Предположение о продолжении Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, южной частью которой является Муханово-Ероховский прогиб, в Прикаспийскую впадину было высказано ранее (Денцкевич, 1997). На основании проведенного рядом исследователей анализа литолого-фациальных особенностей франских карбонатных отложений (Макарова, 1996; Фомина, 1996) с учетом закономерностей строения и распространения, карбонатных литолого-стратиграфических комплексов мы также рассматриваем Колганский прогиб как продолжение во впадину Муханово-Ероховского прогиба. С бортовыми зонами последнего связаны Смоляное, Ольховское, Красное нефтяные месторождения в средне- и верхнефранских карбонатных отложениях. А во внутренних районах Колганского прогиба с надрифовыми терригенными отложениями кол ганской толщи, являющейся толщей компенсации этого прогиба, связаны залежи нефти на Дачно-Репинском и Донецко-Сыртовском месторождениях.
На Карачаганакском НГКМ нефтяная оторочка располагается в отложениях фаменско-турнейского возраста. Притоки нефти и газа, полученные из интервалов 5131-5135м и 5158-5161м в скв. 7, составляли соответственно 235,2т/сут и 171,4тыс. м3/сут. Дебиты нефти в отдельных скважинах достигали 326-1500т/сут.
На Тенгизе верхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме.
На Астраханском своде приток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонских отложений в скв. 2 Володарской.
Нижневизейский терригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины на нескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35 эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское и др.), на северном обрамлении - Зап. Степновское, Росташинское, Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).
В Оренбургской области с продуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплекса связано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строение и нефтегазоносность ... 1997г.).
На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м3/сут., и Жанатан, на которой дебит нефти составил 8,0м3/сут. Незначительные притоки нефти и газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где в процессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70м3/сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносных горизонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а из интервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена на площади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м3/сут., а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.
Верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный комплекс (C1V2-C2b1) содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское (Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс является преимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержанием конденсата.
В зоне бортового уступа на северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирского подъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытании скв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил 54,2м3/сут., газа 3,8тыс. м3/сут. При пробной эксплуатации на 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м3/сут, газа 2,2тыс. м3/сут. На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газа при 4мм шайбе составил 12,7тыс.м3/сут.
На северном и западном обрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторождений Нижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях - на Оренбургском месторождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском,Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др. месторождениях.
На Карачаганакской рифовой постройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасы углеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м. Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа в скв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м3/сут, конденсата 754,4м3/сут на 14мм штуцере.
На юге и востоке впадины комплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров, таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол.
Опробование продуктивных отложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностью характеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважины с величиной начального дебита от 400 до 500м3/сут и выше. Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколько ниже - от 200 до 400м3/сут.
Следует отметить, что, наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами 15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемких коллекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенного в основном породами рифового генезиса.
Промышленная нефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале 4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где получен приток нефти дебитом 140м3/сут на 6мм штуцере.
На Тажигалинской площади (Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирского возраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был получен интенсивный приток нефти и газа.
Через отводы скважина фонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газа достигал 600тыс. м3/сут, нефти 50-70т/сут.
На востоке Прикаспийской впадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфа открыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от 3,95м3/сут до 261м3/сут, газа от 21,0тыс.м3/сут до 219тыс.м3/сут. Прямые признаки нефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын, Башенколь.
Астраханское серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных, характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем 300-400тыс. м3/сут, достигающими иногда 731тыс. м3/сут (скв. 42).'Дебиты конденсата 73,4-139,1м3/сут (скв. 31 и 17).
Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C2b2-C2m1vr) продуктивен на северо-западном обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское, Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским отложениям приурочена мелкая залежь газа.
На северо-востоке и востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона, составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).
Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m1k-P1ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей каменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м3/сут, конденсата 318м3/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основные запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,Омлн. мЗ/сут и более. Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м3/сут. С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области (прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское, Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м3/сут, конденсата - 207т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки нефти - 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550г/м3.