие условия и температурный режим ока­зались весьма благоприятными для генерации, миграции и аккумуляции УВ в пределах разви­тых здесь тектоно-седиментационных поднятий верхнего девона — нижней перми, образован­ных шельфовыми биогермами, барьерными ри­фами, а также крупными рифогенными атоллами, сформировавшимися над древними прогибами по фундаменту, с которыми связаны такие круп­ные местоскопления УВ, как Кашаганское, Тенгиз­ское, Астраханское, Королёвское.

Наибольшие перспективы нефтегазоносности здесь связаны с среднефранско-нижневизейским карбонатным, верхневизейско-нижнебашкирским карбонатным и верхнемосковско-кунгурским карбонатно-сульфатно-соленосным региональ­но-нефтегазоносными комплексами в погребенных локальных биогермных поднятиях, выявленных сейсморазведкой в пределах Заволжско-Тугаракчанской области прогибания фундамента (Астра­хано-Приморская НГО).

Исходя из всего вышеизложенного, по оцен­ке геодинамических и геологических факторов, определяющих условия возникновения и развития процессов нефтегазообразования, можно сделать заключение, что в пределах основных палеовпа­дин изолированного бассейна Северо-Каспий­ского региона за верхнепалеозойскую историю в основном имело место устойчивое и длительное прогибание, благоприятное для накопления мощ­ной толщи карбонатных (в основном рифогенных) образований, существовали геотермические и ба­рические условия, необходимые для преобразова­ния и последующей миграции УВ из нефтегазопро­дуцирующих комплексов в коллекторы, в качестве которых здесь служили в основном массивные карбонатные образования рифогенного генезиса, а также консервация образовавшихся месторо­ждений мощными соленосными отложениями кунгурского яруса.

Исходя из данных о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений шельфа Северного Ка­спия предлагаются нижеследующие направле­ния поисково-разведочных работ на шельфе это­го региона.

1. В пределах шельфа Астрахано-Приморской НГО — по Кашаганской группе рифогенных под­нятий основными направлениями работ является доразведка выявленных залежей нефти по Запад­ному и Восточному Кашаганам в рифогенных образованиях карбона и поиски новых залежей в девонских отложениях по этим площадям, а так­же поиски залежей нефти в подсолевых отложе­ниях на площади Южный Кашаган (см. рис. 4), для чего потребуется бурение скважин глубиной 6500—7000 м.

По остальным перспективно-нефтегазоносным тектоно-седиментационным биогермным подня­тиям, выявленным на шельфе Северного Каспия в подсолевых образованиях Хазарско-Приморской атолловой системы (Кайран, Пустынный) и Астра­хано-Северо-Каспийской линейной барьерно-ри­фовой системы (Жамбай, Жамбай-морской, Се­веро-Каспийской), необходимо проведение детальных сейсморазведочных исследований — для подготовки их к поисковому бурению. По ре­зультатам этих исследований в сводовых зонах этих поднятий следует провести бурение пара­метрических скважин на глубину 6500—7000 м для изучения разреза и нефтегазоносности под­солевых биогермных карбонатов на максималь­но возможную глубину, после чего определить направления поискового бурения по этим пер­спективным площадям.

2. В пределах шельфа самой южной весьма сложной переходной покровно-надвиговой тек­тонической области (Каракульско-Жельтаузской НГО) необходимо проведение комплекса геофи­зических исследований для выявления перспек­тивно-нефтегазоносных погребенных рифогенных поднятий. Для детализации сложнопостроен­ных структур целесообразно применять здесь объемную сейсморазведку, основанную на об­работке площадных наблюдений с последующей пространственной интерпретацией. После выяв­ления наиболее благоприятных поднятий следует для изучения разреза и нефтегазоносности па­леозоя в поднадвиговом (автохтонном) комплексе провести параметрическое бурение.

Осуществление вышеуказанных исследований позволит выявить новые крупные месторождения УВ на шельфе Северного Каспия.

Полученные результаты вышеуказанных иссле­дований позволяют рекомендовать обязательное использование анализа геодинамических эволю­ций земной коры в качестве важного критерия при оценке перспектив нефтегазоносности круп­ных сложно построенных регионов.