ГЛАВА УП. ГИДРОГЕОЛ. УСЛОВИЯ ЮГО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА 293 0,027 до 6,1. Интересно, что самые высокие значения этого коэффици- ента отмечены в газах структуры Андыген, где продуктивные пласты имеют наименышую глубину залегания, а самые низкие — в газах структуры Шаамбары, где эти же пласты погружены наиболее глубоко. ® $ ® ® 2 / ® ы ! н ы ъ * З % ъ 60 ® $ м * ® а ® с0,+Н,5 ) } | , 200 , 90 0 90 |2)_ |500 | | ! і/л бина, м | ! | 1 м Руз—м, С@зл-Р@‚ н Сггст-гсг' 3 Рис. 62. Изменение газового состава подземных вод Душанбинского артезнанского бассейна с глубиной В Вахшском артезианском бассейне третьего порядка по верти- кали разреза пород состав спонтанных газов изменяется мало (рис. 63). Они являются метаново-азотными с количеством азота 37—41% (иск- лючая «попутные» свободные газы нефтяных месторождений бассейна, принадлежащие целиком к метановым). Содержание кислых компонен- $ /% е ® 0 @ Сн ® 60 -— о* ЁИ — ® 40 ° — \, < 70 ® 20 Э # Оссеннь 8021›"125 7 о ее —н 70 800 00 1000 ГОО 1200 (700 Ма 1900 ЛОО ГОО /0 4О Глубала м Рис. 63. Изменение газового состава подземиных вод Вахш- ского артезианского бассейна (за исключением газонефте- иосных горизонтов) с глубиной тов (углекислоты и сероводорода) не превышает 8,2% в верхних пла- стах и уменьшается вниз по разрезу до 1,2%. Количество аргона со- ставляет 0,03—0,045%, гелий-аргоновый коэффициент колеблется от 1,1 до 2,96. В табл. 47 и 48 сведены данные, характеризующие в целом снон- танные и растворенные газы подземных вод Таджикистана. Они поз- воляют сделать следующие выводы: 1. Азотно-кислородно-углекислые газы подземных вод верхней гид- родинамической зоны повсеместно характеризуются одинаковым содер- жанием аргона, отвечающим расчетному, и иизким, сходным во всех ре- гионах, гелий-аргоновым коэффициентом. Последний несколько повы- шаёется в водах, циркулирующих ниже местных, но выше региональ- ного базиса эрозии, и при подмешивании к водам верхней гидродина- мической зоны глубоких вод. Количество аргона в первом случае оказы-