Bể dầu khí Tây Siberia
Hệ thống Dầu Khí > Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian

Hàng trăm mỏ dầu khí đã được phát hiện thuộc hệ thống dầu khí này. Hầu hết các mỏ chứa dầu, các mỏ khí chủ yếu nằm ở khu vực phía rìa Tây của bể; có nhiều mỏ dầu có trữ lượng lớn và rất lớn. Tuy nhiên, trữ lượng các 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 chủ yếu được phát hiện trong các bẫy cấu trúc có tầng chứa là cát kết tuổi Neocomiam thuộc các môi trường thềm (dạng xiên chéo/clinoforms). Hầu hết các mỏ bao gồm một số tầng chứa.
Trữ lượng ít hơn ở trong các 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 hệ thống dầu dầu khí này có tỷ trọng trung bình (29o-37o API). Trong các mỏ dầu có nhiều tầng sản phẩm, tỷ trọng dầu tăng dần ở các 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 (20o-26o API) và một phần bị phân hủy sinh học.
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 khuẩn. Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ (TOC) đạt hơn 17%; trong một vùng lớn ở khu vực trung tâm 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 cửa sổ 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 (cửa sổ) sinh dầu khí trong giai đoạn Creta Muộn - Paleocen, và độ trưởng thành đạt giá trị cực đại vào Plioxen (Kontorovich và nnk, 1997); tuy nhiên, một số mô hình địa khóa khác cho thấy nhiệt độ đạt giá trị cực đại vào Cuối Eoxen (Lopatin và nnk, 1998). Ở khu vực phía Bắc của hệ thống dầu khí, độ trưởng thành vật chất hữu cơ bắt đầu kết thúc từ trong giai đoạn Oligoxen do ảnh hưởng của hoạt động 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, các tập sét lắng đọng trong môi trường nước sâu và môi trường Tiền Châu thổ có tuổi Valanginian - Hauterivian cũng có thể là nguồn sinh dầu khí. Các tập sét này phân bố ở khu vực phía Tây của Hệ thống dầu khí Bazhenov-Neocomian. Một số ít ỏi tài liệu địa hóa cho thấy các 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 điểm hiện tại chưa có mẫu dầu khí nào được đánh giá là liên quan đến các tập sét này.
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 Bazhenov-Neocomian.
Đá chứa chính của hệ thống dầu khí này là các đá vụn clastics tuổi Neocomian thuộc các Hệ tầng Megion, Vartov, và Achimov. Tầng chứa vụn clastics này cung cấp hơn 90% sản lượng dầu khí đã khai thác (Pinous và nnk, 1999). Ngoài ra các tập cát kết tuổi Callovian-Kimmeridgian thuộc Hệ tầng Vasyugan, đá vôi tuổi Jura Muộn kề áp đá móng cũng là tầng chứa sản phẩm cho nhiều mỏ dầu khí.
Các đá chứa vụn clastics tuổi Neocomian được chia thành hai nhóm: 1) Nhóm thứ nhất bao gồm các đá cát kết hạt mịn đến trung bình, và bột kết hạt thô thuộc Hệ tầng Megion và Vartov. Các tập đá chứa này lắng đọng trong môi trường ven biển, nước nông, cửa sông và khu vực tam giác châu (dạng sóng chiếm ưu thế). Chiều dày tầng chứa sản phẩm thay đổi, nhưng phổ biến là 30-50m; chiều dày vỉa chứa hiệu dụng từ vài đến 20m. Độ rỗng phổ biến là 20-26%. Độ thấm cao hơn 100mD và đôi nơi cao hơn 1D. 2)        Nhóm thứ hai bao gồm các đá cát kết thuộc Hệ tầng Achimov. Các tập đá chứa này lắng đọng trong 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 các 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 các đá chứa truyền thống nêu trên, trong bể tồn tại một loại đá chứa không truyền thống đó là các tập sét kết nứt nẻ chứa dầu thuộc Hệ tầng Bazhenov. Tầng chứa này cho sản phẩm thương mại ở mỏ Salym và các mỏ kế cận. Các phương pháp nghiên cứu, phân tích mẫu truyền thống không thể phản ánh được đặc trưng điều kiển vỉa của đá chứa sét kết nứt nẻ do các nứt nẻ hình thành trong quá trình khoan. Tuy nhiên, các phương pháp đánh giá gián tiếp cho thấy tầng chứa này có độ rỗng thay đỗi từ 5 - 10%. Đến thời điểm hiện tại, sản lượng dầu khí khai thác trong tầng chứa này không lớn.
Tầng chắn là các tập sét biển tiến thuộc các Hệ tầng có tuổi Neocomian xen kẹp giữa các tầng chứa trầm tích vụn clastics lấn biển và có cấu tạo xiên chéo (clinoform).
Hầu hết các mỏ dầu khí ở trong bể có cấu trúc thuộc bẫy cấu tạo, trừ mỏ Priob có tầng sản phẩm thuộc bẫy địa tầng và các mỏ thuộc bẫy địa tầng trong Hệ tầng Achimov.
Các bẫy cấu trúc dạng vòm kế thừa móng có biên độ từ vài chục mét đến 150m, diện tích khép kín lớn hơn ở các địa tầng bên dưới và bé hơn ở các địa tầng nông hơn. Các hệ thống đứt gãy ít phổ biến.
Các bẫy địa tầng thường là các thân cát dạng quạt, thấu kính, nằm ở chân sườn, bao bọc bởi các tập sét ở xung quanh và phía trên. Trong bể, các bẫy địa tầng kiểu này thường nằm bên dưới các tầng chứa chính của bẫy cấu trúc. 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, có tầng chứa chính là các thành tạo quạt trầm tích Turbiditi thuộc Hệ tầng Achimov (Tuổi Neocomian); tầng chứa này được phủ bởi một tập sét biển tiến có khả năng chắn. Điện tích lớn nhất của hệ thống quạt trầm tích đo được là 25x45 km (Gavura, 1996). Các bẫy địa tầng này chưa phát hiện ra tầng nước đáy.
Hoạt động thăm dò các bẫy địa tầng còn ở mức độ hạn chế nên các bẫy địa tầng sẽ là đối tượng thăm dò tìm kiếm chính trong tương lai.