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.
