Углеводородные газы без конденсата встречаются редко. К чисто газовым отнесено лишь 10 небольших по запасам месторождений. Они размещаются в юго-восточной части региона. К северо-западу, начиная от линии Качаловского-Новоукраинского-Голубовского месторождений, залежи газа чередуются со скоплениями нефти. Таких месторождений насчитывается 48. Ближайшие от поверхности скопления газа встречены на Спиваковском (440 м) и Ольховом (450 м) месторождениях. На глубинах более 5000 м они известны в 34 месторождениях. Основные разведанные запасы газа приходятся на интервалы 1500-2000 м (25,2%) и 3500-4000 м (21,45%); на глубинах более 5000 м их пока насчитывается 6,25%.
Газоконденсатные залежи, как и скопления углеводородных газов, выявлены в широком стратиграфическом диапазоне. Месторождений таких 115. Пространственное их размещение имеет свои особенности. Наиболее богатые газоконденсатные залежи сосредоточены на ограниченном участке северной прибортовой зоны - Анастасьевское, Талалаевское, Васильевское и др. месторождения. Извлекаемые запасы конденсата размещаются на глубинах 3500-4000 м (25,8%) и 4000-5000 м (38,5%); в диапазоне глубин 1500-2000 м объем конденсата составляет 4,9%. Системы переходного состояния - углеводородные флюиды с большим количеством растворенного газа или большое содержание конденсата в газе - пока изучены в недостаточной степени и не имеют четких критериев определения и размещения.
Нефть выявлена в нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях. Открыто 32 месторождения, в которых известны лишь нефтяные залежи. Основные их скопления сосредоточены в крайней северо-западной части ДДВ и в пределах Ахтырского структурного выступа. Наибольшие начальные запасы нефти выявлены в пределах Леляковской (60 млн. т) и Гнединцевской (более 48 млн. т) газонефтяных структур и Бугруватского месторождения нефти (более 20 млн. т). Наиболее глубокая залежь выявлена в турнейских образованиях Суховской площади (5050 м). Ближайшие от поверхности залежи содержатся в Решетниковском (500 м) и других месторождениях. Основные разведанные запасы нефти связаны с глубинами 1500-2000 м (49,7%) и 3500-4000 м (19,6%). Имеются нефти как резко недонасыщенные растворенным газом (Рг/Рн = 0,07-0,20), известные на Гнединцевском, Ярошевском и др. месторождениях, так и предельно насыщенные (Рг/Рн = 1,0) на Игнатьевском, Яблуновском и др. месторождениях.
По физико-химическим свойствам углеводороды чрезвычайно разнообразны. Основной составной частью свободных газов является метан, содержание которого колеблется от 35% (Мелковское месторождение) до 99,6% (Краснопоповское месторождение). В пределах одного месторождения свободные и растворенные газы могут существенно отличаться по своему составу. Из попутных нефтяных газов обращает на себя внимание необычные по составу газы Гнединцевского месторождения (нижняя пермь-верхний карбон), в составе которых резко преобладают гомологи метана с пиком, приходящимся на пропан (около 50%), и содержанием метана не более 2-4%. Среди региональных особенностей углеводородных газов принято отмечать наличие гелия в промышленных концентрациях (до 0,14-0,17% на Коро-бочкинском месторождении), а также почти полное отсутствие сероводорода.
Преобладающая часть конденсатов впадины по своему составу нафтеново-метановая, лишь местами ароматично-метановая. Главное место в ней занимает бензиновая фракция, наибольшая концентрация которой зафиксирована в углеводородах южной прибортовой зоны (до 70-90%). В них почти отсутствуют смолистые вещества и парафины. Содержание серы незначительное.
Нефти по своим физико-химическим свойствам, а также групповым, углеводородным и фракционным составом достаточно разнообразны. Количество растворенного в них газа изменяется от 20 до 350 куб. м/ куб. м. Большинство изученных нефтяных залежей (77%) залегают на глубинах более 3000 м. Плотность нефти составляет 650-990 кг/куб. м. Содержание серы 0,02-0,63%, парафинов 1-4%. Наблюдается закономерное увеличение насыщения нефти парафином с глубиной. Содержание асфальтово-смолистых компонентов чаще колеблется в пределах 3-16%. По групповому составу нефть региона относится к метаново-нафтеновому, нафтеново-ароматичному, ароматичному или чаще нафтеново-метановому типу.
Гидрогеологические условия нефтегазоносной области ДДВ характеризуются следующими закономерностями. В разрезе впадины выделяется два гидрогеологических (гидродинамических) этажа. Верхний этаж, включающий водоносные горизонты кайнозоя и мела, повсеместно, а более древние образования (юра, триас, местами карбон) только в периферических частях бассейна на глубинах от 200-300 и до 1000-1200 м, характеризуются артезианской циркуляцией инфильтрогенных, преимущественно пресных вод с газами атмосферного генезиса. Этаж включает две гидродинамические зоны - активного (кайнозой, верхний мел) й замедленного (сеноман-нижний мел и юра) водообмена и соответствует зоне гипергенеза.
Промышленные залежи углеводородов в этом этаже впадины неизвестны. Здесь иногда встречаются только небольшие нефтегазопроявления в очагах восходящей разгрузки из горизонтов нижнего этажа, связанные с соляными куполами и тектоническими нарушениями.
Нижний гидрогеологический этаж в центральной части ДДВ располагается под бат-байосским региональным флюидоупором. К периферии его кровля перемещается в триас, карбон, а затем он полностью выклинивается в осадочном чехле на бортах впадины при глубине залегания фундамента около 1000 м. В нижнем этаже также выделяются две гидродинамические зоны. Верхняя открытая зона, соответствующая зоне начального катагенеза, развита до глубин 4-5 км (на окраинах Донбасса меньше). Она характеризуется гидродинамическим режимом, близким к застойному. Отсутствие широкого латерального перемещения подземных вод подтверждается горизонтальным положением контактов газ-вода и нефть-вода. В данной зоне развиты седиментогенные рассолы от весьма слабых до весьма крепких, происхождение которых связывается с захоронением и метаморфизацией вод древних бассейнов седиментации различной солености, в основном рапы ран-непермских и девонских эвапоритовых бассейнов.
К верхней зоне нижнего этажа приурочено абсолютное большинство выявленных в регионе залежей нефти и газа. В преимущественно красноцветном нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе залежи существуют на региональном фоне азотных водорастворенных газов и окружены углеводородными ореолами рассеяния газов из залежей, что отражает их формирование в результате восходящей миграции углеводородов из нижележащих комплексов. В сероцветных комплексах среднего и нижнего карбона в данной зоне регионально развиты углеводородные водорастворенные газы с высокой (местами предельной) степенью газонасыщенности.
Нижняя закрытая зона нижнего гидрогеологического этажа соответствует зоне глубинного катагенеза и развита на глубинах более 4-5 км (на окраинах Донбасса выше) в зоне пластовых температур более 120 "С. Она располагается под ка-тагенетическим флюидоупором, представленным сильно уплотненными и сцементированными породами. Кровля зоны в северо-западном направлении и к бортам последовательно перемещается из среднего в нижний карбон и девон; а затем полностью выклинивается в осадочном чехле. Для данной зоны характерно спорадическое развитие замкнутых и ограниченных по размерам природных резервуаров, представляющих термодегидратационные системы со сверхгидростатическими пластовыми давлениями, разгрузка флюидов из которых периодически происходит в вышележащую зону по раскрывающимся тектоническим нарушениям. В настоящее время в данной зоне выявлено небольшое количество промышленных залежей (Березовское, Степовое) и отмечено большое количество газоводопроявлений. Воды здесь седиментогенные и литогенные с относительно пониженной минерализацией (70-150 г/л). Состав газов углеводородный, метановый с повышенным содержанием углекислоты и метаново-утлекислый.
Пластовые давления в большинстве залежей нефти и газа, приуроченных к верхней открытой гидродинамической зоне нижнего этажа, имеют гидростатическую природу. В водоносных горизонтах и на контактах газ-вода и нефть-вода пластовые давления соответствуют региональным гидростатическим с коэффициентом пластового давления (коэффициентом аномальности), изменяющимся в пределах 1,03-1,12. В залежах пластового типа, имеющих обычно небольшую высоту, избыточные пластовые давления, возникающие в верхних частях залежей вследствие разницы плотностей воды и углеводородного флюида, мало отличаются от регионального гидростатического. Коэффициент пластового давления здесь обычно 1,05-1,15.
В массивно-пластовых газоконденсатных залежах комплекса нижней перми-верхнего карбона юго-востока ДДВ, имеющих большую высоту (до 1 ООО м и более) в верхних частях залежей возникают большие избыточные пластовые давления, намного превышающие региональные гидростатические (Шебелинское, Крестищенское и др.). Коэффициент пластового давления достигает значений 1,4-1,8 на глубинах 1300-2800 м и пластовые давления становятся аномально высокими (АВПД). На газо-водяных контактах этих залежей пластовые давления соответствуют региональным гидростатическим.
В нижней закрытой зоне нижнего гидрогеологического этажа в замкнутых газоводоносных резервуарах на глубинах более 4-5 км встречены сверхгидростатические пластовые давления (СГПД), которые по величине также являются аномально высокими с коэффициентом аномальности от 1,2 до 2-2,1. Сверхгидростатические пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,5-2,04 на глубинах 1900-2800 м встречены также в изолированных внутрисолевых карбонатных резервуарах нижнепермской хемогенной толщи на юго-востоке ДЦВ (Мелиховское, Кегичевское, Медведовское месторождения).
Коллекторы нефти и газа были и остаются предметом детального изучения. При проведении региональных и поисково-разведочных работ объектом изучения были, прежде всего, терригенные коллекторы. Именно в них сосредоточена преобладающая часть открытых залежей. Коллекторские свойства карбонатных пород изучены значительно слабее. На ёмкостно-фильтрационные характеристики терригенных пород до глубин 3500-4000 м существенно влияют условия седиментации. Для всех литолого-стратиграфических комплексов закономерным является то, что при их погружении ухудшаются коллекторские свойства песчано-алевролитовых образований. Чем меньшее в них содержание глинистого цемента, тем лучше сохраняются функции коллектора на больших глубинах.