Подавляющее большинство открытых на Северном Сахалине месторождений нефти и газа связано с отложениями окобыкайской и нутовской свит (верхний миоцен - плиоцен).

Однако в последние 5-7 лет выявлен ряд месторождений (Монги, Набиль, Восточное Даги, Астрахановское, Узловое) и новых залежей (Сабо, Волчинка, Гиляко-Абунан, Южное Даги, Нижнее Даги) нефти и газа в отложениях дагинской свиты (средний миоцен).

Полученные за этот период геолого-геофизические материалы указывают на существенные различия структурных планов окобыкайской и дагинской свит, что позволяет выделить последнюю как самостоятельный объект нефтепоисковых работ. По имеющимся данным, ее следует рассматривать как региональный нефтегазоносный комплекс, на долю которого приходится около 35 % неосвоенных ресурсов УВ острова. Исходя из этого, нефтепоисковые работы в широких масштабах были переориентированы на поиски месторождений и залежей нефти и газа в дагинских отложениях.

Дагинская свита, мощностью от 500 до 2500 м, характеризуется, по данным геологической съемки и бурения, большим разнообразием литолого-фациального состава - от преимущественно континентальных и субконтинентальных на западе до глубоководных кремнистых образований на крайнем северо-востоке острова ( рис. 1 , рис. 2 ).

По материалам электроразведки методом МТЗ, дагинская свита выделяется в самостоятельную толщу только на востоке Северного Сахалина, представляя собой относительно высокоомный геоэлектрический горизонт, разделяющий преимущественно глинистые отложения нижне- и верхнемиоценового возраста. Наиболее четко он фиксируется в пределах юго-восточного (Дагинско-Набильского) района, где его сопротивление превышает сопротивление вышележащих пород в 8-10 раз. На остальной территории северо-востока он выделяется менее отчетливо из-за повышенной песчанистости перекрывающей толщи (на севере) и уменьшения мощности (на юге).

В западных районах, где происходит резкое опесчанивание всех плиоцен-среднемиоценовых образований, дагинский и более молодые горизонты формируют единую, труднорасчленимую субконтинентальную толщу.

Дифференцированная характеристика литолого-фациального состава рассматриваемого горизонта производится по значениям кажущегося сопротивления (r_к). При сопоставлении материалов электроразведки и бурения отмечается тесная зависимость между кажущимся сопротивлением и вещественным составом дагинского горизонта (см. таблицу ).

По соотношению резервуаров и покрышек наиболее благоприятны для формирования залежей нефти и газа песчано-глинистые отложения. Для них характерно оптимальное соотношение резервуаров (20-50 % разреза) и покрышек. Глинистый комплекс содержит единичные, маломощные пласты-коллекторы. В подобной толще могут сформироваться небольшие по запасам залежи. Глинисто-песчаные отложения оцениваются как высокоперспективные только при наличии мощного зонального экрана высокого качества. В иных случаях повышенная песчанистость, отсутствие выдержанных однородных покрышек не позволяют надеяться на обнаружение значительных по запасам залежей. Песчаный тип разреза рассматривается как бесперспективный на нефтегазоносность.

Наиболее благоприятным литолого-фациальным составом, по материалам бурения и электроразведки, дагинские отложения характеризуются в пределах северо-восточной части Северного Сахалина, где они имеют мощность 0,8-1,2 км и залегают на глубинах 2,5-4,5 км. Здесь в их разрезе преобладают глинистые и глинисто-алевролитовые породы. Содержание песчаных и песчано-алевролитовых разностей колеблется обычно в пределах 20- 40 % . Пласты песчаников имеют мощность до 30 м. Распространены поровые коллекторы со средними значениями открытой пористости 20 %, проницаемостью в десятки и первые сотни миллидарси. Нефтегазопроявления отмечались почти на всех площадях, где проводилось поисково-разведочное бурение, а на десяти месторождениях открыты промышленные залежи. Освоение этого комплекса в настоящее время сдерживается недостаточной изученностью его современного структурного плана.

Принципиально важным является открытие значительных по запасам залежей УВ в отложениях дагинской свиты в пределах юго-восточного района Северного Сахалина (Монгинское, Старо-Набильское месторождения). На этих месторождениях глинисто-песчаные дагинские отложения, перекрытые мощной экранирующей толщей глинистых окобыкайских образований, содержат залежи нефти и газа почти по всему разрезу, с максимальной концентрацией в верхней части. Таким образом, даже при резком увеличении в составе горизонта количества песчаных пластов региональная покрышка играет решающую роль в формировании залежей нефти и газа. Коллекторы с наилучшими емкостными и фильтрационными свойствами (проницаемость сотни, тысячи миллидарси; открытая пористость 25- 30 %) развиты на восточном склоне и южном погружении Дагинского поднятия. Эта территория является первоочередной для концентрации нефтегазопоисковых работ [2, 4]. Дагинская свита мощностью 1,2- 1,7 км залегает в ее пределах на глубинах 0,2-3,5 км.

Песчано-глинистый состав дагинских пород, перекрытых мощным экраном верхнемиоценовых глинистых образований, видимо, будет характерен и для большей части шельфа Северного Сахалина. По материалам сейсморазведки и поисково-разведочного бурения, они залегают на глубинах 0,5-4 км. В отложениях этого возраста на северо-восточном шельфе острова установлены залежи нефти на Одоптинском месторождении и признаки нефтегазоносности на Кеутинской структуре. Полученные данные позволяют рассматривать дагинскую свиту как один из основных объектов нефтегазопоисковых работ и в пределах шельфа.

Наличие мощной региональной покрышки над глинисто-песчаными среднемиоценовыми отложениями на юге центральной части Северного Сахалина (Нышско-Тымовская впадина) позволяет считать и эту территорию перспективной. Дагинская свита представлена здесь в основном песчаниками с прослоями глин и глинистых алевролитов. В южном направлении в ее разрезе увеличивается доля глинистых разностей. Предполагается развитие коллекторов с открытой пористостью до 15- 20 % и с проницаемостью десятки, первые сотни миллидарси. Мощность свиты 1-2,2 км; залегает она на глубинах 1,5-2,5 км. Структурный план среднемиоценовых отложений изучен пока недостаточно, но, по данным геологосъемочных и поисковых сейсморазведочных исследований, в районе присутствуют относительно крупные сложно построенные структурные ловушки.

До недавнего времени главная роль при формировании современного плана Северного Сахалина отводилась складчатым движениям конца плиоцена (сахалинская фаза тектогенеза). Исходя из этой концепции, подразумевалось соответствие строения различных горизонтов неогеновых отложений, а отдельные данные о стратиграфических несогласиях рассматривались как элементы местных внутриформационных размывов и не связывались со складчатыми движениями.

Однако в последние годы в результате проведенного комплекса геолого-геофизических исследований, главным образом сейсморазведочных работ, получен обширный материал, свидетельствующий о существенном несоответствии структурных планов дагинских и вышележащих образований, в различной степени проявляющихся во всех нефтегазоносных и перспективных районах Северного Сахалина.

На основании погоризонтного анализа гравитационного поля [Липский В.А., Терещенков А.А., 1975 г.] было установлено плановое расхождение аномалий в диапазоне глубин пересчета 3-5 км и современного структурного плана. Этот факт трактовался указанными исследователями в пользу развития погребенных структур по среднемиоценовым и более древним отложениям, что в дальнейшем было убедительно подтверждено сейсморазведочными работами.

Установленные различия структурных планов выражаются в непостоянстве мощности окобыкайских отложений, перекрывающих дагинские как без видимого углового несогласия, так и с резким угловым несогласием.

Несоответствия структурных планов первого типа характерны для складчатых структур, развитых на северном погружении Восточно-Сахалинского антиклинория. Обусловлены они уменьшением мощности нижнеокобыкайских образований в северном направлении (в сторону регионального погружения верхнемиоценовых - плиоценовых отложений). Подобное поведение окобыкайских образований приводит к существенному смещению сводов локальных структур в северном направлении. В частности, на Сабинской структуре мощность окобыкайского горизонта сокращается в северном направлении от 1480 до 960 м. За счет этого смещение свода по среднемиоценовым отложениям составляет 5,5 км к северу и 1,5 км к востоку [1]. Установленные закономерности изменения мощности верхнемиоценовых образований и материалы сейсморазведки позволили прогнозировать развитие погребенных локальных складок в пределах северных окончаний Паромайской, Сабинской, Волчинской и Шхунной промышленно нефтегазоносных структурных зон ( рис. 3 , A).

Наиболее типичным примером несоответствия структурных планов второго типа является Монгинская складка, расположенная в пределах восточного склона Дагинского поднятия ( рис. 3 , Б). Это сложно построенная антиклиналь субмеридионального простирания размерами 11x4 км с амплитудой до 200 м. Структура ограничена с запада и востока продольными разрывными нарушениями, с которыми она генетически связана. По данным сейсморазведки и бурения, выражена она только по дагинским и нижележащим отложениям, по окобыкайским же, залегающим с размывом на подстилающих образованиях, ей соответствует моноклинальное погружение слоев. Выявленное несогласие трактуется как трансгрессивное налегание окобыкайских отложений на дислоцированную и частично эродированную поверхность дагинских. Складка разбита на несколько блоков, каждый из которых продуктивен. В разрезе дагинской свиты выявлено 12 залежей нефти и газа. Месторождение находится в завершающей стадии разведки, но имеющиеся данные позволяют отнести его к числу наиболее значительных на Сахалине.

Кроме Монгинской структуры в юго-восточном районе выявлены Восточно-Дагинская, Нижнедагинская, Восточно-Набильская, Усть-Томинская, Ватунгская погребенные складки, фиксирующиеся с глубин 1,5-2,5 км и по верхним горизонтам выраженные в виде структурных террас. Предполагается аналогичное строение и Среднеаскасайской складки.

Как разновидность второго типа следует выделить несоответствия структурных планов в зонах региональных взбросо-надвигов, сформировавшихся в заключительную стадию развития Сахалинской складчатой области. Они обусловлены резким различием в морфологии и в плановом положении складчатых форм надвинутого крыла и поднадвиговой части. Первые обычно дисгармоничные, интенсивно нарушенные гребневидные. Ориентировка надразломных складок контролируется простиранием разрывного нарушения. Структуры, сопряженные с ними, представлены брахиформными конседиментационными складками северо-северо-западного простирания. Примером могут служить структуры, развитые в зоне Горомай-Эхабинского разрыва (Паромайская зона). Надразломные дислокации ( рис. 3 , В), по верхним горизонтам весьма напряженные и приподнятые по отношению к окружающим их структурным элементам в виде клиновидного блока, с глубиной смещаются в сторону крыльев, где в диапазоне глубин 2,5-3 км по дагинским отложениям они образуют пологие антиклинальные структуры. Развитие подобных структур ранее предполагалось по гравиметрическим данным [3]. Имеющиеся материалы позволяют ориентировать нефтегазопоисковые исследования на поиски аналогичных структур вдоль всей зоны Горомай-Эхабинского и других крупных взбросо-надвигов (Дывыкский, Конгинский, Сабинский, Волчинский и т. д.).

Анализ особенностей строения дагинских отложений юго-восточного района Северного Сахалина свидетельствует об активизации в предокобыкайское время тектонических движений, создавших складчатые формы различного характера. Интенсивность их была невысокой, локальные деформации большей частью характеризуются амплитудой 50-200 м. В остальных районах Северного Сахалина резкого различия структурных планов дагинских и вышележащих отложений не отмечается, но, судя по палеотектоническим построениям, к предокобыкайскому времени относится начало формирования многих структурных форм региона. В большинстве они имели северо-северо-западное простирание и характеризовались довольно слабой дислоцированностью. В дальнейшем, при создании современных структурных форм они или были вовлечены складкообразующими движениями в более крупные поднятия, или оставались неизменными.

Открытие залежей нефти и газа в дагинских отложениях в различных районах Северного Сахалина свидетельствует об их региональной нефтегазоносности. Изучение структурного плана этих отложений в настоящее время является первоочередной задачей геологоразведочных работ.

При поисках погребенных структур эффективен дифференцированный анализ гравитационного поля на основе последовательных его пересчетов, позволяющий прогнозировать геологические объекты на определенных глубинах. По гравиметрическим данным можно предположить развитие погребенных антиклиналей на бортах Байкало-Поморской, Пильтунской, Чайвинской мегасинклиналей, на восточных моноклинальных склонах Дагинского и Лунского поднятий.

1. Арешев Е.Г., Клещев А.А., Николаев И.Е. Новые данные о строении Сабинской антиклинальной зоны по результатам глубокого бурения. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1972, № 2, с. 25-27.
2. Перспективы нефтегазоноености юго-восточной части Северного Сахалина / А.С. Владимиров, В.В. Харахинов, В.Э. Кононов и др. - Геология нефти и газа, 1977, № 1 , с. 11-17.
3. Терещенков А.А., Мавринский Ю.С., Тронов Ю. А. Глубинное строение Сабинской и Паромайской антиклинальных зон Северного Сахалина. - Геология нефти и газа, 1976, № 8 , с. 6-10.
4. Тронов Ю.А., Горохов В.К. Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ на Северном Сахалине за 1971-1975 гг., планы и основные направления поисков на 10-ю пятилетку. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1977, № 2, с. 14-17.

Таблица

Рис. 1. Литолого-фациальный профиль неогеновых отложений Северного Сахалина по линии Троптун - Конги.

Литолого-фациальные комплексы: 1 - песчаный; 2 - глинисто-песчаный; 3 - песчано-глинистый; 4 - глинистый, 5 - кремнистый; 6 - комплекс основания; 7 - стратиграфические границы; 8 - литологические границы; 9 - месторождения нефти (а), газа (б); 10 - проявления нефти (а), газа (б)

Рис. 2. Литологическая карта дагинских отложений Северного Сахалина.

Литологические (геоэлектрические) комплексы: 1 - песчаный, r_к>40 Ом-м; 2 - глинисто-песчаный, r_к=20-40 Омм; 3 - песчано-глинистый, r_к = 10-20 Ом • м; 4 - глинистый, r_к<10 Омм; 5 - участки полного или частичного размыва дагинских отложений; 6 - изогипсы, км; 7 - северная граница региональной верхнемиоценовой покрышки; 8 - линия профиля Троптун-Конги (цифры соответствуют названию площадей - см. рис. 1)

Рис. 3. Временные сейсмические разрезы МОГТ, характеризующие структурные планы дагинских и перекрывающих отложений Волчинской зоны (А), Дагинского поднятия (Б), зоны Горомай-Эхабинского регионального взбросо-надвига (В)