ГИДРОГЕОЛОГИЯ НЕФТ. И ГАЗОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 291 Средний водоносный горизонт располагается в кровле отложений соркульской свиты и приурочен к песчаникам - мощностью 5—12 м с открытой пористостью 11,8—23,9% и проницаемостью 80—230 мод. Воды в них гидрокарбонатно-натриевые и хлор-магниевые с минера- лизацией 23,1—11,5 г/л. Коэффициент метаморфизации вод изменяется от 1,2 до 0,9. Воды напорные, в зависимости от структурного положе- ния они вскрываются на глубине от 387 до 610 м, а их статический уро- вень устанавливается на глубине 38—56 м от поверхности земли. Нижний водоносный горизонт залегает в основании отложений нижнего триаса (подошва соркульской свиты) в толще песчаников с прослоями конгломератов мощностью в 8—18 м. Открытая порис- тость их колеблется от 8,4 до 20,6%, а проницаемость обычно не пре- вышает 70—80 мд. Воды преимущественно хлор-кальциевые с мине- рализацией 31—188,6 г/л. Коэффициент метаморфизации вод 0,8—0,9. В зависимости от структурного положения на куполе водоносные гори- зонты вскрываются на глубине от 402 до 813 м, а пластовая темпера- тура вод изменяется от 19 до 41° С. Воды напорные, статические уров- ни их устанавливаются на глубине 6,5—51 м. Актюбинское Приуралье. Признаки нефтегазопроявлений в разре- зе Актюбинского Приуралья отмечены в интервале от верхнего карбо- на до верхней перми, но наиболее значительные нефтегазопроявления приурочены к подсолевым образованиям. Многочисленные признаки нефти и скопления газа помимо их естественных выходов обнаружены скважинами в разных антиклинальных структурах. В Александровской, Борлинской и Петропавловской антиклиналях газопроявление с суточ- ным дебитом газа 230—3000 м° было обнаружено в верхнем карбоне. Наиболее значительные газопроявления отмечены в артинских и сак- марских отложениях нижней перми в пределах Петропавловской, Жи- лянской и Актюбинско-Биштамакской структур. Так, на Петропавлов- ской площади получен газ с дебитом 8—10 тыс. м“/сутки при испыта- нии интервала 1362—13875 м. Газовыделение с меньшими — дебитами (600—2600 м“/сутки) получено здесь и в интервалах 1051—1078, 995— 1034, 860—948 м. На Жилянской площади, при ислытании — скважины Г-4 (интервал 626—638 м) получен приток газа с дебитом 5—6 тыс. м“/сутки. Здесь же, в артинских отложениях, на площади 25 км? выяв- лена нефтяная залежь с удельным весом нефти 0,889 г/см“. Нефтяной горизонт с небольшим притоком легкой нефти (уд. вес 0,84— 0,854 г/см%) вскрыт в самой верхней части артинских отложений в пре- делах Актюбинских структур. На всех структурах нефтегазоносные го- ризонты оконтуриваются пластовыми налорными водами, придавая им водонаплорный или газонапорный характер, По данным структурных и глубоких разведочных скважин подзем- ные воды выделены в Петропавловской, Жилянской и Актюбинско-Биш- тамакской структурах. Здесь отмечены три наиболее выдержанных водо- нефтегазоносных горизонта и несколько горизонтов, имеющих локаль- ное развитие. Верхний водонефтегазоносный горизонт в пределах всех трех неф- теносных структур приурочен к верхней наиболее мощной толще артин- ских отложений, состоящих из тонко- и крупнозернистых песчаников, участками переходящих в гравелистые разности с прослоями алевро- литов и аргиллитов. Общая мощность горизонта 65—100 м. В сводо- вых частях структур он залегает на глубине 320—500 м, в краевых 0б- рамлениях Петропавловской и Жилянской структур на глубине 550— 1020 м, на Актюбинско-Биштамакской площади на глубине 1800— 2600 м.