Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1991
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 2.62 км²
Забегаловское месторождение
Забегаловская структура была выявлена работами партии 4/86-88 (Сарапульская площадь). Последующими сейсмическими работами партии 4/90-92 структура детализирована.
До окончания полевых работ в 1991 году объект был подготовлен и передан под глубокое бурение. Подготовка под глубокое бурение была осуществлена по стандартно принятой в УГЭ методике для структурного объекта; выполнены структурные построения поОГ I,IIв, II.
По облекающим горизонтам рифогенный объект имеет изометричную форму. Была предпринята попытка вьщеления ядра рифогенного тела по волновой картине.
Первые глубокие разведочные скважины 1098, 1099 были пробурены в 1990 году (до официальной передачи материалов). Результаты бурения подтвердили наличие рифо- генного тела. В 1991-92 годах пробурены глубокие разведочные скважины 1340, 1341, 1342.
Все скважины (за исключением 1341) по результатам испытаний, керну, шламу имеют те или иные признаки нефтеносности в карбонатных франско-фаменских отложениях. Причем высота столба нефтеносности находится в прямой зависимости от структурного плана, а значения коэффициентов пористости, типы коллекторов и дебиты не находятся в прямой зависимости от структурного положения скважины.
В 1993 году тематической группой ГГП «Удмуртгеология» была выполнена работа по оценке перспектив нефтеносности франско-фаменского комплекса с целью изучения геологического строения и выявления оптимальных зон для поисково-разведочных работ на нефть и газ. Параллельно с обобщением материала рассматривалась корреляция трех скважин (1099, 1340, 1342) Забегаловского объекта. Убедительно высказывается предположение о верхнефранском возрасте Забегаловского рифа. Практически одновременно бьши проведены тематической группой ГШ «Удмуртгеофизика» договорные работы по анализу сейсмического материала Забегаловского месторождения. Была предпринята попытка по двухмерной модели выделить зоны с различными петрофизическими свойствами в пределах Забегаловского объекта.
Рекомендована к бурению скважина в купольной части структуры с целью вскрытия и изучения всех выделенных сейсмофаций. Согласно рекомендаций в 1995 году пробурена скважина 1344, В 1998 на южной периклинали структуры пробурена скважина 1345. В обеих скважинах получены притоки нефти из карбонатных франско-фаменских отложений.
Перспективы рифогенного тела как ловушки углеводородов очень зависят от покрывающего рифогенные известняки комплекса (покрышки). Для многих рифогенных массивов Предуралья, в связи с фациальными замещениями внутри турнейских отложений, характерно отсутствие нормальной покрышки или покрышка присутствует, но благодаря ей создается только малоамплитудная залежь в верхней части рифогенного массива или в карбонатах, их облекающих. В данном сл)^ае именно аргиллитовый тип разреза нижнетзфнейских отложений (рис. 1) создает «запечатывающий» эффект и обеспечивает большую амплитуду ловушки, делая потенциально перспективными известняки как с незначительными коэффициентами пористости (5-7%), так и высокими (14-22%). Немаловажную роль играет и боковой литологический экран; смена известняков рифовой фации на известняки относительно глубоководных фаций «доманикоидного» типа (темно-окрашенных известняков с прослоями сланцев черных, битуминозных, глинистых). Примером являются отложения франско-фаменского возраста в скв. 1341.
Рис. 1. Сопоставление результатов ранее проведенных сейсмических работ с данными бурения
Тектоника
В тектоническом отношении район работ располагается в Верхнекамской впадине. Для данной крупной тектонической структуры I порядка характерно глубокое, не менее 6 км (в этом районе), залегание фундамента. Кристаллические породы фундамента перекрыты мощной толщей рифейских отложений, имеющих характер напластования, сходный с осадочным чехлом палеозоя.
Наибольшее влияние на формирование этого объекта как ловушки, оказала Сарапульская ветвь ККСП. На данный момент считается, что Забегаловский рифогенный объект -это внутрибассейновая атолловидная рифовая постройка. Об этом свидетельствует его положение по отношению к другим объектам рифогенного генезиса в этой же зоне ККСП: Гремихинскому, Ижевскому, Лгано-Бурановскому (рис. 2).
Рис. 2 Схема расположения Забегаловского рифа по отношению к фациальным зонам внутри ККСП
По анализу пластовых толщин можно предположить, по крайней мере два направления глубинных тектонических нарушений; северо-западное, близкое к субширотному, субмеридиональное.
В работе по анализу сейсмического материала выделены тектонические нарушения этого же направления, ограничивающие блок, который служил основанием для роста рифогенного тела.
В работе В.М. Проворова «Тектоническое и нефтегазоносное районирование территорий Удмуртской, Марийской республик и Кировской области» в этом же районе выделяются сеть разломов и ослабленных зон фундамента северо-западного, северо-восточного и субширотного направлений, активизировавшихся в палеозое и местами в кайнозое.
Вышеперечисленные работы вьщеляют три глубинных тектонических нарушения субширотного, северо-восточного и субмеридионального простираний, которые влияют на строение объекта.
Выделенные тектонические нарушения подтверждают предположение, что Забегалов- ский риф - это внутрибассейновый риф, развивающийся на краю тектонического блока. Именно для этого типа объектов характерна асимметричность строения самого рифогенного тела и его облекающей терригенной пачки, что делает его похожим на барьерные рифы.
Нефтегазоносность
Участок работ относится к Ижевскому нефтегазоносному району с удельной плотностью прогнозных ресурсов 43 тыс т /км2.
В этот нефтегазоносный район входят такие месторождения как; Ижевское, Гре- михинское, Бурановское, Мещеряковское, Восточно-Постольское, Южно-Киенгопское, Забегаловское (объект работ) и другие.
Среди месторождений, числящихся по району, в особую группу можно выделить месторождения, генетически связанные с рифогенными объектами и структурами, их облекающими. Это Восточно-Постольское, Мещеряковское, Динтемское, Южно- Киенгопское, Забегаловское месторождения. Все они (за исключением Южно- Киенгопского) расположены в Сарапульской ветви ККСП, считаются одиночными рифами изометричной формы. Во всех месторождениях промышленно перспективным является II комплекс (карбонаты франско-турнейского возраста). Тип залежи этого комплекса на всех месторождениях массивный, высота залежи значительна. Расположение их в плане тяготеет к цепочке субширотного направления. Если рассматривать в направлении с запада на восток, то толщина франско-фаменских карбонатов уменьшается, возраст ри- фогенных тел становится старше, толщина терригенной покрывающей пачки утолщается, высота залежей увеличивается, физико-химическая характеристика нефти улучшается.
Рис. 3 Схематичный геологический разрез Мещеряковского и Забегаловского рифов
По имеющимся скважинным данным установлено нефтенасыщение франско- фаменских карбонатных отложений. Тип залежи массивный, установленная высота залежи не менее 370м. Установленные типы коллекторов; поровый, кавернозно-поровый, по- рово-кавернозный. Дебиты нефти, полученные в результате испытаний, колеблются в пределах 0,5 -г- 79,5 т/сут. Значительные притоки нефти получены преимущественно из порово-кавернозных коллекторов верхней части рифогенного тела. Дебиты менее 0,5 т/сут получены в скважине 1099 из отложений нижней части рифогенного тела. Типы коллекторов в данном случае кавернозно-поровый и поровый, значения коэффициентов пористости менее 7 %.
Судя по результатам испытаний, максимальная глубина нефтеперспективных карбонатных отложений установлена в скважине 1345 (глубина 1920 м., абсолютная отметка - 1811 м.). Предполагаемый контур ВПК на данный момент равен - 1820 м. Так как в скважине 1341 в интервале глубин 1872 - 1910м. (абсолютная отметка -173 5,6 - 1773,6 м.) по результатам испытаний КИИ притока не получено, а по керновому материалу - это плотные глинистые известняки, то предполагается, что каждый из выделенных пластов внутри франско-фаменских отложений при погружении изменяется, поэтому внутри франско- фаменских отложений существует боковой экран: замещение пористо-кавернозных известняков на плотные, возможно плотные глинистые.
При испьп-ании (эксплуатационная колонна скв.1342) нижележащих (подрифовых) кыновских терригенных отложений притока не получено.
По керну выпоты нефти отмечаются в этой скважине в залегающих выше (над кыновскими) семилукских отложениях. При испытании (КИИ) в скв.1099, 1344, 1342 вышележащих (над рифовых) отложений: турнейских, визейских, верейских получены притоки воды. Из нижнепермских и каширских отложений притока не получено.
Все эти показатели, в комплексе с теми выводами, свидетельствуют в пользу следующего предположения. Ловушка, как потенциально перспективный объект, была сформирована в франско-фаменское время. Неустойчивая тектоническая и гидродинамическая обстановка способствовали образованию коллекторов порово-кавернозного и, возможно, трещинно-кавернозного типа. Предполагается, что заполнение ловушки нефтью произошло значительно позже после ее формирования. По всей видимости, немаловажную роль здесь играли пути миграции нефти по ослабленным зонам, образующимся в результате тектонических перестроек.
Источник: Отчет о результатах работ по объемной сейсморазведке 3D на Забегаловской площади Удмуртской Республики. Семенцов В.Ф., Пуртова Т.Н., Кузнецова Т.И., и др. 1998
Следующее Месторождение: Казино-Грачевское