Пластово-тектонически экранированные залежи.

1)Алатюбе - нефтяное месторождение находится в Мангистауской области Казахстана, в 33 км северо-восточнее г. Актау. Поисковое бурение начато в 1987 г., который явился годом открытия месторождения. Скважина №1, которая открыла нефтяное месторождение Алатюбе, среднесуточная добыча составила 1400 тонн нефти, самая высокая добыча нефти по Мангышлаку.

В структурном отношении представлено полусводом, примыкающим к нарушению северо-западного простирания с амплитудой 50 м.

На глубине 3875 м выявлена пластово-тектонически экранированная нефтяная залежь в карбонатных отложениях среднего триаса, представленных доломитизированными известняками.

Нефть легкая, плотностью 844 кг/м³, парафинистая (9,3%) с содержанием асфальтенов 0,5%. Выход фракций до 300°С достигает 41%.

2)Арыскум — нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана, расположено в Жалагашском районе Кзыл-Ординской области, в 120 км к северу от железнодорожной станции Джусалы и в 320 км к западу от нефтепровода Омск-Павлодар-Шымкент.

Структура подготовлена к поисковому бурению сейсморазведкой МОГТ в 1985 г. Поисковое бурение начато в 1985 г. Месторождение открыто в 1985 г. скважиной 2.

Приурочено к приразломной антиклинальной складке северо-западного простирания, осложняющей центральную часть Арыскумской грабен-антиклинали. Амплитуда поднятия 120 м. Амплитуда разлома в центре 340 м, на севере складки — до 120 м, на юге — 140—160 м.

Газовая залежь с нефтяной оторочкой связана с нижненеокомскими терригенными отложениями, где выделяются два продуктивных горизонта; M-I и М-II. Промышленная нефтегазоносность связана с горизонтом M-II. Залежь пластово-тектонически экранированная. Общая высота залежи, при отметке ВНК — 913 м, равна 108 м, в том числе нефтяной части −27 м.

Нефть оторочки имеет плотность 854 кг/м³ и содержит серы — до 0,46 %, парафина −9,7-27,2 %, асфальтенов и смол силикагелевых — до 16,65 %. Свободный газ состоит из — 93,86 % метана, 2,87 % этана, 1,36 % пропана, 0,65 % бутана 0,65 %, 0,37 % пентанов+высших, 0,01 % гелия, 0,52 % азота + редких, следов сероводорода. Конденсат содержит парафина — 0,01-1,3 % и серы- 0,01-0,06 %.

3)Доссор — нефтяное месторождение, расположенное в Макатском районе Атырауской области Казахстана, в 90 км к востоку от г. Атырау. Открыто в 1911 г. Разрабатывается с 1911 г. В средней юре на глубинах 30-300 м выделено шесть нефтяных горизонтов.

Высота залежи 8-135 м. Залежи пластово- тектонически экранированные. Горизонты представлены терригенными отложениями, коллектора поровые.

Плотность нефти 847—887 кг/м³. Нефти малосернистые (0,2-0,22 %), малосмолистые (7 %), содержат 0,2-2,07 % парафина. Состав попутного газа: метан 77,1-93,8 %,этан 7,15 %, пропан 0,4-5,1 %, пентан и высшие 0,3 %, азот и редкие 0,7-4,4 %, углекислый газ 3-7,3 %.

Месторождение находится в консервации.

4)Даулеталы - нефтяное месторождение расположено в Атырауской области Казахстана, в 100 км северо-восточнее нефтепромысла Кульсары, в 265 км к востоку от областного центра г. Атырау. Поисковые работы начаты в 1980 г, который и является годом открытия месторождения.

Приурочено к соляному куполу. Ядро купола имеет овальную форму, ориентировано субширотно и залегает на глубине 800 м. В надсолевых отложениях выделяются три крыла структуры: северное, южное и западное. Северное крыло наиболее опущено, западное поисковыми работами не освещено.

Нефтяная залежь выявлена в отложениях барремского яруса нижнего мела на северном крыле. По характеру резервуара залежь пластово-тектонически экранированная.

Высота нефтяной залежи 28 м. Нефть очень тяжелая, плотностью 935 кг/ м3 (в пластовых условиях), сернистая (0,64%). Выход фракций до 300°С низкий, не превышает 13%.

5) Прибрежное. Нефтяное месторождение Прибрежное расположено в Эмбенском районе Атырауской области, в 186 км к юг-юго-востоку от г. Атырау. Структура подготовлена сейсморазведкой в 1968 г. Начатое в 1973 г. поисковое бурение привело к открытию месторождения. Разведочные работы проведены в период 1973-1975 гг. В тектоническом отношении представляет собой двукрылую солянокупольную структуру. (Рис.100). Нефтеносны сеноманские отложения верхнего мела обоих крыльев. Залежь расположена на глубине 397 м и имеет высоту 47 м. ВНК проводится на отметке -450 м. Залежь пластово-тектонически экранированная. Продуктивный горизонт сложен терригенными породами. Коллектора поровые с открытой пористостью 29% и проницаемостью 2,39 мкм2. Нефтенасыщенная толщина 30 м, коэффициент нефтенасыщенности 0,8. Начальный дебит нефти 3,7 м3/сут. Плотность нефти 955 кг/м3. Нефть высокосернистая 2,6%, малопарафинистая 0,15%. Режим работы залежи водонапорный.