книги из ГПНТБ / Предпосылки формирования зон распространения литологических и стратиграфических залежей нефти и газа Ферганы
..pdfотражено на приведенных литофациальных профилях (см. рис. 9, 10).
Большой интерес представляет Андижанская группа складок, где наблюдаются следующие выклинивающиеся участки: со сто роны площади Андижан в направлении Палванташа, в направле нии площади Ходжаосман и в сторону Ходжаабада, а также со стороны площади Ходжаабад в сторону Андижана.
На участке Андижан — Палванташ выклинивающимися пласта ми являются XXI, XIX и XVIII, а также некоторые толщи мезоритмов А и Б, В и Г. На участке Андижан — Ходжаосман выклини вается пласт XII, а также некоторые толщи мезоритмов Б и Г. На участке Андижан — Ходжаабад выклиниваются пласты XX и XII, а также некоторые толщи мезоритмов А и Б.
Кроме того, на участках Ходжаабад — Андижан, Ходжаабад —
Бостон и Ходжаабад — Палванташ |
наблюдается |
выклинивание |
XXI, XX, XIX, XIV, XII горизонтов; особый интерес представляет |
||
участок Андижан — Палванташ, где |
наблюдается |
фациальное за |
мещение песчаных коллекторов глинистыми отложениями в пла стах XIX и XVIII. Мощность глинистых покрышек для XXI пласта на этом участке составляет 31—37 м. Минералогический состав их исключительно гидрослюдистый.
Для XVIII пласта мощность глинистых покрышек колеблется в пределах 20—54 м, представлены они палыгорскитом, монт мориллонитом и гидрослюдой.
Следовательно, участок Андижан — Палванташ можно оценить как высокоперспективный для поисков литологических залежей нефти и газа из пластов XXI и XVIII.
Участок в пределах Ходжаабадской структуры, особенно для пластов XIX, XX, XXI и XXII, высоко оценен 3. М. Машраповым (1969) и ранее А. М. Акрамходжаевым (1957). Емкостные свой ства XX пласта на этом участке позволяют отнести его к коллек торам III и IV классов. Мощность глинистых покрышек над XX пластом составляет 17—34 м, в минералогическом отношении они представлены монтмориллонитом, палыгорскитом и гидрослюдой, что свидетельствует о их благоприятных экранирующих свойствах.
Интерес представляют также выклинивающиеся толщи мезо ритмов А, Г и Д со стороны площади Бостон в направлении Ход жаабада.
На этом участке отмечается общее уменьшение мощности ме ловых отложений в направлении к Ходжаабаду. Палеогеографи ческие предпосылки на этом участке являлись благоприятными для формирования литологических залежей. Отмечаются и фациальные замещения крупнообломочных пород мелкозернистыми и глини стыми. Характерно повышение мощности глинистых покрышек.
В структурном отношении залежи могут располагаться в периклинальной части и на крыльях северо-восточной части площади Ходжаабад. Коллекторские свойства их являются также вполне благоприятными.
В пользу нашего вывода говорит и то, что на структуре Южный Аламышик залежи нефти и газа XIX, XX, XXI и XXII пластов, по данным 3. М. Машрапова (1969), относятся к литологически экра
нированным.
Районы северной части Ферганы. На этой территории выде ляются следующие перспективные площади: Избаскент, Восточный Избаскент, Казылалма, Майлису IV и Алаш, где на крыльях структур и периклинальпых участках можно рассчитывать на от крытие литологических залежей нефти и газа.
На площади Избаскент отмечаются следующие выклиниваю щиеся участки (по восстанию пласта): со стороны площади Изба скент в направлениях Майлису IV, Кызылалмы, Восточный Изба скент и Алаш (см. рис. 52). Как видно из рис. 52, на этом участке выклиниваются следующие пласты: XXII, XXI, XX, XVI, ХѴа и XV. В этом же направлении выклиниваются некоторые толщи мезоритмов А, Б, В, Г и Д, содержащие вышеуказанные пласты.
Особенно благоприятными были фациально-палеогеографиче ские условия для формирования пластов нижнего мела на этой площади (пласты XXII, XXI и XX). Осадки, слагающие эти пла сты, относятся к озерным и веерно-русловым фациям.
В целом залежи нефти и газа на вышеуказанных участках будут относиться к литологически экранированным.
Сохранность залежей нефти и газа, как известно, в большой степени зависит от того, насколько хорошо выражена непроницае мая покрышка. В этом отношении необходимо отметить, что мощ ности глинистых покрышек на этой территории составляют для п(таста XXII 41—66 м. Мощность экранирующей покрышки для пласта XXI изменяется от 4 до 28 м, а для пласта XX она состав ляет 13—112 м. Минералогический состав их преимущественно гидрослюдисто-монтмориллонитовый. Все это является вполне бла гоприятным для надежной изоляции коллектора.
В отношении выклинивания пластов XVI, ХѴа и XV на участ ке Избаскента в направлении Восточного Избаскента можно ука зать следующее.
Песчаники XVI и XV пластов на этой площади отличаются хорошей отсортированностью материала, относятся к коллекторам II и III классов и попадают, по данным 3. С. Ибрагимова, в зону распределения коллекторов со средней и пониженной пористостью и проницаемостью.
На Восточном Избаскенте установлены нефтепроявления из XVI пласта и газопроявления из XIV пласта.
Мощность глинистых покрышек, запечатывающих эти пласты, колеблется от 22 до 34 м для XVI пласта, что является вполне до статочным для создания экрана над коллектором. Минералогиче ский состав их гидрослюдистый, монтмориллонитовый и каолинитовый.
Учитывая все вышеописанное, можно рекомендовать данный
участок как перспективный для поисков литологических залежей нефти и газа.
На площади Восточный Избаскент со стороны структуры Во сточный Избаскент в направлении Майлису IV отмечаются следу ющие выклинивания по восстанию пластов: пласты XX и XXII, а также некоторые толщи ритмосвит А и Б.
Па перспективность этого участка указывает следующее.
На структуре Майлису IV выявлено наибольшее количество нефтяных и газовых залежей.
Особенно хорошие гидрохимические показатели получены для вод пласта XX. Они характеризуются увеличением содержания солей и микрокомпонентов йода, брома и бора.
Эти пласты имеют мощные глинистые покрышки. Для пла ста XX их мощность составляет 41—112 м, для пласта XVII — 40— 85 м, что является вполне достаточным для запечатывания нефти и газа в вышеуказанных пластах.
На участке Кызылалма — Майлису |
отмечается |
выклинивание |
XVIII, XVI, ХѴа пластов, а также некоторых толщ мезоритма А. |
||
Гидрохимическая характеристика |
в районе |
Кызылалмы, по |
данным В. А. Кудрякова, является неблагоприятной. Содержание микрокомпонентов в водах очень низкое. Коллекторские свойства
пород также не очень высокие |
(по данным |
Б. Я. Плоткиной и |
3. С. Ибрагимова). Но в связи |
с тем что |
выклинивание пла |
стов XVII, XVI и ХѴа наблюдается к югу, в сторону Майлису III и Майлису IV, их емкостные и фильтрационные свойства должны улучшаться, так как данный участок находится в некотором уда лении от области сноса.
Учитывая все вышесказанное, можно рекомендовать участок между Кызылалмой и Майлису IV для поисков литологических залежей нефти и газа.
На участке Алаш — Майлису IV отмечается выклинивание пла ста XX.
Емкостные и фильтрационные свойства на этом участке сле дующие: открытая пористость составляет 4,7—26,56%, проницае мость— 1—2429 миллидарси.
Мощность глинистых покрышек составляет 25—33 м, минера логический состав их преимущественно гидрослюдистый.
Все это наряду с наличием выклиниваний песчаных тел дол жно было создать предпосылки для образования литологических залежей на этом участке.
Для поисков литологически ограниченных залежей могут быть благоприятными отложения нижней части муянской свиты в рай онах как Южной Ферганы (Шорсу, Галича, Ханкыз, Ходжаосман), так и Северной (Майлису, Избаскент).
Среди конгломератов пласта XXII обнаружены крупные линзы песчано-алевритовых пород, обладающих хорошими коллекторски
ми свойствами. Впервые промышленная газоносность таких линз была установлена скв. 236 на Майлису IV, где был получен газо вый фонтан дебитом 402 тыс. м3/сут (Ахмедов, 1969).
Вполне вероятно, что и на других площадях залежи газа мо гут быть связаны с подобными телами.
На поиски литологически экранированных залежей можно ре комендовать зоны отмелей и пляжей, установленные нами вблизи палеозойских поднятий Каратау, Гузан, Карачатыр, Намаздек, Алдыяр, где наблюдаются региональные выклинивания песчаных тел, попадающие в зону нефтегазонакопления.
Зоны стратиграфических несогласий, установленные нами на площадях Ходжаосман, Южный Аламышик, в междуречье Кугарт — Караунгур, обусловленные размывом экзогировой, яловачской и пестроцветной свит с последующим перекрытием их поро дами бактрия, могут быть перспективными на поиски структурно стратиграфических залежей.
Особый интерес представляют структуры Ходжаосман и Юж ный Аламышик, где наблюдается стратиграфическое несогласие. Бактрий срезает отложения яловачской и даже экзогировой свит. Это указывает на возможное нахождение на участке Палванташ —
Ходжаосман структурно-стратиграфических залежей нефти и газа из пластов XV, XIII и XII.
ПАЛЕОГЕНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ
Нефтегазоносность
Палеогеновые отложения являются регионально нефтегазонос ными на всей территории Ферганской впадины. Промышленные залежи нефти и газа установлены в пластах X, IX и VIII бухарских слоев, в пласте VII — алайских слоев, в пластах VI и V — турке
станских слоев, в пласте IV риштанских слоев и в пласте III сумсарских слоев.
Пласт X является промышленным горизонтом только в преде лах северо-восточной части впадины и залегает в основании бу харских слоев. Представлен в основном песчаными породами, установлен в Западном Избаскенте и как литологическая залежь между площадями Майлису IV и Восточный Избаскент.
Пласт IX приурочен к средней части бухарских слоев и про мышленно нефтеносен как в южной, так и в северной частях. Про мышленные залежи нефти выявлены только в двух месторожде ниях Шорсу IV и Западный Палванташ. Представлен пласт также песчаными отложениями. В Шорсу IV залежь уже выра ботана. В Западном Палванташе нефть приурочена к сводовой ча сти, размеры залежи 3,4X1,4 км. Морфология залежи сложная (Акрамходжаев, Сайдалиева и др., 1966), она относится к группе пластовых сводовых, частично тектонически экранированных.
Пласт VIII залегает в кровле бухарских слоев как на cefiêpé, так и на юге впадины. Сложен на юге преимущественно доломи тами с прослоями известняков, реже глин и мергелей. В Южной Фергане промышленные залежи нефти и газа установлены в Аксарае, Айритане, Шорсу IV, Северном Сохе, Восточном Аувале, За падном Палванташе, Палванташе, Ходжаабаде, Хартуме; в Север ной Фергане — Восточном Избаскенте, Избаскенте, Шамалды-Сае, Майлису IV, III и II, Кызылалме и Наманганской складке. Кроме того, промышленный газ выявлен на месторождениях Андижан и Сузак, газовая шапка — в нефтяной залежи на площади Палванташ. В вышеуказанных месторождениях средние размеры залежей составляют 2,5—3,5 км в длину и 0,5—1,5 км в ширину. Мощности увеличиваются с запада на восток (Шорсу IV—20 м, Чангыр- Таш—38—40 м). Начальное пластовое давление пласта в Север ном Сохе составляет 147 кгс/см2, в Западном Палванташе — 75 кгс/см2 и в Ходжаабаде— 113 кгс/см2. Все залежи в основном пластовые сводовые, нарушенные разломами (Аксарай, Ходжаабад и др.).
В Нарынской зоне складок пласт VIII сложен известняками доломитизированными, трещиноватыми, плотными, пелитоморфными. Трещины заполнены песчано-глинистым цементом. На площади Шамалды залежь является литологической, поскольку она пред ставляет собой далекое моноклинальное погружение юго-западного крыла складки Майлису IV. В последней проницаемость пласта не одинаковая по всей структуре. Интересно отметить, что в сводовой и присводовой частях складки пласт почти непроницаемый и сква жины здесь дали воду с пленками нефти, а на более низких гип сометрических отметках, в частности в южном крыле, получена нефть с дебитом до 2,5 т/сут. Литологическая залежь установле на и скв. 9-п.
Залежи нефти на площади Избаскент относятся к типу пласто вых сводовых. Основным фактором образования залежи был тек тонический. Высокие дебиты скважины здесь объясняются высо ким и равномерным распределением пористости (10—20%) и про ницаемости (132—520 миллидарси). Кроме того, пластовое дав ление на отметке —1550 м в среднем составляет 131,5 кгс/см2.
Пласт VII находится в кровле алайских слоев и сложен в основ ном карбонатными породами — известняками, иногда доломитовы ми с прослоями мергелей и глин. Пласт является регионально неф теносным, промышленные залежи установлены почти на всех из вестных структурах. В юго-восточной и северо-восточной частях впадины пласт VII делится глинистым прослоем на две и три пач ки. На месторождении Палванташ верхняя пачка характеризуется удельным электрическим сопротивлением 75—90 Ом-м и слабой аномалией ПС, нижняя имеет более выраженную кривую и мень шее сопротивление. К нижней пачке приурочена залежь нефти с газовой шапкой. Начальное пластовое давление равно 70 кгс/см2. Размеры залежи 4X0,5.
Все залежи в южной части впадины относятся к пластовым сво довым, разбитым разломами (Палванташ, Андижан, Ходжаабад, Хартум). Только в Южном Аламышике залежь пласта VII, так же как и в остальных горизонтах палеогена, является стратиграфиче ски экранированной, обусловленной размывом в предбактрийское время свода складки (Сайдалиева, 1966).
ВНарынской зоне складок все залежи пласта VII приурочены
восновном к сводам антиклиналей, за исключением складок Майлису IV и Избаскент, у которых контуры смещены несколько на юг и юго-запад. Залежь в Избаскенте нарушена разломами и сме шена на юг, длина ее около 16 км при ширине 1,8—2,0 км, а в Май-
лису IV размеры залежи соответственно 10 и 3,6 км.
Пластовое давление в залежи Майлису IV равно 100— 127 кгс/см2, в Избаскенте — в среднем 220 кгс/см2. В образовании скоплений нефти и газа в Нарынской зоне складок преимущест венную роль играл структурный фактор с нарушенными и ненару шенными залежами.
Пласт VI находится в средней части туркестанских слоев и про дуктивен только в Южно-Ферганской полосе. Пласт претерпевает значительные фациальные изменения в направлении с запада на восток и сложен в юго-западной части песчаниками известковистыми, в юго-восточной — ангидритами с прослоем песчаника вни зу, а в Южном Аламышике представлен песчанистым известняком с прослоями глин.
Промышленные залежи нефти и газа выявлены в месторожде ниях Сельрохо, Рават, Шорсу IV, Западный Палванташ, Палван таш, Ходжаабад, Бостон, Хартум, Южный Аламышик. Морфоло гия залежей нередко сложная. Так, в Западном Палванташе за лежь приурочена к своду антиклинали, однако на юге экрани руется разломом, поэтому и относится к типу пластовых тектони чески экранированных. Длина залежи 3,8 км, ширина 0,3 км. На чальное пластовое давление 65 кгс/см2.
На месторождениях КИМ, Ходжаабад и Южный Аламышик залежь имеет ограниченные размеры и относится к группе пласто вых стратиграфически экранированных.
Пласт V залегает в средней части туркестанских слоев и харак теризуется региональной нефтегазоносностью. Почти все место рождения содержат промышленные скопления нефти и газа.
В Южной Фергане этот пласт представлен известняками, иногда доломитовыми, кавернозными, с прослоями известковистых песчаников в нижней части пласта. Характеризуется высокими удельными сопротивлениями порядка 250—300 ОМ-м и отрица тельной аномальной кривой ПС. Большей частью залежи пласто вые сводовые, нередко нарушенные разломами. В КИМе, Ходжаабаде и Южном Аламышике залежи являются стратиграфически
экранированными |
вследствие размыва сводовой части |
структур |
|
в предбактрийское время. Мощность пласта |
колеблется |
в целом |
|
от 3,5 в КИМе до |
15—18 м в Палванташе |
и Андижане. Средняя |
пористость 10—22%, проницаемость 70—100 миллидарси. Началь ное пластовое давление 51 кгс/см2.
В Северной Фергане пласт также сложен известняками пори стыми, иногда плотными с прослоями известковистых песчаников,
и зелеными мергелями. Общая мощность пласта |
варьирует в |
|
пределах 8—15 м, а |
эффективная — 5—8 м. Средняя |
пористость |
составляет 12—15%, |
проницаемость— 101—397 миллидарси. Про |
мышленные залежи нефти получены в Майлису III, Майлису IV, Восточном Избаскенте и Шамалды-Сае. Кроме того, незначитель ные нефтегазопроявления были получены в Бутакаре и парамет рических скважинах.
В Избаскенте залежь приурочена к сводовой части складки,
однако нарушения |
разбили |
ее на |
три самостоятельные залежи. |
|
В западной части |
складки |
размер |
нефтяной залежи |
2,5X0,95 км, |
в сводовой — 3,9—0,95 км |
и в восточной— 1,1X0,45 |
км. В Май |
лису IV залежь также приурочена к сводовой части складки, но она несколько смещена с севера на юго-запад. В Восточном Изба скенте залежь также несколько смещается — в основном с юга на восток. Размер залежи 2,1 X 1,6 км.
Пласт IV приурочен к подошве риштанских слоев и характери зуется значительной литологической изменчивостью пород. В од
них разрезах |
пласт сложен чередованием известняков, мергелей |
и песчаников |
(Чимион, Яркутан), в других — песчаниками мелко |
зернистыми с тонкими прослоями известняков (Западный Палван-
таш, Палванташ, |
Андижан, |
Южный |
Алмамышик). |
Мощность |
пласта находится |
в пределах |
10—14 м, пористость в среднем со |
||
ставляет 14—16%. |
Нефтегазоносность |
носит локальный |
характер |
и промышленные скопления установлены в Чонгоре, Гальче, Север ном Сохе, Палванташе, Чимионе, Андижане.
Залежь месторождения Палванташ имеет сложное строение и относится к пластовым сводовым, нарушенным. Длина залежи око ло 6 км, ширина 1,1 км, высота 250—350 м. Начальное пластовое давление 58 кгс/см2.
Нефтяная залежь на месторождении Гальча приурочена к мо ноклинали, являющейся погружением северо-восточного крыла. Длина залежи около 8 км, ширина 1 км. Песчаный пласт выклини вается в южном направлении, экраном для него служат более глинистые осадки. Нижняя часть пласта содержит больше песча ной фракции и поэтому является ловушкой для нефти и газа. Та ким образом, залежь в Гальче является типично литологически экранированной.
Залежи в IV пласте установлены только в пределах южной полосы Ферганской впадины.
Пласт III — один из основных объектов добычи нефти и газа в Фергане, залегает в кровле сумсарских слоев. Промышленные за лежи нефти и газа установлены почти во всех месторождениях южной и юго-восточной частей впадины, поэтому пласт характе ризуется своей региональной нефтегазоносностью. Сложен он в
Южной Фергане в основном песчаниками серыми, бурыми, мелко зернистыми, сильно известковистыми с прослоями малиновых глин. Мощность колеблется от 15 до 20 м, реже до 25 м. На каротажных диаграммах четко отбивается по удельному электрическому сопро тивлению 35—40 Ом-м, иногда и выше, с отрицательной аномаль ной кривой ПС, равной 15—40 мВ. Пористость колеблется в пре делах 10—25%, проницаемость — 80—100 миллидарси. Следует отметить, что почти все залежи являются пластовыми сводовыми, реже нарушенными. Так, на месторождении Бостон залежь пла ста III выявлена как в надвинутой, так и в поднадвиговой частях складки (Сайдалиева, 1966).
Размеры залежей пласта III определяются размерами самих структур, т. е. коллекторские свойства по всей территории остаются постоянными. Так, в месторождении Андижан длина залежи пла ста III достигает 8 км при ширине 1,35 км и высоте 105—250 м.
Начальное пластовое давление в юго-пазадном блоке |
100 кгс/см2, |
а в остальных — 60 кгс/см2. В Чангыр-Таше залежь |
сохранилась |
благодаря асфальтовой пробке, образованной в результате окис ления нефти, вышедшей на поверхность.
В Нарынской зоне складок пласт сложен мелко- и среднезер нистыми песчаниками, нередко глинистыми, и является также од ним из основных объектов добычи нефти и газа. Следует отметить значительную литолого-фациальную изменчивость пласта даже в пределах одного месторождения. Как было отмечено выше, это объясняется ухудшением коллекторских свойств пласта вследствие уменьшения зернистости и увеличения глинистости и карбонатности. Контуры распространения зон литологического замещения были показаны выше (см. рис. 49). Только Избаскентскую склад ку можно отнести к группе пластовых сводовых.
Таким образом, в палеогеновых отложениях установлено восемь продуктивных пластов, из которых III, V и VII являются регио нально нефтносными, на остальных нефтегазоносность носит ло кальный характер, но они также содержат промышленные залежи нефти и газа. Большинство залежей структурного типа выявлены, однако, как показывает практика, немаловажную роль начинают играть литологические и стратиграфические залежи. Они должны в дальнейшем поддержать уровень добычи нефти и газа и, хотя изучение их для Ферганской впадины находится на начальном эта пе, тем не менее на исследуемой территории они имеются и про мышленные запасы их с каждым годом будут увеличиваться.
Гидрогеологическая характеристика отложений
Воды палеогеновых отложений приурочены в основном к терригенным и карбонатным породам продуктивных пластов: к песча никам, доломитам и известнякам (пласты X, IX и VIII) бухарских слоев, к известнякам (пласт VII) алайских слоев, к песчаникам и
карбонатам |
(пласты VI и V) туркестанских слоев, к песчаникам И |
||||
известнякам |
(пласт IV) |
риштанских |
слоев и |
к |
песчаникам |
(пласт III) |
сумсарских |
слоев. Следует |
отметить, |
что |
по сравне |
нию с меловыми пластовыми водами палеогеновые отличаются вы соким содержанием в них сероводорода (1 г/л) и присутствием нередко в значительных количествах йода, брома и аммония, а также высокой минерализацией. Кроме того, существует различие палеогеновый вод в территориальном отношении, зависящее от степени гидрогеологической раскрытости и удаленности от выходов пород на дневную поверхность.
Залегающие в основании бухарских слоев (пласт X) сульфат ные (гипсы гознау) и песчано-глинистые породы на севере впади ны являются региональным упором с локальными проницаемыми пластами. Воды пласта X в основном хлоркальциевые и отличаются от юрских повышенным содержанием сульфат-иона (до 3 г/л), обусловленным, видимо, влиянием сульфатных пород (гипсы, ангидриты). Однако при высокой минерализации вод не наблю дается значительной метаморфизации. В целом минерализация подземных вод пласта X повсюду возрастает от периферийных ча стей бассейна к центру, т. е. с увеличением глубины залегания во доносного пласта и удалением его'от выходов на поверхность. В Нарынской зоне складок общая минерализация вод этого пласта возрастает с севера на юг от 2,5—21,9 г/л в Шайдане до 109,5— 126,5 г/л в Алашсае и Бутакаре. Кроме того, характерным является высокое содержание йода — до 10—14 мг/л и брома — до 80—
105мг/л.
Вюго-восточной части впадины воды пласта X высокоминера
лизованные хлоркальциевого типа, с натрий-хлорным коэффициен том 0,72—0,79. В зависимости от гидрогеологической закрытости структур минерализация вод увеличивается с востока на запад и с юга на север. В этом же направлении уменьшается содержание сульфат-иона, но увеличивается содержание йода — от 2,17 до 12—15 мг/л и брома — от 75—138,4 до 270 мг/л. •
Пластовые воды пластов IX и VIII также характеризуются зна чительным развитием хлоркальциевых рассолов с общим ростом минерализации вод от периферийных частей бассейна к центру впадины. Однако в ряде участков, преимущественно в юго-запад ной и северо-восточной частях Ферганы, расположенных вблизи коренных выходов, воды пластов IX и VIII разнообразны по со ставу и минерализации. В пределах одной структуры встречаются воды различной минерализации и метаморфизации, в различной степени обогащенные сульфатами, йодом, бромом и другими ком понентами (Кызылалма, Нурсук и др.). Как отмечает В. А. Кудряков (1968), это объясняется сложной циркуляционной системой пластовых вод, а также наличием дизъюнктивных нарушений.
Общая минерализация вод пластов IX и VIII в Северо-Восточ ной Фергане возрастает с севера и северо-востока на юг и югозапад. Воды невысокой минерализации (1,6—11,7 г/л) гидрокар
бонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов, с натрий-хлор- ным коэффициентом более 1.
Хлоркальциевый тип пластовых вод развит в юго-восточной ча сти впадины (Андижанская группа складок). Здесь общая мине рализация вод увеличивается в направлении с юго-востока на севе ро-запад, с востока на запад и с юга на север. На юге впадины изменение минерализации наблюдается в направлении от перифе рии к центру и воды преимущественно сульфатно-натриевого типа. Минерализация их изменяется также от Чангыр-Таша до Запад ного Палванташа, увеличиваясь от 62,2—106 до 217,2—220,2 г/л; в том же направлении возрастает величина натрий-хлорного коэф фициента и уменьшается сульфатность вод. В Палванташе высо кое содержание сероводорода (350—473 мг/л) в пластовых водах пластов IX, VIII обусловлено биогенным окислением углеводоро дов. Характерной чертой для юго-восточной части впадины наря ду с резким увеличением минерализации и сменой типов вод на хлоркальциевый является слабое проникновение инфильтрационных вод из области питания. В южной части воды в основном суль фатно-натриевого типа с невысокой минерализацией (менее 18 г/л). Характерным является высокое содержание сульфат-иона (1,6— 3,4 г/л). Рост минерализации и снижение величины натрий-хлор ного коэффициента в водах пласта VIII в направлении от Гальчи — Чонгоры к Нурсуку указывает на интенсивное поступление в пласты инфильтрационных вод со стороны гор Кантрантау (Кудряков, 1968).
Следует отметить, что воды алайских слоев (пласт VII) в це лом сходны с бухарскими (пласт IX и VIII) по минерализации и ионно-солевому составу, но на ряде площадей наблюдаются раз личия. Так, общая минерализация вод увеличивается от бортов впадины к центру и с востока на запад, в этом же направлении из меняется и тип вод — от сульфатно-натриевого и гидрокарбонат ного к хлоркальциевому. В Нарынской зоне складок воды со сла бой минерализацией (до 40 г/л) и смешанным типом наблюдаются вблизи выходов коренных пород (Кызылалма, Шайдан, Карабу лак и др.). Преобладают сульфатно-натриевый и гидрокарбонатно натриевый, реже хлоркальциевый и хлормагниевый типы вод.
В целом по Ферганской впадине воды туркестанских слоев (пласт VI, V) по ионно-солевому составу и минерализации сход ны с нижележащими алайскими и составляют, по мнению В. А. Кудрякова (1968), единый водоносный комплекс. Кроме того, следует отметить, что характер смены состава и минерализации вод в тур кестанских и алайских слоях также одинаков.
В основании риштанских слоев залегает пласт IV, сложенный песчаниками, известняками и мергелями, выше залегают глины, являющиеся водоупорами. В пласте IV минерализация вод увели чивается в направлении от периферийных частей впадины к цент ру. Так, в Южной Фергане по профилю Гальча — Северный Сох — Бурдалык она составляет соответственно 5,2—89,6—151,3 г/л. Та