Сахалин рассматривается как крупное антиклинальное поднятие – мегантиклинорий внутри кайнозойской складчатой области, состоящий из двух антиклинориев и одного расположенного между ними синклинория. Сахалинский мегантиклинорий находится между крупными синклинальными прогибами – мегасинклинориями.

Принятые теоретическое обоснование нефтегазоносности и методика поисков нефти и газа не имели альтернативных вариантов и на протяжении нескольких десятилетий не подвергались критике. В 70-е годы рядом геологов Сахалинского, геологического объединения и Института тектоники и геофизики ДВНЦ АН СССР Ю. А. Косыгиным (1981, 1982, 1986 гг.), В. М. Дуничевым (1986 г.), И. И. Тютриным (1985 г.), П. Ф. Волгиным [2], В. К. Козьяниным [3], А. В. Шапошниковым [4] и другими впервые была высказана альтернативная концепция платформенного развития и строения Сахалина и Западной Камчатки в позднем мезозое – кайнозое. Эта концепция обосновывается большим фактическим материалом, полученным при бурении глубоких скважин, и сейсмических исследованиях. Так, глубокими скважинами в Анивском прогибе и Поронайской впадине вскрыт двухчленный геологический разрез, представленный складчато-метаморфизованным фундаментом платформы и осадочным чехлом. Последний состоит из слабо дислоцированных (разбитых на блоки) осадочных образований от верхнего мела до миоцена включительно и недислоцированных плиоцен-четвертичных осадочных отложений.

С позиции платформенного развития-Сахалина и Западной Камчатки отложения верхнего мела более интересны в нефтегазоносном отношении по сравнению с породами кайнозоя. Этому способствуют существенно глинистый их состав, значительная мощность (до 600 м), благоприятный термодинамический режим с глубиной погружения осадков до 10–12 км. Подтверждением высоких нефтегазогенерирующих свойств верхнемеловых отложений служат их более благоприятные по сравнению с кайнозойскими геохимические показатели.

По данным В. Н. Верещагина, меловые отложения отличаются от палеоген-неогеновых концентрацией ОВ и битуминозностью. Содержание ОВ, рассеянного в породах, колеблется в пределах 1,5–2,2 %, что намного выше кларкового для осадочных толщ Сахалина (0,7–0,9 %). Хлороформенный битумоид (ХБ) составляет 0,0023–0,012 %, спирто-бензольный битумоид (СББ) – 0,0037–0,009 %. Максимальное количество ХБ (0,12 %) отмечается в отложениях верхней подсвиты быковской свиты.

В геологических разрезах осадочного чехла Южного Сахалина наблюдается увеличение содержания битумоидов с глубиной. Это установлено по скважинам глубокого бурения на Невельской, Красногорской и Лопатинской площадях. Например, в скв. 1 Лопатинской с глубиной возрастает количество битумоидов, достигая максимальных значений в верхнемеловых породах, а именно до глубины 2169 м; содержание маслянистых битумоидов колеблется в пределах от 13 до 30 %, редко достигая 35–40 %. Ниже этого интервала количество их резко возрастает до 75 % на глубине 3000 м в породах верхнего мела. Содержание маслянистых битумоидов снижается в 2–3 раза в кайнозойских породах. Увеличение количества маслянистых битумоидов с глубиной и особенно в верхнемеловых образованиях позволяет рассматривать последние как нефтематеринские толщи, из которых УВ могли мигрировать как в вышележащие кайнозойские отложения, образуя в них небольшие месторождения нефти и газа (Восточно-Луговское, Южно-Луговское, Золоторыбное), так и вниз в трещиноватые породы фундамента и песчаные пласты верхнего мела.

Для верхнемеловых пород характерны такие особенности: аномально низкие, плотности глинистых разностей (1,66–2,3 г/см³), интенсивный современный элизионный процесс, АВПД, а также связанные с верхнемеловыми отложениями постплиоценовые складки и глинистые диапиры и, наконец, приуроченные к ним, действующие грязевые вулканы.

Однако возникший в ходе нефтегазопоисковых работ эмпирически вывод о том, что современный Сахалин – эпиплатформенный ороген – автоматически переводит упомянутые впадины из категории структур, наиболее благоприятных для поисков нефти и газа, в категорию наименее благоприятных объектов. Существование платформенного орогена убедительно аргументировано рядом исследователей. Так, например, В. В. Белоусов отмечает, что имеется достаточно данных, чтобы считать орогенный режим самостоятельным, не являющимся частью (или стадией) геосинклинального. Главный аргумент в пользу самостоятельности орогенного режима основан на том, что он возникает не только после геосинклинального, но и после платформенного [I].

В пределах южной и западной частей Сахалина скважинами глубокого бурения и сейсмопрофилями установлено, что плитный комплекс платформенного чехла палеоген-миоценового возраста на отдельных участках дислоцирован (глыбовые деформаций), т. е. подвергся платформенному орогенезу. Подвергшиеся орогену породы перекрыты плиоцен-четвертичными преимущественно глинистыми отложениями, залегающими субгоризонтально. В отложениях чехла широко развиты бескорневые приразломные гребневидные структуры. Более чем на 80 таких структурах проводилось глубокое бурение. Всего пробурено 440 тыс. м. При этом открыты всего лишь восемь месторождений газа с суммарными запасами 3,5 млрд. м³ и два небольших месторождения нефти. Приведенные данные указывают на крайне низкую геологическую эффективность работ в пределах прогибов и впадин осадочного чехла синклинория.

Поднятия, с позиции геосинклинального развития Сахалина, считаются складчатыми ядрами антиклинориев и для поисков нефти и газа интереса не представляют. Если же к оценке перспектив нефтегазоносности подходить с позиции платформенного развития, то указанные субмеридиональные поднятия, осложненные локальными антиклинальными складками, являются эпиплатформенными поднятиями осадочного комплекса верхнемелового – кайнозойского возраста, а следовательно, и наиболее перспективными для поисков нефти и газа. Наличие в них месторождений УВ следует связывать с ловушками в низах верхнего мела, а также с корой выветривания в выступах фундамента.

Во-первых, большое число антиклинальных структур в кайнозойских осадочных породах находится в стадии формирования (переформирования) под воздействием глинистых диапировых процессов, а следовательно, нет условий для скопления (сохранения) УВ, во-вторых, сформировавшиеся антиклинальные складки, как правило, находятся в приразломных зонах и в значительной степени нарушены посторогенными дислокациями, вследствие чего сформировавшиеся скопления УВ разрушились.

Из сказанного следует вывод о том, что поисково-разведочные работы на нефть и газ следует проводить не в орогенных плиоцен-четвертичных впадинах и прогибах, а в пределах региональных поднятий верхнемелового – кайнозойского платформенного осадочного чехла, выявляя в их пределах наименее нарушенные структуры и ловушки. На Южном Сахалине в пределах борта краевого прогиба Охотоморской платформы поисково-разведочные работы необходимо провести на Крильонском, Холмском, Чеховском, Фирсовском и Лопатинском поднятиях (рис. 1). В пределах указанных поднятий мощности миоцен-верхнемеловых пород колеблются от 1000 до 5000 м.

Первоочередной объект разведки, по нашему мнению, Крильонское поднятие. Оно представляет собой крупную структуру в пределах платформенного борта Предсихотэалиньского мезозойско-кайнозойского краевого прогиба Охотоморской платформы, осложненного в плиоцен-четвертичное время Западно-Сахалинским эпиплатформенным орогеном (рис. 2). Это поднятие служит зоной регионального нефтегазонакопления. Крупные скопления УВ предполагаются в структурах облекания и в коре выветривания метаморфического фундамента.

Крильонское поднятие находится в благоприятном сопряжении с длительно существующим очагом генерации УВ, располагающимся под акваторией Татарского пролива у западного побережья п-ова Крильон, где глубина погружения фундамента и соответственно мощность непрерывного мелового и кайнозойского разреза достигают 12 км (рис. 3).

Крильонское платформенное поднятие – новый тектонотип крупных потенциально газонефтеносных структур на Сахалине. Размеры, история геологического развития и строение подобных структур позволяют говорить о возможности выявления в их пределах крупных по запасам газонефтяных месторождений.

1. Белоусов В. В. Эндогенные режимы материков.– М.: Недра.– 1978.
2. Волгин П. Ф. О тектоническом режиме острова Сахалин по геофизическим данным / В кн.: Сахалин и Западная Камчатка – краевые части Охотоморской платформы.– Владивосток: Изд-во АН СССР, ДВНЦ.– 1986.– С. 47-56.
3. Козьянин В. К, Новые принципы планирования нефтегазопоисковых работ на Западной Камчатке в связи с отнесением этой территории к краевой части Охотоморской платформы / В кн.: Сахалин и Западная Камчатка – краевые части Охотоморской платформы.– Владивосток: Изд-во. АН СССР, ДВНЦ.– 1986.– С. 68–73.
4. Шапошников А. В. О геотектоническом режиме развития Сахалина в мезозое – кайнозое / В кн.: Сахалин и Западная Камчатка – краевые части Охотоморской платформы.– Владивосток: Изд-во АН СССР, ДВНЦ.– 1986.– С. 35–40.

A "geosynclinal" viewpoint concerning the evaluation of oil and gas prospects of Sakhalin has for long been dominant. Several workers have believed that only Cenozoic formations are hydrocarbon-yielding and accumulating, while the Upper Cretaceous is considered to be related to metamorphosed basement and is not of interest with respect to hydrocarbon exploration. The authors adhere to the concept of the platform development of Sakhalin in the Late Mesozoic and Cenozoic. This is based on new actual dati obtained from deep drilling and seismic surveys (Aniva downwarp, Poronai trough). As a whole, the Cretaceous beds differ advantageously from the Triassic ones as to geochemical indicators (organic carbon and bitumen content). The following uplifts are recommended as first priority objects for oil and gas exploration: Krilyonskoye, Kholmskoye, Chekhovskoye, Firsovskoye and Lopatinskoye where the thickness of Miocene-Upper Cretaceous rocks ranges from 1,000 to 5,000 m.

1 – дациты неогеновые; 2 – горизонты и линзы грубых осадочных отложений; 3 – кора и зона выветривания метаморфического фундамента; 4 – глинистые отложения, подверженные внутриформационным пластическим деформациям, нагнетанию; 5 – тектонические нарушения: 6 – предполагаемая газонефтяная залежь; 7 – Крильонская проектная скважина; N₁an – анивская свита; N₁kr₂–верхнекурасийская подсвита; N₁kr₁–нижнекурасийская подсвита; Р₃аr–аракайская свита; К₂кr–красноярковская свита; К₂bk–быковская свита; К₂nb–найбинская свита; K₁as–айская свита; PZ (?) ln+dr–лангерийская и дербышевская свиты нерасчлененные.

1 – изогипсы поверхности фундамента через 1 км; 2 – участки максимальных погружений фундамента; 3 – Крильонская проектная скважина; 4–поднятия (буквы в кружках): К – Крильонское, Х – Холмское, Ф – Фирсовское, Ч – Чеховское