Разработанные на уникальных месторождениях Прикаспийской впадины методики и технологии широко применяются для поисков объектов "типа Карачаганак", но за 30 лет Карачаганак-2 так и не найден [1-3, 13, 14, 30, 47-49]. В Саратовской области такой объект искали на Владимировской, Тимофеевской, Дьяковской, Южно-Дьяковской, Суслинской, Алтатинской, Южно- Алтатинской площадях, на Чёрной Падине, пока без результата [23-28, 46, 47, 60]. Наиболее оптимистичный результат по рифовому резервуару получен в скважине Чёрная Падина-1 [3-Писаренко Ю.А., 62]. По сопоставлению результатов бурения и сейсморазведки установлены ошибки структурных, стратиграфических, структурно-формационных, литолого-фациальных, емкостных и фильтрационных моделей, построенных специалистами различных нефтесервисных компаний и отраслевых институтов при подготовке объектов к поисковому или параметрическому бурению [46, 47, 60]. Основная причина ошибок - человеческий фактор, взаимная невостребованность смежных специалистов, отсутствие доступа к фактической информации и нарушение современных отраслевых стандартов [31-40, 59, 64, 65]. Так специалисты НВНИИГГ утверждают, что неоптимальность моделирования объектов "типа Карачаганак" главным образом обусловлена недостаточной аналогией со строением и развитием его базовой модели и объективно затруднена фактором соляной тектоники [13, 17, 46, 47]. Но ведь сам Карачаганак всё-таки был найден в 1979 году, несмотря на фактор соляной тектоники и запредельные ошибки структурных моделей сейсморазведки [29], а полных геологических аналогий в природе и не бывает. Что касается девонского цоколя, то его поиски завязаны на мелкоблоковость тектоники в зоне сочленения Пачелмовского авлакогена с Прикаспийской впадиной, которая практически не подтверждена фактами (материалами бурения) и потому имеет максимальную степень неоднозначности, хотя региональный этап исследований считается завершённым [7-13, 41, 42, 46, 47]. Геологические и геофизические неоднозначности региональных моделей приводят к различной оценке ресурсной базы, ошибкам в геолого-экономической оценке инвестиционных проектов и общему снижению эффективности ГРР. Так, рассматривая структурные карты по подошве соленосного комплекса, построенные по материалам интерпретации тысяч километров новых сейсмических профилей, отработанных в пределах всего северного борта Прикаспийской впадины, Писаренко Ю.А. установил отсутствие надёжных структурных поднятий и тектонических нарушений [3]. "Сейсмическая моноклиналь" северной бортовой зоны контрастирует со структурными планами соленосных бассейнов Припятской и Днепрово-Донецкой впадин, где амплитуды разломов подсолевого ложа могут составлять сотни метров, а подсолевые поднятия контролируются положением соляных гряд и куполов. По мнению Писаренко Ю.А. для выявления нескольких крупных по запасам углеводородных объектов и повышения их достоверности необходимо силами НВНИИГГ провести уточнение структурной основы подсолевого ложа Прикаспийской впадины на базе комплексного анализа данных геофизики и геодинамического анализа формирования структурных планов осадочного чехла. Это типичное проявление человеческого фактора как реакции на неоднозначности региональных и локальных моделей. Любому квалифицированному специалисту (организации) при сравнительном анализе геологических моделей знакомых территорий кажется, что будь у него вся база данных по сравниваемым моделям, он сделал бы "единственно правильную" модель. Это заблуждение основано на отождествлении фактических материалов с их интерпретациями, которые неоднозначны по определению обратных задач геофизики. Геодинамическая модель Прикаспийской впадины уже создана и не одна [11, 12, 41-44, 46], но будем надеяться, что именно уточнённую структурную основу представит НВНИИГГ в обоснование заложения параметрических скважин: Никольской и Озинской №1 глубиной 7080 м в Алтатинской ЗНГН [1-Скорнякова Е.Г. и др., 3-Воробьев В.Я. и др., 3-Куколенко О.В. и др.]. По материалам поисковых работ на Восточном ЛУ Соловьёвым Б.А. в 2006 г. предлагалось бурение Западно-Глазовской параметрической скважины в пределах Алтатинской зоны подсолевых поднятий [1, 11] (рис.1, срок действия лицензии был закончен 31.12.2002, Восточный ЛУ перешёл в нераспределённый фонд). За счет средств федерального бюджета в 2004-2009 годах проведены зонально-региональные геофизические работы в пределах нераспределённого фонда Прикаспийской территории силами ФГУП НВНИИГГ [1, 3] с выявлением 2 крупных подсолевых объектов с ресурсами более 600 млн т. По мере роста числа неподтверждённых объектов карачаганакского типа по всему периметру Прикаспийской впадины стали предлагаться другие направления ГРР в качестве альтернативных. В 1992 году предложено Соловьёвым Б.А. считать "новым перспективным направлением поисков терригенные нижне-среднекаменноугольные и нижнепермские отложения, прежде всего в зонах авандельт и конусов выноса" [11]. Эта идея быстро нашла сторонников в связи с наличием подобных объектов в Саратовской области и даже их доказанной продуктивности на Кенкияке, Восточном Акжаре и др. Перспективы открытия бессернистой высококачественной нефти оказались наиболее реальны в надсолевом комплексе отложений. Продуктивные горизонты залегают на глубинах от 50 до 3500 м [14]. Целенаправленные поисковые работы на нефть в надсолевых отложениях в основном проводятся только в южных районах Прикаспия, где открыто более 100 месторождений. В последнее время открыты 4 средних по запасам месторождения и одно крупное месторождение Кенбай (1986г.) [11, 14, 46, 54-58]. До этих открытий поискам нефти и газа в надсолевом комплексе не придавалось должного внимания. Эпизодическое проведение поисковых работ на северном борту и в центральных районах Прикаспийской впадины привело к открытию нефтяных (Куриловское, Узеньское) и газовых (Старшиновское, Спортивное, Таловское) месторождений (Рис.2). Многочисленные газопроявления установлены в верхнеплиоценовых отложениях на большей части территории региона. [11]. По мнению ФГУП НВНИИГГ [3] имеющегося параметрического материала явно недостаточно для успешного проведения поисковых работ геофизическими методами на территории Прикаспийской НГП. Перспективным направлением, способным обеспечивать ежегодный прирост запасов нефти за счет открытия мелких (и, возможно, средних) по запасам месторождений, являются мезозойские отложения российской части Прикаспийской НГП. Однако до сих пор отсутствует удовлетворительная методика, обеспечивающая эффективный поиск таких месторождений в условиях солянокупольной тектоники. Например, из 8 скважин (затрачено 415 млн.руб.), пробуренных недропользователями в 2007 г. на объектах, подготовленных сейсморазведкой по надсолевым отложениям, продукция получена только в одной скв. Узеньская-1 – фонтанный приток нефти из триасовых отложений в интервале глубин 975-985 м, Саратовская обл., Карпенский лицензионный участок. Нельзя согласиться с утверждением из [3] в части отсутствия эффективной методики изучения надсолевого структурного этажа. Эта методика есть и называется в западном варианте "сейсмостратиграфией", а в отечественном варианте – структурно-формационной интерпретацией (СФИ) [30-40, 59, 65]. Эффективность методики возрастает в случае её комплексирования с мало-среднеглубинным бурением поисковых скважин. Повышение достоверности интерпретации достигается подбором оптимального комплекса геофизических методов и их оперативного анализа с материалами бурения по мере ввода в действие новых скважин (рис.3, 4). Переход на 3Д-сейсморазведку при картировании надсолевых структур обусловлен геологическим строением поисковых объектов и рекомендован отраслевыми стандартами. По данным управления "Саратовнедра" в Саратовской области более 44-х компаний занимаются поисково-разведочными работами, 16 - добывающей деятельностью и только одна "Прикаспийская газовая компания" (ООО "ПГК") реально ищет Карачаганак-2 современными технологиями интегрированной интерпретации разнородной геолого-геофизической информации с опорой на сейсморазведку МОГТ-3Д и поисковым бурением (скв. Графовская-1), проводит поиск, разведку и добычу нефти из надсолевых залежей Узеньского месторождения, открытого ООО "ПГК" в 2007 году. Компания владеет лицензиями на Прикаспийский и Карпенский участки недр, контуры которых показаны на рисунках 1, 2, 5 зелёным цветом. Для "Прикаспийской газовой компании", работающей с участием иностранных инвесторов, открытие уникальных по крупности объектов несёт большой политический риск в дополнение к рискам геологическим.Сейчас, по закону, иностранцы могут участвовать в разработке любого месторождения с запасами более 70 млн тонн нефти или 50 млрд кубометров газа только в качестве миноритарных акционеров. На рисунках 2, 5 красным контуром показаны площади детальных сейсморазведочных работ МОГТ-3Д, используемых для построения единой совокупности шести моделей в соответствии с современными отраслевыми стандартами как для подсолевых объектов карачаганакского типа, так и для надсолевых месторождений и поисковых объектов [31-40]. На Узеньской и Восточно-Узеньской площадях пробурено 11 поисково-разведочных скважин, семь из которых дают нефть хорошего качества. На площади продуктивны отложения триасового и нижнемелового возраста. На этапе поиска и разведки используется наземная и скважинная сейсморазведка МОГТ-2Д/3Д и ПМ ВСП, детальная электроразведка методом ЗС и ВП (рис.3, 4). На региональном и поисковом этапе применяется комплексирование грави-магниторазведки с целью выявления подсолевых карбонатных массивов увеличенной толщины по авторской методике построения карт комплексных параметров [24-26, 28]. В пределах выявленных карбонатных массивов (показаны на рисунке 2) концентрируются детальные геофизические работы сейсморазведкой МОГТ-2Д/3Д. Подрядчики выбираются на конкурсной основе по критерию цена/качество с приоритетом параметру качества работ. Применяется двойной супервайзерский контроль качества работ (от Заказчика и от Подрядчика) на всех этапах ГРР. В качестве подрядчиков в различное время привлекались: ЗАО "ЛУКойл-Саратов", ЗАО "ЛУКойл-ПРЭМ", ТТП "Саратовнефтедобыча", ОАО "Саратовнефтегеофизика", ОАО "Волгограднефтегеофизика", ООО "Сиам Мастер", ООО НПК "Геопроект", ООО "Северо-Запад", Шлюмберже Лоджелко Инк. и др.