Пластово-стратиграфически экранированные. 
Виды месторождений

1)Каражанбас

Месторождение открыто в 1974 г. Приурочено к нарушенной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Доказана нефтеносность неокома (пять нефтяных залежей) и батского яруса средней юры (два нефтяных горизонта).

Залежи в неокоме пластовые, сводовые, нарушенные, а также стратиграфически экранированные; в юре — пластовые, литологически экранированные (рис. 38). Коллекторами являются песчаные и алевролитовые пласты с пористостью 27−29%, проницаемостью 0,013−0,351 Дарси и нефтёнасышенными толщинами 2−14,6 м.

Начальные дебиты 1.2−76,8 м'/сут., начальное пластовое давление 3−5,75 МПа. температура 25−37°С. Плотность нефти 939−944 кг/м', содержание серы 1,6−2,2%, парафина 0,7−1,4%. Нефть высокосмолистая, содержит пятиокись ванадия до 350 г/т.

Геологический разрез месторождения Каражанбас.

Структурные карты.

2) Жанатан

Открыто в 1992 г. В тектоническом отношении представляет антиклинальную складку субмсридианального простирания с размерами 17×6,2 км при амплитуде более 450 м (рис, 45),.

Установлена продуктивность терригенных нижнекаменноугольных отложений. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с пористостью 7−16% и проницаемостью 0,042−0,48 мкм'. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6,6−33 м, коэффициент нефтенасыщенности 0,7. Дебит нефти (скв. 7) составил 7,2−8,3 мУсут. Нефть имеет плотность 852 кг/м3, содержит 0,32% серы, до 13% парафина и 3% смол и асфальтенов.

Краткое рассмотрение выявленных месторождений свидетельствует о их многообразии как в подсолегюм докунгурском палеозое, так и в надсолевых отложениях. Это многообразие обусловлено типами ловушек, характеристиками резервуаров и промысловых параметров залежей, фазовым состоянием УВ, количественными концентрациями сопутствующих компонентов — металлов, сероводорода, серы, величинами запасов нефти и газа. Дифференциация месторождений четко просматривается не только в пределах впадины в целом, но и в границах геологических областей и даже районов.

Открыто в 1986 г. Расположено в Кзыл-Ординской области в 40 км к западу от месторождения Кумколь.

Приурочено к антиклинальной складке субмеридиопального простирания, осложненной в центральной и южной частях поднятием фундамента выше уровня продуктивных горизонтов (рис. 139).

Установлена газонефтяная залежь в нижнем неокоме (М-И), а также получены незначительные притоки нефти из коры выветривания фундамента. Залежь пластовая, стратиграфически и литологически экранированная, высотой 85 м.

Нефтегазонасыщенные толщины изменяются от 2,7 м до 5,2 м. Открытая пористость песчано-алевролито вых коллекторов 14−18%, проницаемость 0,001−0,067 мкм^:. Нефтенасыщенность 0,79. газонасыщенность 0,75.

Максимальный дебит нефти на 7 мм штуцере достигал 158,4 м'/сут., дебит газа — 42 тыс. м'/сут. на 6 м штуцере.

Начальное пластовое давление 15.3−15,8 МПа, температура 60−62°С.

Нефть плотностью 805 кг/м'. Содержание метана в газе 79,45%, азота 8,6%, тяжелых углеводородов до 10%.