ласт метеорних вод, а визначається в басейні седиментації і залежить головним чином від ступеня розбавлення in situ морської води метеоінфільтрогеннимі водами і від їх ізотопного складу. Він відображає зміну палеогеографічних і палеогідрогеологіческіх умов і тому може бути використаний для реконструкції палеогідрогеологіческой обстановки седиментаційних і солеродних басейнів, для встановлення їх еволюції. p> Подібність між ізотопним складом розсолів і сучасної морської води дозволяє припустити, що висока концентрація мінеральних солей була досягнута не тільки шляхом випаровування, але також В«.. . В результаті процесів ущільнення і фільтрації іонів через заряджені глинисті мембрани В»[Дегенс Е.Т. та ін, 1971 р.]. Колективні поруч авторів [23, 63, 67] гіпотези про В«ювенільномуВ» (або інфільтраційному) походження підземних вод палеозою Дніпровсько-Донецької западини не підтверджуються. p> У принципі можливо ізотопне розбавлення похованих хлоридно-кальцієвих розсолів палеозою інфільтраційних водами в областях неглибокого поховання водовміщуючих порід, в окраїнних частинах западини і в районах відсутності, виклинювання і порушення регіональних водотривів.
У межах вивчених водоносних комплексів відзначається різний внесок інфільтраційних вод (табл. 22). Найбільш високе їх зміст (59%) встановлюється у водах девонських відкладень, найнижче - у водах середнього і нижнього карбону (4,2-53,7%). p> Цікаво відзначити схожість коефіцієнтів у співвідношенні (табл. 22) для вод нижнього і верхнього карбону і їх відмінність у водах девонських і нижнепермских відкладень, що характеризують подібні і відмінні риси палеогідрогеологіческіх і палеоклиматических умов.
Оцінка перспектив нафтогазоносності. У межах вивчених розвідувальних площ (Пролетарська, Ланнівська, Велікобубновская, Чижевська, Богданівська та ін) палеогенові відкладення в інтервалі випробування 125-580 м, розташовані в зоні активного водообміну, мають пряму гідравлічну зв'язок з денною поверхнею і практично безперспективні на нафту і газ. За винятком Решетняковской площі (вкв. 4, інтервал опробування 360-580 м), де розкриті більш збагачені важкими ізотопами води (= -64, = -9,1 ‰), ні в одному з випадків по ізотопним даними не відзначається приплив (розвантаження ) вод з глибших горизонтів.
Згідно з отриманими ізотопним та іншими показниками [43, та ін], найбільш перспективними на нафту і газ слід вважати палеозойські відкладення грабена - карбонові та пермські, меншою мірою тріаси, юрські і крейдяні. Середні значення (-28 і -17 ‰) і (-2,8 і -2,6 ‰) для пластових флюїдів ніжне-і среднекарбонових відкладень найбільш високі, що вказує на їх ізольованість і перспективність для пошуку природних вуглеводнів. Наведена точка зору узгоджується з общегеологические представлени ями [Вітенко В. А. та ін, 1971 р.].
Каракумський НГБ
Басейн включає в себе чотири нафтогазоносні області (Бухаро-хівинського, Мургабском, Предгіссарскую, Центральнокаракумскую) у межах СРСР і одну (Північно-Афганську) за його межами. Загальна площа басейну> 500 тис. км2. Ізотопні дослідження проведені лише в межах трьох перших нафтогазоносних областей [1, 27, 54 та ін] (рис. 22). p> В геологічній будові басейну беруть участь відклади різного складу і віку [Михайлов Л. Є., 1962; Бабаєв А. Г. та ін, 1963]. Відкладення пермо-тріасу представлені широко, але не повсюдно. Це переважно теригенні континентальні породи, потужність яких у ряді районів платформного борту басейну досягає декількох тисяч метрів. Мезозойські і кайнозойські відкладення найбільш повно розвинені в Предкопетдагського прогині, де вони представлені всіма відділами юрської, крейдяної, палеогенової систем. Сумарна потужність осадових відкладень 10-12 км. У нижній і середній частинах юрських відкладень, головним чином у межах Бухаро-Хивинской області, виділяються породи континентального генезису, у верхній - морського і лагунного. Крейдяні відкладення представлені переважно породами морського генезису. Неокомських і аптского структури мають континентальне походження. p align="justify"> Таблиця 23
Водовозмещающій комплексПо басейну в водиІнтервал опробування, м0-3196135-3196918-2218369-11692-50Температура, , ‰ -95 -4-56 -14-51 -8-38 -4-46 -10-77 -60 , ‰ -13,6 +6,2-12,1 +6,2-13,6 -3,8-12,6 -7,5-13 , 1 +4,2-13,2 +5,2 Співвідношення = 3,6 -29,4 = 3,4 -31 , 0
