296 
ЧАСТЬ !У. ГИДРОГЕОЛ УСЛОВИЯ МЕСТОРОЖД. ПОЛЕЗН. ИСКОП.
водоносных горизонтов к нижним. В этих направлениях изменяется и
состав битумов в подземных водах от смолисто-асфальтенового до мас-
лянисто-смолистого, маслянистого и легкого маслянистого. По содер-
жанию различных компонентов намечается закономерное преобладание
в разрезе (сверху 
— вниз) гумусовых веществ и углеводородов. Нафте-
новые кислоты характерны для окислительной природной среды. В во-
доносных горизонтах наблюдается повышенное содержание кислых би-
тумов. В процессе формирования водоупорных глинистых толщ в усло-
виях 
их 
насыщенности 
высокоминерализованными 
рассолами 
захо-
ронилась первичная органика. Последующий процесс диагенеза сопро-
вождался метаморфизацией и образованием углеводородов. Высокая
дисперсность глинистых пород благодаря капиллярному эффекту вы-
звала 
на 
контактах с горизонтами-коллекторами миграцию углеводо-
родов из водоупоров. Первичные углеводороды мигрировали в горизон-
ты-коллекторы и в дальнейшем подчинялись природной обстановке и
гидродинамике в этих горизонтах.
В заключение приведенного описания и сравнительного анализа
гидрогеологических условий нефтегазовых месторождений Заладного
Казахстана следует отметить, что месторождения нефти и газа и основ-
чые пункты нефтегазопроявлений приурочены к песчаным коллекторам
положительных структур палеозойского и мезозойского возрастов. Зна-
чительные нефтегазопроявления в верхних горизонтах верхнего палео-
зоя установлены в восточной прибортовой части Прикаслийской впа-
дины — в Куисайской и Кенкияк-Мортукской зонах. В остальных частях
Прикаспийской владины, а также в Северо-Западном Приаралье и на
Южном Мангышлаке нефтегазовые залежи известны лишь в мезозой-
ских отложениях.
Указанные особенности пространственного распределения нефтега-
зоносных залежей определяют их гидрогеологические условия. В то
время как подземные воды нефтяных месторождений центральной части
Прикаспийской впадины 
(Макат, Доссор, Байчунас, Искине, Корсак
и др.) приурочены к нижней гидродинамической зоне весьма замедлен-
ного водообмена и имеют очень высокую минерализацию (от 100 до
800 г/л и более), в краевых частях этой впадины (Кенкияк, Мортук
и др.) воды нефтегазовых пластов залегают в зонах относительно луч-
шего водообмена, где содержание сухого юостатка изменяется ©от 
10
до 120—180 г/л.
Для обеих групп месторождений характерно увеличение минерали-
зации подземных вод с глубиной. Так, если в верхних горизонтах ниж-
ней перми Жилянской структуры (Актюбинское Приуралье) содержа-
ние солей в пластовых водах не превышает 20—25 г/л, то в нижних
горизонтах оно достигает 32—38 г/л.
В пределах месторождения Узень (Южный Мангышлак) подземные
воды нефтегазоносных пластов нижнего мела имеют минерализацию
15—30 г/л, в то время как минерализация вод средней юры достигает
125—155 г/л, а на структуре Макат (Прикаспийская впадина) не пре-
вышает 100-—108 г/л. Аналогичное явление отмечается почти во всех
нефтегазоносных структурах. Таким образом, минерализация подземных
вод повышается как с глубиной, так и по площади от бортов к центру
нефтегазоносных прогибов.
Подземные воды большинства нефтегазовых месторождений и неф-
тегазосодержащих пластов характеризуются высокой метаморфизован-
ностью, хлор-кальциевым тилом с растворенными в них углеводород-
ными, азотно- или углекисло-азотно-углеводородными газами. Такой
состав подземных вод при их залегании в зонах замедленного и весьма
замедленного водообмена служит показателем благоприятной оюбста-