Пластово-литологически экранированные залежи.

1)Сагыз - нефтяное месторождение расположено в Атырауской области Казахстана в 20 км к востоку от железнодорожной станции Доссор. Поисковое бурение, начатое в 1937 г., привело к открытию месторождения.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре. Нефтеносны отложения нижнего мела, средней юры и пермотриаса. Глубина залегания нижнемеловых горизонтов составляет 31-422 м, среднеюрских 131-748 м, пермотриасовых 174-1083 м. Высота нижнемеловых залежей равна 6-133 м, среднеюрских 10-145 м, пермотриасовых 60-161 м. Залежи пластово-литологически экранированные. Продуктивные горизонты сложены терригенньши отложениями, коллектора поровые.

Плотность нефти изменяется от 795 до 897,2 кг/м³. Нефть малопарафинистая (0,33-1,1%), малосмолистая (10,2%), содержит 0,09-2,2% серы.

2)Газоконденсатное месторождение Айракты расположено в Мойынкумском районе Жамбыльской области, в 135 км к северу от г. Жамбыл. Площадь подготовлена сейсморазведкой МОВ в 1969 г. Поиски начаты в 1971 г., в котором открыто месторождение скважиной 1. Структурные планы по нижнекаменноугольным и нижнепермским отложениям различны. По кровле верхнетурнейско-нижневизейских продуктивных горизонтов отмечается изометрическая куполовидная складка с размерами (по изогипсе - 1820 м) 9х9 км и амплитудой 120 м. По кровле нижнепермского межсолевого газового горизонта наблюдается асимметричная антиклиналь субмеридианального простирания, с размерами 21х10 км и амплитудой 160 м. Месторождение состоит из трех газовых залежей пластово-сводового и литологически экранированного типа в верхнетурнейских, нижневизейских угленосно-терригенных и нижнепермских межсолевых песчаниках и алевролитах. (Рис. 219). Глубина залегания верхнетурнейской залежи составляет в своде 2145 м, при высоте 24 м. ГВК отбит на отметке - 1803 м. Общая толщина газового горизонта равна 24 м, эффективная - 17 м. Коллекторы порового и трещинно-порового типа представлены песчаниками и алевролитами с открытой пористостью 11,3%, проницаемостью - 0,002 мкм2, при коэффициенте газонасыщенности - 0,82. Покрышкой для залежи служит пачка аргиллитов и плотных глинистых алевролитов, залегающая в кровле верхнетурнейской части разреза Общая толщина продуктивного горизонта 35 м, эффективная 11,4 м. Емкостно-фильтрационные свойства терригенных коллекторов порового и трещинно-порового типа определяются открытой пористостью 17,5% и проницаемостью - 0,002 мкм2. Коэффициент газонасыщенности 0,82. Покрышкой служит толща ангидритов, сульфатизированных известняков и аргиллитов, залегающая в основании средневизейского подъяруса. Начальные пластовые давление и температура составляют 28,2 МПа и 72оС. Глубина кровли нижнепермского межсолевого газового горизонта в своде равна 830 м. Высота залежи 70 м, при отметке ГВК - 534 м. Терригенные коллекторы порового, трещинно-порового и порово-трещинного типов характеризуются открытой пористостью 18,6%, проницаемостью - 0,001 мкм2 и коэффициентом газонасыщенности 0,82. Покрышкой залежи в межсолевых красноцветных отложениях является чередование пачек каменной соли с пропластками галитизированных аргиллитов кунгурского возраста. Начальное пластовое давление в залежи - 10 МПа, температура 42оС. Дебит газа - 128 тыс. м3/сут. на шайбе 19,1 мм. Газы верхнетурнейских и нижневизейских отложений - этансодержащие, азотно-углеродные и углекисло-азотно-углеводородные, гелиеносные. По сумме тяжелых углеводоров преимущественно развиты тяжелые газы, лишь отдельные пласты содержат легкие газы.

3)Каламкас — газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области. Открыто в 1976. Освоение началось в 1979 году.

Залежи на глубине 0,5-1,1 км. Залежи пластово-литологически экранированные. Нефтегазоносность  установлено нижнемеловыми и юрскими отложениями. Начальные дебитынефти 26,4-62,1 м³/сут. Плотность нефти 902—914 кг/м³, содержание серы 0,1 — 0,3 %.

Характерной особенностью нефтей является наличие в них ванадия и никеля.

Геологические запасы нефти — 500 млн тонн.

В настоящее время разработку месторождения ведёт компания ОАО «Мангистаумунайгаз». Добыча нефти 2008 году составила 4,2 млн тонн.

В начале 21 века новыми геофизическими методами поиска было открыто морское продолжение Каламкаса, получившее название «Каламкас Северный». Продуктивные отложении находятся на глубине 0,5—1,4 км. Нефтегазоносность установлена меловыми, юрскими и верхнетриасовыми отложениями.

Общие балансовые запасы месторождения «Каламкас Северный» составляют 500 млн тонн. Проектная добыча нефти должна составить от 3 до 15 млн тонн в год.

Оператором месторождения «Каламкас Северный» является казахстанская нефтяная компания Казмунайгаз.

4)Асар — газонефтяное месторождение расположено в Мангистауской области Казахстана, в 25 км к северо-западу от месторождения Жетыбай. Месторождение открыто в 1969 г.

Продуктивные отложения юры представлены песчаниками и алевролитами. В разрезе средней юры установлены 9 продуктивных горизонтов, в которых выявлены 16 залежей. В семи горизонтах залежи нефтяные, в двух — нефтяные с газовыми шапками. По типу ловушек они относятся к пластово-литологически экранированным (иногда сводовые).

Нефти плотностью 857—905 кг/м³, высокосмолистые (12,6-23,9 %), высокопарафинистые (18,8-22,6 %), малосернистые. Содержание асфальтенов в них от 2,05 до 4,02 %.
В настоящее время разработку месторождения ведёт компания ОАО «Мангистаумунайгаз». Добыча нефти 2010 году составила 151 тыс. тонн.

5) Тасбулат — нефтегазоконденсатное месторождение в Мангыстауской области Республики Казахстан, находится к юго-востоку от города Актау, к западу от месторождения Узень.

Глубина залегания продуктивных горизонтов 1800-3200 м. Относится к Южно-Мангыстауская нефтегазоносная область. Глубина залегания продуктивных горизонтов 1800-3200 м. В структурном отношении представлено брахиантиклинальной складкой. Залежь по типу резервуара  пластово-литологически экранированная, установлена в западном опущенном блоке.

Начальные пластовые давления по залежам 19,0-23,2 МПа, пластовая температура 83-103°С. Дебит нефти изменяется от 8 до 90 м³/сут, конденсата 28,8-38,4 м³/сут. Газонасыщенность пластовой нефти 152 м³/т.

Нефти по плотности лёгкие и средние (834—865 кг/м³), вязкие, малосернистые, высокопарафинистые (Ю-Х-Б — 36,6 %), смолистые (Ю-Н-А — 11,8 %). Содержание асфальтенов 1,35-2,3 %. Выход фракций до 300 °C достигает 46 %.

В составе газов, растворенных в нефти, преобладает метан (84 %), доля тяжелых углеводородов — 12,5-15 %, отмечается небольшое содержание азота и углекислого газа.

 

Массивные залежи.

1)Тенгиз (каз. Теңіз) — нефтегазовое месторождение в Атырауской области Казахстана, в 350 км к юго-востоку от г.Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году.

Первооткрывателями месторождения Тенгиз являются Жолдаскали Досмухамбетов, Булекбай Сагингалиев, Булат Еламанов, Асабай Хисметов, Кумар Балжанов, Валентин Авров, Махаш Балгимбаев, Орынгазы Исказиев которые были удостоены Государственной премии Республики Казахстан.

6 апреля 1991 года в эксплуатацию был введен нефтегазовый комплекс - Тенгизский нефтегазоперерабатывающий завод и промысел, что положило начало промышленной добыче на данном месторождении.

Залежи углеводородов расположены на глубине 3,8—5,4 км. Залежь массивная, рифогенного строения. Нефтеносность связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного и девонского возрастов.

Коэффициент нефтенасыщенности 0,82. Начальный газовый фактор 487 мэ/мэ, начальный дебит нефти 500 м³/сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура 105°С. Плотность нефти 789 кг/м₃. Нефть сернистая 0,7%, парафинистая 3,69%, малосмолистая 1,14%, содержит 0,13% асфальтенов.

Извлекаемые запасы месторождения оцениваются от 750 млн до 1 млрд. 125 млн тонн нефти. Прогнозируемый объем геологических запасов составляет 3 млрд. 133 млн тонн нефти. Запасы попутного газа оцениваются в 1,8 трлн. м³.

2)Королевское - нефтяное месторождение находится в Атырауской области Казахстана, в 150 км к юго-востоку от г. Атырау и в 20 км к северо-востоку от нефтяного гиганта - месторождения Тенгиз. Поисковое и разведочное бурение начато в 1982 г., ставшем годом открытия месторождения.

Продуктивные горизонты установлены в надсолевом и подсолевом комплексах. Нефтяная залежь надсолевого комплекса в верхнемеловых отложениях связана с солянокупольной структурой. Продуктивность подсолевого комплекса приурочена к палеозойской антиклинальной складке тектоно-седиментационного типа.

Палеозойская нефтяная залежь связана с артинскими породами нижней перми и кабонатными отложениями карбона. Залегает на глубине 3952 м. ВНК принят на отметке -4800 м. Залежь массивная. Продуктивная толща сложена известняками.

Нефть очень тяжёлая, плотность 965 кг/м³, сернистая (2%), малопарафинистая (0,52%), содержит 2,2 % асфальтенов.

Месторождение находится в разведке по подсолевым отложениям. Залежь надсолевого комплекса законсервирована.

Общие геологические запасы составляют 188 млн тонн нефти.

3)Кенкияк — нефтяное месторождение в Темирском районе Актюбинской области Казахстана, в 220 км к югу от Актобе. Относится к Восточно-Эмбинской нефтегазоносной области. В районе месторождения имеется аэропорт.

Нефть преимущественно легкая с плотностью 821—850 кг/м³, содержит серы 0,24-1,24 %, парафинов 1,53-6,76 %, смол 1,2-8,5 %. Для докунгурского продуктивного этажа характерно аномально высокое пластовое давление, составляющее 67,6 МПа в нижней перми и 79,6 МПа в карбоне. Пластовая температура достигает максимальных значений 98 °C. Дебиты нефти 18,4-150 м³/сут. Залежь массивная.

На месторождении разрабатываются залежи нефти в надсолевой толще. Подсолевая часть разреза завершена разведкой.

Суммарный продуктивный этаж на месторождении охватывает интервал от 160 до 4300 м. Разрез представлен переслаиванием песчаников разной степени цементации, алевролитов, гравелитов, глин и аргилитов. Отложения среднего карбона представлены известняками. Строение структуры по надсолевому и подсолевому комплексам резко отличаются.

1958 — выявлена надсолевая структура

1959 — открыто месторождение, приуроченное к соляному куполу (в надсолевом разрезе выявлено 9 нефтяных горизонтов)

1971 — открыты залежи в нижнепермских отложениях (выделено 5 продуктивных горизонтов)

1979 — установлена массивная нефтяная залежь в карбонатной среднего карбона

4)Карачагана́кское нефтегазоконденсатное месторожде́ние (Карачагана́к, Карашыганак, каз. Қарашығанақ — чёрный залив) — нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана, расположено в Западно-Казахстанской области, вблизи города Аксай. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Открыто в 1979 году. Промышленное освоение началось в середине 1980-х производственным объединением «Оренбурггазпром» Министерства газовой промышленности СССР. В 1989 году министерство было преобразовано вГазодобывающий государственный концерн «Газпром», а в 1993 году — в Российское акционерное общество «Газпром».

Карашыганакское поднятие представлено рифовой постройкой высотой до 1,7 км. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Продуктивными отложениями является от верхнего девона до нижней Перми. Давление газа в пласте составляет 600 атмосфер.

5) Восточный Аккар — нефтегазовое месторождение в Казахстане. Расположено в Мангистауской области, в 18 км к север-западу от нефтепромысла Жетыбай. Открыто в ноябре 2010 года. Пробная разработка месторождения началось в ноябре 2010 года. Восточный Аккар является частью месторождение Аккар.

Продуктивным возрастом Восточного Аккара является триасовые отложений. Продуктивные отложения находиться на глубине 2900-3300 м.

Геологические запасы нефти составляют 5 млн. тонн, а газы - 0,1 млрд. м³. Залежь массивная по типу ловушки.

Разработку Восточного Аккара ведёт австралийская нефтяная компания Jupiter Energy Limited.