Bể dầu khí Tây Siberia – Wikipedia tiếng Việt

Bể dầu khí Tây Siberia là bể dầu khí có diện tích lớn nhất trên thế giới, trải rộng trên diện tích 2,2 triệu km2 (trong toàn bộ Đồng bằng Tây Sibir là 3,5 triệu km2[1], trong đó 350.000km2 thuộc biển). Bể Tây Siberia là khu vực giàu tiềm năng dầu khí nhất Liên bang Nga và Liên Bang Xô Viết cũ.

Bể nằm ở khu vực đầm lầy giữa Đai uốn nếp Ural ở phía Tây và Sông Yenisey ở phía Đông. Ở phía Bắc, bể trầm tích lan rộng ra ra khu vực phía Nam của biển Kara. Ở phía Nam là vùng núi Kazak. Vị trí ( 4 ) và ranh giới của bể như trong hình sau .

Lịch sử thăm dò – khai thác[sửa|sửa mã nguồn]

Nga có tiềm năng khí lớn nhất thế giới, và có trữ lượng dầu đứng thứ 8 trên thế giới. Sản lượng khai thác của Nga, vượt A Rập, trở thành quốc gia khai thác dầu khí lớn nhất vào tháng 9, năm 2009 (lần đầu tiên sau khi Liên bang Xô Viết sụp đổ). Dầu khí chiếm 65% Kim ngạch xuất khẩu của Nga. Và hơn 70% sản lượng khai thác được dành cho xuất khẩu. Công nghiệp dầu khí đóng góp khoảng 30% cho GDP quốc gia.

Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí trong bể mở màn từ năm 1930. Phát hiện dầu khí tiên phong ở trong bể là vào năm 1953, khi một giếng thăm dò thử vỉa khí tại mỏ Berezov ở phía rìa Tây của bể. Hầu hết những mỏ dầu khí lớn được phát hiện vào những thập niên 1960 và 1970. Trong những năm tiếp theo, những mỏ dầu khí được phát hiện có diện tích quy hoạnh ngày càng nhỏ. Hoạt động tìm kiếm thăm dò những bẫy địa tầng diễn ra khá muộn so với những hoạt động giải trí thăm dò bẫy cấu trúc, diễn ra từ khi mà tất những những bẫy cấu trúc lớn đã được khoan thăm dò. Mỏ Priob là có trữ lượng lớn nhất trong số những mỏ thuộc bẫy địa tầng. Mỏ này được phát hiện vào năm 1982 .

Tổng cộng hơn 780 mỏ dầu và khí đã được phát hiện, trong đó hơn 270 mỏ khai thác công nghiệp. Bể bao gồm hàng chục mỏ dầu khí siêu lớn và lớn, trong đó mỏ dầu Samotlor có trữ lượng ban đầu hơn 27 tỷ thùng, và mỏ khí Urengoy có trữ lượng ban đầu hơn 350 Tcf. Trữ lượng dầu khí tại chỗ (HIIP) đã phát hiện trong bể Tây Siberia là: 144 Tỷ thùng dầu và hơn 1300 Tcf khí (Trữ lượng dầu khí tại chỗ quy đổi xấp xỉ 360 tỷ thùng, theo Ulmishek, 2003; USGS, 2010.).

Hoạt động khai thác bắt đầu từ năm 1964, hoạt động khai thác dầu khí ở quy mô lớn bắt đầu vào đầu thập niên 1970. Vào những năm 2003, sản lượng dầu khí khai thác trong bể chiếm hơn 3/4 sản lượng khai thác của tất cả các bể trên lãnh thổ LB Nga. Vào năm 2012, sản lượng khai thác dầu trong bể Tây Siberia đạt 6,4 triệu thùng/ ngày, chiếm hơn 60% sản lượng dầu khai thác của cả LB Nga; sản lượng khai thác khí đạt trên 56 Bcf/ngày, chiếm hơn 80% sản lượng khí khai thác của cả LB Nga (Bảng 2).

Sản lượng năm 2013 : 6,2 Triệu thùng dầu / ngày ( chiếm 62 % sản lượng LB Nga ) ; 21,1 Tcf khí / Năm ( chiếm 89 % sản lượng LB Nga ) .

Bối cảnh thiết kế[sửa|sửa mã nguồn]

Bể trầm tích là bể tách giãn ( Rift ) vào thời kỳ Trias sớm trên nền lục địa cổ Kazakhstan và Siberia. Bể chưa bị tàn phá bởi những hoạt động giải trí kiến thiết. Móng là những đai uốn nếp bị biến dạng trong thời kỳ Cacbon Muộn – Pecmi khi xảy ra sự va chạm của hai lục địa Siberia và Kazakhstan với rìa phía Đông của lục địa Baltica. Móng còn gồm có những khối vi lục địa với những trầm tích Paleozoi hầu hết chưa bị tàn phá .Các mạng lưới hệ thống tách giãn thời kỳ Trias hầu hết lê dài theo phương Bắc – Nam, Tây bắc – Đông nam, và Đông bắc – Tây nam ; biên độ tách giãn lan rộng ra hơn ở khu vực phía Bắc .Giới hạn của bể về phía Tây, Tây bắc là đai tạo núi Paleozoi muộn – dãy Ural ; về phía Nam là đai tạo núi Paleozoi sớm – đai tạo núi Trung Á ; về phía Đông, Đông bắc là vùng nền Siberia .Hoạt động kiến thiết chính ở khu vực bể Tây Siberia là : 1 ) vào Paleozoic sớm, rìa Tây của lục địa Kazakhstan hút chìm dưới lục địa Siberia và Baltica, rìa Đông lục địa Kazakhstan xảy ra hoạt động giải trí tạo núi khi mảng lục địa Tarim kết nối vào lục địa Kazakhstan. 2 ) vào Paleozoic muộn, sự kết nối giữa những lục địa Kazakhstan, Siberia và Baltica xảy ra can đảm và mạnh mẽ hơn, hình thanh đại tạo núi Ural. 3 ) vào Mezozoi sớm, hoạt động giải trí tách giãn ( rifting ) xảy ra ở khu vực phía Bắc của mảng Kazakhstan và ở khu vực phía Tây của mảng Siberia dẫn đến hình thành bể Tây Siberia và lắng đọng những thành tạo Mezozoi và Kainozoi .
Địa tầng của bể gồm có những thành tạo tuổi Trias Giữa đến những thành tạo Clastics Đệ Tam ( Hình … ). Phần dưới của địa tầng này chỉ Open ở khu vực phía Bắc của bể ; về phía Nam, những thành tạo trẻ hơn phủ kề áp ( onlap ) lên đá móng do đó khu vực phía Nam của bể phủ bởi những những thành tạo tuổi Toarcian và trẻ hơn. Gian đoạn tăng trưởng xây đắp – địa tầng quan trọng của bể là thời kỳ hình thành biển nước sâu vào Volgian – Beriansian Sớm. Biển này bao trùm trên một diện tích quy hoạnh hơn 1 Triệu Km2 ở khu vực TT của bể. Các trầm tích sét giàu vật chất hữu cơ thuộc hệ tầng Bazhenov và lắng đọng trong môi trường tự nhiên khử của đáy biển vào thời hạn này. Thành tạo của hệ tầng này đã sản sinh ra hơn 80 % trữ lượng dầu của bể. Vào thời kỳ Neocomian, những trầm tích vụn clastics lấn biển và có cấu trúc xiên chéo ( clinoform ) ; những vật tư trầm tích được luân chuyển bởi những dòng sông từ khu vực phía Đông. Cát kết thuộc những tập trầm tích có cấu trúc xiên chéo là đá chứa dầu khí chính trong bể. Các thành tạo lục địa tuổi Aptian-Cenomanian, phía trên những thành tạo Neocomian, chứa một trữ lượng khí lớn ở khu vực phía Bắc của bể .

Tiền Cambri – Paleozoi[sửa|sửa mã nguồn]

Các số liệu sẵn có cho thấy móng của bể hoàn toàn có thể gồm có những loại đá Paleozoi bị hủy hoại, uốn nếp và biến chất phủ trên đá cổ. Các khối đá cổ Tiền Cambri ( khối vị lục địa cổ ) bị phủ những đá Paleozoi Sớm – Giữa ít bị tàn phá và đá vôi trên diện rộng, và rìa phía Đông của vùng nền Siberia. Hầu hết những cấu trúc móng bị phân cắt bởi những thể xâm nhập granit Hercynian. Đá móng hoàn toàn có thể là đối tượng người dùng chứa dầu khí trong bể .
Vào Trias Sớm, hoạt động giải trí tách giãn ( rifting ) xảy ra, đá móng Paleozoi bị dập vỡ sụt lún và hình thành những địa hào / trũng. Vào lúc này, những địa hào / trũng bị bảo phủ bởi những đá phun trào thuộc Loạt Turin trên diện rộng. Ngoài những đá phun trào, địa tầng Trias còn gồm có những đá vụn trầm tích và tuff. Vào Trias Giữa, trầm tích biển khởi đầu phổ cập và lắng đọng ở phần phía Bắc của bể .Cuối Trias, khu vực ngọt ngào trầm tích lan rộng ra dần về phía Nam. Hệ tầng Tampey gồm có những đá vụn trầm tích lục địa tuổi Trias phủ bất chỉnh hợp lên đá móng hoặc những đá phun trào Trias Sớm .
Các thành tạo tuổi Jura Sớm-Giữa gồm có những trầm tích vụn ( cát, bột sét … ) lục địa chứa than thuộc Hệ tầng Tyumen và địa tầng tương tự. Di chuyển về phía Bắc, những trầm tích lục địa này chuyển đần sang xem kẽ trầm tích và lắng đọng trong môi trường tự nhiên biển gần bờ. Trầm tích ngọt ngào trong môi trường tự nhiên biển tăng dần về phía Bắc và lên phía trên. Cuối Jura Giữa, Hệ tầng Tyumen trọn vẹn bao trùm hết những khối nhô cao của móng và đá phun trào trước đó. Các cấu trúc nhô cao này là đối tượng người dùng thăm dò dầu khí trong bể. Bề dày của Hệ tầng Tyumen và địa tầng tương tự đổi khác từ 150 m đến 200 m ở khu vực phía Nam, và tăng lên đến 2 – 2,5 km ở khu vực phía Bắc, Gydan Peninsula ( Hình … ). Tổng bề dày của cả hai Hệ tầng Tampey và Tyumen đạt lớn nhất ở khu vực TT của bể ( 1 – 5 km ) ; ở những khu vực nhô cao của đá cổ, tổng bề dày này không vượt quá 500 m ( Surkov, 1998 ) .Vào Callovian, quy trình biển tiến xảy ra, lúc này đường bờ vận động và di chuyển sâu vào đất liền và mực nước biển dâng cao ; tuy nhiên, lượng vật tư trầm tích cung ứng cho bể ở mức độ hạn chế. Biển tiến đã bao trùm hầu hết điện tích bể ngoại trừ khu vực Đông Nam. Trong thời kỳ Kimmeridgian, những thành tạo biển tiến này đạt đến bề dày 50 – 200 m. Ở khu vực Trung tâm và khu vực phía Nam của bể, địa tầng Callovian – Kimmeridgian gồm có những thành tạo cát sét xen kẹp thuộc Hệ tầng Vasyugan, có bề dày thông dụng 50-150 m và lên đến 400 m ở khu vực Đông Bắc của bể ( Hình … ) .Vào Volgian – Berriasian Sớm ( Cuối Jura – Đầu Creta ), thiên nhiên và môi trường trầm tích nước sâu yếm khí tăng trưởng thoáng đãng ở khu vực TT của bể. Khu vực nước sâu này trải rộng trên một diện tích quy hoạnh hơn một triệu km2. Độ sâu mực nước biển tại khu vực này là hơn 300 m ( Rudkevich, 1986 ) và hoàn toàn có thể lên đến 700 m ( Rudkevich và nnk, 1988 ). Các tập sét-silic giàu vật chất hữu cơ, màu đen thuộc Hệ tầng Bazhenov ngọt ngào ở khu vực nước sâu này ; trong khi đó, những tập sét chứa ít vật chất hữu cơ và lắng đọng ở khu vực rìa bể ( Hình … ). Mặc dù bề dày trầm tích của Hệ tầng Bazhenov chỉ 20-50 m, nhưng những thành tạo của Hệ tầng này là tầng đá sinh dầu khí chính trong bể. Ở khu vực phía Bắc của bể, vùng Yamal và Gydan, những tập sét của Hệ tầng Bazhenov chứa ít vật chất hữu cơ hơn ; điều này cho thấy môi trường tự nhiên đáy biển ở đây trở nên tăng tính thủy động lực. Các thành tạo thuộc Hệ tầng Bazhenov vắng mặt địa phương ở những khối nhô cao hoàn toàn có thể là do sự bóc mòn vào thời kỳ Đầu Creta ( Aleksin và nnk, 1983 ) .
Vào thời kỳ Neocomian, khu vực nước sâu lắng đọng những thành tạo thuộc Hệ tầng Bazhenov từ từ bị phủ đầy những trầm tích tam giác châu. Các vật tư trầm tích tam giác châu có nguồn gốc từ Nền Siberia luân chuyển lấn biển về phía Tây. Các thành tạo này gồm có cát, sét ở khu vực thềm và sườn thềm ; tại chân sườn và lắng đọng những trầm tích Turbidite ( Hình … ). Các thành tạo thiên nhiên và môi trường nước nông ở khu vực TT của bể gồm có cát, bột và sét kết thuộc Hệ tầng Megion, Vartov ; những thành tạo tương tự ở khu vực phía Bắc thuộc Hệ tầng Akh ; những trầm tích sườn, quạt sườn thềm và quạt đáy bể thuộc Hệ tầng Achimov. Vào thời hạn này, một diện tích quy hoạnh nhỏ ở khu vực phía Tây của bể vẫn thuộc môi trường tự nhiên nước sâu .Vào Aptian, mạng lưới hệ thống tam giác châu bắt nguồn từ nền Siberia ngừng tăng trưởng. Lúc này trong bể lắng đọng những trầm tích sét tuổi Aptian Sớm thuộc Hệ tầng Frolov .Vào thời kỳ Aptian, Albian, và Cenomanian, môi trường tự nhiên nước nông và ven biển tăng trưởng ở khu vực phía Tây của bể, và ở khu vực Yamal và Gydan. Các thành tạo gồm có cát và sét kết thuộc Hệ tầng Tanopcha, sét kết thuộc Hệ tầng Khanty-Mansi, và cát kết thuộc Hệ tầng Uvat. Ở TT và phía Nam của bể, những thành tạo gồm có cát và sét kết chứa than thuộc Hệ tầng Pokur ; những thành tạo này chứa một phần nhiều trữ lượng khí của bể. Tổng chiều dày của địa tầng Neocomian – Cenomanian tăng từ 1,4 – 15 km ở khu vực phía Nam của bể lên hơn 2 km ở khu vực Ob Inlet ( phía Bắc ) .Vào thời kỳ Turonian-Masastrichtian. Quá trình biển tiến xảy ra thoáng rộng trong Turonian, đường bờ di dời sâu vào đất liền ; trong bể lắng đọng những thành tạo sét-silic thuộc Hệ tầng Kuznetsov. Ở phía Đông Bắc của bể, Hệ tầng này chứa những tập cát kết ( Tập Gaz-Salin ) là tầng chứa khí trong 1 số ít mỏ. Các thành tạo của Hệ tầng Kuznetsov bị phủ bởi những trầm tích hầu hết là sét của Hệ tầng Berezov và Gankin. Các thành tạo Turonian-Masastrichtian có bề dày lên đến 600 m ở khu vực phía Bắc của bể, và hình thành nên tầng chắn khu vực cho những tích tụ khí lớn .
Các thành tạo trầm tích và lắng đọng trong thiên nhiên và môi trường biển liên tục cho đến cuối Eocen giữa. Trung tâm bể ở khu vực phía Bắc ( Ob Inlet ) di dời về phía Nam. Các thành tạo vụn lục địa chứa than được tích tụ. Vào Cuối Eocen và Cuối Oligocene, thiên nhiên và môi trường biển nông tăng trưởng ở khu vực phía Đông Nam của bể ( Surkov và Smirnov, 1994 ). Khu vực phía Bắc trải qua quy trình bị nâng lên và bóc mòn khởi đầu từ Oligocen và lê dài đến Pliocen, ước tính bề dày trầm tích bị bóc mòn xê dịch 700 m ( Surkov và Smirnov, 1994 ). Sự nâng lên hoàn toàn có thể tương quan đến quy trình nén ép theo phương Đông – Tây và đã hình thành những cấu trúc vòm trong địa tầng Mesozoi, nơi chứa một phần chính trữ lượng khí của bể. Cuối Pliocene – Đệ tứ, những thành tạo của biển băng giá được tích tụ, chúng có bề dày 100 – 200 m ở khu vực Bán đảo Yamal và Gydan và ở khu vực thềm biển Kara .

Hệ thống Dầu Khí[sửa|sửa mã nguồn]

Ba hệ thống dầu khí đã được xác minh tồn tại trong bể, đó là: Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian; Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen; Hệ thống dầu khí Phía Bắc. Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen và Bazhenov-Neocomian có cùng vị trí, ở khu vực trung tâm và phần phía Nam của bể, nên nhiều mỏ dầu khí trong bể có tầng sản phẩm thuộc cả hai hệ thống dầu khí này. Hệ thống dầu khí Phía Bắc nằm ở khu vực phía Bắc của bể, trải rộng ra ngoài biển Kara.

Trữ lượng dầu khí lớn nhất thuộc Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian bao gồm cả các thành tạo Jura Muộn và trẻ hơn thuộc khu vực Trung tâm và khu vực phía Nam của bể. Đá chứa vụn clastics có tuổi Neocomian và Jura muộn. Đá sinh là các tập sét giàu vật chất hữu cơ thuộc Hệ tầng Bazhenov. Hầu hết các mỏ dầu khí phát hiện ở các bẫy cấu trúc, tuy nhiên các mỏ tìm thấy còn thuộc các bẫy địa tầng của thành tạo tuổi Neocomian có cấu tạo xiên chéo; các bẫy địa tầng được kỳ vọng có nhiều tiềm năng dầu khí chưa phát hiện. Hệ thống dầu khí này được chia thành hai đơn vị. Đơn vị thứ nhất bao gồm tất cả các đá chứa truyền thống thuộc địa tầng có tuổi từ Jura Muộn đến Cenomanian. Đơn vị thứ hai bao gồm các đá chứa phi truyền thống (đá chứa nứt nẻ) thuộc Hệ tầng Bazhenov.

Hệ thống dầu khí thứ hai, Togur-Tyumen, cũng thuộc phạm vi khu vực hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomiannêu trên nhưng bao gồm các thành tạo cổ hơn có tuổi Jura Sớm-Giữa và phần trên của các thành Trước Jura. Tầng chắn khu vực Callovian thuộc các Hệ tầng Abalak và Vasyngan Dưới nằm giữa phân tách hai hệ thống dầu khí này. Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen sinh dầu là chính. Dầu được khai thác từ đá chứa cát kết thuộc phần trên và phần dưới của Hệ tầng Tyumen tuổi Jura Sớm-Giữa, một phần nhỏ trữ lượng được  khai thác từ đá chứa carbonate và đá vụn clastics tuổi Pre-Jura. Đá sinh chính là các tập sét lắng đọng trong môi trường đầm hồ và môi trường biển thuộc Tập Toarcian Togur. Bẫy bao gồm bẫy cấu trúc, bẫy địa tầng và bẫy hỗn hợp cấu trúc – địa tầng. Hầu hết các tiềm năng chưa phát hiện được đánh giá thuộc về dạng bẫy địa tầng và dạng bẫy hỗn hợp.

Phần phía Bắc, khu vực trên đất liền và ngoài khơi của bể thuộc Hệ thống dầu khí Phía Bắc. Hệ thống dầu khí này sinh khí là chủ yếu, và chứa một trữ lượng đầu khí lớn. Phần lớn trữ lượng chứa trong đá chứa cát kết tuổi Aptian Muộn-Cenomanian (Hệ tầng Pokur và tương đương). Một phần nhỏ trữ lượng dầu và khí thuộc cát kết tuổi Jura và Neocomian.Nguồn sinh cho khí khô trong đá chứa thuộc Hệ tầng Pokur (hơn 80% trữ lượng của hệ thống dầu khí này) chưa được chứng minh; tuy nhiên, dầu và khí trong các tầng chứa Neocomian có nguồn gốc từ đá sinh Jura bao gồm cả Hệ tầng Bazhenov.

Hầu hết những mỏ dầu khí thuộc bẫy cấu trúc ; tuy nhiên, những bẫy địa tầng thuộc địa tầng Neocomian có nhiều tiềm năng lớn. Việc nhìn nhận mạng lưới hệ thống dầu khí trên đất liền và ngoài biển được phân biệt bởi mức độ thăm dò và hạ tầng thăm dò-khai thác. Hoạt động thăm dò khai thác trên đất liền sôi động, đặc biệt quan trọng địa tầng nông Aptian-Cenomanian, trong khi đó hoạt động giải trí thăm dò ở ngoài biển lại hạn chế. Tiềm năng khí chưa phát hiện ở cả trên đất liền và ngoài biển còn rất lớn .

Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian[sửa|sửa mã nguồn]

Hàng trăm mỏ dầu khí đã được phát hiện thuộc mạng lưới hệ thống dầu khí này. Hầu hết những mỏ chứa dầu, những mỏ khí hầu hết nằm ở khu vực phía rìa Tây của bể ; có nhiều mỏ dầu có trữ lượng lớn và rất lớn. Tuy nhiên, trữ lượng những mỏ khí chỉ từ nhỏ đến trung bình ( khai thác từ tầng chứa clastics và đá vôi tuổi Jura muộn ) .Hệ thống dầu khí này có nhiều mỏ dầu có trữ lượng trên 1 Tỷ thùng, trong đó mỏ dầu lớn nhất là Samotlor có trữ lượng trên 27 Tỷ thùng ( Gavura, 1996 ). Trữ lượng hầu hết được phát hiện trong những bẫy cấu trúc có tầng chứa là cát kết tuổi Neocomiam thuộc những môi trường tự nhiên thềm ( dạng xiên chéo / clinoforms ). Hầu hết những mỏ bao gồm 1 số ít tầng chứa .Trữ lượng ít hơn ở trong những bẫy cấu trúc và bẫy địa tầng khu vực sườn, chân sườn ; mỏ lớn nhất thuộc kiểu này có trữ lượng hơn 3 Tỷ thùng. Nhiều bẫy cấu trúc có tầng chứa là cát kết tuổi Jura Muộn nằm dưới tầng sinh Bazhenov .Tầng chứa Aptian – Cenomanian thuộc Hệ tầng Pokur chứa dầu nặng. Hầu hết dầu trong đá chứa Neocomian của mạng lưới hệ thống dầu dầu khí này có tỷ trọng trung bình ( 29 o – 37 o API ). Trong những mỏ dầu có nhiều tầng mẫu sản phẩm, tỷ trọng dầu tăng dần ở những tầng chứa nông hơn. Tầng chứa Jura Muộn thường chứa dầu có tỷ trọng nhẹ hơn, trong khi đó tầng chứa Aptian-Cenomanian thuộc Hệ tầng Pokur chứa dầu có tỷ trọng nặng ( 20 o – 26 o API ) và một phần bị phân hủy sinh học .

Tầng Sinh

Các tập sét vôi, sét silic giàu vật chất hữu cơ tuổi Volgian (Jura Muộn) thuộc Hệ tầng Bazhenov là tầng sinh chính của hệ thống dầu khí này. Tầng đá mẹ này đã sinh ra hơn 90% trữ lượng dầu khí trong bể Tây Siberia. Bề dày của tầng đá mẹ Bazhenov phổ biến 20-40m, và đôi chỗ tăng lên đến 50-60m. Tầng đá mẹ này phủ trên một diện tích 1 Triệu Km2, và chứa khoảng 18 ngàn Tỷ tấn vật chất hưu cơ (Kontorovich và nnk, 1997). Các tập đá sinh này lắng đọng trong môi trường nước sâu trong giai đoạn biển tiến mạnh mẽ vào Jura Muộn; khu vực sâu nhất ở trung tâm bể và nông dần ra phía rìa bể. Càng ra phía rìa bể tổng hàm lượng vật chất hữu cơ (TOC) trong đá càng giảm dần.

Vật chất hữu cơ trong tầng đá mẹ Bazhenov có nguồn gốc từ sinh vật trôi nổi và vi trùng. Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ ( TOC ) đạt hơn 17 % ; trong một vùng lớn ở khu vực TT bể, TOC có giá trị cao hơn 9 % ; ra phía rìa bể, TOC giảm xuống 1-3 % ; giá trị TOC trung bình cho toàn bể là 5,1 % ( Kontorovich và nnk, 1997 ). Vật chất hữu cơ thuộc Kerogen loại II, có chỉ số Hydrocarbon ( HI ) 400 – 500 mg HC / g TOC ở phần trên của hành lang cửa số tạo dầu và giảm xuống còn 100 – 200 mg HC / g TOC ở đáy của sổ tạo dầu. Tầng đá mẹ Bazhenov bước vào ngưỡng ( hành lang cửa số ) sinh dầu khí trong tiến trình Creta Muộn – Paleocen, và độ trưởng thành đạt giá trị cực lớn vào Plioxen ( Kontorovich và nnk, 1997 ) ; tuy nhiên, một số ít quy mô địa khóa khác cho thấy nhiệt độ đạt giá trị cực lớn vào Cuối Eoxen ( Lopatin và nnk, 1998 ). Ở khu vực phía Bắc của mạng lưới hệ thống dầu khí, độ trưởng thành vật chất hữu cơ khởi đầu kết thúc từ trong tiến trình Oligoxen do tác động ảnh hưởng của hoạt động giải trí nâng lên và bóc mòn. Càng ra rìa bể độ trưởng thành của vật chất hữu cơ càng giảm .Ngoài tầng sinh chính nêu trên, những tập sét ngọt ngào trong môi trường tự nhiên nước sâu và môi trường tự nhiên Tiền Châu thổ có tuổi Valanginian – Hauterivian cũng hoàn toàn có thể là nguồn sinh dầu khí. Các tập sét này phân bổ ở khu vực phía Tây của Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian. Một số ít ỏi tài liệu địa hóa cho thấy những đá sét này có Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ ( TOC ) đạt 4,5 – 9 %, Keorogen loại II ( Peters và nnk, 1994 ). Tuy nhiên, tầng đá sinh tiềm năng này chưa đạt ngưỡng trưởng thành sinh dầu khí và đến thời gian hiện tại chưa có mẫu dầu khí nào được nhìn nhận là tương quan đến những tập sét này .Hình : Phân bố Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ TOC ( hình trái ), và phân bổ mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ ( hình phải ) trong Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian .

Tầng Chứa

Đá chứa chính của mạng lưới hệ thống dầu khí này là những đá vụn clastics tuổi Neocomian thuộc những Hệ tầng Megion, Vartov, và Achimov. Tầng chứa vụn clastics này cung ứng hơn 90 % sản lượng dầu khí đã khai thác ( Pinous và nnk, 1999 ). Ngoài ra những tập cát kết tuổi Callovian-Kimmeridgian thuộc Hệ tầng Vasyugan, đá vôi tuổi Jura Muộn kề áp đá móng cũng là tầng chứa loại sản phẩm cho nhiều mỏ dầu khí .Các đá chứa vụn clastics tuổi Neocomian được chia thành hai nhóm : 1 ) Nhóm thứ nhất gồm có những đá cát kết hạt mịn đến trung bình, và bột kết hạt thô thuộc Hệ tầng Megion và Vartov. Các tập đá chứa này ngọt ngào trong thiên nhiên và môi trường ven biển, nước nông, cửa sông và khu vực tam giác châu ( dạng sóng chiếm lợi thế ). Chiều dày tầng chứa mẫu sản phẩm đổi khác, nhưng phổ cập là 30-50 m ; chiều dày vỉa chứa hiệu dụng từ vài đến 20 m. Độ rỗng thông dụng là 20-26 %. Độ thấm cao hơn 100 mD và đôi nơi cao hơn 1D. 2 ) Nhóm thứ hai gồm có những đá cát kết thuộc Hệ tầng Achimov. Các tập đá chứa này ngọt ngào trong thiên nhiên và môi trường sườn thềm, chân sườn ( slop and floor fans ). Độ rỗng 18-20 %, nhưng độ thấm thấp chỉ từ vài mD đến vìa chục mD. Các vỉa cát kết có bề dài đến vài mét, xen kẹp những tập sét ; chúng thường không liên tục theo chiều ngang và có dạng thấu kính .

Bên cạnh tầng chứa chính Neocomian, các tập cát kết tuổi Callovian-Kimmeridgian thuộc Hệ tầng Vasyugan cũng đóng vai trò là tầng sản phẩm cho nhiều mỏ dầu khí trong bể. Các tập cát kết chứa dầu khí thuộc phần trên của Hệ tầng Vasyugan, còn phần dưới là tập sét phân tách giữa hai hệ thống dầu khí: Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian ở trên, Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen ở dưới. Tầng chứa cát kết thuộc Hệ tầng Vasyugan có bề dày vài chục mét, độ rỗng 15-20%, độ thấm từ vài đến vài chục mD. Trong nhiều mỏ dầu khí các đá chứa cát kết này phủ trực tiếp lên đá móng.

Ngoài những đá chứa truyền thống cuội nguồn nêu trên, trong bể sống sót một loại đá chứa không truyền thống cuội nguồn đó là những tập sét kết nứt nẻ chứa dầu thuộc Hệ tầng Bazhenov. Tầng chứa này cho loại sản phẩm thương mại ở mỏ Salym và những mỏ kế cận. Các giải pháp nghiên cứu và điều tra, nghiên cứu và phân tích mẫu truyền thống cuội nguồn không hề phản ánh được đặc trưng điều kiển vỉa của đá chứa sét kết nứt nẻ do những nứt nẻ hình thành trong quy trình khoan. Tuy nhiên, những giải pháp nhìn nhận gián tiếp cho thấy tầng chứa này có độ rỗng thay đỗi từ 5 – 10 %. Đến thời gian hiện tại, sản lượng dầu khí khai thác trong tầng chứa này không lớn .

Tầng chắn

Tầng chắn là những tập sét biển tiến thuộc những Hệ tầng có tuổi Neocomian xen kẹp giữa những tầng chứa trầm tích vụn clastics lấn biển và có cấu trúc xiên chéo ( clinoform ) .

Các Bẫy Dầu Khí

Hầu hết những mỏ dầu khí ở trong bể có cấu trúc thuộc bẫy cấu trúc, trừ mỏ Priob có tầng mẫu sản phẩm thuộc bẫy địa tầng và những mỏ thuộc bẫy địa tầng trong Hệ tầng Achimov .Các bẫy cấu trúc dạng vòm thừa kế móng có biên độ từ vài chục mét đến 150 m, diện tích quy hoạnh khép kín lớn hơn ở những địa tầng bên dưới và bé hơn ở những địa tầng nông hơn. Các mạng lưới hệ thống đứt gãy ít phổ cập .Các bẫy địa tầng thường là những thân cát dạng quạt, thấu kính, nằm ở chân sườn, phủ bọc bởi những tập sét ở xung quanh và phía trên. Trong bể, những bẫy địa tầng kiểu này thường nằm bên dưới những tầng chứa chính của bẫy cấu trúc. Hoạt động tìm kiếm thăm dò những bẫy địa tầng diễn ra khá muộn so với những hoạt động giải trí thăm dò bẫy cấu trúc, diễn ra từ khi mà tất những những bẫy cấu trúc lớn đã được khoan thăm dò. Mỏ Priob là có trữ lượng lớn nhất trong số những mỏ thuộc bẫy địa tầng. Mỏ này được phát hiện vào năm 1982, có tầng chứa chính là những thành tạo quạt trầm tích Turbiditi thuộc Hệ tầng Achimov ( Tuổi Neocomian ) ; tầng chứa này được phủ bởi một tập sét biển tiến có năng lực chắn. Điện tích lớn nhất của mạng lưới hệ thống quạt trầm tích đo được là 25×45 km ( Gavura, 1996 ). Các bẫy địa tầng này chưa phát hiện ra tầng nước đáy .Hoạt động thăm dò những bẫy địa tầng còn ở mức độ hạn chế nên những bẫy địa tầng sẽ là đối tượng người dùng thăm dò tìm kiếm chính trong tương lai .

Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen[sửa|sửa mã nguồn]

Trữ lượng dầu khí thuộc Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen chiếm một phần không lớn trong toàn bể so với trữ lượng dầu khí thuộc Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian. Mỏ dầu khí lớn tiên phong thuộc Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian được phát hiện vào đầu thập niên 1970 có tầng chứa Jura Sớm-Giữa thuộc Hệ tầng Tyumen .

Hầu hết các tầng chứa dầu khí của hệ thống dầu khí này thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen, nằm bên dưới tầng chắn khu vực – tập sét biển tiến Callovian. Một số tầng chứa thuộc tập đáy (phần dưới) của Hệ tầng Tyumen; và là phần phong hóa, nứt nẻ của móng cổ (Đá Trước Jura).

Mỏ dầu khí lớn nhất thuộc Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen là mỏ Talin có trữ lượng 2 Tỷ thùng được phát hiện vào năm 1976. Không giống những phát hiện trước đây, mỏ Talin có tầng chứa là cát kết thuộc tập đáy của Hệ tầng Tyumen ; tầng chứa của mỏ là cát kết lấp đầy những lòng sông cổ hình thành một bẫy địa tầng lớn. Hệ thống sông cổ có hướng đổ về phía Bắc .

Vào thập niên 1980 và 1990, hoạt động thăm dò dầu khí trong hệ thống dầu khí này chủ yếu tập trung vào khu vực rìa bể, đặc biệt khu vực phía Đông Nam.

Trong mạng lưới hệ thống dầu khí này, phần nhiều sản lượng dầu khí đã khai thác là từ những tầng chứa thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen và đỉnh của những khối đá móng ( carbonate ) nứt nẻ tuổi Paleozoi. Dầu khí của mạng lưới hệ thống dầu khí này có tỷ trọng thấp đến trung bình .Vì hai Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen và Bazhenov-Neocomian có cùng vị trí, nên nhiều mỏ dầu khí trong bể có tầng loại sản phẩm thuộc cả hai Hệ thống dầu khí này .

Tầng Sinh

Nhiều năm trước đây, những nhà địa chất Nga cho rằng đầu khí thuộc Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen có nguồn gốc từ đá mẹ sét than và than nguồn gốc lục địa thuộc Hệ tầng Tyumen. Vào những năm 2003, những nhà địa chất đã sử dụng những thiết bị nghiên cứu và phân tích nghiên cứu và điều tra địa hóa mới, tân tiến và điều này đã giúp làm sáng tỏ rằng hầu hết đầu khí thuộc mạng lưới hệ thống dầu khí này có nguồn gốc từ những tập sét giàu vật chất hữu cơ thuộc tập Toarcian Togur ( Tuổi Toarcian ) ở phần dưới của Hệ tầng Tyumen .Tầng đá mẹ Togur tuổi Toarcian là tầng sinh chính, gồm có những tập sét có màu nâu đến đen, bề dày từ 25 m đến 50 m. Tầng sét này phủ kề áp ( onlap ) lên sườn những khối nhô và móng Paleozoi. Càng ra phía rìa bể tập sét này càng tăng thành phần cát và bột kết. Tầng đá mẹ này và lắng đọng vào thời kỳ biển tiến can đảm và mạnh mẽ trên toàn quốc tế, và lúc này mực nước biển trong bể Tây Siberia tăng lên 300 – 400 m ( Surkov và nnk, 1999 ) .Đá mẹ thuộc tập Togur đã được lấy mẫu lõi và nghiên cứu và phân tích, tuy nhiên số lượng nghiên cứu và phân tích là khá nhỏ so với những điều tra và nghiên cứu trong tầng đá mẹ thuộc Hệ tầng Bazhenov. Tầng đá mẹ Togur có Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ ( TOC ) trung bình từ 1 % đến hơn 5 % ngoại trừ khu vực rìa bể. Tuy nhiên, trong 1 số ít tập sét riêng không liên quan gì đến nhau, giá trị TOC lên đến 17 % ( Lopatin và nnk, 1997 ). Các nghiên cứu và điều tra địa hóa đá mẹ chỉ ra rằng những vật chất hữu cơ có nguồn gốc cả biển và lục địa .Tại khu vực Middle Ob, những nghiên cứu và điều tra Rock-Eval cho thấy giá trị S2 ( tiềm năng sinh còn lại ) là 4 – 16 mg HC / g đá, và giá trị HI ( chỉ số Hydrocarbon ) là 100 – 165 mg HC / g TOC ( Lopatin và nnk, 1997 ). Các nghiên cứu và điều tra địa hóa chỉ ra rằng đầu khí trong tập đá mẹ Togur và dầu khí trong nóc đá móng Paleozoi có đặc thù địa hóa giống nhau .Tại khu vực Nyurol, giá trị HI của tập sét Togur đo được là 200 – 600 mg HC / g TOC, và giá trị trung bình là 500 mg HC / g TOC. Hàm lượng bitum chiết xuất từ đá mẹ là 0,2 – 0,7 % khối lượng đá. Hàm lượng bitum chiết xuất từ vật chất hữu cơ là giao động 198 mg / g TOC .Về mức độ trưởng thành của đá mẹ, hầu hết những khu vực của tầng đá mẹ Togur đã trải qua tiến trình trưởng thành và nằm trong hành lang cửa số tạo dầu khí ngoại trừ khu vực rìa của bể và khu vực sườn của những khối nhô. Tại khu vực khai thác chính, đá sinh đạt độ trưởng thành vào Cuối Creta Sớm và Creta Muộn .Ngoài tầng sinh chính Togur, trong mạng lưới hệ thống dầu khí này còn có tầng sinh tiềm năng là Radom Bed ( nằm trên và cách tập Togur vài chục mét ) tuổi Toarcian Trên-Aalenian Dưới. Tập sét Radom Bed cũng hình thành trong điều kiện kèm theo gần như tương tự như tập sét Togur, tuy nhiên tập Radom chứa nhiều vật chất hữu cơ thực vật bậc cao hơn. Các nghiên cứu và điều tra địa hóa cho thấy tập sét Radom có giá trị TOC lên đến 17 % ; HI biến hóa từ 120 đến 190 mg HC / g TOC ; Kerogen hoàn toàn có thể là hỗn hợp loại II và III, trong đó loại III chiếm lợi thế. Độ trưởng thành vật chất hữu cơ của những tập Radom và Togur là gần tương tự như nhau. Thêm nữa, những phát hiện dầu khí trong đá móng tuổi Paleozoi cũng phát sinh thắc mắc liệu đá mẹ Paleozoi có sống sót hay không ; điều này chưa được vấn đáp vì thiếu những số liệu và thông tin điều tra và nghiên cứu .Hình : Phân bố Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ TOC ( hình trái ), và phân bổ mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ ( hình phải ) trong Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen .

Tầng Chứa

Chất lượng đá chứa là yếu tố hạn chế của tầng chứa trong Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen. Nhìn chung, những đá chứa cát kết lục địa có đặc trưng là độ liên tục theo bề ngang kém, độ rỗng và độ thấm đổi khác lớn theo cả chiều thẳng đứng và chiều ngang. Trong tầng chứa móng Paleozoi, độ rỗng đổi khác bất thần .Tầng chứa tốt nhất của mạng lưới hệ thống dầu khí này là những tập cát kết lấp đầy những lòng sông cổ thuộc Hệ tầng Tyumen ( Tuổi Jura Sớm – Giữa ) như phát hiện ở mỏ Talin. Các tập cát kết hạt trung, hạt thô, độ lựa chọn kém, xen những thấu kính cuội kết. Độ rỗng tổng của đá chứa đổi khác trong khoảng chừng 14-18 %, 1 số ít mẫu đá có độ rỗng lên đến 23 %. Độ thấm của đá chứa biến hóa từ vài mD đến 2-3 D, và phụ thuộc vào nhiều vào sự xuất hiện của lỗ rỗng Vugs ( lỗ rỗng không liên thông ) và nứt nẻ. Càng về phía rìa của những lòng sông cổ, những tập cát càng mỏng dính, hàm lượng sét càng tăng, và chất lượng tầng chứa càng giảm đi .Các tập cát kết thuộc phần giữa và phần trên của Hệ tầng Tyumen có đặc trưng không liên tục, giống hệt kém, độ rỗng 10 – 16 %, độ thấm từ vài đến vài chục mD. Một số nơi hạn chế có độ rỗng và độ thấm cao hơn .Ngoài những đá chứa cát kết, đá móng nứt nẻ tuổi Paleozoi cũng là tầng cho loại sản phẩm dầu khí. Chất lượng của đá chứa móng phụ thuộc vào và nhiều yếu tố. Tầng chứa móng tốt nhất đã phát hiện là đá vôi ( dạng khối xây ? ) tuổi Devon, phát hiện tại 1 số ít mỏ ở khu vực Nyurol ở phía Đông Nam của bể. Đỗ rỗng của đá vôi chứa dầu khí lên đến 12-13 %, và độ thấm xê dịch 60 mD .

Tầng chắn

Tầng chắn khu vực là những tập sét biển tiến tuổi Callovian thuộc những Hệ tầng Abalak và Vasyngan .

Các Bẫy Dầu Khí

Trong mạng lưới hệ thống dầu khí Togur-Tyumen, những dạng bẫy chính là bẫy địa tầng và bẫy hỗn hợp cấu trúc – địa tầng .Ở phần dưới của Hệ tầng Tyumen sống sót những bẫy địa tầng, bẫy là những lòng sông cổ được lấp đầy những vật tư trầm tích đổ từ những khôi nhô Paleozoi và từ phía ngoài bể, và những vát nhọn trầm tích ( Pinches out ) kề áp vào sườn những khôi nhô móng Paleozoi .Một phần trong số những bẫy đầu khí phát hiện trong địa tầng thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen là những bẫy địa tầng. Các bẫy này có tầng chứa là những thân cát ngọt ngào trong thiên nhiên và môi trường ven biển, biển nông. Phần còn lại là những bẫy cấu trúc nằm bên trên những khối nhô .Bên cạnh những bẫy nêu trên, những cấu trúc nhô cao móng Paleozoi cũng là nơi tích tụ dầu khí ; tuy nhiên, những bẫy này có trữ lượng không đáng kể .

Hệ thống dầu khí Phía Bắc[sửa|sửa mã nguồn]

Vào thập niên 1960 và những năm đầu thập niên 1970, hàng chục mỏ dầu khí lớn đã được phát hiện có tầng chứa là những thành tạo tuổi Aptian-Cenomanian thuộc Hệ tầng Pokur và địa tầng tương tự ở những khu vực Nadym-Pur, Pur-Taz và Yamal. Trong số những mỏ đầu khí này, Urengoy là mỏ khí thuộc lớn nhất trong mạng lưới hệ thống dầu khí này, mỏ có trữ lượng 350 Tcf. Các giếng khoan sâu còn phát hiện dầu khí và khai thác trong những địa tầng Neocomian và Jura. Ngoài ra, đầu khí cũng phát hiện trong đá móng Paleozoi .Nhưng năm tiếp theo, kích cỡ cũng như trữ lượng của những mỏ dầu khí phát hiện mới trên đất liền mở màn giảm mạnh. Trên đất liền, hầu hết những cấu trúc lớn đã được khoan thăm dò .Do điều kiện kèm theo thăm dò khó khăn vất vả, hoạt động giải trí khoan thăm dò ở khu vực ngoài khơi chỉ mở màn từ những năm cuối thập niên 1980. Những giếng khoan tiên phong ở vùng Biển Kara được khoan vào những năm 1989 và 1990. Rusanov và Leningrad là hai mỏ khí lớn đã được phát hiện ở ngoài biển, có tổng trữ lượng tại chỗ là giao động 300 Tcf .Taz là mỏ khí tiên phong được phát hiện ở khu vực phía Bắc của bể, khu vực thuộc Hệ thống dầu khí phía Bắc. Mỏ này được phát hiện vào năm 1962, có trữ lượng hơn 3 Tcf, có tầng chứa là cát kết tuổi Cenomanian. Mỏ dầu tiên phong phát hiện vào năm 1968 là mỏ Russkoye. Trong một số ít mỏ, sống sót dầu nặng bị sinh vật phân hủy .Hoạt động khai thác khí ở mạng lưới hệ thống dầu khí này khởi đầu từ năm 1972 tại mỏ Medvezhye, và từ năm 1978 tại mỏ Urengoy .Hệ thống dầu khí này có tiềm năng khí là chính, 80 % trữ lượng khí thuộc về tầng chứa Aptian – Cenomanian của Hệ tầng Pokur và địa tầng tương tự. Hầu hết bẫy dầu khí thuộc dạng bẫy cấu trúc, có tầng chắn là tập sét dày tuổi Turonian thuộc Hệ tầng Kuznetsov .Hệ thống dầu khí phía Bắc bao trải rộng từ khu vực trên đất liền ra ngoài khơi vùng biển Kara. Trên đất liền, hoạt động giải trí thăm dò dầu khí xảy ra sinh động ; tuy nhiên, ở khu vực ngoài khơi, do điều kiện kèm theo thăm dò khó khăn vất vả hơn nên hoạt động giải trí thăm dò còn ở mức hạn chế .

Tầng Sinh

Đá sinh của Hệ thống dầu khí phía Bắc chưa được nghiên cứu và điều tra kỹ như đá sinh của hai mạng lưới hệ thống dầu khí nêu trên. Các tác dụng điều tra và nghiên cứu địa hóa cho thấy :Các thành tạo tuổi Trias thuộc Hệ tầng Tampey ( phát hiện ở một số ít giếng khoan ) có hàm lượng TOC từ 3 % đến 5 %. Tuy nhiên, những đá này nằm ở độ sâu lớn, tiềm năng sinh bị hết sạch ; đơn cử giá trị S2 và HI đo được rất thấp trong những mẫu lấy từ độ sâu 6-6, 4 km .Các thành tạo Jura Sớm-Giữa thuộc Hệ tầng Tyumen, có bề dày từ 1 km đến 2 km ở khu vực mạng lưới hệ thống dầu khí này, chứa nhiều vật chất than và những lớp than. Hàm lượng TOC được nhìn nhận có giá trị 0,86 – 1,24 % theo Nesterov và Ushatinsky ( 2000 ) ; và có giá trị 2,5 – 2,8 % theo Rylkov ( 1995 ). Các thành tạo này nằm trong hành lang cửa số tạo dầu đến phần dưới của hành lang cửa số tạo khí. Ở khu vực sâu nhất tiềm năng sinh của đá mẹ đã bị hết sạch ( Lopatin và nnk, 1997 ). Trong 1 số ít giếng khoan, những thành tạo thuộc tập Toarcian Togur có hàm lượng TOC là 3-5 % ; những đá sinh tiềm năng thuộc tập Togur mở màn sinh dầu khí vào Creta Sớm và liên tục đến giữa Creta Muộn khi đá sinh bước vào hành lang cửa số tạo khí .Các thành tạo tuổi Jura Muộn thuộc Hệ tầng Vasyugan phát hiện tại giếng khoan sâu Tyumen SG-6 có hàm lượng TOC là 0,4 – 11 % ; những vật chất hữu cơ có nguồn gốc lục nguyên ( Kerogen loại III, sinh khí ). Các thành tạo thuộc Hệ tầng Bazhenov có hàm lượng TOC là 3-7 % và Keorogen loại II ( sinh cả dầu lẫn khí ). Tại khu vực sâu nhất của mạng lưới hệ thống dầu khí, đá mẹ thuộc Hệ tầng Bazhenov bắt sinh dầu khí vào Albian và kết thúc pha sinh dầu khí vào Eoxen. Hoạt động nâng lên và bóc mòn những trầm tích ở khu vực phía Bắc của bể khởi đầu xảy ra trong Oligoxen Giữa và lê dài đến tận Plioxen Giữa .Các thành tạo Creta Sớm – Cenomanian đa phần chứa những vật chất hữu cơ than, và chứa những lớn than có bề dày 1/5 m. Hàm lượng TOC trung bình trong những tập sét là 1,3 %. Vật chất hữu cơ thuộc những thành tạo này có một phần chưa trưởng thành, và có phần còn lại thuộc vào quy trình tiến độ dầu của sổ sinh dầu .Mặc dù đá mẹ nhiều mẫu mã trong nhiều địa tầng, nhưng nguồn gốc dầu khí trong những tầng chứa Aptian-Cenomanian thuộc Hệ tầng Pokur vẫn chưa rõ ràng. Có sự khác nhau lớn của đặc thù địa hóa ở những mẫu khí giữa những tầng chứa thuộc Hệ tầng Pokur, tầng chứa Neocomian, và tầng chứa tuổi cổ hơn .Dựa trên điều tra và nghiên cứu, nghiên cứu và phân tích đồng vị phóng xạ, 1 số ít nhà nghiên cứu trước đây ( Rice và Claypool, 1981 ; Grace và Hart, 1986 ) tin rằng những tích tụ khí trong Hệ tầng Pokur có ngồn gốc sinh hóa ( Biogenic Origin ), và hoàn toàn có thể bị trộn lẫn với những khí di dời từ dưới sâu lên ( Themorgenic Origin ). Song, có một số ít khu công trình điều tra và nghiên cứu sau này vẫn chưa ủng hộ những Kết luận trước đây. Tuy nhiên, bên cạnh những nghiên cứu và điều tra đó, Littke và Cramer ( cùng nnk, 1999 ) cho rằng hàm lượng khí nhiệt hóa ( Thermogenic Origin ) chiếm khoảng chừng 10 % trong tổng thể tích khí và phần đông còn lại là khí sinh hóa ( Biogenic origin ). Các nghiên cứu và điều tra cũng chỉ ra rằng khí trong tầng chứa Cenomanian có nguồn gốc từ những vật chất than và những tập than thuộc Hệ tầng Pokur và địa tầng tương tự, những vật chất than này có độ phản xạ Vitrinit 0,4 – 0,6 % .Ngoài ra, những hiệu quả nghiên cứu và điều tra địa hóa cũng cho thấy : sự khác nhau ở đặc trưng địa hóa của khí nguồn gốc nhiệt hóa trong tầng chứa thuộc Hệ tầng Pokur và khí ( nguồn gốc nhiệt hóa ) trong địa tầng Jura ; và cũng chỉ ra rằng đầu chứa trong tầng chứa Cenomanian có nguồn gốc, và được sinh ra từ đá mẹ Jura ; không sống sót đá mẹ sinh dầu nằm phía bên trên Hệ tầng Bazhenov .

Tầng Chứa

Trong Hệ thống dầu khí phía Bắc, những tầng chứa đã phát hiện thuộc những địa tầng từ Jura Sớm-Muộn của Hệ tầng Tyumen đến địa tầng Aptian-Cenomanian của Hệ tầng Pokur .Tầng chứa chính là những thành tạo thuộc Hệ tầng Pokur, ở phần trên có độ rỗng và độ thấm cao, độ rỗng 25-35 %, độ thấm từ hàng trăm mD đến vài D và có giá trị trung bình là 500 mD ; ở phần dưới độ rỗng giảm xuống còn 16-20 %, và độ thấm giảm xuống đến 40-80 mD. Nóc của Hệ tầng Tyumen phân bổ trong khoảng chừng độ sâu từ 700 m đến 1200 m, hệ tầng gồm có đa phần là cát kết. Các tập cát ngọt ngào trong môi trường tự nhiên thềm biển, nước nông .Các thành tạo thuộc Hệ tầng Achimov gồm có những trầm tích turbidite, những thành tạo cát kết ở sườn, chân sườn ( quạt trầm tích ) cũng là đối tượng người tiêu dùng chứa như phát hiện trong mỏ Urengoy và Taz. Hệ tầng Achimov phân bổ ở độ sâu 3,5 km đến hơn 4 km. Tầng chứa cát kết có độ rỗng 15-19 %, có mẫu độ rỗng lên đến 21 % ; độ thấm hầu hết từ 0,2 đến 10 mD, tuy nhiên có nơi lên đến 70 mD. Tuy nhiên, hiệu quả đo địa vật lý giếng khoan thường cho thấy những giá trị độ rỗng và độ thấm cao hơn những giá trị nêu trên .Ở phía Nam của Hệ thống dầu khí này sống sót những tầng chứa thuộc Hệ tầng Vasyugan. Tầng chứa cát kết có độ rỗng thấp hơn 15 % và độ thấm chỉ vài mD .Ngoài những tầng chứa nêu trên, những thành tạo cát kết thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen cũng là tầng loại sản phẩm, tuy nhiên giá trị độ rỗng và độ thấm của tầng chứa là thấp .

Tầng chắn

Các thành tạo Turonian-Masastrichtian có bề dày lên đến 600 m ở khu vực phía Bắc của bể, và hình thành nên tầng chắn khu vực cho những tích tụ khí lớn .

Bẫy Chứa Dầu Khí

Hầu hết những mỏ dầu khí đều thuộc dạng bẫy cấu trúc. Các bẫy cấu trúc là nếp lồi ( khép kín bốn chiều và khép kín vào đứt gãy ). Một số bẫy cấu trúc được cho là hình thành vào Neocomian và liên tục triển khai xong sau Neocomian, còn một số ít bẫy khác hình thành sau Cenomanian. Nhiều bẫy cấu trúc hình thành vào tiến trình Neogen khi mà khu vực phía Bắc bị nâng lên và bóc mòn. Nhiều bẫy hình thành sau Cenomanian được lấp đầy dầu khí đến tận điểm tràn ( spill point ), điều này chứng tỏ pha nạp dầu khí xảy ra muộn .Hoạt động thăm dò đầu khí trong những bẫy địa tầng và bẫy hỗn hợp cấu trúc – địa tầng đa phần tập trung trong Hệ tầng Achimov. Các bẫy chứa dầu khí đã phát hiện là bẫy dạng những thấu kính cát ở sườn thềm, những quạt cát ở sườn và chân sườn .

Tiềm năng dầu khí[sửa|sửa mã nguồn]

v      Đã phát hiện:

Trữ lượng dầu khí tại chỗ ( HIIP ) đã phát hiện là : 144 Tỷ thùng dầu và hơn 1300 Tcf khí .

v     Tiềm năng chưa phát hiện (USGS, 2012):

– Khí:khoảng 670 Tcf khí.

– Dầu: khoảng 8000 Triệu thùng.

Theo Thương Hội địa chất dầu khí Mỹ, bể Tây Siberia được xếp hạng thuộc bể giàu tiềm năng chưa phát hiện nhất, đặc biệt quan trọng khu vực ngoài khơi Biển Kara. Trữ lượng khí tiềm năng chưa phát hiện ở khu vực biển Kara ước tính vào tầm 607 Tcf khí ( USGS, 2012 ) .

• Yulia Grama;Department of Diplomacy, National Chenchi University, Taiwan (2012): The Analysis of Russian Oil and Gas Reserves.
• Gennady A. Merzlyakov, Russia (2014): ATLAS OF STRUCTURAL AND TECTONIC MAPS OF THE WEST SIBERIAN PETROLEUM PROVINCE.
• Dmitry V. Metelkin, Valery A. Vernikovsky and Alexey Yu. Kazansky; Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, Russia (2014): Siberia – From Rodinia to Eurasia.
• Mikhail A. AKHMETIEV, Nina I. ZAPOROZHETS, Vladimir N. BENYAMOVSKIY, Galina N. ALEKSANDROVA, Alina I. IAKOVLEVA & Tatiana V. ORESHKINA; Geological Institute, Russian Academy of Sciences, Pyzhevsky, 7 Moscow, 119017, Russia (2014): The Paleogene history of the Western Siberian seaway –a connection of the Peri-Tethys to the Arctic Ocean.
• MARK B. ALLEN, LESTER 9 ANDERSON, ROGER C. SEARLE & MISHA BUSLOV (2006): Oblique rift geometry of the 5 West Siberian Basin: 6 tectonic setting for the 7 Siberian flood basalts.
• Gregory F. Ulmishek, U.S. Geological Survey Bulletin, U.S. Geological Survey (2003): Petroleum Geology and Resources of the West Siberian Basin, Russia.
• Energy Information Administration – Oil and Gas Resources of the West Siberian Basin, Russia (2014): Field Summaries.
• U.S Energy Information Administration (2013): Oil and Gas Exploration and Production in Rusia.
• U.S. Geological Survey (2008): Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the West Siberian Basin Province, Russia, 2008.
• U.S. Geological Survey (2010): Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the West Siberian Basin Province, Russia, 2010.
• C. Braitenberg1 and J. Ebbing (2009): New insights into the basement structure of the West Siberian Basin from forward and inverse modeling of GRACE satellite gravity data.
• V.A. Kontorovich (2008): The Meso-Cenozoic tectonics and petroleum potential of West Siberia.
• A. V. STOUPAKOVA, E. HENRIKSEN, YU. K. BURLIN1, G. B. LARSEN2, J. K. MILNE, T. A. KIRYUKHINA,P. O. GOLYNCHIK, S. I. BORDUNOV, M. P. OGARKOVA & A. A. SUSLOVA (2014): The geological evolution and hydrocarbon potential of the Barents and Kara shelves.
• Sergey Hafizov, John C. Dolson, George Pemberton3, Irina Didenko, Lisa Burova, Irina Nizyaeva, and Alexy Medvedev (2014): Seismic and Core-Based Reservoir Characterization, the Giant Priobskoye Field, West Siberia, Russia.
• Robert Pirog (2007): Russian Oil and Gas Challenges.
• Barry W. Ickes (2011): Some Basic Facts About Russian Oil and Gas.
• V.S. Surkov, L.V. Smirnov, F.G. Gurari, V.P. Devyatov, and A.E. Ekhanin; Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources, Russia (2004): LOWER-MIDDLE JURASSIC COMPLEX OF THE WEST SIBERIAN PLATE: STRUCTURE AND PETROLEUM POTENTIAL.

Source: https://vh2.com.vn
Category : Startup