поперечные и диагональные разрывы, приуроченные главным образом к локальным структурам или к антиклинальным зонам. Строение многих антиклинальных зон осложнено продольными разрывами. Обычно они имеют меридиональное простирание. По краям смежных с ними крупных поднятий и прогибов встречаются продольные зоны с большим градиентом аномалий силы тяжести. Большинство из исследователей рассматривают Сахалин, как сложно построенное антиклинальное сооружение типа мегантиклинория. Меньшая часть исследователей полагает, что Сахалин вообще не представляет собой какой-либо определенной структуры [203. C. 15]. Главными элементами геологических структур, определяющих складчатость горных пород острова Сахалин, являются два антиклинория (Восточно–Сахалинский и Западно–Сахалинский) и один синклинорий (Центрально–Сахалинский). Поселок Нефтегорск располагался на территории Северо–Сахалинская равнины, в западном крыле Восточно–Сахалинского антиклинория, который прослеживается вдоль восточной половины острова.
Добыча нефти в северной части острова началась более ста лет назад. На Охинском месторождении уже в 1921 г. было извлечено 380 т нефти. Эксперты обратили внимание на длительность разработки нефтяных запасов на севере Сахалина. Длительная эксплуатация и извлечение полезных ископаемых из недр, стала главным аргументом в пользу того, что сейсмические события индуцированы разработкой месторождения, которые вызвали развитие различно ориентированных плоскостей разрывов [207]. По мнению специалистов, сейсмическая активность на месторождениях нефти свидетельствует о связи истощенности запасов с деформационными процессами в горном массиве. Нефтегорск был расположен в зоне сейсмичности семи баллов. Повторяемость сотрясения с М = 7 оценивалась учеными один раз в 1000 лет. Интенсивность колебаний существенно превысила исторически сложившийся уровень в этом регионе, что, по мнению ученых, было предопределено близостью подземных очагов к земной поверхности. Практически все гражданские объекты в поселке были разрушены.
Геологическое строение Сахалинских месторождений характеризуется тектоническими нарушениями и многочисленными пересекающимися разломами. Согласно карте сейсмического районирования (СР–78), север Сахалина и п. Нефтегорск не относились к активным сейсмическим зонам, таким как таким как Байкало-Амурский и Курильско–Алеутский сейсмические пояса. Главную причину данного несоответствия российские ученые усмотрели в недостаточном качестве сейсмических карт 1978 г. [208]. В то время не было общепринятой методологии их построения. Каждая союзная республика, расположенные в сейсмоактивных районах, составляли в те годы свои карты. Вывод базировался на сейсмических наблюдениях двадцатого века. Не разбирая особо причины, ученые в короткий срок внесли в новую карту сейсмического районирования (СР–97) коррективы. После катастрофического происшествия, часть территории на севере Сахалина была отнесена к 9– и 10– балльным зонам.
Месторождения нефти и газа на территории северо–восточной части Сахалина приурочены к Северо-Сахалинскому артезианскому бассейну, где промышленные нефтегазоносные запасы установлены в зонах тринадцати антиклинальных поднятий [203. C. 39]. В пределах полосы шириной 20–50 км располагалось около 30 нефтяных, газонефтяных и газовых месторождений. Часть месторождений содержала от 1 до 5 продуктивных пластов, другие насчитывали от 7 до 20 продуктивных пластов.
Поблизости от п. Нефтегорск, преимущественно в зоне подземных вод полностью насыщенных газами, находилось 5 газонефтяных месторождений. Относительно поселка они располагались следующим образом: на северо-востоке – Кыдыланьи, на юго–востоке – Мухто и Паромай, на юго-западе – Южная Кенига, за ним Крапивненское. В северо-западном направлении, на расстоянии 10 км от поселка нефтегазовых месторождений не наблюдается.
В Паромайской зоне разрабатывалось три месторождения: Кыдыланьи, Мухто и Паромай. Наиболее крупным в Паромайской зоне [205] является газонефтяное месторождение Мухто (φ = 52,95° с. ш., λ = 143° в. д.). Ориентированное в меридиональном направлении, оно расположено между двух меридианов (λ = 142,958° в. д. и λ = 143,024° в. д.), и ограничено по простиранию с юга (φ = 52,923° с. ш.) и с севера (φ = 52,977°с. ш.) [209]. Месторождение Мухто, открытое в 1959 г., расположено в ~ 70 км к югу от г. Оха (φ = 53,583° с. ш., λ = 142,933° в. д.). В северо-западном направлении на расстоянии 2,2 км от границы месторождения располагался п. Нефтегорск. На стратиграфическом разрезе, вскрытого скважинами месторождения, выделены две свиты – алеврито–песчаная и песчано–глинистая. Выявлено более 20 песчаных пластов, которые в верхней половине разреза имеют мощность 50-100 м, а в нижней – 10–30 м. В 14 песчаных пластах открыты промышленные залежи нефти и газа. В трех пластах залежи газонефтяные, в остальных – нефтяные [205]. Углы падения пород у свода западного крыла Мухтинской антиклинали составляют 50-85°, у восточного крыла – 20-30°.
Месторождение Паромай (φ = 52,833° с. ш., λ = 143,031° в. д.) открыто в 1950 году. Крупные сбросы разделяют его на три части: Северную, Центральную и Южную. Установлено [210], что 20 продуктивных горизонтов содержат 108 залежей (нефтяных, газонефтяных и газовых). Коллекторами для нефти и газа служат песчаники, алеврито–песчаники и алевролиты. Структура простирается узкой полосой на расстояние более 18 км в субмеридиональном направлении. Многопластовое. месторождение расположено в 19 км к юго-востоку от п. Нефтегорск и в 23 км к северу от эпицентра землетрясения, произошедшего 17.05.1995 г.
На расстоянии 6 км к северу от п. Нефтегорск находится газонефтяное месторождение Кыдыланьи (φ = 53,05° с. ш., λ = 143.048° в. д.) [211]. Разведанное в 1925 г. месторождение, приурочено к антиклинальной складке асимметричного строения. Углы падения западного крыла 20 – 25°, восточного 35 – 40°. Длина структуры 4 км, ширина 1,5 км, амплитуда ловушки 400 м. Высоты мощности залежей изменяются от 20 до 200 м. Залежи, расположенные в сводах структур, относятся к пластовым. В 1961 г. было установлено наличие шести промышленных газоносных пластов с дебитами до 47 тыс. м3/сутки. В настоящее время в 23 продуктивных горизонтах содержится 93 газовых, 30 нефтяных и 18 газонефтяных залежей. Глубина залегания продуктивных пластов 300 – 2200 м, верхние горизонты содержат только газовые залежи. Эффективная мощность изменяется в пределах 1–44 м, пористость – от 17% до 20%. Наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами обладают верхние горизонты. Вниз по разрезу наблюдается снижение пористости и проницаемости. Нефть месторождения содержит серу (0,21– 0,4%) и парафин (1,1– 4,2%), имеет плотность от 871,3 до 843,0 кг/м3, которая уменьшается с глубиной [205].
В 6 км к северо-западу от п. Нефтегорск расположилось месторождение газа Южная Кенига (φ = 52,950° с. ш., λ = 142,898° в. д.) [212] незначительных размеров (5,1 км × 2,6 км), амплитуда антиклинальной складки около 200 м. Площадь газоносности была установлена в 1964 году. При опробовании скважины (№ 4) в интервале перфорации 2082 – 2111 м, через штуцер диаметром 6 мм был получен приток газа с дебитом 45,9 тыс. м3/сутки. Залежь газа, ориентированная в меридиональном направлении, приурочена к XXI пласту дагинской свиты. Газ в основном метановый (до 72,4%) по составу, с большим содержанием тяжелых углеводородов (26%).
На расстоянии 4,8 км к
