В последние годы в Дагинском районе Северного Сахалина были открыты месторождения нефти и газа, приуроченные к полупогребенным и погребенным антиклинальным ловушкам. Изучение особенностей строения и формирования этих структур на примере Монгинского и Восточно-Дагинского месторождений, несомненно, расширит представления о новых типах залежей нефти и газа, связанных с погребенными ловушками, что представляет собой новое направление разведочных работ в условиях ограниченности фонда выявленных и подготовленных антиклинальных структур на Северо-Восточном Сахалине.

На Северном Сахалине поиски и подготовка к разведке антиклинальных поднятий производятся сейсмическими исследованиями (MOB, МОГТ), которые в последние годы выявили в синклинальных зонах и на моноклиналях несколько погребенных структур. В 1975 г. на одной из таких - Монгинской - было начато поисковое бурение, позволившее открыть газонефтяное месторождение.

Разрез месторождения представлен терригенными отложениями неогенового возраста, которые подразделяются на свиты (снизу вверх): даехуриинскую, уйнинскую дагинскую, окобыкайскую и нутовскую. В низах разреза преобладают глинисто-алевролитовые разности, в верхах - песчаные. Мощность неогенового комплекса достигает 4,5-6 км.

В региональном тектоническом плане выявленные антиклинальные складки (Восточно-Дагинская, Монгинская, Южно-Дагинская, Нижнедагинская) приурочены к восточному крылу крупного Дагинского поднятия. Первые две структуры хорошо изучены поисково-разведочным бурением, поэтому они и явились объектами палеоструктурного анализа.

По отложениям нутовской свиты Монгинская структура представляет собой моноклиналь, наклоненную к северо-востоку (под углом 10°) и пересеченную тремя сбросами с амплитудами 25-140 м.

Восточно-Дагинская структура по этим же отложениям выражена в виде пологой брахиантиклинальной складки размерами 3X1,5 км (с амплитудой до 100 м), пересеченной тремя субширотными сбросами (20-50 м).

С глубиной происходит изменение структурных планов. По кровле дагинской свиты ( рис. 1 ) Монгинская структура представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку, ориентированную в меридиональном направлении. Углы падения на восточном крыле составляют 10-15°, на западном - до 5°. Размеры складки 7,5x1,5 км, амплитуда ее 250 м. Монгинская складка пересечена многочисленными тектоническими нарушениями типа сбросов. Характерной особенностью этих разрывов является увеличение амплитуды смещения с глубиной и уменьшение ее (или полное затухание) к поверхности ( рис. 2 ). Мощность одновозрастных стратиграфических пачек в опущенном тектоническом блоке увеличена по сравнению с приподнятым блоком примерно на амплитуду смещения. Такие сбросы, выявленные на Некрасовской и Сабинской площадях, отнесены к конседиментационному типу [1].

Наиболее крупный разрыв установлен на западном крыле Монгинской структуры. Амплитуда его изменяется по простиранию и с глубиной. Вблизи свода она составляет 600 м и увеличивается к северной периклинали до 900 м. Сброс затухает в верхней части окобыкайской свиты. Мощность окобыкайской свиты в западном (опущенном) блоке вследствие разрыва возросла на 600-900 м.

Монгинская антиклинальная структура разделена серией субширотных конседиментационных сбросов, оперяющих региональный разрыв, на восемь основных тектонических блоков. Каждый севернее расположенный блок опущен по отношению к южному. Амплитуда сбросов (по кровле дагинской свиты) изменяется от 50 до 550 м. Большинство разрывных нарушений затухает в верхней части окобыкайской свиты.

Восточно-Дагинская структура (по кровле дагинской свиты) представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку с более крутым (10-12°) восточным и пологим (5-7°) западным крыльями. Размеры структуры 3,5x1,5 км, амплитуда складки 300 м. Она рассечена серией субширотных конседиментационных сбросов на ряд блоков. Амплитуда сбросов до 450 м. Плоскости нарушений падают на северо-северо-запад, по ним каждый севернее расположенный блок опущен по отношению к южному.

Основные по запасам залежи нефти и газа на Монгинском месторождении выявлены в верхней части дагинской свиты (пласты II-IX). Небольшая залежь нефти открыта в основании дагинской свиты (XX пласт, скв. 1). В размещении залежей по площади и стратиграфическому разрезу выявлены следующие особенности. Наибольший этаж (до 430 м) нефтегазоносности отмечен в своде Монгинской складки и уменьшается в тектонических блоках на южной и северной периклиналях. В верхних пластах (II-III) дагинской свиты во многих блоках обнаружены газовые залежи, содержащие иногда небольшие нефтяные оторочки. К отдельным тектоническим разрывам приурочены козырьковые залежи нефти и газа.

В гипсометрически приподнятых блоках наблюдается тенденция к увеличению газонасыщенности разреза. Одновременно с уменьшением глубины залегания продуктивных горизонтов отмечается некоторое возрастание плотности нефтей (от 0,855 на глубинах 2000 м до 0,897 г/см³ на глубине 1400 м), уменьшение содержания парафина (от 4,88 до 1,38%), увеличение смолисто-асфальтеновых компонентов (от 3,65 до 5,4%).

В опущенных тектонических блоках открыты нефтяные залежи, зачастую содержащие газовые шапки. Высота залежей нефти и газа достигает 200 м.

На Восточно-Дагинском месторождении залежи нефти приурочены к верхней части (II и III пласты) дагинской свиты. Высота их небольшая (до 100 м). В окобыкайской свите вскрыты две небольшие по размерам залежи газа и одна нефтегазовая в основании ее (пласт. Л).

В отложениях неогена выделяются несколько пластов, могущих играть роль реперов при корреляции разрезов: R-1 - кровля VIII пласта (дагинская свита), R-2 - подошва окобыкайской свиты, R-3 - подошва пласта ВГ (подошва нутовской свиты), R-4- подошва 5 пласта (нижненутовская подсвита).

Репер R-1 был вскрыт скважинами только на Монгинском месторождении, остальные прослеживаются на обеих площадях в разрезах всех скважин.

Методика палеотектонических построений, примененная для анализа развития Монгинской и Восточно-Дагинской структур, заключалась в следующем. Вычислялись истинные мощности пачек между реперами, и эти величины наносились на схему расположения скважин. Изменение мощностей, заключенных между стратиграфическими реперами, объяснялось влиянием складкообразовательных движений при накоплении осадков, а также перемещениями по конседиментационным разрывам. Мощность толщи в опущенном тектоническом блоке обычно возрастает по отношению к приподнятому на амплитуду конседиментационных подвижек по сбросу. Таким образом, последовательно суммируя мощности между реперами, можно в определенной мере установить влияние складкообразовательных и разрывных движений на формирование локальных структур в процессе неогенового осадконакопления. Для информативности схемы изопахит (анализируемых толщ) сгруппированы в “палеотектонический треугольник” ( рис. 3 ), где в каждом горизонтальном ряду (слева направо) показывается развитие структуры во времени. Каждый ряд завершается структурной картой по анализируемому реперу.

Рассмотрим формирование структурных ловушек на примере Монгинской и Восточно-Дагинской площадей.

Монгинская антиклинальная складка (см. рис. 3 , ряд I, а, б, в), оконтуренная по кровле VIII пласта (R-1), начала формироваться при отложении осадков дагинской свиты. На “палеотектоническом треугольнике” видно, что ко времени отложения R-2 свод конседиментационной складки располагался в районе скв. 7. Амплитуда поднятия достигала 100 м. Структура была пересечена несколькими конседиментационными разрывами с амплитудами до 200 м.

В окобыкайское время (верхний миоцен) продолжалось дальнейшее развитие конседиментационной структуры. Амплитуда складки возросла до 200 м. Продолжались тектонические подвижки по ранее заложенным сбросам и образование ряда новых разрывов.

Наиболее интенсивные перемещения по сбросам происходили при отложении глинистых осадков нижнеокобыкайской подсвиты. Например, амплитуда сброса № 1 в верхнемиоценовое время возросла на 600 м на широте свода или до 900 м на северном погружении структуры. Амплитуды смещений по разрывам № 2 и 3 увеличились за это время на 300-350 м. В целом для Монгинской площади завершилось формирование сетки сбросов с амплитудами 50-200 м. Можно допустить, что мелкие конседиментационные сбросы развивались по трещинам отрыва, оперявшим более крупные субмеридиональные дизъюнктивные нарушения. В плиоцене (при отложении осадков нижней части нутовской свиты) Монгинская структура существенных изменений не претерпела. Продолжались перемещения по сбросам № 2 и 3. Амплитуда их возросла на 50-100 м.

На “палеотектоническом треугольнике” ( рис. 3 , ряд II) показано развитие Восточно-Дагинской и Монгинской структур по реперу R-2. В процессе отложения осадков окобыкайской свиты обе конседиментационные структуры были сформированы в виде пологих поднятий с амплитудами, равными соответственно 100 и 150 м. В палеоструктурном плане свод Восточно-Дагинской антиклинали (по R-2) находился ниже свода Монгинской на 850 м, а в современном они располагаются на одинаковом гипсометрическом уровне (-2000 м). Следует заметить, что на Восточно-Дагинской антиклинали в окобыкайское время также формировался ряд конседиментационных сбросов с амплитудами до 350 м.

Конседиментационные складчато-блоковые движения активно протекали в нижнеокобыкайское время и в других районах Северного Сахалина (Некрасовское, Сабинское и другие месторождения), что указывает на их региональный характер. Отдельные структуры (например, Катанглийская, Уйглекутская) выводились выше уровня моря. Верхние пласты (I, II и III) дагинской свиты размыты в сводах вышеуказанных антиклинальных складок, и окобыкайская свита перекрывает нижележащие дагинские отложения со скрытым стратиграфическим несогласием.

При накоплении осадков нижней части нутовской свиты (см. рис. 3 , ряд III, a) складкообразовательных движений на Монгинской площади не было. Мощность отложений между R-3 и R-4 постепенно возрастает в северо-западном направлении (от 850 до 1150 м). Продолжались перемещения по трем сбросам на Монгинской и по выявленным разрывам на Восточно-Дагинской площади. Амплитуды этих перемещений незначительные (20-150 м).

Дальнейшее формирование структурного плана этого района представляется в следующей последовательности. В среднем и верхнем плиоцене происходило накопление мощной толщи песчаных осадков нутовской свиты (до 3-3,5 км). В конце плиоцена - начале постплиоцена дно бассейна седиментации было выведено выше уровня моря. Восходящие тектонические движения сопровождались складчатостью (сахалинская фаза тектогенеза). Влияние этого тектогенеза на формирование структурного плана проявилось наиболее сильно. Ряд конседиментационных структур был интенсивно переработан этими складчатыми движениями в постседиментационный этап (Охинская, Восточно-Эхабинская и др.). Возникли также молодые приразломные структуры (Паромайская и др.).

Некоторые конседиментационные складки (Восточно-Дагинская и др.) были лишь частично подновлены, а другие (например, Монгинская) в эту фазу оказались не затронутыми тектоническими движениями. Различная интенсивность восходящих неотектонических подвижек в четвертичное время привела к различной величине размыва неогеновых осадков в сводах структур (на Дагинской - 4 км, Восточно-Дагинской - 2 км, Монгинской - 1,3 км и т. д.).

Влияние тектонического фактора на формирование и размещение газонефтяных залежей, несомненно, оказалось определяющим. Наличие многочисленных следов миграции эпибитумоидов по трещинам в породах уйнинской и даехуриинской свит позволяет рассматривать их как нефтегазопроизводящие [2]. Вертикальная миграция битумоидов происходила по трещинам и зонам конседиментационных разрывов по всей нефтегазосборной площади. При достижении УВ песчано-алевритовых пластов дагинской свиты дальнейшая их миграция могла осуществляться к сводам древних конседиментационных ловушек (Монгинская и др.), где в настоящее время и наблюдается наибольший этаж (430 м) нефтегазоносности. Мощная толща глин окобыкайской свиты служила региональной покрышкой, контролировавшей (наряду со структурным фактором) размещение залежей нефти и газа в верхних пластах дагинской свиты.

Конседиментационные разрывы, очевидно, служили путями для миграции УВ, о чем свидетельствуют различные этажи нефтегазоносности (в смежных тектонических блоках), наличие козырьковых залежей нефти и газа у тектонических разрывов. Некоторые из конседиментационных сбросов в настоящее время служат путями для движения термальных вод (район Горячие Ключи).

Газонефтяные скопления в первую очередь контролировались наличием древних конседиментационных ловушек. Значительную роль в размещении залежей на структуре играли конседиментационные сбросы. Неотектонический фактор существенного влияния на формирование углеводородных скоплений не оказывал, как это видно на примере Монгинской и Восточно-Дагинской структур.

Таким образом, на Северном Сахалине выявлены конседиментационные структуры, формировавшиеся в процессе осадконакопления дагинской и окобыкайской свит и перекрытые моноклинально залегающими породами нутовской свиты. Эти ловушки, как показано выше на примере Монгинской погребенной структуры, содержат промышленные запасы нефти и газа. Поиски и подготовку к бурению конседиментационных структур целесообразно производить сейсморазведкой (МОГТ), в первую очередь на крыльях крупных синклинальных прогибов (Пильтунском, Чайвинском и др.), где выявлен ряд гравитационных максимумов, видимо отражающих в ряде случаев наличие погребенных структур.

1. Ковальчук В.С. Конседиментационные разрывы на о. Сахалине и методика их изучения. - Труды ВНИГРИ. Л., вып. 181, 1961, с. 121-131.
2. Ковальчук В.С., Молошенко Г.Я. Определение интенсивности свечения битумоидов в горных породах под люминесцентным микроскопом. - Геология нефти и газа, 1979, № 5 , с. 46-50.

Поступила 27/XII 1979 г.

Рис. 1. Схематическая структурная карта по кровле дагинской свиты.

1 - изогипсы, м; а - предполагаемые, б - установленные; 2 - разрывные нарушения: а - предполагаемые, 6 - установленные; 3 - номер тектонического блока; 4 - внешний контур залежи: а - нефтяной; б - газовой; 5 - скважины поисково-разведочные

Рис. 2. Продольный геологический разрез Монгинского газонефтяного месторождения.

1- пески и песчаники; 2 - глины; 3 - аргиллиты; 4 - разрывные нарушения: а - предполагаемые, б - установленные; 5 - индексы свит: nt - нутовской, ok - окобыкайской, dg - дагинской, un - уйнинской, dh - даехуриинской; 6 - сейсмоплощадки; залежи: 7 - нефти, 8 -газа; номенклатура пластов: 9 - дагинской свиты; 10 - нутовской свиты; 11 - реперы; 12 - номер тектонического блока

Рис, 3. Палеотектонический треугольник по Монгинскому и Восточно-Дагинскому газонефтяным месторождениям.

1 - изопахиты, м: а - установленные, б - предполагаемые; 2 - разрывные нарушения: 2 - установленные, б - предполагаемые; 3 - скважины поисково-разведочные.

I ряд: палеоструктурный план по кровле VIII пласта (репер R-1) к началу накопления осадков: а - окобыкайской свиты (репер R-2), б - нутовской свиты (репер R-3), в - 5 пласта нутовской свиты (репер R-4), г - современный структурный план.

II ряд: палеоструктурный план по кровле II пласта (репер R-2) к началу накопления осадков: а - нутовской свиты (репер R-3), б - 5 пласта нутовской свиты (репер R-4), в - современный структурный план.

III ряд: палеоструктурный план по подошве нутовской свиты (репер R-3) к началу накопления осадков: а - 5 пласта (репер R-4) нутовской свиты; б - современный структурный план