CC BY
101
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕНОСНОСТИ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ И ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ
А .А .Голов (ВНИГНИ)
Геологическое строение и перспективы нефтеносности северо-за-падной части Самарской и восточных районов Ульяновской областей рассмотрены в работах многих исследователей (К.Б.Аширов, В.А.Ло-бов, С.Я.Вайнбаум, М.Н.Зайдель-сон, В.А.Клубов, С.П.Максимов, М.Ф.Мирчинк, О.М.Мкртчян, Р.О.Ха-чатрян и др.). В последние годы огромный фактический материал по этим областям был обобщен в отчетах и многочисленных статьях (Л.Л.Кузьмин, С.Н.Меньшиков, А.А.Александров, А.П.Шиповский, А.Г.Шашель, Е.Я.Суровиков, С.П.По-пухин, Е.Т.Семенова, СС.Конова-ленко, О.В.Кочубенко, А.А.Голов, И.К.Королюк, Е.Л.Меламуд и др.).
В пределах территории исследования выделяются: Мелекесская впадина, Сокская седловина, Ставропольская депрессия, юго-запад-ный склон Южно-Татарского, восточный склон Токмовского сводов (рис. 1).
Перечисленные региональные структуры лишь частично отражают сложное строение района работ. Помимо этих региональных сквозных структур имеется ряд погребенных, четко проявляющихся только в отдельных частях разреза осадочного чехла. Таковы Серно-водско-Абдуллинский авлакоген, прогибы Камско-Кинельской системы — Усть-Черемшанский и Муха-ново-Ероховский, погребенный Вол-го-Сокский прогиб и сложная сис-
тема многочисленных девонских грабенообразных прогибов (Голов А.А., Дитмар В.И., Митрейкин Ю.Б., 1994; [1]).
Согласно прогнозной оценке большая часть неразведанных ресурсов содержится в терригенном комплексе пород раннекаменноугольного возраста (34,9 %). В карбонатном окско-башкирском комплексе они составляют 26,9 %. Более низкую оценку имеют прогнозные ресурсы девон-турнейского карбонатного (16,7 %) и девонского тер-ригенного (12,1 %) нефтеносных комплексов, на остальные комплексы пород приходится 9,4 %.
Терригенный комплекс девона включает значительную часть месторождений УВ в Самарской области. Однако в ее северо-за-падной части открыто небольшое число месторождений, приуроченных главным образом к широтным дислокациям Елховско-Радаевского блока — Елховско-Боровскому валу, Дубровско-Емельяновскому, Селить-бенско-Орловскому и Алимовско-Рябиновскому валообразным поднятиям. Залежи нефти связаны с пашийскими и кыновскими отложениями [2].
Вместе с тем, девонский комплекс остается в числе перспективных для поисков нефтяных месторождений и на этой территории.
Его перспективность определяется следующими факторами:
присутствие в разрезе комплекса 10 пластов-коллекторов, из которых 4 продуктивны на северо-западе области (Д0, Дк, Д,, Дм);
наличие покрышек региональной (кыновско-саргаевской) и локальных, развитых над перечисленными продуктивными пластами;
развитие линейных поднятий и структур облекания эрозионных останцов фундамента;
наличие уже выявленных залежей УВ на северо-западе Самарской области.
Следует отметить, что вне Сок-ской седловины (Елховско-Радаев-ский блок) развиты преимущественно мелкие по размерам и амплитуде поднятия, что затрудняет их выявление и повышает затраты на поисковые работы.
Наиболее благоприятными по сумме показателей являются два участка — Юго-Восточный, расположенный на юго-востоке Сокской седловины, Восточный, находящийся в юго-восточной части Мелекес-ской впадины.
Учитывая особенности морфологии и размеры ловушек УВ, а также масштаб выявленных залежей на Лабитовском, Казаковском, Южно-Орловском, Алимовском месторождениях в терригенном комплексе девона, наиболее рациональным представляется проведение поисковых работ попутно с поисками УВ в карбонатном девоне и терригенном карбоне.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 2*2005
Границы: 1 - крупных тектонических элементов палеозойского осадочного чехла, 2— Серноволско-Аблуллинского авлакогена (САА), 3 - центральной части Усть-Черемшанского (УЧП) и Муханово-Ероховского (МЕП) прогибов, 4 - внутренних бортов УЧП и МЕП; 5 - грабенообразные прогибы: а - установленные, б - предполагаемые; 6- тектонические нарушения; 7- месторождения; 8- поднятия: а - подготовленные (1 - Северо-Еремкинское, 2- Восточно-Озеркин-ское, З-Лапшанское, 4-Прибойное, 5-Ново-Филипповское, 6- Старомалыклинское, 7-Рудневское, <£-Ковыльное, 9- Брусовское, 10 — Хоржельское, 11 - Шенталинское, 2^-Лихобаевское, 23-Погрузное, 14 - Приютовское, 25-Денгизское, Іб-Ольховское, І7-Киселевское, І£-Безреченское, І9-Са-вандеевское, 20 - Кошкарское, 21 - Гумилевское), б- крупные структурные элементы (римские цифры): /- Мелекесская впадина, /'-Ставропольская депрессия, II- Сокская седловина, III- Южно-Татарский свод, IV- Жигулевско-Пугачевский свод, V- Бузулукская впадина, VI- Токмовский свод
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ГРР
Перспективы нефтеносности верхнедевон-турнейского карбонатного комплекса в значительной мере определяются региональной зональностью Усть-Черем-шанского и Муханово-Ероховского прогибов. Ловушки нефти в данном комплексе сопряжены с органогенными постройками бортов указанных прогибов, а также тектоноседи-ментационными поднятиями шельфовой зоны [1].
В рассматриваемых отложениях на исследуемой территории открыто 62 залежи на 50 месторождениях, в том числе в пределах Мелекесской впадины — 34 залежи на 26 месторождениях, в Со-кской седловине — 8 залежей на 8 месторождениях. В Ульяновской области в этих отложениях на территории Мелекесской впадины известно 16 месторождений с 20 залежами.
В карбонатном комплексе выделяется несколько горизонтов с доказанной нефтеносностью. Они установлены в мендымских (пласт 03тс1) верхнефранских (пласты 031у, 03еу), верхнефаменских (пласт й^т), заволжских (пласт 031) и кизелов-ских (пласт В,) отложениях. В карбонатных коллекторах верхнедевон-турнейского комплекса открыты преимущественно мелкие залежи нефти (рис. 2).
Значительная часть локальных объектов бортовых зон Усть-Че-ремшанского прогиба и наиболее крупные объекты шельфа уже опо-искованы. Среди оставшихся перспективных структур преобладают поднятия небольших размера и амплитуды, что затрудняет их надежное картирование. В этой связи предпочтительными оказываются поднятия, расположенные на пересечении бортовых зон прогибов Камско-Кинельской системы с региональными тектоническими нарушениями. Во-первых, они концентрируются вдоль нарушений, образуя структурные зоны и валообраз-
ные поднятия. Во-вторых, указанные поднятия при прочих равных условиях характеризуются большей амплитудой. Что касается тек-тоноседиментационных поднятий шельфовой зоны, то их формирование обусловлено усложнением структур нижних комплексов мелкими биогермами. Большая их часть концентрируется вдоль малоамплитудных нарушений северо-восточного и северо-западного простираний.
Основная часть залежей связана с мелководно-шельфовым верхнефамен-турнейским комплексом и, следовательно, размещена в пределах палеошельфов. Подавляющее число скоплений (33), как и на других палеошельфах, выявлено в верхней части карбонатной толщи, в пласте В1 кизеловского горизонта.
Покрышками для нефтяных залежей комплекса являются аргиллиты, мергели, глинистые известняки и глинисто-битуминозные сланцы. Почти все покрышки имеют локальное и зональное распространение. Исключение составляют глинисто-карбонатные отложения кровли кизеловского горизонта и перекрывающие их аргиллиты елховского горизонта, являющиеся региональными флюидоупорами для верхнедевонских залежей.
На рассматриваемой территории наибольшей тектонической раздробленностью характеризуется зона развития Серноводско-Абдуллинского грабена. Исходя из этого, намечаются два перспективных участка в пределах бортовых зон (Рудневский и Емельянов-ский) и два участка в шельфовой зоне.
Рудневский участок расположен за пределами Серноводско-Абдуллинского грабена и только на севере непосредственно примыкает к нему. На этом участке грабен характеризуется достаточно сложным строением. Здесь, по-видимому,
проходит отрог Серноводско-Аб-дуллинского грабена, расположенный ортогонально по отношению к основному ложу этого грабена. Формирование подобных структур сопровождается сложным перемещением блоков фундамента и наличием крупных разноориентированных нарушений. Вместе с тем, Рудневский участок расположен в при-бортовой зоне Усть-Черемшанско-го прогиба. Это способствовало формированию органогенных построек, образующих вдоль борта этого прогиба цепочку поднятий. Часть из них уже опоискована, и здесь выявлены месторождения нефти в верхнедевон-турнейском карбонатном (Равнинное) и вышележащем терригенном нижнекаменноугольном комплексах (Приморское, Южно-Лебяжинское, Мордовоозер-ское). На продолжении указанной зоны расположено Рудневское и Ковыльное поднятия. Первое характеризуется многокупольностью и является крупнейшим локальным объектом среди подготовленных поднятий. Ресурсы категории С3 составляют по нему 13,5 млн т. Через небольшой прогиб картируется Ковыльное поднятие. Оно существенно уступает Рудневскому по запасам (категория С3 — 2,25 млн т), но также достаточно крупное и перспективное.
К югу, в пределах того же борта Усть-Черемшанского прогиба, в зоне сочленения Ставропольской депрессии и Сокской седловины, закартирована Безреченская структура. Она прослеживается по всем структурным поверхностям. По кровле фундамента на севере и востоке она ограничена системой нарушений северо-восточного и северо-западного простираний. Расположение структуры в тектонически активной зоне повышает перспективы ее нефтеносности, хотя суммарные ресурсы категории С3 по Безречен-ской структуре оценены всего в
0,385 млн т.
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ 1-1
к £ Емельяновский
| ^ участок расположен в
§ зоне пересечения Сер-
I ^ новодско-Абдуллинско-
^ Ё го грабена с северо-
| § восточным бортом Усть-
^ § Черемшанского проги-
« Ф ба. Здесь выделяется
§ § цоколь, оконтуренный
| о по турнейской поверх-
§ § ности изогипсой -1300 м
§ | и осложненный рядом
§ У куполов. На двух из
| & них установлена неф-
§ § теносность верхнеде-
О В. вон-турнейского кар-
0) о ^
3 е оонатного комплекса
Е I
0 о (Емельяновское место-
к ^ рождение). Кроме того,
р § здесь имеется еще ряд
'Р § куполов как в преде-
Б Э лах указанного цоколя
к *0 (Северо-Емельяновское
^ § поднятие), так и на
* | прилегающих участках
^2 с севера и запада
§ § (Ден гизское и ряд бе-
& I зымянных). Поднятия
с указанной зоны неве-
0) у
я § лики по перспектив-
гс | ным ресурсам, однако
§ в совокупности эти
объекты могут пред-
1 | ставлять поисковый
СХ1-1
_ о ^ интерес.
н 'о §, В прибортовой 30-
® к
§ | $ не северо-восточного
^ I 2 борта Усть-Черемшан-
в: ского прогиба, в пре-
11-0. делах Мелекесской
Е с ^ впадины, в фонде под-
о ^ готовленных имеются
з ’§ к два поднятия: Хорже-
Н л 0)
§ § 8 льское и Шенталин-
5 р О
а | § ское. Из них Хоржель-
8 § ?. ское — более крупное.
5 Ен СС
I & | Ресурсы категории С3
^ | оценены по нему в
§ ? а 1,623 млн т, а на Шен-
§ о со * '
х ё х талинском - 0,360 млн т
(С | О) 7
§ к § (см* Рис* 2)* На струк-
^ к §* турной карте по кров-
^ Ф § ле турнейского яруса
северо-восточный борт Усть-Черем-шанского прогиба имеет двухъярусное строение, представленное двумя крутыми флексурами и примыкающими к ним террасовидными зонами. Южная флексура расположена между изогипсами -1800...-1600 м, а северная прослеживается менее четко на ряде участков между изогипсами -1500...-1400 м. Между ними намечается террасовидная зона (изогипсы -1600...-1500 м), осложненная многочисленными куполами. В юго-восточной части этой зоны в рассматриваемом комплексе выявлен целый ряд месторождений нефти (Рахмановское, Введенов-ское, Балтийское, Аксеновское, Сборновское). Рекомендуемые для опоискования Хоржельское и Шен-талинское поднятия расположены в той же зоне, что дополнительно подтверждает их перспективность.
В шельфовой зоне северо-вос-точного борта Усть-Черемшанского прогиба органогенные постройки осложняют приподнятые участки нижних структурных ярусов. Как указывалось, локальные поднятия концентрируются вдоль флексур северо-западного простирания, а также по бортам прогибов северо-восточного направления. В аналогичных условиях установлена нефтеносность на Ахматовском, Заболотном, Столетовском, Верхне-Ивановском месторождениях. Среди неопоискованных поднятий намечается перспективная зона, протягивающаяся в северо-восточ-ном направлении от Лихобаевского поднятия до Гумилевского, а также Кошкарское поднятие, расположенное к юго-востоку от них. При этом наиболее интересными представляются Погрузное и Лихобаев-ское поднятия. Среди зон северо-западного простирания намечается целый ряд объектов. Наибольший интерес представляет Саванде-евское поднятие, расположенное к востоку от Горностаевского месторождения. Может оказаться перс-
пективным и поднятие, находящееся к югу от него — Приютовская структура. Она расположена в аналогичной зоне, но залегает гипсометрически ниже структур с установленной на данном участке нефтеносностью.
Перспективные объекты могут быть выявлены и в пределах осевой зоны прогибов Камско-Кинельской системы, где намечается поперечная зона поднятий, а также в зонах, примыкающих к осевым частям прогиба. Однако здесь конкретных объектов пока не закартировано, хотя аналогичные условия в пределах Ка-заковской группы поднятий привели к формированию в рассматриваемом комплексе месторождений нефти. Указанное направление поисков представляется перспективным, хотя и не первоочередным. Это связано с тем, что объем проведенных здесь сейсмических работ недостаточен для последующего проведения буровых работ.
На участках, прилегающих к осевой зоне Усть-Черемшанского прогиба, также намечается ряд поднятий. Некоторые из них подготовлены к глубокому бурению (Бру-совское). В указанной зоне на единичных поднятиях возможно наличие органогенных построек, однако риск неудач при поисках месторождений нефти здесь достаточно велик.
Нижнекаменноугольный терригенный комплекс характеризуется значительной освоенностью начальных суммарных ресурсов нефти, что ограничивает возможности комплекса на перспективу. В то же время во многих районах его потенциал не исчерпан и способен обеспечить значительную долю приростов запасов нефти в этом регионе. При дальнейшем проведении геолого-разведочных работ здесь возможно выявление преимущественно мелких месторождений.
Наибольшая плотность неразведанных извлекаемых ресурсов не-
фти отмечается на юго-восточном борту Мелекесской впадины и в Сок-ско-Шешминской системе, а наименьшая — в Ставропольской депрессии. На территории Жигулев-ско-Самаркинской системы валов разведанность начальных суммарных ресурсов составляет 96,8 %, в то же время плотность выше, чем в Ставропольской депрессии. В Ульяновской области наибольшую плотность извлекаемых ресурсов также, как и в Самарской области, имеет нижнекаменноугольный терригенный комплекс в бортовых зонах Усть-Черемшанского прогиба.
На исследуемой территории Самарской области в фонде подготовленных к глубокому бурению находятся 10 структур. Из них в пределах юго-восточного борта Мелекесской впадины — восемь, на территории Сокской седловины — две. На сопредельной территории Ульяновской области, в Мелекесской впадине, подготовлены четыре структуры.
Подавляющая часть залежей приурочена к прибортовым зонам Усть-Черемшанского прогиба, где в шельфовых зонах сосредоточены структуры облекания нижележащих рифогенных массивов бортовых зон и органогенных построек фа-мен-турнейского возраста. Перспективны наиболее гипсометрически приподнятые локальные структуры, расположенные в пределах узких цепочек поднятий.
В осевых частях Усть-Черем-шанского прогиба залежи редки, хотя именно здесь отмечаются максимальные мощности пластов-кол-лекторов. Во внутренней части этого прогиба картируются локальные тектонические поднятия, с которыми могут быть связаны возможные залежи УВ. Значительный интерес представляют также структуры облекания одиночных высокоамплитудных биогермных построек и клиноформных образований на внутренних бортах. Открытие залежей
на Лабитовском, Новобесовском и Булатовском месторождениях позволяет считать эту зону перспективной.
В терри генных отложениях нижнего карбона в пределах Ставропольской депрессии отрицательные результаты связаны со слабой изученностью территории. Здесь не разработаны методики поисков и разведки указанных залежей. В этой зоне залежь нефти обнаружена только на Буянском месторождении.
В терригенном визейском комплексе первоочередным для дальнейших поисков залежей нефти является восточный борт Мелекесской впадины. Перспективные структуры сконцентрированы в зоне развития внешнего борта Усть-Черемшанско-го прогиба и шельфовой зоне. На этой территории визейские терри-генные отложения имеют мощность
10-100 м. Наблюдаются узкие зоны увеличенных мощностей, связанные с “врезами” визейских палеорек. Здесь выделено семь перспективных структур. Самые западные из них -Хоржельская и Шенталинская, которые числятся в фонде подготовленных поднятий. Структуры расположены на приподнятом участке, в северной части которого находится Любовское месторождение. На юге участок ограничен прогибом северо-западного простирания, а на востоке — северо-восточного. Взаимодействие этих двух направлений сказывается на строении Хоржель-ского поднятия, которое имеет треугольную форму. Его размеры составляют 2,4x2,0 км2, амплитуда — до 20 м. Шенталинская структура имеет субширотное простирание, несколько меньшие размеры и, возможно, большую амплитуду.
Второй участок расположен восточнее перечисленных структур. Он представляет собой приподнятую зону, ограниченную с двух сторон прогибами северо-восточного простирания. В пределах зоны вы-
деляются небольшие разнонаправленные локальные поднятия, разделенные между собой прогибами субширотного и северо-западного простираний. Нефтеносность участка доказана присутствием здесь Столетовского месторождения. Наиболее крупные структуры этой зоны — Борминская, Татарская, Гумилевская.
Северо-западнее указанной зоны находится перспективная в нефтегазоносном отношении Савандеевская структура, расположенная в непосредственной близости от Горноста-евского нефтяного месторождения.
Еще один перспективный участок возможен в зоне сочленения Мелекесской впадины и Сокской седловины. Он находится в узле взаимодействия структур разнонаправленных простираний и представляет собой выступ. Перспективными здесь являются подготовленная Ден гизская, Восточ но-Ден гизская и Северо-Емельяновская структуры. Первые две находятся на территории Мелекесской впадины, а третья — в Сокской седловине. Структуры имеют небольшие размеры и амплитуды, но, учитывая наличие в пределах выступа открытых Емелья-новского и Гнездинского месторождений, можно предполагать здесь залежи нефти.
Юго-западный борт Мелекесской впадины, где развиты тектоно-седиментационные структуры, также является перспективным районом для поисков залежей нефти в нижнекаменноугольных терриген-ных отложения. На участках, прилегающих к Сокской седловине, выделяется несколько структурных зон, осложняющих бортовые части впадины. Наиболее перспективны здесь Рудневская и Ковыльная структуры. В непосредственной близости от них расположены Пограничное, Мордовоозерское и Ла-битовское месторождения нефти. Рудневская структура осложнена тремя куполами, расположенными
на гипсометрической отметке -1440 м. Их размеры составляют (2,0-2,2)х(0,5-0,8) км2 при амплитуде около 20 м. Ковыльная структура имеет размер 3,0x1,8 км2 и амплитуду до 20 м.
Несмотря на то, что Сокская седловина характеризуется значительной освоенностью начальных суммарных ресурсов нефти, на ее территории находятся несколько структур, представляющих поисковый интерес. Перспективные структуры расположены в районе Северо-Ка-менского месторождения. Здесь выделяется группа поднятий, объединенная общей изогипсой -1500 м. Все поднятия имеют тектоническое происхождение. Нефтеносность этого участка доказана открытием залежи нефти в бобриковских отложениях на Северо-Каменском поднятии.
Безреченская структура, расположенная на северо-западном продолжении Северо-Каменской группы поднятий, также является перспективной на поиски залежей нефти в визейских отложениях. Она находится в узле пересечения структур северо-восточного простирания, присущего этой части Ставропольской депрессии, со структурами северо-западного направления, характерного для сопряженной части Сокской седловины. В пределах оконтурива-ющей изогипсы -1500 м размеры структуры составляют 4,0 х1,8 км2, а амплитуда — до 40 м. Структура подготовлена сейсморазведкой для постановки глубокого бурения.
Окско-башкирский комплекс на рассматриваемой территории содержит залежи на 28 месторождениях. Продуктивные слои этого комплекса приурочены почти исключительно к верхней, маломощной (20-60 м), части комплекса, т.е. к башкирской известняковой формации. Практическое отсутствие залежей в остальной мощной (до 400 м) толще серпуховского и визейского ярусов дает основание сократить поиски объектов в этом комплексе.
Сосредоточение скоплений УВ в верхней части окско-башкирско-го комплекса определено отсутствием внутриформационных плас-тов-флюидоупоров и наличием регионально распространенной ме-лекесско-верейской карбонатноглинистой покрышки в его кровле. Мелекесско-верейская покрышка перекрывает плащом всю рассматриваемую территорию. Ее мощность 10-20 м, что однако не исключает ее гидродинамическую связь с вышележащим верейским терригенно-карбонатным комплексом, из чего следует, что около 40 % всех месторождений продуктивны в обоих комплексах.
Основными предпосылками для скопления У В в толще известняковой литофации башкирского яруса были фациальные особенности условий накопления осадков в башкирский век. Осадконакопле-ние шло в мелком море, интенсивно заселенном флорой и фауной, имеющей известковый скелет. Динамическая подвижность придонных вод приводила к накоплению мелких окатанных обломков, неплотной их упаковке и образованию пород с высокой первичной пористостью.
Исходя из этого, можно сделать заключение, что перспективными являются все структуры, находящиеся в поле развития известняковой литофации башкирского яруса — Шенталинская, Хоржельская, Лихо-баевская, Погрузская, Приютов-ская, Северо-Озерная, Денгизская, Брусовская, Березовская в Самарской области и Прибойная, Но-во-Филипповская, Рудневская в Ульяновской области.
Ольховская и Киселевская структуры, находящиеся в поле развития известняково-доломито-вой литофации, должны рассматриваться как менее перспективные, так как, скорее всего, будут обладать более низкими коллекторскими свойствами.
Анализ размещения залежей УВ в окско-башкирском комплексе показал, что подавляющая их часть сконцентрирована на двух участках восточного борта Мелекесской впадины, на остальной территории залежи единичны. Такое размещение залежей определено как фациаль-ными особенностями пород башкирского яруса, так и динамикой развития Мелекесской впадины в предшествующие этапы. Несомнен-
но, на размещение локальных структур окско-башкирского комплекса оказало влияние распространение Серноводско-Абдуллинского авлакогена, а позднее — Усть-Че-ремшанского прогиба Камско-Кине-льской системы поднятий. Развитие этих крупных структур обусловило возникновение здесь множества локальных структур разного генезиса, нашедших отражение и в структуре отложений башкирского яруса.
Итак, рассмотрение перспектив нефтеносности палеозойского комплекса северо-западной части Самарской области показало, что, несмотря на хорошую изученность и освоенность этой территории, она все еще остается перспективной для поисков новых нефтяных месторождений.
Литература
1. Тектоника и зоны нефтегазо-накопления Камско-Кинельской системы прогибов. — М.: Наука, 1965.
2. Шашель А.Г. Геология и нефте-газоносность терригенного комплекса девона Самарского Поволжья. — М.: Изд-во ИГиРГИ, 2000.
О А.А.Голов, 2005
The north-western part of Samara area may be referred to well-studied territory of Volga-Urals
oil-and-gasbearing province. Even though more than 50 years production, the area still has a considerable reserve for supporting oil production.
The present article establishes priority trends of revealing new promising sites and local objects for exploration and prospecting activity. Consideration is being given to some features of geological structure of Devonian and Lower Carboniferous terrigene complexes, Upper Devonian-Tournaisian and Oka-Bashkirian stages of Carboniferous. The article gives characteristics of main Paleozoic oil-bearing complexes particular local objects representing an interest for oil companies performing works in Samara area are distinguished.
For petroleum exploration as most promising could be considered: terrigene Devonian complex (South-eastern complex located in south-east of Sok saddle, and Eastern in south- eastern part of Melekes trough), Upper Devonian-Tournaisian carbonate complex (Rudnev, Emelianov sites, Brusov), Lower Carboniferous terrigene complex (the eastern edge of Melekes trough).
