Пластово-литологически экранированные. 
Виды месторождений

1)Болганмола

Месторождение выявлено в 1964 г. Структура Болганмола (рис. 28) представляет собой полусводовое поднятие, экранированное по восстанию и латералн примыканием к соляному ядру (рис. 28). Залежь пластовая, литологически ограниченная. Продуктивные отложения вскрыты на глубине 1828 м.

Коллекторами являются песчаники и алевролиты нижнего триаса с пористостью до 20%. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3 м.

Дебит нефти с примесью воды составил 7 м'/сут. при динамическом уровне 1140 м. Нефть плотностью 839 кг/м', малосернистая (0,13%), высокопарафинистая (15,4%), смолистая (17%), с содержанием фракций, выкипающих до 200 °C, -17,5%.

2)Месторождение Тюбеджик.

Открыто в 1981 г. Приурочено к слабо нарушенной брахантиклинальной складке, в нижнемеловых отложениях которой выявлены 2 нефтяных залежи пластового сводового типа с элементами тектонического и лнтологического экранирования (рис. 68).

Коллекторы представлены песчаниками и глинистыми алевролитами с пористостью до 27% и эффективными толщинами до 6 м.

Начальные дебиты нефти 2,4−7.2 м³/сут переливом. Нефть плотностью 911 кг/м⁵, малосернистая, слабопарафинистая, смолистая (13,7%).

3)Месторождение Жетыбай.

Открыто в 1961 г. Приурочено к слабо нарушенной брахантиклинальной складке северо-западной ориентировки. Доказана нефтегазоносность верхней и средней юры, в которых установлено 13 продуктивных горизонтов. представленных переслаиванием песчаников, алевролитов и глин (рис. 69). Суммарная высота продуктивного этажа равна 700 м. Залежи преимущественно пластовые, сводовые, в единичных случаях массивно-пластовые, а также лнтоло! ичеекп экранированные. По характеру насыщения одна залежь газоконденсатная, остальные газонефтяные и нефтяные. Пористость коллекторов 16−22%. проницаемость 0,06−0.239 Дарси.

Начальные пластовые давления 17.5−25.0 МПа, температура 78−103°С. Плотность нефти 830−870 кг/м³, содержание серы 0.1 -0.28%. парафина 17,2−25%. Содержание стабильного конденсата в газоконденсатной залежи I горизонта составляет 76 г/м'.

4)Месторождение Коныс.

Открыто в 1989 г. в Тереньозекском районе Кзыл-Ординской области, в 140 км севернее ж.-д. станции Жусалы, в 150 км северо-западнее г. Кзыл-Орда. Месторождение приурочено к брахнантиклинали субмеридиснального простирания, осложненной двумя сводами (рис. 137). По кровле горизонта M-II северный свод оконтурен изогипсой — 1070 м, южный — 1040 м. Южная часть южного свода и северо-западное погружение крыла северного свода отличаются зонами литологического замещения коллекторов.

Западное крыло южного свода узким и неглубоким прогибом соединяется с полусводом, ограниченным с севера и запада тектоническими нарушениями. Эта часть структуры называется Южным Конысом.

Во вскрытом разрезе выявлены две залежи. Нефтегазовая залежь связана с горизонтом M-И арыскумской свиты нижней части неокомских отложений, а нефтяная (горизонт Ю-0) — с верхнеюрскими.

Залежи пластовые, сводовые, литологически экранированные.

Продуктивный горизонт М-11 залегает на глубине 963 м. Литологически он представлен песчаниками и алевролитами. Общая высота нефтяной залежи 30 м, газовой 45 м. Нефтенасыщенная толщина пласта 32,2 м, I азонасыщениая 25 м. Коэффициен т нефтенасышенности 0,68, газонасыщенности 0,65. ГНК и ВНК установлены на отметках — 1060 и -1088 м.

Коллектор терригенный, поровый с пористостью 19,6%, проницаемостью 0,015 мкм2. Горизонт Ю-0 представлен песчаниками с пористостью 21−24%. Эффективная и нефтенасыщенная толщина пласта 4.55 м, коэффициент иефтенасыщенности 0,57. Высота залежи 50 м.

Нефти с плотностью 830 кг/м3, малосернистые (0,16−0.19%), сильнопарафинистые (12−15%), смолистые (9,3−10,7%).

Пластовое давление 11,2−11,35 МПа, температура 56 °C. Дебиты нефти 70,1−72,7 м'/сут. на 7 мм штуцере.

Попутный газ метановый (83,2−95.3%), содержит 4.58−16,6% тяжелых углеводородов. В нем также присутствует незначительное количество сероводорода (0,02%), азота (0,01−0,2%) и углекислого газа.

Газ газовой шапки этановый, его состав, %: метан 91,43; этан 5,17; тяжелые 3,31, содержание азота, углекислого газа и сероводорода — следы. В пределах Южного Коиыса в газе присутствует конденсат плотностью 700 кг/м5, его содержание 98 г/м'. Конденсат содержит 0,02% серы и 2,6% парафина.

5)Мест-е ойракты

Открыто в 1971 г. Расположено в 135 км к северу от г. Тараз. По нижнекаменноугольной толще структура характеризуется куполовидной формой с размерами 9×9 км и амплитудой 120 м; по нижней перми это асимметричная брахиантиклиналь меридиональной ориентировки размерами 21×10 км и амплитудой 160 м (рис. 155).

Месторождение содержит три газовых залежи пластово-сводового и литологическн экранированного типа в турнейских, нижневизейских и нижне-пермских отложениях.

Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами с пористостью 11,3−18,6% и проницаемостью до 3 мд.

Пластовое давление 10−28,2 МПА. температура 42−72°С.

Дебиты газа максимально достигали 128 тыс м'/сут на шайбе 19,1 мм. Газы тяжелые, преимущественно углеводородные в каменноугольной толще (свыше 90% углеводородной фракции) и азотно-углеводородные в нижней перми, где концентрация метана по площади колеблется в пределах 24−75%.

Содержание конденсата в сравнении с месторождением Амангельды повышено и максимально достигает 31 г/м^!.