Bể dầu khí Tây Siberia
Hệ thống Dầu Khí > Hệ thống dầu khí Phía Bắc

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 các thành tạo tuổi Aptian-Cenomanian thuộc Hệ tầng Pokur và địa tầng tương đương ở các khu vực Nadym-Pur, Pur-Taz và Yamal. Trong số các mỏ đầu khí này, Urengoy là mỏ khí thuộc lớn nhất trong hệ thống dầu khí này, mỏ có trữ lượng 350 Tcf. Các giếng khoan sâu còn phát hiện dầu khí và khai thác trong các địa tầng Neocomian và Jura. Ngoài ra, đầu khí cũng bắt gặp trong đá móng Paleozoi.
Nhưng năm tiếp theo, kích thước cũng như trữ lượng của các mỏ dầu khí phát hiện mới trên đất liền bắt đầu giảm mạnh. Trên đất liền, hầu hết các cấu tạo lớn đã được khoan thăm dò.
Do điều kiện thăm dò khó khăn, hoạt động khoan thăm dò ở khu vực ngoài khơi chỉ bắt đầu từ những năm cuối thập niên 1980. Những giếng khoan đầu tiên ở vùng Biển Kara được khoan vào các 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 xấp xỉ 300 Tcf.
Taz là mỏ khí đầu tiên 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 đầu tiên phát hiện vào năm 1968 là mỏ Russkoye. Trong một số mỏ, tồn tại dầu nặng bị sinh vật phân hủy.
Hoạt động khai thác khí ở hệ thống dầu khí này bắt 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 đương. 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 thăm dò dầu khí xảy ra nhộn nhịp; tuy nhiên, ở khu vực ngoài khơi, do điều kiện thăm dò khó khăn hơn nên hoạt động thăm dò còn ở mức hạn chế.
Đá sinh của Hệ thống dầu khí phía Bắc chưa được nghiên cứu kỹ như đá sinh của hai hệ thống dầu khí nêu trên. Các kết quả nghiên cứu địa hóa cho thấy:
Các thành tạo tuổi Trias thuộc Hệ tầng Tampey (bắt gặp ở một số giếng khoan) có hàm lượng TOC từ 3% đến 5%. Tuy nhiên, các đá này nằm ở độ sâu lớn, tiềm năng sinh bị cạn kiệt; cụ thể giá trị S2 và HI đo được rất thấp trong các 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 hệ thống dầu khí này, chứa nhiều vật chất than và các lớp than. Hàm lượng TOC được đánh giá 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 cửa sổ tạo dầu đến phần dưới của cửa sổ tạo khí. Ở khu vực sâu nhất tiềm năng sinh của đá mẹ đã bị cạn kiệt (Lopatin và nnk, 1997). Trong một số giếng khoan, các thành tạo thuộc tập Toarcian Togur có hàm lượng TOC là 3-5%; các đá sinh tiềm năng thuộc tập Togur bắt đầu sinh dầu khí vào Creta Sớm và tiếp tục đến giữa Creta Muộn khi đá sinh bước vào cửa sổ tạo khí.
Các thành tạo tuổi Jura Muộn thuộc Hệ tầng Vasyugan bắt gặp tại giếng khoan sâu Tyumen SG-6 có hàm lượng TOC là 0,4-11%; các 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 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 các trầm tích ở khu vực phía Bắc của bể bắt đầu xảy ra trong Oligoxen Giữa và kéo dài đến tận Plioxen Giữa.
Các thành tạo Creta Sớm - Cenomanian chủ yếu chứa các vật chất hữu cơ than, và chứa các lớn than có bề dày 1-5m. Hàm lượng TOC trung bình trong các tập sét là 1,3%. Vật chất hữu cơ thuộc các thành tạo này có một phần chưa trưởng thành, và có phần còn lại thuộc vào giai đoạn dầu của sổ sinh dầu.
Mặc dù đá mẹ phong phú trong nhiều địa tầng, nhưng nguồn gốc dầu khí trong các tầng chứa Aptian-Cenomanian thuộc Hệ tầng Pokur vẫn chưa rõ ràng. Có sự khác nhau lớn của đặc điểm địa hóa ở các mẫu khí giữa các tầng chứa thuộc Hệ tầng Pokur, tầng chứa Neocomian, và tầng chứa tuổi cổ hơn.
Dựa trên nghiên cứu, phân tích đồng vị phóng xạ, một số nhà nghiên cứu trước đây (Rice và Claypool, 1981; Grace và Hart, 1986) tin rằng các tích tụ khí trong Hệ tầng Pokur có ngồn gốc sinh hóa (Biogenic Origin), và có thể bị trộn lẫn với các khí dịch chuyển từ dưới sâu lên (Themorgenic Origin). Song, có một số công trình nghiên cứu sau này vẫn chưa ủng hộ các kết luận trước đây. Tuy nhiên, bên cạnh các nghiên cứu đó, Littke và Cramer (cùng nnk, 1999) cho rằng hàm lượng khí nhiệt hóa (Thermogenic Origin) chiếm khoảng 10% trong tổng thể tích khí và phần lớn còn lại là khí sinh hóa (Biogenic origin). Các nghiên cứu cũng chỉ ra rằng khí trong tầng chứa Cenomanian có nguồn gốc từ các vật chất than và các tập than thuộc Hệ tầng Pokur và địa tầng tương đương, các vật chất than này có độ phản xạ Vitrinit 0,4-0,6%.
Ngoài ra, các kết quả nghiên cứu 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 tồn tại đá mẹ sinh dầu nằm phía bên trên Hệ tầng Bazhenov.
Trong Hệ thống dầu khí phía Bắc, các tầng chứa đã phát hiện thuộc các địa tầng từ Jura Sớm-Muộn của Hệ tầng Tyumen đến địa tầng Aptian-Cenomanian của Hệ tầng Pokur.
Tầng chứa chính là các 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 500mD; ở phần dưới độ rỗng giảm xuống còn 16-20%, và độ thấm giảm xuống đến 40-80mD. Nóc của Hệ tầng Tyumen phân bố trong khoảng độ sâu từ 700m đến 1200m, hệ tầng bao gồm chủ yếu là cát kết. Các tập cát lắng đọng trong môi trường thềm biển, nước nông.
Các thành tạo thuộc Hệ tầng Achimov bao gồm các trầm tích turbidite, các thành tạo cát kết ở sườn, chân sườn (quạt trầm tích) cũng là đối tượng chứa như bắt gặp trong mỏ Urengoy và Taz. Hệ tầng Achimov phân bố 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 chủ yếu từ 0,2 đến 10mD, tuy nhiên có nơi lên đến 70mD. Tuy nhiên, kết quả đo địa vật lý giếng khoan thường cho thấy các giá trị độ rỗng và độ thấm cao hơn các giá trị nêu trên.
Ở phía Nam của Hệ thống dầu khí này tồn tại các tầng chứa thuộc Hệ tầng Vasyugan. Tầng chứa cát kết có độ rỗng thấp hơn 15% và độ thấm chỉ vài mD.
Ngoài các tầng chứa nêu trên, các thành tạo cát kết thuộc phần trên của Hệ tầng Tyumen cũng là tầng sản phẩm, tuy nhiên giá trị độ rỗng và độ thấm của tầng chứa là thấp.
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.
Hầu hết các 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 tiếp tục hoàn thiện sau Neocomian, còn một số bẫy khác hình thành sau Cenomanian. Nhiều bẫy cấu trúc hình thành vào giai đoạn 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 các bẫy địa tầng và bẫy hỗn hợp cấu trúc - địa tầng chủ yếu tập trung trong Hệ tầng Achimov. Các bẫy chứa dầu khí đã phát hiện là bẫy dạng các thấu kính cát ở sườn thềm, các quạt cát ở sườn và chân sườn.