Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.

Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V (б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5, 6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3, 4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.

Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения их залежей по площади, обоснование ВНК и ГНК подробно освещены в отчете КазНИПИнефть за 1980 год "Уточнение строения и емкостно-фильтрационных свойств залежей Н и Г месторождения Жетыбай" В этом параграфе приводится лишь таблица 1, характеризующая строение продуктивных горизонтов по разрезу и площади, таблица 2 регламента о средних абсолютных отметках ВНК и ГНК.

V ГОРИЗОНТ

V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров. Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов ,объединенные в три пачки А,Б,В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми разделами. ВЫ пачке А выделен один пласт "а", к которому приурочена нефтегазовая залежь.

В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке приурочена самостоятельная нефтяная залежь.

В пачке В выделено четыре пласта , причем верхние два пласта "в1" и "в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34. К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".

Сообщаемость пластов "в2" и "в3" крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3" фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту "в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4" выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны :15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км, 10,8х1,8км.

Горизонт V раньше подразделялся на три подгоризонта Vа, Vб, Vв. В настоящей работе выделено четыре подгоризонта Vа, Vб, Vв, Vг. Общая его мощность 65-75 метров.

1.Подоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле структуры. Литологически он представлен преимущественно монолитными песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью 1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2 или 3 песчаных пласта Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до 16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собой монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и составляет в среднем 9,5 м.

К горизонту приурочена пластовая, сводовая ,нефтегазовая залежь подпираемая краевой водой.

Первоначальное положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750 метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м) залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.

Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.

Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом. Подгоризонт Vа отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб выдержанным по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность которого равна 12,5м.

2.ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой. По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены три зоны с различным положением ВНК.

I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.

II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м. Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то есть это с 1770 до 1780 .

Этаж нефтеносности с запада на восток изменяется от 41 до 51 м, в пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.

Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляют соответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность в нефтяной зоне изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до 14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеносной зонах составляют 85,1% и 14,9% .

Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонта Vв глинистым разделом , мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.

3.Подгоризонт Vв , в нем отмечаются три глинистых прослоя . Общая мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта составляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.

На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначально ВНК был принят на абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносности составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контура нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно 25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.

Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми разделами мощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.

4.Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на абсолютной отметке 1780м. Этаж нефтеносности нефтяной залежи подгоризонта составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.

Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIа глинистым разделом мощность. 0-21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.

I.3. Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.