Bể dầu khí Tây Siberia
Hệ thống Dầu Khí > Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen

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 đầu tiên 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 các 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 các 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 hệ thống dầu khí này, phần lớn sản lượng dầu khí đã khai thác là từ các tầng chứa thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen và đỉnh của các khối đá móng (carbonate) nứt nẻ tuổi Paleozoi. Dầu khí của 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 sản phẩm thuộc cả hai Hệ thống dầu khí này.
Nhiều năm trước đây, các 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, các nhà địa chất đã sử dụng các thiết bị phân tích nghiên cứu địa hóa mới, hiện đại và điều này đã giúp làm sáng tỏ rằng hầu hết đầu khí thuộc hệ thống dầu khí này có nguồn gốc từ các 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, bao gồm các tập sét có màu nâu đến đen, bề dày từ 25m đến 50m. Tầng sét này phủ kề áp (onlap) lên sườn các 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 lắng đọng vào thời kỳ biển tiến mạnh mẽ trên toàn thế giới, và lúc này mực nước biển trong bể Tây Siberia tăng lên 300-400m (Surkov và nnk, 1999).
Đá mẹ thuộc tập Togur đã được lấy mẫu lõi và phân tích, tuy nhiên số lượng phân tích là khá nhỏ so với các 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 một số tập sét riêng biệt, giá trị TOC lên đến 17% (Lopatin và nnk, 1997). Các nghiên cứu địa hóa đá mẹ chỉ ra rằng các vật chất hữu cơ có nguồn gốc cả biển và lục địa.
Tại khu vực Middle Ob, các nghiên cứu 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 địa hóa chỉ ra rằng đầu khí trong tập đá mẹ Togur và dầu khí trong nóc đá móng Paleozoi có đặc điểm 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 % trọng lượng đá. Hàm lượng bitum chiết xuất từ vật chất hữu cơ là xấp xỉ 198 mg/g TOC.
Về mức độ trưởng thành của đá mẹ, hầu hết các khu vực của tầng đá mẹ Togur đã trải qua giai đoạn trưởng thành và nằm trong cửa sổ tạo dầu khí ngoại trừ khu vực rìa của bể và khu vực sườn của các 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 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 gần như tương tự tập sét Togur, tuy nhiên tập Radom chứa nhiều vật chất hữu cơ thực vật bậc cao hơn. Các nghiên cứu địa hóa cho thấy tập sét Radom có giá trị TOC lên đến 17%; HI thay đổi từ 120 đến 190 mg HC/g TOC; Kerogen có thể là hỗn hợp loại II và III, trong đó loại III chiếm ưu thế. Độ trưởng thành vật chất hữu cơ của các tập Radom và Togur là gần tương tự nhau. Thêm nữa, các phát hiện dầu khí trong đá móng tuổi Paleozoi cũng nảy sinh câu hỏi liệu đá mẹ Paleozoi có tồn tại hay không; điều này chưa được trả lời vì thiếu các số liệu và thông tin nghiên cứu.
Hình: Phân bố Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ TOC (hình trái), và phân bố mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ (hình phải) trong Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen.
Chất lượng đá chứa là yếu tố hạn chế của tầng chứa trong Hệ thống dầu khí Togur-Tyumen. Nhìn chung, các đá chứa cát kết lục địa có đặc trưng là độ liên tục theo bề ngang kém, độ rỗng và độ thấm thay đổi lớn theo cả chiều thẳng đứng và chiều ngang. Trong tầng chứa móng Paleozoi, độ rỗng thay đổi đột ngột.
Tầng chứa tốt nhất của hệ thống dầu khí này là các tập cát kết lấp đầy các lòng sông cổ thuộc Hệ tầng Tyumen (Tuổi Jura Sớm - Giữa) như bắt gặp ở mỏ Talin. Các tập cát kết hạt trung, hạt thô, độ lựa chọn kém, xen các thấu kính cuội kết. Độ rỗng tổng của đá chứa thay đổi trong khoảng 14-18%, một số mẫu đá có độ rỗng lên đến 23%. Độ thấm của đá chứa thay đổi từ vài mD đến 2-3D, và phụ thuộc nhiều vào sự có mặt của lỗ rỗng Vugs (lỗ rỗng không liên thông) và nứt nẻ. Càng về phía rìa của các lòng sông cổ, các tập cát càng mỏng, 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, đồng nhất 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 các đá chứa cát kết, đá móng nứt nẻ tuổi Paleozoi cũng là tầng cho sản phẩm dầu khí. Chất lượng của đá chứa móng phụ thuộc và nhiều yếu tố. Tầng chứa móng tốt nhất đã bắt gặp là đá vôi (dạng khối xây ?) tuổi Devon, bắt gặp tại một số 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 xấp xỉ 60mD.
Tầng chắn  khu vực là các tập sét biển tiến tuổi Callovian thuộc các Hệ tầng Abalak và Vasyngan.
Trong hệ thống dầu khí Togur-Tyumen, các dạng bẫy chính là bẫy địa tầng và bẫy hỗn hợp cấu trúc - địa tầng.
Ở phần dưới của Hệ tầng Tyumen tồn tại các bẫy địa tầng, bẫy là các lòng sông cổ được lấp đầy các vật liệu trầm tích đổ từ các khôi nhô Paleozoi và từ phía ngoài bể, và các vát nhọn trầm tích (Pinches out) kề áp vào sườn các khôi nhô móng Paleozoi.
Một phần trong số các bẫy đầu khí phát hiện trong địa tầng thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen là các bẫy địa tầng. Các bẫy này có tầng chứa là các thân cát lắng đọng trong môi trường ven biển, biển nông. Phần còn lại là các bẫy cấu trúc nằm bên trên các khối nhô.
Bên cạnh các bẫy nêu trên, các cấu trúc nhô cao móng Paleozoi cũng là nơi tích tụ dầu khí; tuy nhiên, các bẫy này có trữ lượng không đáng kể.