К оглавлению
Основные
закономерности в морфологии и нефтеносности соляных куполов Западного
Казахстана
Н. А. КАЛИНИН
В 1937 г. на
Международном геологическом конгрессе акад. И.М. Губкин оценил запасы нефти
Эмбенской области в 1130 млн. т. Проведенные с того времени поисковые и
разведочные работы несколько уточняют сделанные им подсчеты, однако порядок
цифры запасов остается весьма высоким. Особенностью запасов Эмбенской
солянокупольной области является их рассредоточенность как по многочисленным
куполам, так и по еще более многочисленным полям и горизонтам внутри каждого
купола. Эта особенность затрудняет разведку и разработку месторождений. Она
усугубляется еще недостаточной хозяйственной освоенностью Западного Казахстана.
В итоге на фоне крупных
месторождений других областей Советского Союза Эмбенская область может
показаться малоэффективной.
Однако будет серьезной
ошибкой недооценивать ее действительные возможности.
Рассмотрение перспектив
открытия новых месторождений показывает, что только по пяти основным
нефтегазоносным зонам Эмбенской солянокупольной области -
Доссорско-Косчагыльской, Новобогатинской, Иманкаринской, Тамдыкульской и
Шубаркудукской - может быть подготовлено под разработку не менее 70-100
месторождений. При существующей среднесуточной добыче нефти можно суммарно
обеспечить добычу в размере 20-30 тыс. т/сутки, или до 10 млн. т/год. Условия
бурения и эксплуатации скважин здесь не сложные, качество нефти в большинстве
случаев высокое. Насколько реальна такая оценка, можно судить хотя бы по
сопоставлению Эмбенской области с солянокупольной областью Северной Америки,
где среди соляных куполов разрабатывается около 140 месторождений и добывается
нефти ежесуточно до 35-40 тыс. т. Но в отличие от Америки Эмба располагает 1100-1400
куполами, тогда как там их насчитывается около 350.
Кроме упомянутых пяти
нефтегазоносных зон, должно быть принято во внимание существование в западной
половине Эмбенской области многочисленных зон естественных газопроявлений
(Новоказанская, Азисорская, Азауская и др.), которые, по-видимому, отражают
существование газоносных зон. Особенно следует подчеркнуть, что на старых
эксплуатационных площадях, даже таких как Доссор, Макат, Косчагыл, в настоящее
время разрабатываются залежи лишь в пределах одного мезозойского структурного
этажа, а нижележащий пермский этаж остается почти нетронутым. Наконец, имеются
возможности открытия крупных нефтяных месторождений платформенного типа в
пределах Южно-Эмбенского поднятия, Северного Устюрта, полуострова Бузачи,
Южномангышлакской впадины, под соляными куполами Эмбы и в прибортовых частях
Северо-Прикаспийской впадины.
Северо-Прикаспийская
впадина в целом является в определенной мере аналогом богатейшей
нефтегазоносной области США - Гольф Коста, где сосредоточено 66,5% запасов газа
страны и добывается из соляных куполов и структур переходного и платформенного
типов ежегодно более 230 млрд. м3 газа и до 70 млн. т нефти.
При рассмотрении
целесообразности форсирования работ в Западном Казахстане обычно обращается
внимание на высокую стоимость буровых работ и добываемой нефти, но при этом не
учитывается зависимость последней от состояния технико-хозяйственной базы и
совершенно недостаточной изученности недр. По объему разведочного бурения вся
70-летняя работа в Казахстане укладывается в 3-4 года работы в Башкирии.
Вполне естественно, что
действительный рост добычи нефти в Западном Казахстане может быть, достигнут
путем открытия принципиально новых платформенных месторождений и массового
освоения нефтеносных соляных куполов. Данная статья посвящена главным образом
рассмотрению закономерностей распределения нефтеносных соляных куполов среди
многочисленных непродуктивных куполов и перспективам открытия подсолевых
залежей.
Если нанести на карту
Западного Казахстана естественные нефтегазопроявления, то они распределятся
сравнительно закономерно по зонам, по-видимому, соответствующим крупным
структурам платформенного типа, завуалированным солянокупольной тектоникой (Региональные
геологические условия, обусловливающие такое распределение нефтегазоносных
зон, описаны автором в статье, предназначенной для монографии «Геология Союза» (1948), в диссертации
«Основные черты геологического строения и нефтегазоносность Западного
Казахстана» (1951), а также в коллективной монографии «Рацкомплекс
геологопоисковых и разведочных работ в Урало-Эмбенской солянокупольной области» ВНИГРИ, 1954) (рис. 1).
По представлениям автора
толща осадочных пород, слагающих Эмбенскую область, при своем формировании
непрерывно испытывала воздействие блоковой тектоники докембрийского основания.
Последний разбит крупными разломами двух основных направлений -
северо-восточного и северо-западного. Разломы северо-западного направления,
будучи параллельными Кавказу, особенно проявили себя в течение альпийского
этапа тектогенеза (в большей степени, чем северо-восточные) , поскольку в это
время преобладало погружение всей области в сторону Кавказа.
Дифференцированным
подвижкам различных блоков фундамента соответствуют в покрывающих породах
крупные флексурообразные структуры платформенного типа. Кристаллическое
основание как бы выполняло роль относительно жесткого скелета, через который
передавались осадочному покрову деформации внутренних областей земли. Нужно
полагать, что детали структурного плана видоизменялись от одного структурного
этажа к другому, тем не менее некоторая преемственность отдельных элементов
региональной тектоники в определенной мере сохранялась.
В широком структурном
плане Западный Казахстан представлял собой в юрское, меловое и кайнозойское
время крупную впадину, охватывавшую на юге районы Устюрта и Мангышлака и
временами заходившую на север в сопредельные районы Русской платформы. В
соответствии с региональными структурными и литолого-фациальными условиями,
казалось бы, что нефть должна была мигрировать к бортам впадины, как наиболее
приподнятым и обладающим наиболее благоприятным разрезом с точки зрения
коллекторских свойств. Но оказалось, что у восточного борта пока не удалось
найти в пределах соляных куполов залежей нефти, заслуживающих разработки (в
юрских и меловых отложениях).
Аналогично ведут себя и
поднятия второго порядка, располагающиеся внутри впадины. Например, изучение
нефтеносности Хобдинского вала (куполов Чингиз, Кульсай и других, расположенных
в пределах его свода) показало, что он не только не выделяется по богатству
нефтью, но напротив, не имеет даже признаков нефтеносности. Тогда как рядом в
Тамдыкуле и Матеньхожа (на переходе этого поднятия к Индерской впадине) есть
нефть. Аналогичное положение с мезокайнозоем Диярской и Тугаракчанской
структур, расположенных на своде Южно-Эмбенского поднятия. Создается
впечатление, что сводовые части поднятий второго порядка в условиях Эмбы в
мезо-кайнозойское время также не имели преимущественного значения в распределении
нефти. Для Эмбенской области характерна повышенная нефтегазоносность крупных
флексурообразных структур, простирающихся в северо-западном направлении и
накладывающихся на структуры первого и второго порядка. К одной из которых,
Доссорско-Косчагыльской, приурочены основные промысловые площади Южной Эмбы, ко
второй, Шубаркудукской, обильные естественные нефтегазопроявления и промыслы
Северной Эмбы, а к другим - Новобогатинской, Иманкаринской, Тамдыкульской,
Новоказанской и Азауской - обильные нефтегазопроявления. Существование этих
структур отразилось в виде локального сокращения мощностей юрских и меловых
отложений и местами подтверждено сейсморазведкой (район Карачунгула). Их
происхождение связывается с дифференцированными подвижками фундамента по разломам.
Распределение
нефтегазоносности вне пределов крупных сводов и при- бортовых частей Эмбенской
впадины, по-видимому, объясняется тем, что на пути мигрировавшей нефти
располагались упомянутые выше флексурообразные структуры платформенного типа и
вмещаемые ими соляные купола, которые постоянно, хотя и неравномерно
развивались и тем самым контролировали миграцию нефти, не выпуская ее на
значительные расстояния из нефтематеринских бассейнов. Это не исключает,
конечно, того, что, например, периклинальная часть Южно-Эмбенского поднятия в
районе Прорвы, расположенная в области максимального погружения
мезо-кайнозойского бассейна, может оказаться нефтегазоносной.
Особенности
геологического строения и характер нефтегазоносности флексурообразных структур
можно показать на примере Доссор-Косчагыльской зоны, наиболее изученной к настоящему
времени.
На рис. 2
нанесены соляные купола Южной Эмбы и ареал нефтегазоносности
Доссор-Косчагыльской зоны. Среди куполов выделены продуктивные, непродуктивные
и прорванные солью купола. Сочетание общего ареала нефтегазоносности, имеющего
форму эллипса, с закономерным расположением прорванных куполов по его оси
позволило высказать предположение, что мы имеем здесь дело с крупной структурой
платформенного типа, которой соответствует общий ареал нефтегазоносности и в
различной степени дислоцированные купола. Вдоль оси вмещающей структуры,
соответствующей области наибольшего перегиба пластов, располагаются сильно
дислоцированные и прорванные солью купола.
Эта структура в своем
развитии на первых этапах формирования каждого стратиграфического комплекса
осадков по крайней мере в альпийском этапе опережала развитие соляных куполов,
принимала форму крупного свода с чрезвычайно пологими склонами и предопределяла
направление миграции нефти и газа и формирование общего ареала нефтегазоносной
зоны. К концу цикла формирования осадков купола созревали, приобретали сложные
формы строения и в результате вуалировали вмещающую их платформенную структуру
и перераспределяли накопленную ею нефть. Из этого следует, что если бы в
разрезе Эмбенского бассейна не было соли, то мы имели бы здесь крупные нефтяные
месторождения платформенного типа.
В настоящее время,
конечно, трудно дать исчерпывающее обоснование границам очерченного ареала нефтегазоносности,
поскольку имеются непродуктивные купола не только за пределами ареала, но и
внутри его. Однако можно заметить, что внутри ареала непродуктивные купола
располагаются хаотически и в большинстве своем имеют сложное строение,
сопровождаемое глубокой эрозией продуктивных свит (Алтыкулак, Кызылкала,
Кызылджар, Дюсеке, Кызылкудук, Асанкеткен и др.), а за пределами ареала они
построены проще, слабее дислоцированы и располагаются закономерно один за
другим, занимая значительные пространства.
Так, в непосредственной
близости от Кулсаринского и Косчагыльского месторождений за пределами ареала
нефтегазоносности располагаются благоприятно построенные, но непродуктивные
купола - Такырбулак, Мейбулак, Ушкан, Кумшете и ряд других. Только в районе
Мунайли вновь появляются уже на новой вмещающей структуре сложно построенные
купола с обильными наружными нефтегазопроявлениями и залежами нефти
(Иманкаринская флексура). Далее к югу по периферии ареала нефтегазоносности
Доссор-Косчагыльской зоны южнее Карачунгула, Каратона, Тажигали и Караарны
нефтегазопроявления также пропадают. В этом направлении благоприятные условия,
по-видимому, могут повториться лишь вблизи от рыбачьего пос. Прорва, где
располагается периклинальная часть Южно-Эмбенского поднятия. На западе, за
пределами ареала нефтегазоносности, прослеживается гряда непродуктивных куполов
Кандаурово - Редут. В северной половине Доссор-Косчагыльской зоны и в
Каспийском море контур ареала нефтегазоносности проведен предположительно.
Особенно наглядно
выражена зависимость нефтеносности и морфологии соляных куполов от вмещающей их
структуры на схематическом профиле Тереньузюк-Мунайли (табл.
1), где можно наблюдать закономерный переход от слабодислоцированных
куполов (Тереньузюк, Каратон) к прорванным (Карачунгул, Кызылкала),
среднедислоцированным (Кулсары, Косчагыл), слабодислоцированным (Такырбулак,
Ушкан) и вновь к почти прорванным (Мунайли, Каскырбулак и др.).
Слабодислоцированные купола типа Такырбулака, Мейбулака, Ушкана и др., лежащие
на пологом склоне платформенной структуры (в основании которой, по-видимому,
лежит платформенная ступень фундамента), оказались практически непродуктивными.
Наиболее благоприятными оказались среднедислоцированные купола, тяготеющие к
присводовым частям вмещающих структур. Периодическое чередование зон
продуктивных и непродуктивных куполов обусловлена ступенчатым погружением
фундамента от Приуралья к Каспийскому морю.
Эта закономерность может
быть использована с практическими целями. Путем трассирования прорванных и
резко дислоцированных куполов можно проследить оси вмещающих структур, вблизи
от которых должны располагаться наиболее нефтегазоносные купола. Таким путем
представляется возможным уточнить контуры нефтегазоносных зон и повысить
эффективность поисковых и разведочных работ.
Рассматривая этот вопрос
в масштабах всего соленосного бассейна, мы должны констатировать, что
морфология соляных куполов в определенной мере отразила основные черты строения
подсолевого ложа, а также изменения мощностей и состава соли, мощностей и
физических свойств пород, покрывающих соль, и периодическое воздействие на них
региональных геотектонических движений, менявших знак и интенсивность. Так,
платформенному борту бассейна, у Южно-Эмбенского поднятия, где толща соли выклинивается
и замещается ангидритами, доломитами и терригенными породами, соответствуют
слабо развитые купола, с глубоко залегающим ядром. Напротив, у складчатого
борта бассейна в Актюбинском Приуралье наблюдается интенсивный диапиризм.
Внутри бассейна, в зависимости от перечисленных выше факторов, развиты
массивные (Челкар, Индер, Новобогатинск, Эльтон, Баскунчак), средние и мелкие
по размерам купола, обладающие различной формой и в различной степени
дислоцированные, прорванные солью и с соляными ядрами, находящимися на
различных глубинах; с полностью или частично сохранившимися на своде
мезокайнозойским и пермским структурными этажами.
Анализ морфологических
особенностей куполов наиболее изученного Южно-Эмбенского района показывает, что
северному склону Южно-Эмбенского поднятия соответствуют слабо развитые купола
типа Маткен, Азнагул, Табынай, Суешбек. С удалением во внутренние области
бассейна появляются более дислоцированные купола: Тереньузюк, Каратон, Жантай,
Ушкан. За ними следуют еще более дислоцированные купола Кызылкудук, Тюлюс,
Косчагыл, Кулсары, Доссор и, наконец, во внутренних частях бассейна, где
накопились большие мощности соли, появляются массивные купола типа
Новобогатинска, Сугура, Индера, Челкара, Сахарного и др. В прибортовых частях
бассейна границы перехода одних типов куполов в другие довольно отчетливые,
далее в глубь бассейна они затушевываются.
Если учесть данные
сейсморазведки (М.И. Баренбойм, 1955), свидетельствующие о наличии в
Южно-Эмбенском районе крупных подсолевых структур, протягивающихся параллельно
Южно-Эмбенскому поднятию, то молено объяснить некоторую морфологическую
зональность куполов влиянием этих структур или возможного ступенчатого спуска
подсолевого ложа во внутренние области бассейна. Однако на этот общий
структурный фон, определяемый общими контурами бассейна, накладывается в
значительно более резкой форме зональное распределение различных
морфологических типов куполов в пределах флексурообразных структур
северо-западного простирания, осевым частям которых соответствуют наиболее
дислоцированные купола. Только этим можно объяснить неожиданное появление
Карачунгульского купола, прорванного солью, среди слабодислоцированных куполов
Жантай, Ушкан, и существование непрерывной цепи резкодислоцированных куполов,
простирающихся от Карачунгула, Кзылкудука, Тюлюса, Асанкеткена, Косчагыла,
Кулсары, Кызылкала, Алтыкулака, Каратайкыза, Искине, Жиря, Танатара, Куттубая,
Унгара до Индера, при этом они оконтуриваются слабодислоцированными куполами
(Такырбулак, Шукат, Заквай, Бекбеке - Испулай, Бажир, Кандаурово, Сорочинка,
Яманка и др.).
Одновременно с
рассмотренными закономерностями весьма интересно обратить внимание на характер
стратиграфических несогласий, наблюдаемых на сводах куполов. Можно проследить
последовательную гамму стратиграфических несогласий в толще надсолевых пород,
начиная от границы триаса с пермью и далее юры, неокома, апта и акчагыла со
всей предшествующей им толщей осадков. Эти несогласия по времени соответствуют
кульминационным периодам региональных геотектонических движений. Нельзя не
обратить внимания на то, что нет резких внутриформационных стратиграфических
несогласий, обусловленных только соляной тектоникой, что доказывает
недостаточность статических нагрузок для разрыва надсолевых пород соляным
ядром. Лишь при условии наложения статических и динамических нагрузок,
по-видимому, возникали резкие разрядки напряжений в надсолевых породах с
образованием трещин, сбросов и воздыманием крыльев, за которыми следовали
перераспределение нагрузок на соль и деформация головных частей соляных ядер с
образованием на них крутых и пологих склонов. В это же время в надсолевых
породах образовывались соответствующие им так называемые опущенные и
приподнятые крылья, разделенные грабенами и сбросами.
Созревание и основная
разрядка напряжений на сводах даже соседних куполов происходили в разное время.
Например, на Байчунассе в преднеокомское время, на Искине в предаптское и т. д.
В связи с появлением
средств изучения подсолевого ложа и возможностями обнаружения в нем структур
платформенного типа, благоприятных в нефтегазоносном отношении, встает вопрос о
целесообразности постановки разведки нефтегазоносности подсолевых структур.
Последние в пределах Доссор-Косчагыльской зоны залегают на недостижимых в
настоящее время глубинах, но в Иманкаринской, Тамдыкульской и особенно
Шубаркудукской зонах могут оказаться на глубинах, значительно меньших и вполне
доступных (особенно на юге области). Бурить по соли легче, чем по другим
породам, поэтому разведка нефтегазоносности подсолевых структур может оказаться
весьма экономичной. Благоприятные подсолевые структуры должны быть в
прибортовых частях Прикаспийской впадины. При разработке «Рационального
комплекса поисковых и разведочных работ в Эмбенской нефтеносной области»
(ВНИГРИ, 1954) была предложена программа региональных исследований, включающая
систему сейсмопрофилей, опорное, структурное бурение и ряд других методов.
Реализация этой программы как вытекающей из изложенного выше может привести к
принципиально новым и практически важным открытиям.
В свете новых данных
заслуживает уточнения существующая классификация соляных куполов. Из
предыдущего следует, что морфология куполов находится в тесной зависимости от
положения в бассейне и от вмещающих структур.
Не вдаваясь в детали
соляной тектоники, отметим лишь, что в пределах изученной части Эмбенской
области каждый из куполов обладает своими индивидуальными особенностями
геологического строения. Тем не менее, могут быть выделены группы типичных
куполов. Классификация групп куполов по типам приводится в табл.
2. Их краткая характеристика следующая.
1.
Суешбекский тип куполов. Купола этого типа обладают
глубоко залегающими соляными ядрами (2500-3000 м), в силу чего породы,
покрывающие их, слабо дислоцированы и в своем разрезе не имеют резких
стратиграфических несогласий. Своды куполов обычно разбиты грабенами или
системой сбросов на 2-3 крыла, углы падения последних составляют 1-8°. На
сводах обнажаются наиболее (молодые отложения из развитых в районе (в данном
случае третичные). Степень приподнятости крыльев небольшая, и так называемые
приподнятые крылья почти не отличаются от опущенных. Купола этого типа развиты
у платформенного борта соленосного бассейна. К ним относятся: Суешбек, Азнагул,
Маткен, Караарна.
2.
Испулайский тип куполов в значительной мере
аналогичен Суешбекскому, но отличается от него несколько большей
дислоцированностью и обнаженностью сводов. Здесь уже соляные ядра находятся на
глубинах до 600 м; в своде обнажаются главным образом отложения альб-сеномана,
иногда апта и неокома. Однако форма куполов остается расплывчатой и размеры
большими (до 400 км2). Углы падения крыльев 3-10°, резкие
стратиграфические несогласия в разрезе не наблюдаются. Купола этого типа
развивались на далеких крыльях вмещающих их структур. К ним могут быть отнесены
Испулай, Такырбулак, Заквай, Бактыгарын.
3.
Доссорский тип куполов резко отличается от двух
предыдущих по степени дислоцированности и обнаженности крыльев. Соль здесь
встречается на глубинах 250-300 м, на сводах обнажается юра. Надсолевые породы
перебиты несколькими перекрещивающимися грабенами и сбросами на ряд крыльев и
полей. Единственным признаком сходства с предыдущими можно считать
относительную разнобокость куполов (опущенные крылья незначительно отличаются
от приподнятых). Размеры куполов обычно превышают 100 км2. Они
развивались на сводах вмещающих структур, невдалеке от перегибов флексур. К ним
могут быть отнесены купола: Доссор, Макат, Шубаркудук.
4.
Кулсаринский тип куполов имеет выраженную особенность
- значительную асимметрию крыльев, при сравнительно небольших стратиграфических
несогласиях внутри разреза и неглубоко залегающей соли (до 200 м). Размеры
куполов небольшие, обычно не превышающие 100 км2. На приподнятых
крыльях обнажается средняя и нижняя юра, на опущенных - альб-сеноман или
сенон-турон. Эти купола развивались в непосредственной близости от перегибов
флексур, в центральных областях бассейна. К ним могут быть отнесены купола
Кулсары, Сагиз, Мунайли и Тюлюс. Близко к ним стоит Косчагыл.
5.
Джаксымайский тип в значительной мере аналогичен
Кулсаринскому и выделен главным образом по наличию резкого стратиграфического
несогласия между юрой и пермо-триасом, а также по наличию широкой дизъюнктивной
мульды в своде одной из половин купола. Купола этого типа имеют продолговатую,
многогранную форму. На их приподнятых крыльях обнажается верхняя юра, на
опущенных альб-сеноман (апт?). Свод купола разбит взаимноперекрещивающимися
грабенами и сбросами. Глубина залегания соли около 300 м. Углы падения пластов
пород 10-30°, но местами в пермо-триасе превышают 70°. Купола этого типа также
развивались во внутренней часта бассейна, вблизи от перегибов флексур.
6.
Байчунасский тип по своим морфологическим
признакам, так же как и Джаксымайский, в значительной мере аналогичен
Кулсаринскому. Однако его характерной особенностью является наличие резкого
стратиграфического несогласия между неокомом и предшествующим ему комплексом
осадков юры, пермо-триаса и кунгура. Купола этого типа асимметричные, почти
овальной формы, с неглубоко залегающей солью и небольшие по размерам (до 60 км2).
Расположены они у перегибов флексур вмещающих купола.
7.
Искинский тип. Купола этого типа весьма сложно
построены и значительно отличаются от всех описанных выше типов куполов по
степени обнаженности, дислоцированности свода и приближенности соляного ядра к
поверхности земли. Но наиболее характерной особенностью этого типа является
наличие резкого стратиграфического несогласия между аптом и предшествующими
отложениями неокома, юры, пермо-триаса и кунгура. Купола этого типа дополняют
шкалу стратиграфических несогласий, описанных выше.
Следует заметить, что
несогласие между триасом и предшествующим палеозойским структурным этажом
характерно для всех типов куполов.
Головная поверхность
соляного штока данного типа куполов широкая и почти плоская, треугольной формы,
с крутыми асимметричными склонами (15-30° и 30-70°) находится на глубине до 100
м. Надсолевые породы разбиты грабенами на ряд крыльев, из которых одно опущено
и сложено альб-сеноманом, сенон-туроном и третичными отложениями. Остальные
приподняты и эродированы до пермо-триаса. Углы падения пород возрастают по
разрезу сверху вниз от 10 до 50° и местами до 70°. Крылья в свою очередь
разбиты продольными и поперечными сбросами на ряд полей. Купола этого типа
расположены во внутренних частях бассейна в непосредственной близости от
перегибов флексур.
8.
Новобогатинский тип куполов по общим
морфологическим признакам близок к Искинскому, но у куполов этого типа не
наблюдается резкого стратиграфического несогласия на границе с аптом или
неокомом. Здесь самое резкое несогласие проявилось между акчагылом и
предшествующими ему отложениями от неогена до кунгура включительно. К этому
типу, по-видимому, могут быть отнесены купола-гиганты: Индерский, Челкарский и
др. Развивались они в условиях мощной толщи соли у перегибов флексур.
9.
Ащебулакский тип куполов. В основу выделения этого
типа куполов положены факты, свидетельствующие о том, что их соляные ядра
находились все время вблизи от дна бассейнов в период формирования осадков
пермо-триаса, юры, мела и кайнозоя. Этим объясняется значительное сокращение
мощностей всех отложений у сводов куполов. Породы как бы облекают соляное ядро
со всех сторон. Размеры куполов данного типа минимальные (10-20 км2).
Развивались они на перегибах вмещающих флексур.
10.
Карачунгульский тип включает купола с обнаженной
солью, однако здесь соляное ядро приблизилось к поверхности не в период
формирования осадков, как у куполов Ащебулакского типа, а значительно позднее
путем интенсивного подъема одного из крыльев. К этому типу куполов могут быть
отнесены Карачунгул, Черная Речка, Кусанбай. Они также развивались на перегибах
флексур.
11.
Каратонский тип имеет много общего с куполами
Суешбекского и Испулайского типов. От первых отличается более интенсивной
тектоникой, приведшей к обнажению на сводах куполов маастрихтских, местами
альб-сеноманских отложений (Тереньузюк, Ташегали), соответственно резче
выражена сеть сбросов и грабенов. По сравнению с предыдущими морфологические
особенности куполов этого типа дополняются присутствием на сводах мощной толщи
третичных и верхнемеловых отложений. Соль залегает на глубинах 1500- 2500 м,
размеры куполов достигают 200 км2, несогласия в разрезе выражены
сравнительно слабо, углы падения пластов обычно не превышают 10-15°. Эти купола
развивались недалеко от прибортовой части соленосного бассейна в несколько
необычных условиях у сочленения крутых крыльев флексур двух вмещающих структур -
Доссор-Косчагыльской и Новобогатинской.
Мин. геологии и охраны недр СССР
