НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Московская синеклиза и Рязано-Саратовский (Пачелмский) про­гиб давно привлекают внимание геологов с точки зрения возможной нефтегазоносности. Предположения о наличии нефти и газа в централь­ных районах Восточно-Европейской (Русской) платформы впервые были высказаны И.

В 1959 г. Геологическим управлением центральных районов было начато бурение колонковых структурно-картировочных скважин глуби­ной до 1200—1300 м в юго-западной части Московской синеклизы для изучения литологии и стратиграфии глубинных горизонтов девона и нижнего палеозоя. В результате около городов Нелидова, Смоленска и Вязьмы были получены новые интересные данные о геологическом строении и наличии растворенных углеводородов в сильно минерализо­ванных водах среднего девона, ордовика, кембрия и венда. Эти данные явились основанием для возобновления региональных геофизических исследований и бурения глубоких параметрических скважин на линиях сейсмических профилей непрерывного наблюдения. Обоснование целе­сообразности этих работ освещено И. Н. Леоненко (1961 г., 1962),

С. А. Ершовым и И. Н. Леоненко (1962) и П. С. Хохловым (1961 г.).

В последние годы интерес к центральным районам особенно повы­сился в связи с большой потребностью топлива в Европейской части СССР, где расположены наиболее крупные потребители нефтепродук­тов.

В результате работ, проведенных за последние 10 лет, получены новые дополнительные материалы, показывающие сложность морфоло­гии погребенной поверхности кристаллического фундамента, резкое из­менение мощности и состава осадочных пород девона, ордовика, кемб­рия, венда и рифея, уточнены структурные особенности строения глубо­ких горизонтов, выявлены новые локальные положительные геологиче­ские структуры в Московской синеклизе (Даниловская, Рыбинская, Бу- каловская, Рослятинская, Дьяконовская, Молоковская, Ростовская, Ней- ская, Зеленцовская и др.) и в Пачелмском прогибе (Сомовская и Паш- ковская). Из скважин на Даниловской площади получены непромыш­ленные притоки нефти. Признаки нефтегазоносности в отложениях верхнего протерозоя и нижнего палеозоя установлены на Любимском, Дьяконовском и Солигаличском поднятиях; накопился богатый мате­риал по геохимии и гидрохимии. Основные результаты работ освещены Л. М. Бириной (1966 г.), Н. С. Ильиной (1964 г.), Ю. В. Мухиным (1966 г.), И. Н. Леоненко (1969 г.), М. И. Островским (1967, 1968,

1970 гг.). В этих работах Московская синеклиза и Пачелмский прогиб рассматриваются как перспективные для поисков нефти и газа.

Предварительная качественная оценка нефтегазовых запасов дан­ной территории произведена В. А. Аверовым, И. О. Бродом и др. (1962 г.), К- Ю. Волковым (1965 г.) и М. И. Островским (1968 г.).

Большая работа по анализу и обобщению геологических материа­лов в связи с изучением перспектив нефтегазоносности рассматривае­мой территории проведена ВНИГНИ (М. И. Островский, 1968 г.), МГУ (Б. А. Соколов, 1969 г.) и трестом Ярославнефтегазразведка (А. Я. Ча­гаев, 1969, 1971 гг.). В результате выявлена сложность строения кри­сталлического фундамента рассматриваемой территории. Региональные глубинные разломы преимущественно северо-восточного направления расчленяют фундамент Московской синеклизы на ряд блоков, опущен­ных на различные глубины. Сложное строение кристаллического фунда­мента отмечается и в грабенообразных прогибах (авлакогенах).

Осадочные породы залегают на сильно эродированной поверхности кристаллического фундамента с угловым несогласием. Формирование осадочного комплекса, по-видимому, началось с байкальского этапа раз­вития Русской плиты, когда Сарматский щит был разбит разломами на отдельные массивы. В тот период накапливался грубообломочный мате­риал, вначале в авлакогенах, а затем в пределах всей площади сине-

клизы и прогиба. В геологическом строении этих крупных тектониче­ских элементов участвуют верхнепротерозойские, кембрийские, ордовик­ские, девонские, каменноугольные, пермские, мезозойские и четвертич­ные отложения.

Геотектоническое развитие структур, геохимические и гидрохимиче­ские особенности отложений позволяют рассматривать синеклизу и про­гиб как самостоятельные зоны возможного нефтегазообразования. В пользу такого предположения свидетельствуют косвенные и прямые признаки нефте- и газопроявлений в отложениях венда, ордовика и среднего девона, выявленные в последние годы.

Рифейско-нижневендский возможно нефтегазоносный комплекс. От­ложения комплекса залегают на глубинах от 1500 до 3000 м. Приуро­чены к Валдайскому, Солигаличскому, Подмосковному и Пачелмскому грабенообразным прогибам и контролируются тектоническими наруше­ниями. Представлены они в нижней части красноцветными песчаника­ми (алевролитами) и доломитами (Пачелмский прогиб) рифея, а в верх­ней части зеленовато-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллита­ми пачелмской серии. Осадки имеют континентальное и морское проис­хождение. Мощность комплекса непостоянная и зависит от характера грабенообразных впадин: в пределах опущенных блоков Валдайского прогиба 2,2 км, Солигаличского 2,5 км, Подмосковного 2,5 км и Пачелм- ского 3,0 км. Авлакогены разделены приподнятыми блоками кристалли­ческого фундамента.

Коллекторские свойства вскрытой части разреза изучены слабо. В Пачелмском прогибе общая пористость песчаников каверинской тол­щи колеблется от 5 до 20%, в Оршанском прогибе пористость песчани­ков изменяется от 10 до 20% (Иванова, 1963), в Солигаличском прогибе открытая пористость 5—15%, а проницаемость достигает 4 мд.

Судя по широкому распространению в рифее красноцветных песча­но-глинистых образований, условия накопления и преобразования орга­нического вещества в углеводороды в это время были не благоприятны­ми. Осадконакопление происходило в условиях окислительной и суб­окислительной обстановки. Кроме того, континентальный перерыв меж­ду отложениями рифея и венда способствовал окислению органическо­го вещества и размыву пород. Все это снижает перспективы рифейской части комплекса. Однако на некоторых участках, где в разрезе имелись толщи слабо проницаемых алевролитов и аргиллитов, органическое ве­щество возможно не подвергалось окислению и существовали условия для его генерации в углеводороды в небольшом количестве.

Воды комплекса находятся в условиях полной гидрогеологической закрытости. Они представлены рассолами хлоридно-кальциевого типа (по В. А. Сулину) хлоридно-натриево-кальциевого состава, с общей ми­нерализацией 180—265 г/л, высоким содержанием брома (1700 мг/л) и коэффициентом метаморфизации 0,3—0,7. Газ обычно азотно-метано­вый. Содержание метана в основном не превышает 10—20%. Исключе­ние составляет Солигаличский прогиб, расположенный в погруженной части Московской синеклизы, где в скважине Даниловской 1 в интерва­ле глубин 2962—3085 м при испытании в пластовой воде получено ме­тана 90% и высших гомологов 3%. Керн на глубине 3079—3087 м имел запах нефти. При проходке скважины в растворе наблюдались выделе­ния пузырьков газа и иризирующие пленки нефти (А. Я. Чагаев, 1969 г.).

Верхняя часть комплекса (пачелмская серия) наиболее изучена в Пачелмском прогибе. Отложения преимущественно темноцветные. Ус­ловия накопления и преобразования органического вещества в углево­дороды по сравнению с подстилающими осадками, по-видимому, были благоприятными. В разрезе имеются пласты с хорошими коллекторски­ми свойствами.

Перспективы комплекса в целом низкие. Наиболее интересна в нефтегазоносном отношении верхняя часть комплекса в Солигалич- ском и на юго-востоке Пачелмского прогиба где, вероятно, могут быть небольшие скопления нефти и газа.

Верхневендско-нижнекембрийский возможно нефтегазоносный комп­лекс. Отложения этого комплекса широко развиты в Московской сине­клизе, где залегают трансгрессивно на породах кристаллического фун­дамента, рифейских и нижневендских. На Токмовском своде и в юго­восточной части Рязано-Саратовского прогиба они отсутствуют. Харак­тер распространения и фациальный состав отложений неодинаковы. Наиболее полные разрезы комплекса вскрыты в погруженной зоне Мо­сковской синеклизы. Слагается разрез в нижней части песчаниками, ар­гиллитами и тиллитами волынской серии; мощность ее до 200 м. Выше лежат зеленовато-серые и красно-бурые аргиллиты, алевролиты и пес­чаники валдайской серии мощностью до 700 м; толща имеет цикличе­ское строение. Мощность волынских и валдайских отложений в преде­лах рассматриваемой территории подвержена существенным колебани­ям. Вероятно, она контролировалась блоками кристаллического фунда­мента. Верхняя часть разреза представлена песчаниками и глинами балтийской серии нижнего кембрия, распространенными севернее ши­роты г. Москвы.

Перспективы нефтегазоносности верхневендских и нижнекембрий­ских отложений изучены лучше, чем осадки в подстилающем комплексе. В разрезе отмечается несколько пластов коллекторов с хорошими свой­ствами мощностью от 5—10 до 30—35 м. Пористость песчаников изме­няется от 5 до 25%, а проницаемость от 1 до 300 мд. Пласты-коллекто­ры разделены выдержанными по простиранию глинистыми породами, которые могут служить водоупорами. Для волынских отложений по­крышкой является мощная толща пород редкинской свиты, а для вал­дайских — глины и аргиллиты балтийской серии нижнего кембрия.

Отложения валдайской серии обогащены органическим веществом по всему разрезу. Наиболее высокое содержание (0,5—5%) наблюда­ется в осадках редкинской свиты. В Рыбинской и Даниловской скважи­нах отмечались хлороформенные битумы миграционного происхожде­ния. Характер органических веществ редкинской свиты позволяет отно­сить отложения к нефтематеринским (А. Я. Чагаев и др., 1969 г.).

Химизм вод комплекса зависит от с-труктурных особенностей тер­ритории. В прибортовых зонах синеклизы, где отложения залегают на небольших глубинах, воды слабо минерализованы (80—140 г/л) и ме- таморфизованы, имеют низкий бромный фактор (до 200 мг/л). Воды относятся к хлор-кальциевому типу. В большинстве своем они недона- сыщены газом (10—40 см³/л). В составе газа преобладает азот (80— 90%). К центру синеклизы характер вод меняется (Рыбинск, Любим. Солигалич, Некрасово). Они сильно минерализованы (260—270 г/л).

Содержание брома достигает 1500 мг/л (Солигалич). Эти данные сви­детельствуют о застойном режиме вод комплекса.

В направлении к погруженной зоне синеклизы возрастает газона­сыщенность (70—100 см³/л). На отдельных площадях значения ее в волынских (?) отложениях увеличиваются до 500 см³/л (Любим, Дьяконово). Газ, растворенный в воде, углеводородно-азотный, содер­жание метана до 68%.

На Даниловской площади в волынских (?) отложениях наблюдались прямые признаки нефтегазоносности. При испытании скв. 1 на глубине 2894—2922 м получены с водой пленка нефти и горючий газ с дебитом 2—5 м³/сут. Газ состоит из метана (6,68%), этана (7,6%), пропана (1,65%) и тяжелых гомологов; в нем содержатся азот (21,5%) и угле­кислота (0,9%). В скв. 4 этой площади получены непромышленные при­токи нефти из волынских (?) отложений.

Приведенные данные позволяют отнести к перспективным отложе­ния комплекса в наиболее погруженной части Московской синеклизы (Рыбинск, Любим, Вологда, Макарьев, Ярославль, Ростов)—в преде­лах Угличско-Никольского и Солигаличского прогибов и на участках прибортовых частей структур. В этой зоне происходило нефтегазонакоп­ление и могли формироваться залежи не только в толщах, генерирую­щих углеводороды, но и в других местах разреза за счет перераспреде­ления первичных залежей. Кроме того, возможно перспективны отложе­ния комплекса на склонах Нелидово-Торжокского свода в зоне разви тия глинистой толщи нижнего кембрия, являющейся покрышкой и пре­дохраняющей залежи нефти от окислительного воздействия инфильтра­ционных вод. Малоперспективны и бесперспективны площади на юге и юго-востоке территории, где отложения комплекса находятся в зонах активного водообмена (склоны Воронежской антеклизы, Токмовского свода и Балтийского щита) и сокращены в мощности в результате пред­девонского размыва.

Среднекембрийско (?)-ордовикский возможно нефтегазоносный ком­плекс. Отложения комплекса распространены в узкой полосе широтного простирания — от Крестцов на западе до Солигалича на востоке. Они являются интересными в отношении нефтегазоносности. В последнее время в сходных по литолого-фациальному составу и возрасту образо­ваниях Прибалтийской синеклизы открыты Красноборское, Ушаковское и Гарджайское месторождения нефти.

Осадки комплекса представлены в основном толщей среднекемб­рийских песков, песчаников и глин мощностью 30—40 м и залегающими выше темно-серыми и пестроцветными песчаниками, алевролитами, ар­гиллитами и аргиллитоподобными глинами тремадокского яруса ниж­него ордовика. Мощность последних 25—30 м на западе и 120—160 м на востоке площади. Средняя и верхняя части комплекса сложены тол­щей карбонатных и карбонатно-глинистых пород с подчиненными слоя­ми глин, аргиллитов и песков нижнего, среднего и верхнего ордовика. Мощность отложений на западе площади 200—300 м, в центре около 400 м, а в прибортовых зонах на участках наибольшего преддевонско­го размыва 50—100 м.

Коллекторские свойства пород изучены слабо. В разрезе насчиты­вается несколько терригенных пластов-коллекторов. Карбонатные кол­лекторы не изучались. Пласт-коллектор в среднекембрийских отложе­ниях имеет пористость 10—20% и проницаемость до 1075 мд. Дебиты пластовой воды, полученной в скважинах при испытаниях, колеблются от 100 до 600 м³/сут; они указывают на хорошие отдающие свойства песчаников. В тремадокском ярусе насчитывается несколько пластов- коллекторов песчаников мощностью от 5 до 20 м; проницаемость их ко­леблется от 1 до 1000 мд. В верхнем и среднем отделе ордовика по не­большому количеству определений песчаные пласты-коллекторы харак­теризуются пористостью 8—16% и проницаемостью от 1 до 650 мд. Мощность пластов в зависимости от структурных условий колеблется от 10 до 40 м.

Пласты-коллекторы перекрыты преимущественно глинистыми по­крышками, которые выдержаны по простиранию. Для среднекембрий­ского пласта-коллектора водоупором служит глинисто-мергельная толща аренигского яруса. В тремадокском ярусе нижнего ордовика покрышкой пластов-коллекторов являются плотные аргиллитоподобные глины, а в среднем и верхнем ордовике, вероятно, карбонатные породы с про­слоями глин.

По характеру слагающих осадков в комплексе выделяются нижняя терригенная и верхняя карбонатно-терригенная возможно нефтегазонос­ные толщи. Разделяющим экраном для них служат плотные глинисто­мергелистые породы тремадокского яруса.

Нижняя терригенная толща характеризуется значительным содер­жанием органического вещества по всему разрезу. Наибольшее количе­ство его приурочено к черным диктионемовым сланцам и алевритистым глинам пакерортского горизонта в районах Пестова, Рыбинска, Вологды и Любима. Эти отложения по характеру органического вещества отно­сятся к нефтематеринским, а площадь их развития рассматривается как зона возможного нефтегазообразования (С. П. Максимов, Т.Д. Ива­нова, А. И. Шибалин, 1970 г.).

Воды комплекса находятся в погруженных зонах в условиях нор­мальной гидрогеологической закрытости. Представлены они рассолами хлоридно-кальциевого типа хлоридно-натриево-кальциевого состава с общей минерализацией до 300 г/л и содержат высокие концентрации брома (в районе Любима 1200—1550 мг/л). Газонасыщенность вод низ­кая (140—180 см³/л). Вероятно, в более благоприятных структурных ус­ловиях этот показатель может быть выше. В составе газа преобладает азот (70—80%). Максимальное содержание метана отмечается на Лю- бимской площади (36%). В составе его присутствует до 1% тяжелых гомологов. На этой площади выявлено также высокое для исследуемой территории содержание йода (21 мг/л) и ионов аммония (203,1 мг/л), что характерно для вод приконтурных частей нефтяных месторождений. По мере уменьшения глубины залегания комплекса и снижения мощно­сти отложений уменьшаются минерализация, бромоносность, метамор- физация и газонасыщенность вод. Содержание метана в них не превы­шает нескольких процентов, в составе газа преобладает азот.

Приведенные данные позволяют положительно оценивать перспек­тивы нефтегазоносности верхнекембрийско-ордовикского комплекса в пределах погруженной части синеклизы, на площади, расположенной в районе городов Максатихи, Пестова, Ростова, Рыбинска, Ярославля, Вологды, Любима и Судиславля.

В верхней части комплекса (карбонатный ордовик) прямых при­знаков нефтегазоносности не отмечалось. Однако наиболее погружен­ная часть синеклизы, характеризующаяся высокими мощностями дан­ного комплекса, может представлять интерес для поисков нефти и газа. Как указывалось, в разрезе имеются терригенные пласты-коллекторы (Чухлома, Судиславль, Любим, Рыбинск). Геохимическая и гидрохими­ческая характеристики разреза являются благоприятными в нефтегазо­носном отношении. В Прибалтийской синеклизе получены притоки неф­ти из карбонатных отложений ордовика дебитом 1—4 т/сут (Гусев- ская и Правдинская площади). По совокупности геологических, геохи­мических и гидрохимических данных для поисков нефти и газа инте­ресны районы Пестова, Красного Холма, Пошехонья, Рыбинска, Люби­ма и Ярославля.

Девонский возможно нефтегазоносный комплекс. Отложения комп­лекса подразделяются на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатно- терригенную возможно нефтегазоносные толщи. На территории смеж­ной Волго-Уральской нефтегазоносной провинции к этим отложениям приурочены основные скопления нефти и газа.

Отложения нижней терригенной возможно нефтегазоносной толщи распространены на территории повсеместно. Нижняя часть ее сложена песчаниками, песками, глинами и сульфатно-карбонатными образова­ниями среднего девона, верхняя — преимущественно терригенными осадками пашийского горизонта верхнего девона. Северная граница распространения отложений комплекса проходит по линии городов Тотьма — Вологда — Череповец. Мощность их на склонах Воронежской антеклизы колеблется от 100 до 200 м, в пределах Тумско-Шатурского выступа кристаллического фундамента от 400 до 450 м, в центральной части синеклизы от 150 до 200 м (здесь, вероятно, отсутствуют пярнус­кий и наровский горизонты) и в районах Любима, Солигалича и Рос- лятино от 350 до 400 м; на склонах Балтийского щита она уменьшается до 50—100 м. Мощность пашийского горизонта верхнего девона, в за­висимости от структурных особенностей района, изменяется от 40 до 170 м. Все это свидетельствует о неоднократных колебательных движе­ниях блоков кристаллического фундамента по нарушениям. Подвижки блоков существенно влияли на процессы седиментации и, вероятно, при­водили к формированию структурных ловушек нефти и газа.

Наиболее интенсивные тектонические движения происходили в рай­оне городов Любима, Солигалича и Рослятино. Здесь, по-видимому, располагается среднедевонский грабенообразный прогиб. Размеры и простирание его соответствуют древнему рифейскому Солигаличскому авлакогену. Прогиб ограничен тектоническими нарушениями, о чем свидетельствуют внедрения диабазовых интрузий в Солигаличских, тер­мальные воды в Чухломской и нарушенное залегание пластов в Соли- галичской 6 и Любимской 5 скважинах, а.также потеря корреляции в разрезе на этом участке по данным сейсмических исследований МОВ.

В разрезе насчитывается несколько пластов-коллекторов в отложе­ниях пярнуского, наровского, старооскольского и пашийского горизон­тов. Водоупорами для них служат карбонатно-глинистые отложения на­ровского горизонта среднего девона и саргаевского горизонта верхнего девона. Коллекторские свойства терригенных пород хорошие. Открытая пористость пластов-коллекторов в живетских отложениях колеблется от 6 до 25%, а проницаемость от 100 до 2570 мд. В пашийском горизонте пористость песчаников пласта-коллектора 20—25%, а проницаемость до 3650 мд. Мощность пластов-коллекторов колеблется от 10 до 30 м. По данным геохимических исследований в нижней терригенной толще наблюдается повышенное содержание органических веществ и битумов в глинистых отложениях наровского и пярнуского горизонтов.

Воды терригенных отложений девона изучены недостаточно. В цент­ральной части синеклизы они относятся к хлоридно-кальциевому типу. Минерализация их зависит от глубины залегания толщи и колеблется от 10 до 500 г/л. Воды недонасыщены газами. Максимальное содержа­ние газов, растворенных в воде, не превышает 15—20%. В составе газа преобладает азот.

Прямые признаки нефтегазоносности немногочисленны. Запах неф­ти отмечался в образцах пород Горьковской и Любимской скважин (Московская синеклиза), а в Пачелмском прогибе — Мосоловской, Мор- совской и Зубово-Полянской скважин. На Любимском поднятии в скв. Р-1 наблюдался свободный выброс газа при бурении.

Особенности геологического строения, коллекторские свойства, на­личие региональных водоупоров и геохимические особенности разреза позволяют отнести терригенные отложения девона к возможно нефтега­зоносным. В Московской синеклизе интерес для поисков представляют площади в районе Ярославля, Костромы, Ростова и Судиславля, а в Ря­зано-Саратовском прогибе — к юго-востоку от Морсова.

Верхняя карбонатно-терригенная возможно нефтегазоносная толща распространена повсеместно. Представлена она на юге территории в ос­новном карбонатными, а на севере-—терригенно-карбонатными осадка­ми. Мощность отложений на склонах Воронежской синеклизы 200— 300 м, в северном направлении она увеличивается до 500—600 м. Боль­шие мощности толщи отмечаются в Рязано-Саратовском прогибе в пре­делах Тумско-Шатурского выступа (к югу от Москвы) и в центральной части Московской синеклизы.

Наиболее благоприятная геохимическая и гидрохимическая обста­новка для нефтегазообразования и нефтегазонакопления была в погру­женной зоне Московской синеклизы, в районах Ростова, Ярославля, Ко­стромы, Кинешмы, Иванова и Галича, где наблюдаются большие мощ­ности отложений. В этой зоне отмечались признаки нефтегазоносности в породах фаменского яруса Любимских, Даниловских, Чухломской и других скважин. Сепиолитовые сланцы и доломиты этого горизонта из­давали запах нефти. Кроме того, в Тарногской скважине наблюдались повышенное содержание углеводородного газа (76%) и иризирующая пленка нефти в растворе.

Таким образом, возможно перспективными в Московской синекли­зе являются отложения рифея, венда, кембрия, ордовика и девона, а в Рязано-Саратовском прогибе — осадочные образования венда и де­вона.

В настоящее время основные нефтепоисковые работы в централь­ных районах Европейской части СССР сосредоточены в погруженной зоне Московской синеклизы. Тектоника этой территории сложная. В оса­дочном чехле имеется несколько структурных ярусов, характеризую­щихся своеобразием строения, геологической истории и структурных соотношений. Все это задерживает решение проблемы нефтегазоносно­сти. Материалы последних лет (глубокое бурение, геофизические ра­боты) позволили существенно расширить наше представление об этой территории, однако перспективы нефтегазоносности наиболее интерес­ных додевонских возможно нефтегазоносных комплексов еще недоста­точно выяснены.

Поисковые работы в пределах Рыбинско-Сухонской валообразной зоны на Любимской, Даниловской, Солигаличской и Рослятинской структурах не дали положительных результатов. Тектоника ее сложная. Формирование зоны происходило в результате инверсии тектонических движений по разломам в предсреднекембрийское (?), преддевонское и предверхнеюрское время. Осложняющие ее современные Любимское, Солигаличское, Даниловское поднятия и другие структуры в виде струк­турных ловушек образовались в послеюрское время (Кузьменко, 1971 г.). Структуры являются инверсионными; своды их размыты. Располага­ются они над погруженной частью Солигаличского рифейского авлако- гена, а крутые крылья их залегают над нарушениями в кристаллическом фундаменте. К такому типу относится большинство структур в северо­восточной части Рыбинско-Сухонской валообразной зоны, где ведутся нефтепоисковые работы.

По истории развития и морфологии с Рыбинско-Сухонской вилооб­разной зоной в Московской синеклизе сходны Молоковская и Ростовско­Костромская зоны поднятий, а в Рязано-Саратовском прогибе — Окско- Цнинская Ерахтуро-Зубовополянская, Зарайско-Старожиловская иСер- добско-Славнинская зоны поднятий, образовавшиеся на месте грабено­образных древних структур. Ведущая роль в формировании этих струк­тур принадлежит также тектоническим нарушениям, по которым проис­ходили инверсионные движения. Перспективы нефтегазоносности струк­тур данного типа в районах Саратовского Поволжья (Елшано-Сергиев- ский вал) и Кировской области (Вятский вал) низкие (К. А. Машко- вич, 1970 г.).

Наиболее интересны для нефтепоисковых работ участки над при­поднятыми блоками кристаллического фундамента, где формировались структуры в процессе осадконакопления. По-видимому, к поднятиям такого типа относятся Рыбинское, Арефинское (Букаловское), Дьяко- новское, Решминское и другие тектонические осложнения в виде струк­турных носов в районе Горьковского Поволжья и на юго-восточном склоне Балтийского щита. Нефтепоисковые работы на этих древних поднятиях, подготовленных по глубоким горизонтам осадочного чехла структурным бурением и геофизическими исследованиями, вероятно, позволят приблизить решение проблемы нефтегазоносности Московской синеклизы и Рязано-Саратовского прогиба.