Пластово-сводовые залежи в месторождениях Казахстана.

1)Приграничное — нефтяное месторождение в северной части Прикаспийской впадины. Находится в 90 км к северо-западу от г. Уральск. Выявлено в 1993 году при испытании параметрической скважины П-4.^[1]

Запасы составляют 30 млн тонн нефти. Залежь приурочена к пластам песчаников пашийского горизонта, тип залежи пластовый сводовый. Ловушка, по сейсмическим данным, образована антиклиналью, входящей в Приграничную приподнятую зону северо-западной ориентировки с предполагаемым тектоническим экранирование по восстанию.

Размеры структуры 4,7x6,7 к, амплитуда - 175 м. Толщина пласта 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4 м. Водонефтяной контакт залежи оценивается в 191 м. Дебит нефти из опробованного интервала 4442-4457 м составил 12 кг/м³. Плотность нефти 805 кг/м³ .

2)Макат — нефтяное месторождение в Казахстане. Расположено в Макатском районе Атырауской области (адм. центр — Макат) в 100 км к востоку от города Атырау. Месторождение открыто в 1913 году.

Нефтяные отложения нижнего мела, средней юры и пермотриаса, где выделены нефтяные горизонты неокомский и газонефтяной.

Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные.

Плотность нефти 803—895 кг/м³. Нефти малосернистые (0,25-0,28 %), малопарафинистые (0,25-0,8 %).

Месторождение находится в консервации.

3)Тажигали — газонефтяное месторождение находится в Атырауской области Казахстана, в 80 км к юго-западу от железнодорожной станции Кульсары. Месторождение открыто в 1956 г. В тектоническом отношении представляет собой трехкрылую солянокупольнуто структуру.

Нефтеносность связана с меловыми и юрскими отложениями западного и восточного крыльев. В отложениях мела установлены четыре горизонта и один горизонт в средней юре. Неокомский горизонт газонефтяной, остальные — нефтяные.

Глубина залегания продуктивных горизонтов меняется в пределах от 382 до 1002 м. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные с высотами 10-40 м. Нефтеносные пласты сложены терригенными породами, коллектора поровые.

Состав газа: метан 59,8-62,4 %, этан 7 %, пропан 5,3 %, азот + редкие 14,8-29,2 %, водород 0,4 %.

Месторождение находится в консервации.

4) Каражанбас — нефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области.

Открыто в 1974. Залежи на глубине 228-466 м. Дебиты нефти 1,2-76,8 м3/сут. Плотность нефти 939-944 кг/м³, содержание серы 1,6-2,2. Характерной особенностью нефтей является наличие в них ванадия и никеля. Начальные запасы нефти оцениваются в 70 млн. тонн. В структурном отношении представлено двумя полусводами: юго-западным и северо-восточным, ограниченными с юга и юго-запада тектоническими нарушениями. Выявлены две залежи в батском ярусе средней юры. Залежи пластовые, сводовые тектонически экранированные. Глубина их залегания 548-659 м. 

Центр добычи — город Актау.

В настоящее время месторождение разрабатывается АО "Каражанбасмунай" (офис в г. Актау). Акционерами Каражанбасмунай является CITIC и казахская нефтяная компания Разведка Добыча «КазМунайГаз» по 50% соответственно. Добыча нефти 2008 году составила 2 млн. тонн.

5)Газовое месторождение Придорожное расположено в Созакском районе Шымкентской области, в 260 км к югу от г. Жезказган. Поисковое бурение начато в 1972 г., в котором при проходке скважины 3 с глубины 2456 м из песчаников фаменского возраста, был получен аварийный фонтан углеводородного газа дебитом до 1628 тыс.м3/сут. Приурочено к приразломной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. По размытой поверхности фаменских пестроцветно-красноцветных терригенных отложений размеры структуры (изогипс - 2300 м) составляют 9х2,5 км, при амплитуде 210 м. По кровле нижнесерпуховского газоносного горизонта, при общем сохранении структурного плана, свод складки несколько смещается в восточном направлении. Размеры структуры 7,5х1,5 км, амплитуда - 110 м по оконтуривающей изогипсе - 1100 м. Месторождение состоит из двух пластово-сводовых, тектонически экранированных залежей, приуроченных к песчаникам и алевролитам фаменского возраста и трещинноватым известнякам серпуховского яруса (Рис.215). Глубина фаменской залежи в своде составляют 2400 м. ГВК принят на отметке - 2285 м, при высоте залежи 140 м. Общая толщина продуктивного горизонта - 129 м, эффективная - 37,5 м. Коллекторы трещинно-порового типа имеют пористость 7%, при крайних значениях от 3 до 18%, проницаемость - 0,038 мкм2. Коэффициент газонасыщенности - 0,7. Пластовое давление 25,8 МПа, температура пласта 86оС. Дебит газа на штуцере диаметром 4,9 мм составил 74,4 тыс.м3/сут. Покрышкой для залежи являются галогенные осадки фаменского возраста, толщиной до 450 м. Нижнесерпуховская залежь вскрыта на глубине 1178 м. Высота залежи по принятой отметке ГВК - 1101 м и равна 107,5 м. Общая толщина газового горизонта - 102 м, эффективная - 71,4 м. Коллекторы представлены плотными трещиноватыми мелко- и среднекристаллическими известняками с низкой матричной пористостью. Емкостно-фильтрационные свойства обусловлены развитием трещиноватости. Пористость составляет 3,78%. Наиболее высокие значения коллекторских свойств и дебиты газа отмечаются в зоне субширотного разлома, осложняющего присводовую часть складки. Начальный дебит - 96 тыс.м3/сут. на штуцере диаметром 22,6 мм. Начальное пластовое давление - 15,1 МПа, температура пласта 59оС. Покрышкой залежи служат одновозрастные сульфатно-терригенные (ангидриты, аргиллиты) отложения толщиной до 298 м. Газы фаменской залежи характеризуются следующим составом, %: метан 62,2-70,4, этан 1,2-1,76, пропан 0,11-0,12, изобутан 0,02, н-бутан 0,012-0,04, пентан + высшие 0,06, азот + редкие 27,6-34,2, гелий 0,21, углекислый газ 0,3-0,85. Режим залежей упругогазоводонапорный.