Bể dầu khí Tây Siberia

Lịch sử thăm dò - khai thác

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 bắt đầu từ năm 1930. Phát hiện dầu khí đầu tiên 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 các mỏ dầu khí lớn được phát hiện vào những thập niên 1960 và 1970. Trong các năm tiếp theo, các mỏ dầu khí được phát hiện có diện tích ngày càng nhỏ. Hoạt động tìm kiếm thăm dò các bẫy địa tầng diễn ra khá muộn so với các hoạt động thăm dò bẫy cấu tạo, diễn ra từ khi mà tất các các bẫy cấu tạo lớn đã được khoan thăm dò. Mỏ Priob là có trữ lượng lớn nhất trong số các 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 qui 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 kiến tạo

Bể trầm tích là bể tách giãn (Rift) vào thời kỳ Trias sớm trên nền lục địa cổ Kazakhstan và Siberia. Bể chưa bị phá hủy bởi các hoạt động kiến tạo. Móng là các 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 bao gồm các khối vi lục địa với các trầm tích Paleozoi hầu như chưa bị phá hủy.
Các hệ thống tách giãn thời kỳ Trias chủ yếu kéo dài theo phương Bắc - Nam, Tây bắc - Đông nam, và Đông bắc - Tây nam; biên độ tách giãn mở rộng 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 tạo 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 tạo núi khi mảng lục địa Tarim gắn kết vào lục địa Kazakhstan. 2) vào Paleozoic muộn, sự gắn kết giữa các lục địa Kazakhstan, Siberia và Baltica xảy ra mạnh mẽ hơn, hình thanh đại tạo núi Ural. 3) vào Mezozoi sớm, hoạt động 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 lắng đọng các thành tạo Mezozoi và Kainozoi. 

Địa tầng

Địa tầng của bể bao gồm các thành tạo tuổi Trias Giữa đến các thành tạo Clastics Đệ Tam (Hình...). Phần dưới của địa tầng này chỉ xuất hiện ở khu vực phía Bắc của bể; về phía Nam, các thành tạo trẻ hơn phủ kề áp (onlap) lên đá móng vì thế khu vực phía Nam của bể phủ bởi các các thành tạo tuổi Toarcian và trẻ hơn. Gian đoạn phát triển kiến tạo - địa tầng quan trọng của bể là thời kỳ hình thành biển nước sâu vào Volgian - Beriansian Sớm. Biển này bao phủ trên một diện tích hơn 1 Triệu Km2 ở khu vực trung tâm của bể. Các trầm tích sét giàu vật chất hữu cơ thuộc hệ tầng Bazhenov lắng đọng trong môi trường khử của đáy biển vào thời gian này. Thành tạo của hệ tầng này đã sản sinh ra hơn 80% trữ lượng dầu của bể. Vào thời kỳ Neocomian, các trầm tích vụn clastics lấn biển và có cấu tạo xiên chéo (clinoform); các vật liệu trầm tích được vận chuyển bởi các dòng sông từ khu vực phía Đông. Cát kết thuộc các tập trầm tích có cấu tạo xiên chéo là đá chứa dầu khí chính trong bể. Các thành tạo lục địa tuổi Aptian-Cenomanian, phía trên các thành tạo Neocomian, chứa một trữ lượng khí lớn ở khu vực phía Bắc của bể.

Tiền Cambri - Paleozoi

Các số liệu sẵn có cho thấy móng của bể có thể bao gồm các loại đá Paleozoi bị phá hủy, uốn nếp và biến chất phủ trên đá cổ. Các khối đá cổ Tiền Cambri (khối vị lục địa cổ) bị phủ các đá Paleozoi Sớm - Giữa ít bị phá hủy và đá vôi trên diện rộng, và rìa phía Đông của vùng nền Siberia. Hầu hết các cấu trúc móng bị phân cắt bởi các thể xâm nhập granit Hercynian. Đá móng có thể là đối tượng chứa dầu khí trong bể.

Trias

Vào Trias Sớm, hoạt động tách giãn (rifting) xảy ra, đá móng Paleozoi bị dập vỡ sụt lún và hình thành các địa hào/trũng. Vào lúc này, các địa hào/trũng bị bảo phủ bởi các đá phun trào thuộc Loạt Turin trên diện rộng. Ngoài các đá phun trào, địa tầng Trias còn bao gồm các đá vụn trầm tích và tuff.Vào Trias Giữa, trầm tích biển bắt đầu phổ biến lắng đọng ở phần phía Bắc của bể.
Cuối Trias, khu vực lắng đọng trầm tích mở rộng dần về phía Nam. Hệ tầng Tampey bao gồm các đá vụn trầm tích lục địa tuổi Trias phủ bất chỉnh hợp lên đá móng hoặc các đá phun trào Trias Sớm.

Jura

Các thành tạo tuổi Jura Sớm-Giữa bao gồm các trầm tích vụn(cát, bột sét...) lục địa chứa than thuộc Hệ tầng Tyumen và địa tầng tương đương. Di chuyển về phía Bắc, các trầm tích lục địa này chuyển đần sang xem kẽ trầm tích lắng đọng trong môi trường biển gần bờ. Trầm tích lắng đọng trong môi trường biển tăng dần về phía Bắc và lên phía trên. Cuối Jura Giữa, Hệ tầng Tyumen hoàn toàn bao phủ hết các khối nhô cao của móng và đá phun trào trước đó. Các cấu trúc nhô cao này là đối tượng thăm dò dầu khí trong bể. Bề dày của Hệ tầng Tyumen và địa tầng tương đương thay đổi từ 150m đến 200m 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 trung tâm của bể (1–5 km); ở các khu vực nhô cao của đá cổ, tổng bề dày này không vượt quá 500m (Surkov, 1998).
Vào Callovian, quá trình biển tiến xảy ra, lúc này đường bờ di chuyển sâu vào đất liền và mực nước biển dâng cao; tuy nhiên, lượng vật liệu trầm tích cung cấp cho bể ở mức độ hạn chế. Biển tiến đã bao phủ hầu hết điện tích bể ngoại trừ khu vực Đông Nam. Trong thời kỳ Kimmeridgian, các thành tạo biển tiến này đạt đến bề dày 50 - 200m. Ở khu vực Trung tâm và khu vực phía Nam của bể, địa tầng Callovian - Kimmeridgian bao gồm các thành tạo cát sét xen kẹp thuộc Hệ tầng Vasyugan, có bề dày phổ biến 50-150m và lên đến 400m ở khu vực Đông Bắc của bể (Hình...).
Vào Volgian - Berriasian Sớm (Cuối Jura - Đầu Creta), môi trường trầm tích nước sâu yếm khí phát triển rộng rãi ở khu vực trung tâm của bể. Khu vực nước sâu này trải rộng trên một diện tích hơn một triệu km2. Độ sâu mực nước biển tại khu vực này là hơn 300m (Rudkevich, 1986) và có thể lên đến 700m (Rudkevich và nnk, 1988). Các tập sét-silic giàu vật chất hữu cơ, màu đen thuộc Hệ tầng Bazhenov lắng đọng ở khu vực nước sâu này; trong khi đó, các tập sét chứa ít vật chất hữu cơ lắng đọng ở khu vực rìa bể (Hình...). Mặc dù bề dày trầm tích của Hệ tầng Bazhenov chỉ 20-50m, nhưng các 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, các tập sét của Hệ tầng Bazhenov chứa ít vật chất hữu cơ hơn; điều này cho thấy môi trường đáy biển ở đây trở nên tăng tính thủy động lực. Các thành tạo thuộc Hệ tầng Bazhenov vắng mặt địa phương ở các khối nhô cao có thể là do sự bóc mòn vào thời kỳ Đầu Creta (Aleksin và nnk, 1983).

Creta

Vào thời kỳ Neocomian, khu vực nước sâu lắng đọng các thành tạo thuộc Hệ tầng Bazhenov dần dần bị phủ đầy các trầm tích tam giác châu. Các vật liệu trầm tích tam giác châu có nguồn gốc từ Nền Siberia vận chuyển lấn biển về phía Tây. Các thành tạo này bao gồm cát, sét ở khu vực thềm và sườn thềm; tại chân sườn lắng đọng các trầm tích Turbidite (Hình...). Các thành tạo môi trường nước nông ở khu vực trung tâm của bể bao gồm cát, bột và sét kết thuộc Hệ tầng Megion, Vartov; các thành tạo tương đương ở khu vực phía Bắc thuộc Hệ tầng Akh; các trầm tích sườn, quạt sườn thềm và quạt đáy bể thuộc Hệ tầng Achimov. Vào thời gian này, một diện tích nhỏ ở khu vực phía Tây của bể vẫn thuộc môi trường nước sâu.
Vào Aptian, hệ thống tam giác châu bắt nguồn từ nền Siberia ngừng phát triển. Lúc này trong bể lắng đọng các trầm tích sét tuổi Aptian Sớm thuộc Hệ tầng Frolov.
Vào thời kỳ Aptian, Albian, và Cenomanian, môi trường nước nông và ven biển phát triển ở khu vực phía Tây của bể, và ở khu vực Yamal và Gydan. Các thành tạo bao gồm cát và sét kết thuộc Hệ tầng Tanopcha, sét kết thuộc Hệ tầng Khanty-Mansi, và cát kết thuộc Hệ tầng Uvat. Ở trung tâm và phía Nam của bể, các thành tạo bao gồm cát và sét kết chứa than thuộc Hệ tầng Pokur; các thành tạo này chứa một phần lớn 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 rộng rãi trong Turonian, đường bờ dịch chuyển sâu vào đất liền; trong bể lắng đọng các thành tạo sét-silic thuộc Hệ tầng Kuznetsov. Ở phía Đông Bắc của bể, Hệ tầng này chứa các tập cát kết (Tập Gaz-Salin) là tầng chứa khí trong một số mỏ. Các thành tạo của Hệ tầng Kuznetsov bị phủ bởi các trầm tích chủ yếu là sét của Hệ tầng Berezov và Gankin. Các thành tạo Turonian-Masastrichtian có bề dày lên đến 600m ở khu vực phía Bắc của bể, và hình thành nên tầng chắn khu vực cho các tích tụ khí lớn.

Kanozoi

Các thành tạo trầm tích lắng đọng trong môi trường biển tiếp tục cho đến cuối Eocen giữa. Trung tâm bể ở khu vực phía Bắc (Ob Inlet) dịch chuyển về phía Nam. Các thành tạo vụn lục địa chứa than được tích tụ. Vào Cuối Eocen và Cuối Oligocene, môi trường biển nông phát triển ở khu vực phía Đông Nam của bể (Surkov và Smirnov, 1994). Khu vực phía Bắc trải qua quá trình bị nâng lên và bóc mòn bắt đầu từ Oligocen và kéo dài đến Pliocen, ước tính bề dày trầm tích bị bóc mòn xấp xỉ 700m (Surkov và Smirnov, 1994). Sự nâng lên có thể liên quan đến quá trình nén ép theo phương Đông - Tây và đã hình thành các cấu trúc vòm trong địa tầng Mesozoi, nơi chứa một phần chính trữ lượng khí của bể. Cuối Pliocene - Đệ tứ, các thành tạo của biển băng giá được tích tụ, chúng có bề dày 100-200m ở khu vực Bán đảo Yamal và Gydan và ở khu vực thềm biển Kara.

Hệ thống Dầu Khí

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 các mỏ dầu khí thuộc bẫy cấu trúc; tuy nhiên, các bẫy địa tầng thuộc địa tầng Neocomian có nhiều tiềm năng lớn. Việc đánh giá hệ thống dầu khí trên đất liền và ngoài biển được phân biệt bởi mức độ thăm dò và cơ sở hạ tầng thăm dò-khai thác. Hoạt động thăm dò khai thác trên đất liền sôi động, đặc biệt địa tầng nông Aptian-Cenomanian, trong khi đó hoạt động 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.

Tiềm năng dầu khí

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