Нефтегазоносные комплексы (НГК).

Триасовый НГК – представлен терригенно-карбонатным комплексом пород. Месторождения: Каражанбас, Каламкас, Турлун, Кошак, Мурынсор.

Юрский НГК – сложен терригенно-карбонатными породами. Месторождения: Северо-Бозашинское, Турлун, Кошак.

Нижнемеловой НГК - представлен терригенными породами. Месторождения: Северо-Бозашинское, Каламкас, Жалгизтобинское.

Нефтегазоносность. Промышленная нефтегазоносность в Северо- Бозашинской НГО установлена в триасовых, юрских и нижнемеловых отложениях. Известные месторождения Каражанбас, Северное Бозаши, Жалгизтюбе, Каламкас, группа Каратурунских месторождений. Все они приурочены к антиклинальным и брахиантиклинальным складкам субширотного простирания. Глубины, на которых расположены залежи от 700 (Каражанбас) до 1000 м (Каламкас).

Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Характерно наличие до 10-12 продуктивных горизонтов. Коллекторы представлены песчаниками, алевролитами с пористостью 20 - 39. По мере удаления от сводов отмечается глинизация коллекторов и уменьшение их пористости, что вероятно, обусловлено палеотектоническим режимом - ростом структур в процессе осадконакопления. Распространение залежей контролируется наряду со структурными факторами также и тектоническими нарушениями, зонами литолого-стратиграфического выклинивания. Сохранность залежей обеспечивается за счет глинистых отложений мощностью 80 – 130 м; региональной покрышкой является глинисто - карбонатная толща верхней юры, а локальными покрышками в продуктивной части разреза являются глинистые породы апта. Нефти тяжелые (0, 92 - 0, 94 г/см³), высокосернистые (до 2, 1 %), малопарфинистые (до 1, 5 %), с высоким содержанием асфальтово-смолистых компонентов до 22 %.

По поводу генезиса юрско-меловых нефтей Бозашинских месторождений существуют различные точки зрения. Некоторые исследователи допускают возможность перетока нефти из доюрских отложений в юрско-меловые по тектоническим нарушениям и в результате латеральной миграции. Эта точка зрения совпадает с данными по Южному Мангышлаку, где доказана связь зон нефтегазонакопления в юрско- меловой толще с вертикальной миграцией УВ.

В свете последних данных о геолого-геофизической изученности полуострова Бозаши роль доюрских отложений в перспективах нефтегазоносности может быть более существенной. В пользу этого свидетельствует наличие крупных поднятий в палеозое и триасе, большие мощности осадков, относительно слабые дислокации и невысокая степень их метаморфизма. Можно сравнивать отложения нижнего-среднего триаса в Южно - Бозашинском прогибе с Мангышлакским теригенно - карбонатным комплексом, что существенно повышает перспективную их оценку на возможную нефтегазоносность.

Красноцветные толщи верхней перми и нижнего триаса представлены континентальными фациями, имеют низкую пористость и проницаемость и перспективы ихна нефть и газ значительно меньше.

Газонефтяное месторождение Каражанбас. Расположено в Мангистауской области, в 140 км к северо-северо-востоку от г. Актау в 40 км к северо-востоку от нефтепромысла Каламкас. Поисковые работы начаты в 1974 г., в этом же году открыто месторождение. Первооткрывательница скв. К-12. Месторождение приурочено к нарушенной брахиантиклинальной складке субширотного простирания с амплитудой 100 м. Углы падения крыльев пологие — 2 — 4 °, северное крыло круче южного. Структурные планы юрских и меловых отложений совпадают. Тектонические нарушения субширотного простирания расположены в приосевой части структуры. Амплитуда их достигает 160 м, падение плоскости сбрасывателя на север. Серия оперяющих малоамплитудных нарушений расчленяет брахиантиклиналь на семь блоков. Выявленные продуктивные горизонты относятся к отложениям валанжина, готерива, баррема нижнего мела - А, Б, В, Г, Д и батского яруса средней юры — Ю-I, Ю-III. Диапазон глубин залегания продуктивных горизонтов в бло­ках 228-466м. Залежи пластовые, тектонически-экранированные, в юрских гори­зонтах встречаются пластовые, стратиграфически экранированные. Все залежи нефтяные, лишь в блоке II горизонта Ю-I установлена газо­нефтяная залежь. Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, открытая пористость в пределах 27 — 29 %, проницаемость 0, 0136 — 0, 351 мкм². Покрышками служат глинистые породы толщиной 2-126 м. Высота нефтяных залежей в блоках изменяется от 3, 9 до 75, 4 м. Общая толщина коллекторов варьирует в пределах 4, 5 - 26, 1 м, эффек­тивная 4 - 18, 6 м, нефтенасыщенная 2 - 14, 6 м. Газонасыщенная тол­щина коллекторов газонефтяной части залежи в блоке II горизонта Ю-1 составляет 2, 4 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0, 63 — 0, 75. Плотность нефти 939 - 944 кг/м³, она содержит серу (1, 6 - 2, 2 %), парафин (0, 7 - 1, 4 %), высокосмолистая. Начальные пластовые давления в блоках изменяются от 3 до 5, 75 МПа, температура - от 25 до 37 °С. Дебиты нефти 1, 2 - 76, 8 м³ /сут. Характерной особенностью нефти является наличие в ней ванадия и никеля. Газы, растворенные в нефтях неокомских продуктивных горизон­тов, по составу разнообразны. В горизонте А они тяжелые, этансодержащие. Доля тяжелых углеводородов в них приближается к 13 %, метановая составляющая 86, 1 %. Отмечается наличие азота в количестве 1 %. В горизонте Б попутный газ по составу легкий, количество тяже­лых углеводородов снижается до 8, 6 %, до 3, 3 % возрастает содержа­ние азота. В горизонте Г газ по составу сухой, количество тяжелых углеводородов меньше 5 %, метановая составляющая увеличивается до 89, 1 %, содержание азота повышается до 5, 1 %. По химическому составу пластовые воды относятся к слабым рассолам хлоридно-кальциевого типа, плотность их 1, 03 г/см³, минера­лизация 40 — 76 г/л. Они характеризуются повышенной концентрацией микроэлементов — брома, бора, йода. Режим залежей водонапорный. Месторождение находится в разработке.

Газонефтяное месторождение Северные Бозаши. Расположено в Мангистауской области, в 175 км к северу от г. Актау. В 32 км к северо-востоку находится нефтепромысел Каламкас. Подготовка к поисковому бурению велась в 1974 — 1975 гг. Поисковое бурение начато в 1975 г. и в этом же году поисковой скв. 122 открыто месторождение. Разведочное бурение начато в 1975 г., окончено в 1978 г.

Месторождение приурочено к нарушенной, сложнопостроенной антиклинальной складке с амплитудой 100 м. Углы падения пород на •северном и южном крыльях соответственно 2 и 4°. По юрским и меловым отложениям отмечается соответствие структурных планов. Приосевая часть складки осложнена тектоническими нарушениями субши­ротного простирания с амплитудами до 160 м и падением плоскости сбрасывателя на север. Серией оперяющих малоамплитудных наруше­ний складка разделена на десять блоков. Установлена продуктивность неокомских отложений (пласты А, Б, В, Г, Д) и бат-байосских (горизонты Ю-I и Ю-III). Залежи нефтяные, газонефтяные с высотами нефтяных частей 5, 8 — 81, 1 м, газовых - 3, 1 — 16, 9 м. Коллекторы поровые, представлены песчаниками и алевролитами с открытой пористостью 26 — 28 %. Проницаемость 0, 1 - 0, 365 мкм². Покрышками служат глинистые породы толщиной 2 - 126 м. Эффективная толщина коллекторов 4, 2 — 24 м, нефтенасыщенная 1, 95 - 18 м, газонасыщенная 1, 1 — 5, 3 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0, 64 - 0, 68, газонасыщенности 0, 48. Начальные дебиты нефти 3, 4 - 48 м³ /сут, газа 25 - 54 тыс. м³ /сут. Нефть тяжелая, плотность 938 - 940 кг/м³, сернистая (2 %), парафинистая (1, 5 %), смолистая (14, 8 — 16, 9 %), содержание асфальтенов 5, 6 - 5, 8 %. Характерная особенность нефтей заключается в нали­чии в них промышленных концентраций ванадия и никеля. Газ по составу " сухой", содержит 95, 5 % метана и 4, 5 % тяжелых углеводородов.

Пластовые воды по химическому составу относятся к слабым рассолам хлоридно-кальциевого типа, плотностью их 1, 026 — -1, 041 г/см³, минерализация от 40 до 76 г/л. Режим залежей водонапор­ный.