Резкое удорожание работ в глубокозалегающих отложениях и обусловленное этим уменьшение объемов геологоразведочных работ приводит к сокращению темпов прироста запасов нефти и газа. Одновременно происходит истощение разрабатываемых месторождений Волго-Уральской провинции, что приводит к падению добычи углеводородов (УВ).
Снижение темпов падения и стабилизация добычи нефти и газа возможны при условии коренной реорганизации всех видов работ, связанных с поисками, разведкой и разработкой залежей нефти
и газа, включая открытие и вовлечение в разработку новых сложнопостроенных нетрадиционных нефтегазоносных комплексов, в том числе и в верхней части разреза на глубинах до 1 000 м,
в нижнепермском фациально-структурном этаже [1, 2], с привлечением в этот сегмент
инвестиций и инновационных возможностей малых и средних компаний.
Анализ результатов геолого-геофизических исследований нижнепермских отложений свидетельствует, что юго-восточный склон Восточно-Европейской платформы в пределах Башкортостана, Татарстана, Оренбургской и Самарской областей и всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции является высокоперспективной в нефтегазоносном отношении территорией. Перспективна, но слабо изучена верхняя часть разреза, приуроченная к нижнепермской рифогенно-карбонатно-сульфатной формации (рис. 1). В ее составе выделяются: ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы, представленные сложнопостроенными карбонатно-эвапоритовыми и соленосными отложениями [1, 5, 6].

В предыдущие годы петрофизические исследования в нижнепермских отложениях проводились
в незначительном объеме, не разработана методика оценки подсчетных параметров. Все это объясняется скептическим отношением к промышленной оценке установленных нефтепроявлений в нижнепермских отложениях платформенной части Башкортостана, Татарстана и Оренбургской области из-за ряда неудач при испытании и пробной эксплуатации в основном структурных скважин. Это объясняется также тем, что открытие большого количества крупных высокодебитных нефтяных месторождений в отложениях девона и карбона — Ромашкинского, Туймазинского, Бавлинского, Шкаповского, Серафимовского и других — на долгие годы отвлекло внимание геологов и геофизиков от детального исследования промышленной нефтегазоносности нижнепермских отложений.
Коллекторами нефти и газа в нижнепермских отложениях являются шельфовые и рифогенные пористо-кавернозно-трещиноватые органогенно-обломочные доломиты и известняки [1, 2]. Покрышками служат ангидриты, гипсы и каменные соли, преобладающие в разрезе кунгурского яруса. Наиболее надежным флюидоупором являются отложения соленосной и подсоленосной толщ кунгурского яруса, увеличение мощности которых происходит в юго-восточном направлении
с образованием крупных соляных валов.

На территории юго-запада Башкортостана, востока Татарстана и Оренбургской области установлена региональная нефтенасыщенность доломитов кунгурского яруса (пласты Р0, Р1, Р2, Р3, Р4), доломитов и известняков артинского (пласт Р5), сакмарского (пласт Р6) и ассельского ярусов.
Анализ материалов показал, что нижнепермские отложения обладают сильной изменчивостью литологического состава пластов-коллекторов и характера пустотного пространства, связанного с эпигенетическими преобразованиями коллекторов, поэтому требуется целенаправленный подход при выборе методики и технологий геологоразведочных работ, вскрытия, исследований таких объектов и ввода их в эксплуатацию.
Установлено, что сложнопостроенные порово-трещиноватые карбонатные нижнепермские отложения платформенной части Башкортостана и Татарстана отличаются рядом особенностей: относительно высокой пористостью, низкой проницаемостью, резкой фациальной неоднородностью по вертикали и латерали, сульфатизацией пород [1, 2, 5].

По мнению А.А. Бакирова [3], формирование и размещение регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления в литосфере обуславливается совокупностью целого ряда факторов, основными из которых являются:

• литолого-фациальные условия накопления осадков;
• геотектоническое строение и палеотектонические условия развития территории;
• условия, обеспечивающие сохранность образовавшихся залежей и зон регионального нефтегазонакопления.

Особенностью развития литофаций и формирования мощностей нижнепермских отложений юго-восточного склона Русской платформы является субмеридиональная ориентировка фациальных зон, обусловленная образованием Предуральского передового прогиба между горными сооружениями Урала и Русской платформы и субширотная ориентировка блоков,
контролируемая трансформными
разломами (рис. 2) [1, 4].

В пределах платформы литофациальная обстановка контролировалась шельфовым характером осадконакопления с относительно резкой изменчивостью мощностей и фациального состава пород на коротких расстояниях, связанных с рифообразованием и палеотектоникой.
Развитие большого количества органогенных построек типа биостромов и биогермов привело
к группированию их в сложные системы, контролируемые региональными тектоническими процессами.
К числу литофациально-тектонических факторов, контролирующих формирование залежей нефти
и газа, относится распространение региональных геоструктурных элементов, благоприятных для формирования соответствующих литофациальных зон и разнотипных нефтегазоносных ловушек:
на платформах — сводовых поднятий, мегавалов, впадин и авлакогенов, осложненных ловушками рифового типа; в предгорных прогибах — антиклинальных продольных и поперечных тектонически экранированных структурных зон, рифовых, фациально-изменчивых комплексов и т.д.

Исследования геологических закономерностей размещения скоплений нефти и газа в значительной степени основываются на анализе процессов региональной тектоники.
Формирование структурного регионального плана нефтеносных территорий связано, прежде всего, с развитием структуры кристаллического фундамента платформенных переходных и складчатых областей, а также с формированием дизъюнктивных нарушений и зон стратиграфических несогласий, обусловленных горизонтальными и вертикальными движениями земной
коры [1, 4, 5, 6].
Наиболее детальная карта рельефа консолидированного фундамента востока Восточно-Европейской платформы по данным грави-, магнито- и сейсморазведки построена
И.С. Огариновым [4], который на ее основе выполнил нефтегеологическое районирование рассматриваемой территории (рис. 3).

Тектоническое строение нижнепермских отложений наиболее детально изучено по материалам структурного бурения по маркирующему горизонту реперу К4, приуроченному к нижней части кунгурского яруса и кровле артинского и сакмарского ярусов [1, 2].
Нижнепермские отложения имеют сложное тектоническое строение и литофациальный состав, которые в значительной степени унаследованы от нижележащих этажей. И в то же время имеется множество структурных осложнений, обусловленных внутренней структурой. В целом нижнепермские пласты, так же как и нижележащие, характеризуются региональным, но более пологим погружением в юго-восточном направлении, с градиентом 2–3 м/км и с более резкими уступами в зонах региональных разломов. По данным структурных построений (рис. 2) выделяются все крупные тектонические элементы, установленные в карбоне и девоне: Серафимовско-Балтаевский, Ермекеевский валы субширотного простирания, Шкаповско-Знаменская, Тарказинско-Чегодаевская, Большекинельская и другие структурные зоны северо-западного простирания [2].
Формирование субширотных валообразных зон, по мнению авторов, было связано с формированием субширотной трансформной, по отношению к Уралу, системой разломов, наиболее крупной из которых является Шкаповско-Белебеевско-Знаменская трансформная структурно-фациальная зона. В нее входят Шкаповское, Знаменское, Городецкое, Тарасовское, Яновское, Бахтинское, Сухореченское и др. поднятия. Зона приурочена к крупному погребенному выступу фундамента и является, по-видимому, частью крупной валообразной зоны юго-востока
Татарского свода, простирающейся в юго-восточном и северо-западном направлениях.
Структуры вышеуказанных зон пересекаются протяженными узкими региональными прогибами северо-восточного простирания, в большинстве случаев являющимися отражением девонских грабено-образных прогибов, сопряженных на востоке с валообразными антиклинальными поднятиями, контролируемыми разломами субмеридионального простирания.