компонентов (метана, биогенного азота, тяжелых углеводородов, орга-
нических кислот и др.), нередко в их внутренних глубинных частях отчет-
ливо фиксируется снижение минерализации подземных вод © одновремен-
ным повышением доли гидрокарбонатов натрия. Такие воды обычно и
максимально обогащены органическими компонентами [Матусевич, 19761].
В подошве нефтяных и газовых залежей здесь иногда выявляется зона так
называемых конденсационных и солюционных вод низкой минерализации
[Колодий, 1975]. Для этих бассейнов характерна также более высокая от-
носительно древних бассейнов газонасыщенность подвемных вод, концент-
рация в них органических веществ и преобладание в составе водораство-
ренных газов метана и его гомологов. Так, для подземных вод юрских и
меловых нефтегазоносных отложений Западной Сибири характерны угле-
водородный состав водорастворенных газов, фоновая газонасыщенность
0,7—2,5 л/л и концентрация органических кислот нередко до 500 —
1000 мг/л и более [Нелюбин и др., 1970; Матусевич, 1976; Назаров, 19771.
В то же время для девонских отложений Куйбышевского Поволжья отме-
чается приуроченность промышленных скоплений нефти к гидрогеохими-
ческой зоне с содержанием метана и его гомологов более 25—30%, общей
тазонасыщенностью более 0,25—0,3 л/л и концентрацией органических
кислот чаще до 100—300 мг/л [Зейдельсон, 1976; Швец, 1973]. При силь-
ной тектонической нарушенности геологического разреза бассейнов воз-
можны переток и смешивание вод различных горизонтов и формирование
пестрой гидрогеохимической зональности [Колодий, 1969]. В таких бас-
сейнах подземные воды одного и того же горизонта могут значительно
отличаться по составу в пределах разных тектонических блоков или даже
частей нефтяного месторождения [Сухарев, 1971].
Следовательно, региональные концентрации в подземных водах орга-
нических веществ, углеводородных газов и ряда других компонентов
(50:‚ НСО;, В ЫН‚,) 
являются отражением развития нефтегазоносной
системы на различных стадиях литогенеза осадочных отложений и могут
считаться первичными (фоновыми) по отношению к гидрогеохимическим
ореолам формирования вблизи скоплений нефти и газа. Картина распре-
деления многих компонентов в жидких и 
твердых 
средах 
локальных
структур после заполнения их углеводородами существенно меняется.
Утлеводороды, обладающие высокой восстанавливающей способностью,
Формируют вокруг своего скопления так называемую зону восстановле-
ния вод и пород, фиксирующуюся ярко выраженным ростом зоны закис-
ных форм железа в составе аутигенных минералов продуктивных горизон-
тов и покрышек, изменением рН и понижением ЕЪ вблизи водонефтяных
контактов. Для продуктивных месторождений Западной Сибири такие з0-
ны восстановления прослеживаются на расстояния до 500—700 м от зале-
Таблица 9.2
Изменение упругости водорастворенных газов на различном удалении от
ВНК [Матусевич, 1976]
Расстоя- | Р 
$ 
Р нас
'Месторождение 
Возрас& ;\;гёт'джений 
Ёёек '0‚:‘ 
1!&2;_10& 
т Е
Толумское 
Юрский 
650 
Ёё 
—
‚Э 
—.
Усть-Балыкское 
Неокомский 
250 
8,5 
0,94
(БС,) 
8.0 
0,89
Северо-Покурское 
Неокомский 
6000 
12,0 
1 ,00
(БВ.) 
9,0 
0,75
Мегионское 
Неокомский 
400 
12,3 
1,00
(БВ.) 
11,0 
0,8
Самотлорское 
`Неокомский 
2000 
9,0 
1.0
(АВ,—;) 
7,2 
0;8