Гидрогеологические массивы Сахалина занимают значительно меньшую площадь (28 тыс. км²), чем артезианские бассейны (50 тыс. км²) [203. С. 28]. Основным источником формирования аномалий считаются седиментационные воды, поступающие из акватории Татарского бассейна, которыми создается напор. Самым крупным артезианским бассейном на Сахалине является Северо–Сахалинский (26,5 тыс. км²). По гидродинамическим показателям он относится к равнинному типу с внутренней зоной создания напоров. На вертикальном разрезе по площадям артезианских бассейнов Сахалина наблюдается изменение состава и минерализации подземных вод. На участках антиклинальных складок наблюдаются аномально высокие (редко) пластовые давления. Границы гидрогеологических структур артезианских бассейнов ограничены дизъюнктивными нарушениями значительной амплитуды, что предопределяет изоляцию водонапорных систем от горных сооружений и формирование относительно невысоких напоров вод за счет внутренних областей водосбора. На северной и восточной границе бассейна установлены три гидродинамические зоны: свободного, затрудненного и весьма затрудненного водного обмена. В Северо–Сахалинском бассейне, и на примыкающих к нему площадях, происходит свободный водообмен. В зоне свободного водообмена состав воды близкий к водам земной поверхности. Зоны пресных и солоноватых вод имеют небольшую мощность. Состав пресных и слабо соленых вод бассейна – гидрокарбонатный, натриевый; соленых – гидрокарбонатно–хлоридпый, натриевый. Пресные воды гидрокарбонатного натриевого состава, питьевого качества [203. С. 25].

В продуктивных пластах большинства месторождений минерализация воды (менее 1-3 г/л) возрастает в восточном и северном направлении. В некоторых поднятиях антиклинальных зон минерализация воды составляет 12-28 г/л. Подземные воды нефтеносных пластов отличаются небольшими абсолютными отметками статического уровня, не превышающими 40 м, газоносных – более высокими (до 108 м). Напорные воды практически не изучены. Водоносные породы обладают хорошими фильтрационными свойствами, дебит скважин – 5–15 л/с [204]. Минерализация подземных вод составляет 0,5 г/л, анионный состав гидрокарбонатный, катионный – смешанный. Ученый предполагает, что распространение минеральных и термоминеральных вод следует ожидать в верхнемиоценовом и верхне–среднемиоценовом водоносных комплексах. Нефтяные и газонефтяные месторождения Сахалина характеризуются повышенными температурными аномалиями на тех или иных срезах (500, 1000, 1500, 2000, 2500 м), а газовые месторождения – пониженными. Для продуктивных площадей характерно отсутствие четкой зависимости значений геотермической ступени от тепловых свойств пород.

Запасы газа приурочены к верхнему (первому) продуктивному комплексу месторождений северного Сахалина. Вблизи залежей нефти и газа наблюдается аномальная насыщенность вод газами. Залежи нефти и газа, приуроченные к дагинским отложениям, преимущественно расположены в зоне подземных вод полностью насыщенных газами, в основном метаном [203. C. 34]. Воды в указанной зоне относится к полузамкнутой геогидродинамической системе. На преобладающей площади она изолирована от влияния верхних вод и свободного обмена водой, но в горизонтальном направлении открыта.

Во втором продуктивном комплексе в основном сосредоточены запасы нефти, газа мало. Подземные воды второго комплекса более высокой минерализации, чем воды выше- и нижележащих толщ. Насыщение подземных вод газами возрастает в северном и восточном направлениях от области водосбора. Гидрохимическая зональность во втором продуктивном комплексе прослеживается преимущественно в горизонтальном направлении, в вертикальном разрезе она почти не проявляется. Минерализация наиболее часто изменяется от 10 до 20 г/л.

Третий (нижний) продуктивный комплекс пород относят к полузамкнутой и замкнутой геогидродинамическим системам. Трещиноватые песчаники, слагающие водоносные горизонты нижнего комплекса, определяют пластово-поровый и пластово-трещинный типы подземных вод. Наблюдается резкая изменчивость водообильности пород на вертикальном разрезе. Водоносный горизонт Паронайского бассейна располагается в галечниках и песках четвертичного возраста мощностью ≥ 200 м. Он не изолирован водоупором от нижележащих водоносных песков плиоценового возраста (1200–1700 м) [205]. Трещины в породах, имеющие значительное распространение, способствуют вертикальной миграции флюидов и их перераспределению. Количество газа, выделившегося в Эхабинской зоне из пластовых вод в коллекторы, превышает общие разведанные запасы газа в месторождении. Усилившаяся вертикальная миграция, обусловленная повышением избыточных давлений в залежах, способствовала поступлению дополнительных объемов флюидных газов и формированию скоплений в складчатых структурах [206]. Трещины и разрывы, разбившие почти все структуры Северного Сахалина, и относительно низкие экранирующие свойства глинистых покрышек способствовали вертикальному перемещению газа и нефти. Следы вертикальной миграции обнаружены почти на всех месторождениях Колендинской, Эхабинской и Паромайской зон. Масштабы межпластовой миграции были значительными в двух последних зонах накопления нефти и газа. Объем газа, выделившийся в Эхабинской зоне из пластовых вод в коллекторы нижнеокобыкайской подсвиты, превышает общие разведанные запасы газа этой зоны [206]. Наблюдаемые в последнее время факты, свидетельствуют о продолжении пластовой миграции нефти. Ученые предполагают, что вследствие вертикального движения газонефтяных флюидов происходит образование газовых залежей над нефтяными. К данным структурам относят складки Паромайской и Гыргыланьинской антиклинальных зон.

Нефтегорское землетрясение 1995 г. – это одна из многих катастроф, связанных с подвижками по разлому [202]. Гипоцентры располагались на глубине 10–20 км. Структуры из 4–х субочагов, выделившие энергию в течение 13,5 с [195], сформировали событие, произошедшее 27.05.1995 года. В публикации утверждается, что очаговые зоны «мелкофокусных» землетрясений формируются в условиях перестройки напряженного состояния, происходящей под воздействием давления массива, как вблизи этих мест, так и на значительном удалении. Вызывает сожаление, что в работе не указаны координаты очагов и отсутствует ссылка на источник, определивший их местонахождение.

В строении горных пород Сахалина развиты различные по типу и величине дизъюнктивы. Широкое распространение имеют 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 западу от месторождения Южная Кенига расположено Крапивненское месторождение (φ = 52,950° с. ш., λ = 142,798° в. д.). Оно связано с Гыргыланьинской зоной. Углы падения западного крыла составляют 15°, восточного – 10°. На стратиграфическом разрезе месторождения три свиты: нутовская, окобыкайская и дагинская. Мощность коллекторов изменяется от 20 до 70 м, пористость – от 8 до 28%. Длина месторождения 4,5 км, ширина около 2 км. Глубина залегания промышленных скоплений нефти и газа 760 – 2100 м [205]. Мощность газовых залежей изменяются от 15–20 до 150 м. Дебиты газа, в процессе испытания на Крапивненском месторождении, достигали 300–400 тыс. м³/сутки, а в отдельных случаях – 1200 тыс. м³/сутки. Газ месторождения имеет плотность 0,564-0, 616 кг/м³, содержит метан от 95,3 до 98,2%, тяжелые углеводороды 0,7–4,3%, углекислый газ 0,2–1,4%. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, с минерализацией до 13,9 г/л. Активность краевых вод, приуроченных к полузамкнутой геогидродинамической системе, проявляется редко. Плохую проницаемость пород в контактной зоне связывают с тяжелой и вязкой, смолистой нефтью и цементацией пространства вокруг залежи продуктами окислительно-восстановительных процессов.

В газах, за исключением самого верхнего (V) пласта, содержится конденсат плотностью 739,2–834,7 кг/м³. В конденсатах находится парафин (0,4–3,64%) и сера (0,1–0,23%). Плотность газа с глубиной возрастает от 0,583 (XI пласт) до 0,751 кг/м³ (XX пласт) [205]. Попутные и свободные газы являются, как правило, метановыми, сухими.

В работе [213] утверждают, что в Нефтегорске 27 мая 1995 г. «произошла концентрация практически всей выделенной в этом году энергии», которая высвободилась при катастрофическом землетрясении из очага в блоке литосферы. К статье приложена таблица с параметрами произошедших на острове землетрясений в период с 1991 по 1996 годы. Обращают на себя внимание следующие факты. Эпицентры землетрясений разместились в узком коридоре меридианов (142,4° ± 1,5°). Они располагаются на участке длиной 922 км (от 45,6° до 54,03° с. ш.). По современным научным представлениям зона предельно напряженного состояния массива формируется в очаге будущего тектонического землетрясения. Затем происходит катастрофически быстрое развитие разрыва, нарушается целостность горных пород и упругая энергия, накопленная массивом, высвобождается. За семь лет зарегистрировано 156 землетрясений (не включили те, у которых не указана магнитуда). Одиннадцать раз очаги регистрировались на глубине более 300 км, остальные (145) – на глубинах до 25 км. Максимальное количество землетрясений (116 раз) произошло в 1995 году, только пять из них на глубине > 300 км.

Землетрясения, произошедшие у Японских островов, мало отличаются от событий 1983–1990 гг., проишедших на Сахалине в 1991–1995 гг., по частоте, магнитуде, глубине и компактности. Число толчков, зарегистрированных в 1995 г. под Нефтегорском, противоречит тезису о концентрации энергии, подготавливающей землетрясение в блоке литосферы. Более 100 раз в течение одного года совершался переход из предельного напряженного состояния массива к разрыву и разгружающим толчкам. Вероятным триггером событий ученые [195, 207] считают техногенные воздействия. В работах обращают внимание на рост количества тектонических землетрясений на территории России с магнитудами М ≥ 3 (сейсмическая энергия ≥ 10⁹ Дж). Многие из сильных землетрясений, зарегистрированные в регионе Нефтегорска, происходили на малой глубине [195].

В районе разработки углеводородных месторождений часто возникают землетрясения с гипоцентрами h ≤ 70 км. Природному механизму накопления упругих деформаций и напряжений не свойственно достигать предельного состояния массиве горных пород в исторически сжатые сроки (за несколько дней), с последующим переходом к землетрясению. Науке непонятна причина частых сотрясений и сменяющих друг друга фаз напряженных состояний земной коры. Предполагают, что увеличение частоты землетрясений связано с длительными сроками эксплуатации месторождений, интенсивностью их разработки и увеличением глубины извлечения ископаемого. В процессе эксплуатации нефтегазового месторождения снижается пластовое давление, в куполах могут образовываться пустоты, в верхних слоях земной коры происходит изменение напряженно-деформированного состояния массива. В условиях перераспределения нагрузки вблизи и на значительном расстоянии от очага, землетрясение формируется на малой глубине [195]. В работе утверждают: «мелкофокусные» очаги землетрясений свидетельствуют о концентрации высокой энергии в верхних структурах земной коры, из которых извлекли углеводороды; в дестабилизации пластового давления активное участие принимают техногенное воздействие (интенсивное ведение нефтедобычи длительное время). Увеличение частоты землетрясений ученые связывают с длительными сроками эксплуатации месторождений, интенсивностью разработки и увеличением глубины извлечения углеводородного ископаемого. Некоторые ученые вообще не обращают внимания на техногенный фактор и объясняют землетрясения в Нефтегорске (без достаточных аргументов) результатами взаимного перемещения Евразийской и Охотской литосферных плит.