Прикаспийская нефтегазоносная провинция

        расположена в пределах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинской областей Казах. ССР, Волгоградской, Саратовской и Астраханской областей РСФСР, Калм. АССР. Пл. 500 тыс. км². Первое м-ние в р-не Юж. Эмбы открыто в кон. 19 в. К 1985 открыто 104 м-ния, в т.ч. 79 в надсолевых и 25 в подсолевых отложениях. Наиболее известные: Кенкиякское, Жанажольское, Тенгизское, Астраханское, Западно-Тепловское, Карачаганакское, Бозобинское. Географически П. н. п. расположена в Прикаспийской низменности. Сев. часть относится к степной зоне, южная - к зоне полупустынь. Осн. водные артерии - pp. Волга, Урал, Эмба; пути сообщения - 4 ж.-д. магистрали и локально развитые автомоб. дороги. Транспортировка нефти и газа - по местным и магистральным (Ср. Азия - Центр) нефтегазопроводам, по жел. дороге. Переработка нефти осуществляется на нефтеперерабат. з-дах Гурьева и Куйбышева. Очистка газоконденсата производится в Оренбурге и Астрахани. Осн. р-ны разведки и добычи: Уральск, Гурьев, Актюбинск, Астрахань, Волгоград, Саратов. В тектонич. отношении П.н.п. приурочена к одноимённой синеклизе в юго-вост. глубокопогружённой части Вост.-Европ. платформы. Фундамент докембрийский гетерогенный. Глубина залегания его поверхности на С. и З. (Волгоградско-Уральская система поднятий) 7-7,5 км, на Ю. и В. 6-7,5 км в зонах поднятий и на Астраханском своде и до 9-10 км в разделяющих их седловинах. От бортов синеклизы фундамент уступами погружается к центр. части до глуб. 15-20 км. Мощная соленосная толща до 3-4 км нижнепермского возраста разделяет осадочный чехол на подсолевой и надсолевой структурно- формационные комплексы. Общая мощность подсолевого комплекса (в осн. ср. девон - нижняя пермь) изменяется от 3-4 км в прибортовых зонах синеклизы до 10-13 км в центр. части. Надсолевой комплекс общей мощностью от 2 до 8 км включает отложения от уфимского и казанского ярусов верх. перми до четвертичных. Региональные структуры надсолевого комплекса осложнены многочисленными (св. 1200) солянокупольными поднятиями.         
Пром. нефтегазоносность П. н. п. связана с палеозой-мезозойскими отложениями. В подсолевой толще выделяют 4 продуктивных комплекса, литология и стратиграфии, объёмы к-рых изменяются по площади провинции: терригенный девона (на В.- девон - ниж. карбон), карбонатный верх. девона - ниж. карбона, карбонатный ниж. - ср. карбона (на С. и З.- ср. карбона - ниж. перми), терригенный верх. карбона - ниж. перми. В надсолевой толще выделяют 2 продуктивных комплекса: терригенный верхнепермско-триасовый и карбонатно-терригенный юрско-нижнемеловой. В надсолевых отложениях открыто св. 470 залежей (в осн. пластовых тектонически экранированных), в подсолевых - 38 залежей (б.ч. массивного типа, гл. обр. газоконденсатные с аномально высокими пластовыми давлениями). Нефти палеозойских подсолевых отложений метанонафтенового состава в осн. лёгкие с плотностью 833-823 кг/м³, малосернистые, малопарафинистые; содержание (%): бензиновых фракций 23-33, смол 10-15 и асфальтенов до 1,2. Нефти мезозойских надсолевых отложений, б.ч. тяжёлые с плотностью 880 кг/м³, низким содержанием бензиновых фракций, малосернистые и сернистые, парафинистые, характерно преобладание более чем в 4 раза метанонафтеновых углеводородов над ароматическими. В Прикаспийской впадине в направлении от прибортовых и бортовых частей к центру - региональное уменьшение плотности нефтей, возрастание содержания бензиновых фракций. Все залежи в надсолевом комплексе на последней стадии разработки. Добыча осуществляется механизир. способом. Залежи тяжёлой нефти м-ния Кенкиякское разрабатывают с паротепловым воздействием. Разработка нефт. и газоконденсатных залежей подсолевых отложений ведётся в естеств. режиме истощения. См. карту.

С. П. Максимов.