ГИДРОГЕОЛОГИЯ НЕФГТ. И ГАЗОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 285 падном направлении. Основными структурными элементами в надсоле- вой толще являются северное, северо-западное, южное и восточное крылья купола Косчагыл, а также разделяющие их грабены. Подзем- ные воды описываемого здесь комплекса выявлены и изучены в север- ном опущенном крыле. В нижнем апте, барреме и готериве выделяется до пяти водонефтяных горизонтов, залегающих на глубине 270—340 м. На сстальных промысловых участвах этот комплекс размыт в предту- ронский период. Пластовые воды во всех установленных горизонтах приконтурной зопы северного крыла месторождения обладают напором. Пластовые воды месторождения — хлор-кальциевые, но в отличие от промыслов центральной части, магний в них преобладает над каль- Са цием (отношение ме СОСТавляет 0,8—1). По сравнению с водама 4 в структурах Каратонского прогиба сульфатность вод на Косчагыль- ском месторождении более высокая (коэффициент сульфатности 0,3— 0,4, а степень метаморфизации 0,9—0,86). Месторождение Каратон расположено в 300 км к юго-востоку от г. Гурьева, в центральной части Каратонского прогиба. Оно приуроче- но к соляной структуре с глубоким залеганием соляного ядра. Наи- меньшая глубина залегания кровли соли в сводовой части купола рав- на 2087 м. В пределах свода купола выделяется пять поднятий, разде- ленных грабенами и разломами. На месторождении эксплуатируются аптский (нижний) и неокомский (баррем) нефтеносные горизонты юго- западного и северо-восточного крыльев купола. Нефть и пластовые под- земные воды на Каратоне, как и на других месторождениях Южной Эмбы, приурочены к песчаным пластам, сложенным мелкозернистыми глинистыми песками с содержанием песчаной фракции до 55%. По- ристость песков составляет 30—32%, а проницаемость варьирует от 145 (неоком) до 460—760 мд (апт). Водонефтяные пласты в пределах указанных участков залегают на глубинах от 675-—745 (апт) до 705—900 м (неоком) и содержат на- порные хлор-кальциевые рассолы с минерализацией 121—191 г/л, воз- растающей с глубиной. Отличительной особенностью этих рассолов является почти полное отсутствие сульфатов; отмечается лишь небольшое преобладание ионов Са кальция над магнием (--- ==0,9 до 1,3) и высокое значение отношения Ме щелочей к хлору (0,88—0,92). В составе растворенных газов преобла- дают углеводороды, преимущественно метан (85—87%), тяжелых угле- водородов не более 1-—5,3%. Характерно повышенное содержание тя- желых разностей редких газов (0,019—0,035%) при малых содержа- ниях легких разностей (0,006—0,005%). Воды верхнеюрского водонефтяного комплекса развиты лишь на месторождениях Сагиза и Кульсары, где они экра- нируются поверхностью крутого склона соляного штока. Водоносные горизонты в трещиноватых карбонатных породах мощностью до 20 м залегают на южном крыле Северного Сагиза на глубинах 370—533 м и на восточном крыле Кульсары на 450—590 м. Подземные воды пред- ставлены рассолами хлор-кальциевого типа, почти — бессульфатными, с несколько пониженной минерализацией по сравнению с водами сред- неюрских отложений. Минерализация их изменяется от 176 (Кульсары) до 244 г/л (Сагиз). Воды среднеюрского водонефтяного комплекса. Среднеюрские горизонты являются основными объектами эксплуатации нефтяных залежей в Прикаспийской впадине, включая восточный ее борт