Гидрогеодинамические и гидрогеотемпературные условий осадочного бассейна оказывают существенное влияние на размещение залежей углеводородов. Все выявленные месторождения нефти и газа на шельфе Северного Сахалина расположены в продуктивной неогеновой толще осадков субмаринной части Северо-Сахалинского артезианского бассейна. Бассейн вытянут в меридиональном направлении на расстояние 150-200 км при ширине 20-30 км. Глубина (до фундамента) увеличивается в восточном направлении от 2,5-3.0 км (Дагинско-Гыргыланьинское поднятие) до 8,0 км (Пильтун-Чайвинская депрессия). Амплитуда поднятий антиклинальных зон (по отношению к смежным прогибам) также увеличивается в указанном направлении от сотен до нескольких тысяч метров.

Гидрогеологические особенности осадочного бассейна определяются следующими факторами: тектоническим строением, литолого-фациальным обликом толщ, проводящими и экранирующими свойствами пород, положением элементов водонапорной системы - зон питания и транзита (разгрузки).

Один из крупнейших элементов бассейна - Одоптинская антиклинальная зона, протягивающаяся в субмеридиональном направлении на расстояние около 150 км (рисунок). Восточной границей артезианского бассейна, очевидно, является Восточно-Одоптинская антиклинальная зона. Одоптинская и Восточно-Одоптинская антиклинальные зоны разделены Одоптинским прогибом. Юго-западнее Одоптинской зоны в районе сочленения двух крупных синклинальных зон (Пильтунской и Чайвинской) находится Чайвинская брахиантиклиналь (амплитуда до 450 м). В юго-восточной части бассейна, в пределах Ныйской антиклинальной зоны, залежи углеводородов приурочены к Лунской, Венинской и Киринской складчатым структурам. Все структурные ловушки бассейна ориентированы в субмеридиональном направлении, в разной степени нарушены разрывами и расположены на пути движения подземного потока от областей питания на суше острова.

В основании неогенового осадочного чехла практически на всей территории бассейна залегает преимущественна глинисто-кремнистая толща даехуриинского и глинисто-песчаные отложения мачигарского горизонтов. Породы даехуриинского горизонта содержат значительную примесь кремнезема (до 80--90 %) и в связи с этим трещиноваты, Отложения уйнинского горизонта можно рассматривать как нижний водоупор, представленный уплотненными глинами. Выше развит регионально проводящий комплекс пород дагинского горизонта, распространенный на всей территории бассейна, включающий прибрежно-морские и континентальные фации. В юго-восточной части бассейна (Ныйская антиклинальная зона) - это континентальные и морские глинисто-песчаные угленосные отложения, содержащие зональные флюидоупоры, перекрытые мощной глинистой толщей окобыкайских и частично нутовских глинистых осадков.

На северо-востоке бассейна окобыкайско-дагинско-уйнинский комплекс сложен морскими глинисто-кремнистыми породами с трещинно-поровыми типами коллекторов. Над ним залегает верхний регионально проводящий комплекс песчано-глинистых отложений нутовского горизонта. Основная' часть залежей углеводородов на месторождениях Одоптинской зоны приурочена к нижненутовскому подгоризонту (верхний миоцен). Мощность подгоризонта в пределах Одоптинской зоны составляет 1100-1300 м, в прогибах -до 1800 м. на Восточно-Одоптинской зоне -до 400-500 м. Одновременно с сокращением мощности происходит глинизация песчаных пластов (вплоть до полного их замещения). Зоны глинизации выполняют роль регионального литологического экрана, являясь барьером на пути движения инфильтрационного потока. Значение литологического фактора установлено для ряда залежей на Одоптинском. Пильтун-Астохском и Аркутун-Дагинском месторождениях.

Таким образом, в субаквальной части бассейна, как и в пределах суши острова (Равдоникас 0.В., 1970). можно выделить пять гидрогеологических (литолого-стратиграфических) комплексов. Эти комплексы различаются строением резервуаров, фильтрационными характеристиками пород, гидродинамическим режимом.

Первый (сверху) комплекс представлен мощной толщей (до 750 м) плиоценовых песков с невыдержанными по площади прослоями глин. Он охватывает верхненутовские образования, развитые в погруженных частях бассейна (дерюгинский горизонт). Отложения имеют связь с морским бассейном, о чем свидетельствует высокая минерализация вод (до 35 г/л). Породы комплекса протягиваются узкой полосой вдоль побережья, иногда внедряясь на 3-5 км в глубь острова. Так, верхняя часть разреза верхненутовских отложений на месторождениях Одопту-суша и Одопту-море является открытой геогидродинамической системой, относится к зоне свободного водообмена и не содержит залежей углеводородов, В пределах Аркутун-Дагинского, Чайвинского и Лунского месторождений толща отложений поздненутовского времени состоит из глинистых пород, выполняющих роль водоупора.

Второй водоносный комплекс песчаных и глинистых пластов верхненутовского (1-VIII) и нижненутовского (IX-XVIII) подгоризонтов (верхний миоцен - нижний плиоцен) характеризуется мощностью до 1000 м, сокращающейся в восточном направлении при равном соотношении песчаных и глинистых разностей пород. Благодаря распространению выдержанных водоупоров подземные воды комплекса имеют связь с поверхностью только в областях питания и разгрузки, что определяет условия затрудненного водообмена в полузамкнутой гидродинамической системе.

Третий водоносный комплекс является основной продуктивной толщей на месторождениях Одоптинской антиклинальной зоны и сложен песчано-глинистыми отложениями нижненутовского подгоризонта (пласты XIX-XXVII, верхний миоцен) и глинисто-песчаными породами вскрытой части окобыкайского горизонта (средний - верхний миоцен). Мощность комплекса уменьшается в восточном направлении от 1300 до 800 м. Одновременно с сокращением мощности происходит глинизация песчаных пластов в северо-восточном направлении. Породы комплекса выходят на дневную поверхность на суше острова, где представлены рыхлыми песками и алевролитами с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. По мере удаления от берега породы погружаются, уплотняются и глинизируются. Глинистость пород комплекса достигает 70 % в низах нутовского горизонта. Глинистые разделы (мощность до 100 м) представлены алевритистыми глинами преимущественно монтмориллонитового состава, что свидетельствует о хороших экранирующих свойствах разделов и гидравлической разобщенности пластов-коллекторов, С запада на восток происходит глинизация пластов-коллекторов до полного замещения их непроницаемыми породами. Зоны литологического замещения пластов-коллекторов протягиваются в субмеридиональном направлении вдоль восточных крыльев складок Одоптинской антиклинальной зоны и являются основными экранами на пути движения инфильтрационных вод. Они во многом определяют гидродинамику зоны весьма затрудненного водообмена.

По составу песчаных пород наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами характеризуются дагинские отложения, включенные в четвертый гидрогеологический комплекс. В разрезе комплекса в пределах шельфа выделяется несколько (16-20) песчаных и песчано-алевролитовых пластов мощностью от 20 до 150 м. Глинистые разделы (мощность 530 м) не выдержаны по площади. Проницаемость пластов-коллекторов изменяется от 0, 07 до 0.5 мкм². Благодаря выдержанности пластов-коллекторов и высоким фильтрационно-емкостным свойствам создаются благоприятные условия для движения подземных вод в зоне затрудненного водообмена. Границы распространения комплекса в плане совпадают с границами литофациальных зон отложений дагинского, окобыкайского и ранненутовского времени. Анализ литофациальных карт (Сальников Б.А.. 1990) показывает полное отсутствие отложений, имеющих характеристики четвертого гидродинамического комплекса, на северо-востоке бассейна (Одоптинская, Восточно-Одоптинская зоны). Развитая здесь нерасчлененная толща окобыкайско-дагинско-уйнинских отложений по гидродинамическим условиям соответствует пятому гидрогеологическому комплексу.

Региональными областями питания инфильтрационных вод для комплекса отложений нутовского горизонта являются Гыргыланьинская, Оссой-Вальская гряды и Джимдан-Дагинское поднятие. удаленные от месторождений Одоптинской зоны на 50-60 км. Абсолютные отметки выхода комплексов пород на поверхность достигают +120 м. Уклон пьезометрической поверхности вблизи областей питания составляет 1,0-1.3 м/км и увеличивается до 5-6 м/км в субаквальной части бассейна (Равдоникас О.В., 1982). Наклон пород на крыльях антиклиналей превышает 100 м/км (более 3°), что препятствует механическому разрушению залежей потокам вод. Кроме того, осложнена разгрузка вод в восточной части бассейна по причине глинизации пластов-коллекторов. Основными областями разгрузки служат ослабленные участки структур, приразломные зоны в прибрежной и центральной частях бассейна. Источники вод седиментационного происхождения в бассейне - Одоптинский прогиб и впадина Дерюгина на восточной границе бассейна.

По данным Г.П.Вахтерова, в юго-восточной части бассейна (Лунско-Набильский прогиб) областями питания вод инфильтрационного происхождения продуктивной дагинской толщи являются Дагинское поднятие и отроги Набильского хребта на юго-западе (Ковальчук B.C. и др., 1990). Абсолютные отметки отложений дагинского горизонта, выходящих на поверхность, +200 м. К востоку, погружаясь под экранирующую окобыкайскую толщу, инфильтрэционные воды приобретают напорный градиент и движутся в направлении падения проницаемых пластов. Частично разгрузка энергии вод происходит вдоль Тымского разлома и далее на восток в пределах шельфовой части бассейна, К юго-западу от области питания разгрузка частично происходит в пределах суши острова, и далее поток вод выносится в субмаринную часть бассейна, оказывая существенное влияние на гидродинамику месторождений Ныйской антиклинальной зоны. Нельзя также полностью исключить влияние элизионных вод на гидродинамику месторождений этой зоны. Разгрузка подземных вод дагинских отложений осуществляется в основном в приразломных и трещиноватых зонах в сводах антиклинальных структур. Открытая разгрузка возможна в прибрежной полосе Ныйского залива (минеральные источники).

Условия залегания и циркуляции подземных вод отдельных стратиграфических горизонтов неогеновых отложений, соотношение зон питания и разгрузки инфильтрационных и элизионных вод отражены в их гидрохимических особенностях. Химический состав и высокая минерализация вод (до 35 г/л) первого водоносного комплекса отражают его связь с морским бассейном. Второй и третий продуктивный комплексы, охватывающие зону замедленного водообмена, не характеризуются четкой зависимостью минерализации от стратиграфической глубины Более того. отмечается снижение минерализации с глубиной от 19,9 до 13,0-16,0 г/п в пределах третьего гидрогеологического комплекса, подчиненного условиям весьма затрудненного водообмена. Инверсию минерализации отмечала О.В.Равдоникас (1975) на месторождениях Одопту-суща и Восточное Эхаби. Те же факты имеют место на месторождениях Одопту-море, Пильтун-Астохское, Чайво, где с глубиной происходит снижение содержания хлоридов, возрастает относительное содержание гидрокарбонатов. Сдвиг метаморфизации в обратном направлении (rNa/rCI = 1,01-1,2}, вплоть до перехода из хлоркальциевого типа в гидрокарбонатно-натриевый, свидетельствует об опреснении элизионных вод. Отмечено повышенное содержание сульфатов в водах месторождений Одоптинской зоны, что не всегда можно объяснить примесью технической воды при опробовании. Возможно, потеря части солей элизионными водами и обогащение сульфат-ионами происходят в процессе фильтровзния через флюидоупоры. Последние здесь имеют значительное преимущество над пластами-коллекторами.

В зонах нефтегазонасыщения состав водорастворенных газов всей верхнемиоценовой толщи бассейна метановый. Содержание метана достигает 91,5-96,5 %. концентрация тяжелых гомологов метана варьирует в пределах 1,3-7,2 %. Легкие метановые газы содержат небольшую примесь азота (0,2-3,2 %) и углекислоты (0,2-2.6 %). Водорастворенные газы обеднены гелием (0,001-0,005 %), что свойственно молодым неогеновым отложениям. Повышенное значение отношения гелия к аргону (0,03-0,50) подчеркивает затрудненность условий водообмена основного продуктивного комплекса.

Геотермические условия в отложениях комплекса характеризуются средней геотермической ступенью 29-31 м/°С. Наименьшая геотермическая ступень свойственна преимущественно глинистым теплоизолирующим осадкам третьего гидрогеологического комплекса (26,5 м/°С). а высокая (40 м/°С) - песчаным теппопроводящим образованиям верхних комплексов. Резкое снижение геотермической ступени в глинистых отложениях Аркутун-Дагинского месторождения, вероятно. связано с затрудненным тепломассопереносом из глубины в связи с глинизацией пород.

Значительно отличается химический облик подземных вод четвертого продуктивного комплекса в Лунско-Набильском районе. Вскрытые на Венинской и Лунской морских площадях пластовые воды близки по ионному составу хлоридным натриевым водам субаэральной части бассейна. Несмотря на повышение минерализации вод (до 15-18 г/л), генетический тип вод (по классификации ВЛСулина) остается гидрокарбонатно-натриевым, типичным для инфильтрационной системы. Следовательно, инфильтрационный поток оказывает влияние на контурные воды месторождений Лунское и Венинское, находящихся вблизи областей питания. В отличие от них месторождение Киринское, фронтально закрытое от прямого влияния инфильтрационного потока, испытывает воздействие элизионных вод. Комплекс продуктивных дагинских отложений погружен по сравнению с Лунским месторождением на 700-800 м, минерализация вод возрастает до 23 г/л, тип вод (по В.А.Сулину) хлоридно-магниевый.

Таким образом, в районе Киринского месторождения начинает проявляться элизионный режим фильтрации вод в средне-нижнедагинском подгоризонтах четвертого гидрогеологического комплекса. Воды рассматриваемого комплекса насыщены метановыми газами, включающими небольшую примесь углекислоты (до 1,8 %) и азота (до 3,4 %).

Геотермический режим сопровождается повышенной напряженностью геотемпературного поля. Повсеместно геотермическая ступень отмечена ниже фоновой (33 м/°С). Схема распределения температур с глубиной согласуется с гидродинамическими особенностями района. Самые низкие значения градиентов температур характерны для площадей, близко расположенных к областям питания инфильтрационных вод. Далее воды, погруженные на глубину и прогретые, выносятся в субаквальную часть бассейна.

Подземные воды нутовского горизонта в пределах шельфовой части бассейна приобретают напор в результате изоляции от верхних вод глинистыми водоупорами. Напор их возрастает с глубиной от 36 до 40 м (Чайво), что связано с влиянием восходящего потока элизионных вод. Коэффициент аномальности (Рпл/Pу.гидр) не превышает 1.01-1.02 на месторождениях Одопту-суша, Одопту-море, Пильтун-Астохское (XIII-XVIII пласты). Следовательно, в пределах комплекса существуют условия для сохранения залежей нефти и газа и наблюдаются горизонтальные контакты (ГВК, ВНК).

Условия движения вод третьего комплекса (нижненутовский подгоризонт) в основном зависят от энергии элизионной системы. Об этом свидетельствует рост приведенного напора как по площади, так и по разрезу комплекса продуктивных отложений на месторождениях Одопту-море, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское. Отмечается рост напора с глубиной от абсолютной отметки +62 м (XIX пласт) до +139 м (XXI₂ пласт), затем снижение до +80 м (XXIV пласт). Ниже, в окобыкайских коллекторах напор снова возрастает до +95 м (скв.1: XXVII пласт, Одопту-море). Существенное влияние оказывает резкий контраст напряженности гидродинамического поля на западном и восточном крыльях структур. Максимальный перепад напоров был зафиксирован на месторождении Одопту-море в залежах XXI₁ и XXI₂ пластов и составил соответственно +80.5 и +92,0 м. В этих пластах установлен максимальный наклон контактов (ВНК) для залежей с востока на запад. Зона регионального замещения коллекторов расположена вблизи сводов структур на Пильтун-Астохском и Аркутун-Дагинском месторождениях, что не дает возможности судить о наличии смещения залежей. Но энергия элизионных вод выражена в повышенных напорах флюидов в скважинах и избыточных давлениях на контактах (ВНК) залежи (около 0,3-0,4 МПа). На гидродинамической схеме отображено изменение напоров флюидов XXI₁ пласта месторождений Одоптинской антиклинальной зоны (см. рисунок).

Таким образом, можно утверждать, что третий гидрогеологический комплекс продуктивных отложений нижненутовского подгоризонта находится под влиянием двух систем энергии вод: инфильтрационной и элизионной. Влияние инфильтрационной системы выражается в нормальных гидростатических давлениях на контактах углеводороды - вода, горизонтальном положении контактов залежей XI-XVII пластов. Элизионный режим проявляется в повышении минерализации вод, превышении пластового давления над гидростатическим, наличии избыточных давлений на контактах углеводороды - вода, смещении залежей (месторождения Одоптинской антиклинальной зоны. залежи XVIII-XXVII пластов).

Ниже, в глинисто-кремнистых дагинско-уйнинских отложениях выявлены пластовые давления, значительно превышающие гидростатическое (скв.4-Д, Аркутун-Дагинское месторождение). В разрезе скв. 4-Д выделяется зона. где отношение Рпл/Ру.гидр составляет 1,0-1,08 (до глубины 2700 м). Ниже (на уровне XXVIII пласта) указанное отношение достигает 1,75. Из исследований М.В.Галкиной, проведенных по материалам ГИС в глинах с аномально высоким поровым давлением. следует, что данный факт имеет место в скв.4-Д. Аномально высокое поровое давление является одним из факторов формирования аномально высоких пластовых давлений в глинистых коллекторах зоны. Очевидно, скв. 4-Д вскрыта кровля пятого гидрогеологического комплекса вблизи границы окобыкайско-дагинско-уйнинской толщи пород в условиях весьма затрудненного водообмена. При наличии коллекторов здесь возможно существование залежей углеводородов. Четвертый гидрогеологический комплекс в разрезе отсутствует.

Таким образом, в пределах третьего гидрогеологического комплекса на северо-востоке бассейна размещение залежей нефти и газа контролируется не только структурным фактором, но также литологическим и гидродинамическим. В условиях пятого гидрогеологического комплекса (окобыкайско-дагинско-уйнинская толща) гидродинамический фактор также будет иметь значение в размещении и контроле залежей углеводородов. В четвертом гидрогеологическом комплексе преобладает влияние энергии инфильтрационной системы, о чем свидетельствуют нормальные гидростатические давления и горизонтальные положения контактов в залежах- Наличие напора в скв.5 Лунская, достигающего абсолютной отметки +56 м, может свидетельствовать о проявлении встречного подпора элизионных вод. возрастающего в районе месторождения Киринское.

первый гидрогеологический комплекс, охватывающий верхненутовские песчано-алевритоглинистые образования, находится под влиянием инфильтрационных вод в зоне свободного водообмена. Накопление и сохранение залежей углеводородов в зоне исключено:

четвертый гидрогеологический комплекс, представленный алевритоглинистыми и песчаными фациями, развит в юго-восточной части бассейна и приурочен к дагинской региональна проводящей толще. Структурные ловушки Ныйской антиклинальной зоны содержат массивно-пластовые залежи углеводородов, находящиеся под влиянием энергии инфильтрационного и частично элизионного потоков. Давления на контактах (ВНК, ГВК) близки к гидростатическому, контакты горизонтальные. По всем признакам (литофациальному, гидродинамическому, гидрохимическому) исследованный шельфовый участок бассейна следует выделить в отдельный Ныйский субартезианский бассейн;

пятый гидрогеологический комплекс распространен повсеместно на территории шельфовой части Северо-Восточного артезианского бассейна и приурочен к даехуриинскому горизонту, представленному толщей трещиноватых кремнистых отложений. Комплекс содержит воды повышенной минерализации (до 30 г/л) преимущественно хлоркальциевого типа. Возможно наличие массивных залежей углеводородов в зоне весьма затрудненного водообмена. На северо-востоке бассейна (Одоптинская. Восточно-Одоптинская зоны) граница комплекса включает толщу окобыкайско-дагинско-уйнинских отложений. В зоне вероятно развитие трещинно-поровых коллекторов, образующих резервуары, содержащие массивно-пластовые залежи углеводородов, в определенной степени контролируемые гидродинамикой зоны весьма затрудненного водообмена.

1 - структуры; 2 - гидроизопьезы; 3 - зона замещения коллекторов; 4 - тектонические нарушения; 5 - направление потока седиментационных (а) и инфильтрационных (б) вод; б - значение приведенного напора по XXI₁ пласту