Массивные залежи. 
Виды месторождений

1)Тенгиз (каз. Те?із) — 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 мі/сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура 105 °C. 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. мі.

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/мі, 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/мі, 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 мі/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) Карачаганамк, Карашыганак, каз. ?арашы?ана? — 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) Толкын. Открыто в 1992 г. В структурном отношении представляет собой антиклиналь юго-запад-севсро-восточного простирания размерами 6×2,1 км с амплитудой 110 м (рис. 40).

Разрез представлен терригенно-карбонатной толщей среднего карбона, перми, триаса и терригенными отложениями юры, мела и кайнозоя.

Нефтегазовая залежь высотой 150 м выявлена в породах артинского яруса нижней перми. Залежь массивная.

Коллектор продуктивного горизонта смешанный, карбонатный с открытой пористостью 13% и проницаемостью 0,0149 мкм². Общая толщина продуктивного горизонта 147 м. эффективная 132 м, нефтенасыщенная 10,4 м, газонасыщенная 122 м. Коэффициенты нефтеи газонасыщенности 0,62 и 0,38 соответственно.

Начальное пластовое давление 43,2 МПа, температура 105 °C. Дебит нефти 46 м'/сут., газа 189,7 тыс. м'/сут. на 8 мм штуцере.

Нефть легкая, плотностью 840 кг/м³, малосернистая 0,23%, слабопарафинистая 1,1%, содержит небольшое количество 3.1% асфальтенов и силикагелевых смол. Газонасьиценность пластовой нефти 346 м'/м'.

Состав растворенного газа, в %: метан 48,6, этан 13. пропан 10.9, нзобутан 5,4, н-бутан 8,7.

Газ газовой шапки имеет плотность по воздуху 0,76. В его составе преобладает метан 89.74%.

Нефтегазоконденсатное месторождение Толкын Структурная карта.