ӘОЖ 553.982.234

C.Г. Нурсултанова¹, Г.Е. Ермекбаева¹, Г.Т. Баудагулова¹, А.Д. Нурсолтанова¹

1. ҚЕАҚ Қ.И. Сәтбаев атындағы Қазақ ұлттық техникалық зерттеу университеті, Алматы, Қазақстан

1. НАО Казахский национальный исследовательский технический университет имени К.И.Сатпаева, Алматы, Казакстан

КАСПИЙ МАҢЫ БАССЕЙНІНІҢ ТҰЗДЫ КҮМБЕЗДЕРІНІҢ ҚАЛЫПТАСУ ЕРЕКШЕЛІКТЕРІ

Аңдатпа. Бұл мақалада Каспий маңы ойпатында таралған тұз күмбезді құрылымдарының жаралу ерекшеліктері қарастырылған. Каcпий маңы ойпатында геологиялық тұзды күмбезді құрылымдар тараған. Олармен генетикалық тұрғыда барланған және өңделіп жатқан мұнай мен газ кенорындары қабаттарда қалыптасқан шөгінді таужыныстарда жапқыш ретінде және тұзды денелерді төсеп тұруымен байланысты. Бастапқыда мейлінше жеңіл тұзды таужыныстар жоғары жатқан шөгінді таужыныстарда тұзды күмбез, дуал және кешен күйінде жатқанда, бұл құрылымның пайда болуын геологтар гравитациялық күшпен байланыстырады.

Түйін сөздер: тұзды күмбез, тұз асты кенорын, тұз үсті кенорын, тұзды көтерілім, мұнай шоғыры,фундамент.

Тұзды күмбездер - тұзды емес құрылымдардың негізгі генетикалық типтерінен пайда болады. Бұларға тұзасты комплексті жəне тұз ядросының беті, құрылымдық планның шөгуіне сəйкестігі тəн. Бұларда тұздың көтерілуі болған, бұны И. Г Баранов жəне В. И. Китык тұзасты қатқабаттардың шайылуы жалпы ауданның көтерілуі кезеңімен түсіндіреді. Сонымен, Каспий маңы ойысындағы тұзды массивті күмбездердің арақатынасы бұрынғыға қарағанда күрделілеу. Күмбездер өсуі гравитациялық қысымның айырмашылығына, жоғарғы шайылған қабаттардың біркелкі емес салмақ əсеріне байланысты туындайды. Жалпы мұнай жəне газ түзілімдері беті ашық жатқан тұзды күмбездер арасында аздау, олар терең қабатта тұзды күмбездердің қуыстарында көптеп кездеседі. Тұз күмбезді көтерілімдермен байланысты кенорындары көптеген мұнай-газ өндіретін аумақтарда кездеседі. Бұлардың құрылысында платформалардың және қатпарлы облыстардың белгілері байқалады. Тұз күмбездерімен байланыс кенорындары Каспий маңы (Қазақстан), Мексика маңы (АҚШ) ойпаңдарында, Днепр-Донецк (Украина), Хатанга және Лена-Вилюй (Россия) ойпаңдарында кең дамыған. Тұз күмбездері дамыған облыстарда әдетте үш комплекс белгіленеді. Төменгі (тұз асты) – сорылу қатпарлардың фундаменті болады. Ортаңғы (тұзды) белсенді қабат, онда сығылу жылжу, сорылу процестері пайда болып, сорылу ядросы қалыптасады. Жоғарғы комплекс (тұз үсті) сорылу ядросының пішініне сай иіліп, пассифті түрде ӛзгереді. Кейде сорылу ядросы диаперлі ядроға айналады, соның салдарынан диапирлі қатпарлар пайда болады.

Тұзды күмбездердің жаралу тегі туралы негізгі екі болжам бар. Гравитациялық гипотеза бойынша тұз массасын орын ауыстырып жоғары бағытта қозғалысқа ұшырайтын негізгі фактор ретінде тұз үстінде орналасқан жыныстардың қысымын қарастырады. Бұл болжам тәжірибе түрінде дәлелденген. Қабаттық жағдайда тас тұзына үстінен 150 кг/см3 қысым болса, тұз қысымы көп учаскелерден қысым аз учаскелерге ауысады. Тұз үсті жыныстардың орташа тығыздығы 2200 кг/м3 болса, тұзды қозғалысқа ұшырайтын тұз үсті комплекстің қалыңдығы 700-800 м шамасында.

Екінші, жалпы тектоникалық гипотеза бойынша, тұздың орын ауыстырып жоғары көтерілуі жер қабығының тербелмелі қозғалыстарымен байланысты. Тұз күмбездерімен байланысты мұнай-газ кенорындары Каспий маңы ойпаңында кең тараған: Доссор, Мақат, Сағыз, Құлсары, Қаратон ж.б. Тұз диапирі (500-800 м) тереңдікке дейін орналасып, қиманың төменгі бөлігін (жоғарғы пермь, триас, кейде юра, төменгі бор шөгінділерін) тесіп өтеді, ал жоғарғы бөлігін антиклиналь немесе күмбез түрінде көтеріп тұрады. Тұз үсті құрлымымен көптеген лықсымалар жекеленген қанаттарға, алаңдарға бөледі. Мұнай-газ шоғырлары қабаттық тектоникалық экрандалған, стратиграфиялық экрандалған және литологиялық экрандалған.

Тұзды көтерілімдер - Каспий маңы территориясының солтүстітігінде Орал алды ойпаңында жақсы дамыған. Оларға Оралдың созылымына параллель сызықты бағдары, үлкен созылым тұз асты түзілімдеріндегі антиклинді құрылымдардың айқын бөлінуі тән. Морфологиясы бойынша бұл антиклиндерді түзетін тұздар - тұзды тізбектер болып табылады. Тұзды күмбездер – қарастырылып отырған территорияда жеке көтерілімдердің анағұрлым тараған түрі болып табылады. Жеке теріс құрылымдар арасында олардың түзілу әдісі мен кеңістік жағдайы бойынша бұрыс локальдық құрылмдар арасында оларлың жаралуы, кеғістіктегі жағдайы бойынша олардың тұз күмбездеріне қарай мульдалы шөгіну, компенсациялық мульда және күмбез аралық депрессия деп бөлуге болады (Журавлев, Г.Ж.Жолтаев , 1966 ж).

Ембінің солтүстік зонасында тез дамыған тұзды күмбездер орналасқан, бұнда олардың арақатынасы нақты көрінген. Бұған дəлел ретінде Жілінқабақ, Қызылкөл, Саңқыбай жəне Алашақазған тұзды күмбездерінен көруге болады. Мұндағы тұзды массивтер ұзартыңқы жəне тегіс емес пішінді. Тұзды күмбездер тақталар қозғалыста сығылуынан сиыстырушы жыныстардың тығыздалуынан жер бетіне қарай шығады. Яғни тұздар күмбезделіп ортасына қарай жиналады. Жинақталған тұздардың жанжағында мұнай жəне газ түзілімдері қалыптасады.

1-сурет – Каспий маңы ойысының оңтүстік-шығыс жиегіндегі. Ембі ауданының тұзды күмбездерінің тектоникалық сызбасы.

1- тұзды күмбездер; 2 - тұзды күмбездер грабені; 3 - коплексті мульдалар;4 – қалдықтар. Тұзды күмбездер: 1 - Ақшы, 2 - Жілін-Қабақ, 3 – Қызылкөл, 4 – Таған, 5 Боздық, 6 – Мырзажар, 7 - Ақшілік, 8 - Күлдіқұдық, 9 - Күңгірсай, 10 Тулағай, 11 - Саңқыбай, 12 - Қойқара, 13 - Иманқара, 14 - Шобантам, 15 Қамыскөл, 16 - Шиелісай, 17 - Алашақазған, 18 - Жұбанай, 19 - Ащысай, 20 Заквай, 21 - Сарнияз, 22 - Жосалысай, 23 - Намазтақыр, 24 - Жаманқанжыға, 25 - Люсун, 26 - Шукат, 27 - Құлжа, 28 - Аралтөбе, 29 - Қазбек, 30 – Құлақшы, 31 - Қараоба, 32 - Сасыққұдық, 33 - Тақырбұлақ, 34 -Қасқырбұлақ, 35 – Мұнайлы, 36 – Есекжел, 37 – Биікжал, 38 - Үлкентөбе, 39 - Көккереге, 40 – Сарқасқа, 41 – Ақкереге.

Аймақтық тектоникалық планда Каспий маңы Шығыс-Еуропа платформасының терең батқан оңтүстік-шығыс бөлігі болып табылады. Каспий маңының ерекшелігі болып, көне докембрий кристалды фундаментінің центрі 22-24 км тереңдікке батқаны болып табылады. Центрден шетіне қарай (оңтүстікке, солтүстікке, батысқа және оңтүстікке) фундамент беті сатылы түрде 6-7 км-ге тереңдікке дейін көтеріледі. Каспий маңы провинциясы: Солтүстік Каспий, Орталық Каспий, Астрахань-Ақтөбе , Ембі облыстарына бөлінеді. Бұл провинцияда алып Теңіз (тұз асты) және Қашаған (Солтүстік Каспий), бірнеше тұз асты ( Имашев, Королевск ж.т.б.) мен тұз үсті (Прорва, Мартыш, Құлсары, Доссор ж.т.б.) кенорындары бар. Батыс Қазақстан аумағында кенорындардың көбісі алып емес, онда өндіріліп жатқан мұнайгазконденсатты тұз асты алып Қарашығанақ кенорыны бар. Тұз асты түзілімдерде ұсақ және орта мұнайгазконденсатты Теплов, Шығыс Гремячинск, Гремячинск және газдың Цыгановск, Ульянов, Токарев кенорындары ашылған. Аумақтың тектоникалық планда кенорындардың көп бөлігі проинцияның шығыс және оңтүстік-шығыс бөліктерінде айқындалған, ал солтүстік және батыс бөлігінде аз. Тұз асты қиманың сипатталатын ерекшелігі болып, онда ауқымды карбонат массивінің болуы болып табылады. Сондықтан да, тұз асты қимада мұнайгаз сыйыстырушы коллектор көп жағдайда карбонат түзілімдерінен және бірінші кезекте, органогенді әктастардан тұрады. Кейбір кенорындарда мұнай мен газ коллекторы болып терригенді таужыныстар (Кеңкияқтың тұзасты төменгі пермь бөлігі, Қарашығанақтың девон түзілімдері) келеді. Мұнай мен газ кенорындардың тұз асты түзілімдерінде жоғары амплитудалы күмбезді және брахиантиклиналды көтерілімдермен, сонымен қатар тектоника-седиментациондық және рифогендік дөңестермен бақыланады.

Тұз асты кенорындардың түзілімдерінде негізгі мұнайгаз кенорындарының типтері, әдеттегідей бұзылмаған рифогенді дөңес, ірі күмбез тәрізді және брахиантиклиналды көтерілім болып келеді. Тұз асты кенорындарындағы шоғырлары көбінесе массивті болса , ал қабатты массивті және қабатты күмбезді сирек кездеседі. Тұз асты өнімді кешендердің тереңде жату интервалы 2700-3000 (Жаңажол) және 3900-4200 (Астрахан газконденсатты кенорыны), 3800-5500 дейін және одан жоғары Теңіз, Қарашығанақ кенорындарында болады. Каспий маңы провинциясындағы тұз асты түзілімдерінде алып мұнай Теңіз, Қашаған, мұнайгазконденсатты Қарашығанақ, газконденсатты Астрахан және ірі мұнай және газконденсатты кенорындар: Жаңажол (мұнай, конденсат, газ), Кеңкияқ (мұнай), Имашев (конденсат, газ), Урихтау (конденсат, газ), Әлібекмола (мұнай) жатады.

Тұз асты газконденсатты және мұнайлы шоғырлардың сипаттамасының ерекшелігі болып өндіруді қиындататын, ондағы бос және еріген күкіртсутектің жоғары мөлшері ( 1-24 %). Бір жағынан күкіртсутек, арзан күкірт алу үшін бағалы химиялық шикізат болып табылады. Каспий маңы провинциясының тұзасты түзілімдерінде қатты термобаралық шарттар байқалады Шоғырдағы қабат қысымы 5,5 км тереңдікте 65 – 105 мПа дейін ауытқиды.

Теңіз кенорны Атырау қаласынан 160 км жерде орналасқан. Ауданда шөгінді жаралымдардың қалыңдығы 13 км, ал тұзасты этажының қалыңдығы 9 км аса. Теңіз кенорнының Кунгур ярусындағы тұзды түзілімдер барынша сенімді жапқыш түзеді. Тұз үсті бөлігінің қимасы жоғарғы пермь мен мезозой-кайнозойлық (триас,юра, бор,неоген,антропоген) шөгінділермен , басым рөлді терригенді құрылымдар атқарады

.

2 - cурет – Теңіз кенорының құрылымдық картасы

Мұнайгаздылығы орта және төмегі карбон мен девонның түзілімдерімен байланысты. Өнімді қабатының жабынының тереңдігі күмбезде – 3867 м, СМЖ шартты түрде 5415 м деп алынған. Шоғыр – масиивті, биіктігі 1548 м. Өнімді қабаттың қалыңдығы кесек, органогенді – кесекті әктастармен және доломиттелген мергельдермен құралған. Коллекторлары жарықшақты, жарықшақты-бұзылған болып келеді. Ашық кеуектілік – 0,1-24 % , өткізігіштігі – 1-30 % мкм, мұнайгаздылық коэффициенті – 0,82%. Бастапқы газ факторы – 487 м³/т. Бастапқы мұнай дебиті – 500 м³/тәул. Бастапқы қабат қысымы- 84,24 МПа, температура – 105 °С. Мұнай тығыздығы – 789 кг/м³. Күкіртті мұнай (0,7%), парафинді (3,69 %), аз шайырлы (1,14%) және 0,13% асфальтен құрайды. Ілеспе газдың құрамы, %/: метан -53,8, этан – 12,99 , пропан – 6,85 , изобутан – 1,25 , бутан – 2,64 ,пентан және жоғарылары - ,63 , азот – 1,19, гелий – 0,0195, күкіртсутек – 19,25, көмірқышқыл газы – 3,69.

Жаңажол кенорыны Ақтөбе қаласынан оңтүстікке қарай 240 км жерде орналасқан. Кенорын брахиантиклиналды күмбезде орналасқан созылу бұрышы 4-12 ° С. Қатпар 2 күмбезбен күрделенген – солтүстік , оңтүстік және тектоникалық бұзылыстармен. Біреуі батыс жағы арқылы, ал екеуі орталық көтерілім арқылы өтеді.Кунгур ярусы бұл ауданда кең тараған. Олар екі тұзды күмбез бен антиклиналдарды құрастырады. Соңғы жылдары ұңғымамен Әлібекмола, Кеңкияқ, Жаңажол және Құмсай шығыс жағында құрылымдарында және Оңтүстік Ембі көтерілімінде өткен.

3- сурет – Жаңажол кенорының құрылымдық картасы

Өнімді горизонттар КТ-I және КТ-П карбонатты – терригенді шөгінділермен бөлінген. КТ-II өнімді горизозонты әктастрамен және аз қалыңдықты доломиттерден тұрады. Коллекторлардың ашық қуыстық кеуектілігі 9,5-12,6%, өткізгіштігі - 0,061-0,395 мкм² , мұнайға қанығу коэффициенті 0,82-0,89, газға қанығу коэффициенті – 0,78-0,83. Мұнай қаныққан қалыңдық -7,7-54 м, газ қаныққан қалыңдық – 50-350 м. Мұнай өндіру дебиті тәулігіне 2,5-116 м³ / тәул , ал газ – 2 - 281 м3/тәул. Мұнай жеңіл, тығыздығы – 809-827 кг/м³ , тұтқырлығы аз, күкіртті (0,7-1,11%), парафинді (4,9-7,1%) болып келеді. КТ-I өнімді горизозонтындағы мұнай жеңіл (833-836 кг/м³), күкіртті (0,4-0,9%), парафинді (3,95%), шайыр мен асфальтен мөлшері 4,6-5,6%. Коллекторы – жарықшақты, кеуектілігі - 11-14%, өткізгіштігі - 0,080-0,170 мкм². Мұнайлы шоғырдың биіктгі – 100м.Құрамы бойынша мұнай метанды–нафтенды болып келеді. Қабат температурасы - 57-62 °С. Мұнай дебиті – 13,47-148 м³ /тәул., ал газ – 93-148 м³ /тәул. Күкірт мөлешрі - 2,04-3,49%, азот - 1,02-2,19%, көмірқышқыл газ - 0,57-1,08%, гелий - 0,01-0,014% мөлшерінде мұнай құрамында бар.Тығыздығы - 711-746 кг/м³ .

Қашаған кенорыны 2000 жылы ашылған. Жоғары амплитудалы, шамамен, 1988-1991 жылдарда сейсмикалық іздеу жұмыстарымен тұзасты палеозойлық кешен анықталған. Шөгінді тыстың қалыңдығы 11-12 км қамтиды. Тұ засты палеозой кешенінің қалыңдығы 7-8 км, жоғарғы жағында тереңдігі 4-6,5 км, карбонатты және рифогенді таужыныстармен көрсетілген. Тұзды кунгур қабаты және тұз үсті шөгінді жаралымның кешені қалыңдығы 4 - 4,2 км дейін жетеді және тұз қалыңдығының күрт азаюына қарамастан күмбезаралық мульдаларда бірегей шоғыр сақталуын қамтамасыз етеді. Өнімді қабаттар 3600-4600 м тереңдікте жатыр.

4- сурет – Қашаған кенорының құрылымдық картасы

Мұнай шоғыры шамамен 4400 м тереңдікте орналасқан. Мұнай дебиті – 600 281 м3/тәул., тығыздығы – 0,815 г/см³ Теңіз кенорынымен бірегей болып тұр. Қабат қысымы - 105,5 мПа, газ дебиті – 200 мың м³ / тәул . Өндірілетін қорлар шамамен, 950-1230 млн. т құрайды.

Каспий маңы провинциясының геологиялық материалы тұзды күмбездердің орналасуы мен пішіндері ішкі және борт бөлігінде әртүрлі екенін көрсетеді. Бірінші жағдайда тығыздықтың гравитациялық инерция заңы бойынша тұздың қалқуынан, екінші жағдайда тұзүсті түзілімдерде тұздың қалқуынан желілік жарылу бұзылыстарының орналасуымен шартталған. Каспий маңы провинциясының ішкі бөліктерінде тұзды күмбездердің орналасуы жоғалып кетеді. Тұзды күмбездер бұл жерде күмбезаралық депрессияларда сақиналы массив құрайды. Тұзды құрылымдардың пайда болуының басты сатысы болып кеш пермьды және триас болып табылады. Екінші сатысы кеш перьм және төмеңгі триаспен байланысты.

Әдебиеттер тізімі

1. Воцалевский Э.С., Николенко В.П., Куандыков Б.М. Новые данные по геологии и нефтегазоносности юго-востока Прикаспийской впадины // Советская геология.– 1985.– № 4.– С. 28–34.

2. Кожевников И.И., Айзенштадт Г.Е.-А. Перспективы освоения отложений девона в Прикаспийской впадине // ЭИ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз.– М.: ВНИИОЭНГ.– 1986.– Вып. 8.– С. 3–8.

3. Мильничук В.С., Воцалевский Э.С., Тарханов М.И. Перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений юга Прикаспийской синеклизы // В кн.: Юго-восток Прикаспийской синеклизы – геология и нефтегазоносность подсолевого комплекса.– М.- МИНГ.– 1987.– Вып. 209.– С. 155–164.

4. Особенности формирования и размещения залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины / Под ред. Л.Г. Кирюхина и Д.Л. Федорова.– М.: Недра.– 1984.

5. Федоров Д.Л., Кононов Ю.С. Строение Прикаспийской впадины и ее обрамления в связи с поисками нефти и газа // Советская геология.– 1981.– № 8.– С. 12–24.

Nursultanova S¹., Ermekbaeva G¹., Baudagulova G¹., Nursoltanova A.¹

1. Noncommercial Joint-stock company "The Kazakh national research technical

university of K. I. Satpayev", Almaty, Kazkhstan

 
Annotation: The article discusses the formation features of salt dome structures in the Caspian basin. They are genetically related with the proven and developed reserves of oil and gas, which have been formed in the strata of sedimentary rocks both as cover and as underlying salt body. Geologists connect the emergence of these structures with the influence of gravitational forces when lighter salt rocks, which were initially laid by strata, climbed and intruded in the overlying layer of sedimentary rocks in the form of salt domes, trees and their complexes.
 
Keywords: carbonate reservoir, oil and gas province, sediment, permeability, porosity, cavitary