жины Г 9 (интервал 2260 2262 м), находящейся в сводовой час Джусинской складки, и скважины Г-7 (1412—1650 м), расположенн на западном ее крыле, очень сходны по составу с воднорастворимы газами артинских отложений Жилянской площади (рис. 2). Мета здесь соответственно содержится 95,6 и 92,4% при концентрации т желых углеводородов до 2,4%, азота — 1,8—5,6%, биогенно азста — 1,3—4,8%, а углекислоты — не более 0,1% (табл. 1). Отнош ние гелия к аргону в подземных водах скважины Г-9 равно 0,Т, а скважине Г-7 — 0,062. Интервалы возраста газонасыщенных вод ку гурских отложений Жилянской структуры в зависимости от глуби вскрытия водоносного горизонта и, следовательно, интенсивнос водообмена, по формуле А. Л. Козлова (1950), колеблются от 7 (глуб на 1412 м) до 80 млн. лет (глубина 2260 м). Объем растворенных газов в подземных водах комплекса умен шается от 1412 н . см°/л в сводовой части структуры, где их суммарн упругость достигает 100 ата при пластовом гидростатическом — давл нии 150,8 ата, до 148 н - см3/л на ее склоне. Здесь при пластовом гидр статическом давлении 82,4 ата общая упругость газов составля лишь 22 ата. Сходство химического состава растворенных газов подземных в артинских отложений Жилянской и кунгурских отложений Джуси ской структур позволяет высказать мнение о возможном — перето подземных вод из нижележащих водовмещающих пород в кунгурски Такие перетоки ранее были установлены нами, на основании гид геохимических данных, на Жилянской площади (Дальян и Сыдык 1960). Еще одним показателем перетока вод из нижних отложений кунгурские в скважине Г-9 служит низкая средняя геотермическ ступень, равная 837 м/°С для интервала 1200—1940 м. Обычно д этих глубин в разрезах терригенных пород Актюбинского Приурал геотермическая ступень составляет 56—91 м/°С (Дальян и Сыдык 1963). Растворенные газы пластовых вод верхнепермских и нижнетр совых отложений исследованы на Мортукской, Шубаркудукско Джаксымайской, Копинской и Акжарской структурах восточного б та Прикаспийской впадины, где водовмещающие горизонты залега на глубинах от 310—680 м в нижнетриасовых до 1050—1060 м верхнепермских пластах. Из-за наличия залежей нефти и газа в и чаемых структурах, а также положения скважин относительно кон ра нефтегазоносности состав растворенных газов подземных — в рассматриваемого комплекса различен не только по району в цело но и на отдельных структурах. Поэтому среди них различают два па: газы с содержанием преимущественно азота (свыше 50%) и га с содержанием в основном углеводородов (более 50 %). В растворенных газах первого типа (табл. 2), извлекаемых, к правило, из пластовых вод в скважинах, удаленных от контура неф газоносности, или из вод на ненефтегазоносных структурах, основн компонентом является азот — от 63 до 86,4%, из которых на до 8—177