На остальной территории развита, по-видимому, трехслойная земная кора типично континентального типа. Она характеризуется нормальной общей мощностью (50км.) и присутствием в консолидированной ее части гранитогнейсового и базальтового геофизических слоев.
Изложенное свидетельствует о сложном глубинном строении территории Калмыкии, сложных и специфических геологических процессах, протекавших в ее недрах на протяжении позднего протерозоя–палеозоя, связанных, в первую очередь, с проявлением субгоризонтальных тектонических движений.
Цубукское поднятие находится в сводовой, сложно построенной части погребённого вала Карпинского. Здесь на фоне узкой, вытянутой с северо-запада на юго-восток приподнятой зоны, разбитой многочисленными сбросами различных направлений, намечается несколько более или менее чётких локальных поднятий. Одним из них является Цубукское. На структурной карте этой зоны (рис. 4), построенной по кровле нижнеальбского подъяруса, Цубукское поднятие имеет вид небольшой куполовидной складки, несколько вытянутой в восток-юго-восточном направлении с углами падения пород на крыльях около 2-30. Западное и северное крылья поднятия нарушены сбросами. Амплитуда сводовой ненарушенной части поднятия около 60 м., размеры 8 x 5 км. Наличие и положение сбросов фиксируется поисковыми и структурными скважинами. Амплитуда сбросов по кровле продуктивного горизонта достигает 100 м. Описанный структурный план по нижнемеловым отложениям в принципе соответствует структурному плану верхнемеловых пород. Структурный план юрских отложений неясен, так как они вскрыты только одной скважиной.
Рис. 4. Структурная карта Цубукского месторождения
1 – изогипсы в м; 2 – тектонические нарушения
Гидрогеологическая характеристика
Гидрогеологическая характеристика месторождения изучена неполно.
По сумме геолого-геофизических наблюдений в разрезе Цубукского газового месторождения выделяются четыре водоносных комплекса: среднеюрский, нижнемеловой, верхнемеловой и плиоценовый. Однако исследовались пластовые воды только нижнемелового комплекса. В скв. 19 при опробовании аналога продуктивного горизонта за контуром газоносности получен приток сильно газированной высокоминерализованной воды с дебитом 69 м3/сутки. Плотность воды 1,053 г/см3, газоносность 1100 см3/л. Химический состав воды приведён в табл. 2. Тип воды хлоркальциевый. Статический уровень установился на отметке –15 м. (альтитуда устья – 14,3 м.). Температура воды на глубине 930 м. равна +610С. Растворённый в воде газ содержит (в %): метана 75,5; этана 6,7; пропана и бутана 4,1; азота 13,3.
Газоносность
Газовая залежь по всему контуру подпирается водой и относится к типу пластовых водоплавающих. По контуру газоносности залежь имеет размеры 2,62 x 1,8 км; площадь газоносности 328 га. Размеры залежи таким образом очень небольшие, что явилось одной из причин значительных затрат на её поиски. Вскрытая скв. 7 и 13 мощность газонасыщенной части составляет соответственно 12 и 14 м, в пределах залежи она изменяется от 29 м до нуля на контуре. Абсолютная отметка газоводяного контакта – 963 м. Начальное пластовое давление в залежи равно 104,4 атм., температура +610С. Дебиты газа на 7-мм диафрагме 68,9-71,4 тыс. м3/сутки. Запасы газа на 1/I 1964 г. составляют 827 млн. м3 по категории С1.
Плотность газа по воздуху 0,677–0,740. Характеристика его (в %) следующая: метана 74,7–81,5; этана 3,0–4,4; пропана 4,60–5,58; бутана 1,04–2,81; пентана и гексана 0,34–0,81; азота 8,9–12,0. Теплотворная способность газа 8250–8500 ккал/м3.