Wirtschaftsgeologie

@article{degolyer1918the,
    author = "DeGolyer, E.",
    title = "The Geology of Cuban Petroleum Deposits",
    year = "1918",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d932509-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d932509-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    number = "1",
    openalex = "W2055650813",
    pages = "133-167",
    volume = "2"
}

@book{moore1940coal25,
    author = "Moore, E. S",
    title = "Coal",
    year = "1940",
    publisher = "Its Properties, Analysis, Classification, Extraction, Uses and Distribution [2nd ed.]: New York, John Wiley \& Sons, 473 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Moore, E. S., 1940, Coal: Its Properties, Analysis, Classification, Extraction, Uses and Distribution [2nd ed.]: New York, John Wiley \& Sons, 473 p.}"
}

@techreport{weaver1962challenge33,
    author = "Weaver, P",
    title = "Herausforderung an die Kambrium-Prospektion",
    year = "1962",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 46, no. 10, p. 1941-1943",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Weaver, P., 1962, Herausforderung an die Kambrium-Prospektion: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 46, no. 10, p. 1941-1943.}"
}

@misc{brod1965oil7,
    author = "Brod, I. O. und Vysotskiy, I. V",
    title = "Erdöl- und Gasbecken der Welt",
    year = "1965",
    howpublished = "Moskau, Nedra-Verlag, 598 S",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Brod, I. O., und Vysotskiy, I. V., 1965, Erdöl- und Gasbecken der Welt: Moskau, Nedra-Verlag, 598 S.}"
}

@misc{popova1965organic27,
    author = "Popova, Z. P. und Glazunova, N. N",
    title = "Organische Rückstände im Öl aus dem Markovskii-Feld",
    year = "1965",
    howpublished = "Berichte der Akademie der Wissenschaften der UdSSR, Bd. 161, Nr. 3, S. 673-675; Englische Übersetzung durch das American Geological Institute, 1965, Berichte der Akademie der Wissenschaften der UdSSR, Bd. 161, S. 67-69",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Popova, Z. P., und Glazunova, N. N., 1965, Organische Rückstände im Öl aus dem Markovskii-Feld: Berichte der Akademie der Wissenschaften der UdSSR, Bd. 161, Nr. 3, S. 673-675; Englische Übersetzung durch das American Geological Institute, 1965, Berichte der Akademie der Wissenschaften der UdSSR, Bd. 161, S. 67-69.}"
}

ZUSAMMENFASSUNG Das Cuanza-Becken liegt im nordwestlichen Angola an der Atlantikküste Westafrikas. Dieses Becken ist etwa 300 km lang (Nord-Süd) und 170 km breit (Ost-West) und enthält eine karbonat-evaporitische Sequenz des frühen Kreidezeits sowie eine tonig-sandige Sequenz des späten Kreidezeits und des Tertiärs. Das präkambrische kristalline Grundgebirge ist teilweise von extrusiven Gesteinen und Sedimenten vom Typ Granitwasch bedeckt. Die oberflächennahen und unterirdischen Sedimente des Beckens bestehen aus Schichten des unteren und oberen Kreidezeits, des Paläozäns, des Eozäns und des Miozäns. Vorkommen von Öl und Gas wurden in fast allen stratigraphischen Einheiten des Cuanza-Beckens gemeldet, und es gibt eine bedeutende Förderung aus den Kreidegesteinen. Die Untersuchung dieser Kohlenwasserstoffvorkommen und der geologischen Geschichte des Beckens zeigt, dass enge Beziehungen zwischen Quellen, Migration und Einlagerung von Öl sowie der Ablagerungsumgebung bestehen, die durch das Grundgebirge und die Salztektonik kontrolliert wird. Während der frühen Kreidezeit bestimmte die Absenkung des zentralen Teils eines begrenzten Beckens die regionale zyklische Ablagerung einer karbonat-evaporitischen Sequenz, was eine günstige Situation für die Entstehung und Einlagerung von Öl schuf. Somit hatte die Ablagerung während der Aptium-Zeit eines sehr feinkörnigen kristallinen Kalksteins, der mit tonigem Kalkstein abwechselnd lag und von einer oolithischen sandigen Kalksandsteindecke überlagert wurde, die selbst von Evaporiten bedeckt war, einen wichtigen Einfluss auf den späteren Umfang der Ölansammlungen in der Binga-Formation. Während der Aptium-Albien-Zeit verursachte die differentielle Absenkung am westlichen Rand des Beckens eine laterale Interfingierung von Riffkalksandstein, tonigem Karbonat und Evaporit. Diese Interfingierung wird eng mit Ölansammlungen in diesem Gebiet in Verbindung gebracht. Eine sehr wichtige vertikale Entwicklung von Riffablagerungen im Tonga-Gebiet steht in Zusammenhang mit der lateralen Migration des darunterliegenden Massive Salt, das mit Hilfe des durch das wachsende Riff eingeführten Gewichtsüberschusses floss. Am östlichen Rand boten oberalbianische Riffaufbauten, die von marinem Schiefer bedeckt waren, ebenfalls eine günstige Situation für die Entstehung und Ansammlung von Öl. Während des späten Kreidezeits und des Tertiärs scheint eine Hauptgrundgebirgsflexur oder Verwerfungszone genetisch hangabwärts mit Ablagerungen verbunden gewesen zu sein, die mit größerer Dicke als anderswo akkumulierten. Diese Flexur und die Orte maximaler Ablagerung bewegten sich während des späten Kreidezeits und des Paläozäns ostwärts, dann während des Eozäns und Miozäns westwärts. Diese dicken Formationen, die hauptsächlich tonig-sandig sind und teilweise in deltaischen und lagunen Umgebungen abgelagert wurden, übergehen westwärts in dünnere marine Ablagerungen und ostwärts in dünnere kontinentale Ablagerungen. In jeder einzelnen Epoche, die einer Stabilisierung dieser sich bewegenden Flexur entspricht, scheinen günstige Bedingungen für die Entstehung von Kohlenwasserstoffen mit diesen Übergangsumgebungen in Verbindung zu stehen. Die Ölproduktion befindet sich oberhalb des Massive Salt am Scheitel von Salzantiklinalen, und ein kleines Ölfeld wurde unterhalb des Massive Salt entlang eines Ridges des Grundgebirges in einer Sandsteinpinch-out zwischen präkambrischem Glimmerschiefer unten und Salz oben entdeckt.

@article{doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d,
    author = "Brognon, Georges P. und Verrier, Georges R.",
    title = "Öl und Geologie im Cuanza-Becken von Angola",
    year = "1966",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Das Cuanza-Becken liegt im nordwestlichen Angola an der Atlantikküste Westafrikas. Dieses Becken ist etwa 300 km lang (Nord-Süd) und 170 km breit (Ost-West) und enthält eine karbonat-evaporitische Sequenz des frühen Kreidezeits sowie eine tonig-sandige Sequenz des späten Kreidezeits und des Tertiärs. Der präkambrische kristalline Untergrund ist teilweise von extrusiven Gesteinen und Sedimenten vom Typ Granit-Wash bedeckt. Die oberflächennahen und unterirdischen Sedimente des Beckens bestehen aus Schichten des unteren und oberen Kreidezeits, des Paläozäns, des Eozäns und des Miozäns. Vorkommen von Öl und Gas wurden in fast allen stratigraphischen Einheiten des Cuanza-Beckens gemeldet, und es gibt eine bedeutende Förderung aus Kreidegesteinen. Die Untersuchung dieser Kohlenwasserstoffvorkommen und der geologischen Geschichte des Beckens zeigt, dass enge Beziehungen zwischen Quellen, Migration und Einlagerung von Öl sowie der Ablagerungsumgebung bestehen, die durch den Untergrund und die Salztektonik kontrolliert wird. Während der frühen Kreidezeit bestimmte die Absenkung des zentralen Teils eines begrenzten Beckens die regionale zyklische Ablagerung einer karbonat-evaporitischen Sequenz, was eine günstige Situation für die Entstehung und Einlagerung von Öl schuf. Somit hatte die Ablagerung während der Aptium-Zeit eines sehr feinkörnigen kristallinen Kalksteins, der mit tonigem Kalkstein abwechselnd lag und von einer oolithischen sandigen Kalksandsteindecke überlagert wurde, die ihrerseits von Evaporiten bedeckt war, einen wichtigen Einfluss auf den späteren Umfang der Ölvorkommen in der Binga-Formation. Während der Aptium-Albien-Zeit verursachte die differentielle Absenkung am westlichen Beckenrand eine laterale Interfingierung von Riff-Kalksandstein, tonigem Karbonat und Evaporiten. Diese Interfingierung wird eng mit Ölvorkommen in diesem Gebiet in Verbindung gebracht. Eine sehr wichtige vertikale Entwicklung von Riffablagerungen im Tonga-Gebiet ist auf die laterale Migration des darunterliegenden Massive Salt zurückzuführen, das mit Hilfe des durch das wachsende Riff eingeführten Gewichtsüberschusses floss. Am östlichen Rand boten obere Albien-Riffaufbauten, die von marinem Schiefer bedeckt waren, ebenfalls eine günstige Situation für die Entstehung und Akkumulation von Öl. Während des späten Kreidezeits und des Tertiärs scheint eine Hauptuntergrundverbiegung oder Störungszone genetisch hangabwärts mit Ablagerungen verbunden gewesen zu sein, die mit größerer Dicke als anderswo akkumulierten. Diese Verbiegung und die Orte maximaler Ablagerung bewegten sich während des späten Kreidezeits und des Paläozäns nach Osten, dann während des Eozäns und Miozäns nach Westen. Diese dicken Formationen, die hauptsächlich tonig-sandig sind und teilweise in deltaischen und lagunenartigen Umgebungen abgelagert wurden, übergehen nach Westen in dünnere marine Ablagerungen und nach Osten in dünnere kontinentale Ablagerungen. In jeder besonderen Epoche, die einer Stabilisierung dieser sich bewegenden Verbiegung entspricht, scheinen günstige Bedingungen für die Entstehung von Kohlenwasserstoffen mit diesen Übergangsumgebungen in Verbindung zu stehen. Die Ölförderung befindet sich oberhalb des Massive Salt am Scheitel von Salz-Antiklinalen, und ein kleines Ölfeld wurde unterhalb des Massive Salt entlang eines Ridges des Basement Complex in einer Sandstein-Ausdünnung entdeckt, wobei unterhalb präkambrischer Glimmerschiefer und oberhalb Salz liegt.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25b471-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25b471-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2029859313"
}

@article{drobot1966new10,
    author = "Drobot, D. I. und Isayev, V. P",
    title = "Neue Daten zur Zusammensetzung und Eigenschaften des unterkambrischen Öls der Prilenskii-Region des Irkutskii-Ölfeldes",
    year = "1966",
    journal = "Akademie der Wissenschaften der UdSSR, Sibirische Abteilung, Geologie und Geophysik, v. 10, S. 32-41; Englische Übersetzung durch das American Geological Institute, 1967, International Geological Review, v.9, Nr.8, S. 1028-1035",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Drobot, D. I., und Isayev, V. P., 1966, Neue Daten zur Zusammensetzung und Eigenschaften des unterkambrischen Öls der Prilenskii-Region des Irkutskii-Ölfeldes: Akademie der Wissenschaften der UdSSR, Sibirische Abteilung, Geologie und Geophysik, v. 10, S. 32-41; Englische Übersetzung durch das American Geological Institute, 1967, International Geological Review, v.9, Nr.8, S. 1028-1035.}"
}

@misc{levorson1967geology24,
    author = "Levorson, A. I",
    title = "Geologie des Erdöls [2. Aufl.]",
    year = "1967",
    howpublished = "San Francisco, W.H. Freeman, 724 S",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Levorson, A. I., 1967, Geologie des Erdöls [2. Aufl.]: San Francisco, W.H. Freeman, 724 S.}"
}

@techreport{becker1968world5,
    author = "Becker, L. E. und Patton, J. B",
    title = "World occurance of petroleum in pre- Silurian rocks",
    year = "1968",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 52, no. 2, p. 224-245",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Becker, L. E., und Patton, J. B., 1968, World occurance of petroleum in pre- Silurian rocks: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 52, no. 2, p. 224-245.}"
}

@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. und Ryabuknin, G. Y",
    title = "Öl- und Gasführende Gebiete und Regionen der UdSSR",
    year = "1969",
    howpublished = "Moskau, Nedra-Verlag, 477 S",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., und Ryabuknin, G. Y., 1969, Öl- und Gasführende Gebiete und Regionen der UdSSR: Moskau, Nedra-Verlag, 477 S.}"
}

@misc{gladkov1970about15,
    author = "Gladkov, V. G. und Nikitin, V. P. und Khrenov, P. M",
    title = "Über die Frage der Kinetik der Halogenierung in den Profilen und im Faltenzug des südlichen Teils der sibirischen Plattform",
    year = "1970",
    howpublished = "Akademie der Wissenschaften der UdSSR Berichte, v. 190, Nr. 2, S. 405-408; Englische Übersetzung durch das American Geological Institute, 1970, Akademie der Wissenschaften, UdSSR Doklady, v.190, S. 42- 45",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gladkov, V. G., Nikitin, V. P., und Khrenov, P. M., 1970, Über die Frage der Kinetik der Halogenierung in den Profilen und im Faltenzug des südlichen Teils der sibirischen Plattform: Akademie der Wissenschaften der UdSSR Berichte, v. 190, Nr. 2, S. 405-408; Englische Übersetzung durch das American Geological Institute, 1970, Akademie der Wissenschaften, UdSSR Doklady, v.190, S. 42- 45.}"
}

@article{vassoyevich1970more32,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "More about the question of oil and gas prospects in late Cambrian deposits",
    year = "1970",
    journal = "Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; English translation by American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Vassoyevich, N. B. et al., 1970, More about the question of oil and gas prospects in late Cambrian deposits: Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; English translation by American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
}

@misc{fassett1971geology11,
    author = "Fassett, J. E. und Hinds, J. S",
    title = "Geologie und Brennstoffressourcen der Fruitland-Formation und Kirtland-Schiefer des San-Juan-Beckens in New Mexico und Colorado",
    year = "1971",
    howpublished = "United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Fassett, J. E., und Hinds, J. S., 1971, Geologie und Brennstoffressourcen der Fruitland-Formation und Kirtland-Schiefer des San-Juan-Beckens in New Mexico und Colorado: United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp.}"
}

@misc{garilov1971about14,
    author = "Garilov, Y. Y. und Kulibakina, I. B. und Teplinskiy, G. I",
    title = "Über die Bildung von Kohlenwasserstoffvorkommen im Markovskii-Feld",
    year = "1971",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 30-31",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Garilov, Y. Y., Kulibakina, I. B., und Teplinskiy, G. I., 1971, Über die Bildung von Kohlenwasserstoffvorkommen im Markovskii-Feld: Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 30-31.}"
}

@misc{bazanov1973geological4,
    author = "Bazanov, E. A",
    title = "Geologische Struktur des Yaraktinskoye-Feldes im Irkutsker Gebiet",
    year = "1973",
    howpublished = "Geologie von Öl und Gas, v. 7, S. 15-18",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bazanov, E. A., 1973, Geologische Struktur des Yaraktinskoye-Feldes im Irkutsker Gebiet: Geologie von Öl und Gas, v. 7, S. 15-18.}"
}

Zusammenfassung Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, die wesentlichen Beobachtungen der verschiedenen Autoren des Bandes vor dem Hintergrund der regionalen Geologie zusammenzuführen und eine Schätzung des kanadischen Erdölpotenzials vorzunehmen, die stark auf diesem Grundmaterial basiert. Die 38 in dieser Studie erkannten nichtmetamorphen sedimentären Becken wurden in 7 Typen eingeteilt, um einen Rahmen zu schaffen, innerhalb dessen das Erdölpotenzial einheitlich geschätzt werden kann und Vergleiche mit sedimentären Becken weltweit ermöglicht werden. Im stabilen Bereich werden 4 Kategorien von Becken unterschieden: das Kratonzentrum, das Kratonrandgebiet, das gestörte Kratonrandgebiet (das letztere liegt an der Schnittstelle zum mobilen Gürtel) und das Rift- oder Kollapsbecken. Zwei Typen von Küstenrandbecken werden definiert: die stabilen und die instabilen Typen. Schließlich befinden sich im mobilen Gürtel die intermontanen Becken. Jeder dieser Typen ist aufgrund seines einzigartigen tektonischen Settings geometrisch deutlich unterschiedlich, was seinerseits seine sedimentologischen Eigenschaften steuert. Der tektonisch-sedimentäre Charakter jedes Beckentyps steht wiederum in Beziehung zu einer begrenzten und charakteristischen Assoziation von Erdölauftretenstypen. Die Becken mit relativ negativer Tendenz, d. h. die Kratonrand-, Rift- und instabilen Küstenrandtypen, weisen ein höheres Erdölpotenzial auf aufgrund ihrer besonderen strukturellen und stratigraphischen Merkmale. Eine Übersicht der geologischen Geschichte Nordamerikas, basierend auf der Untersuchung von vier wichtigen stratigraphischen Sequenzen im Phanerozoikum, dient dazu, die zeitliche und räumliche Entwicklung der kanadischen Becken darzustellen. Die Megasequenzen mit kontinentweiter Verbreitung wurden ausgewählt, um die signifikanten tektonischen Ereignisse hervorzuheben, die für die Beckenbildung verantwortlich sind, insbesondere im Hinblick auf allgemein akzeptierte Konzepte der globalen Tektonik. Die Potenzialschätzungen basieren auf einer Vielzahl von Methoden, doch alle beinhalten eine geologische Analyse. Das volumetrische Verfahren wird verwendet, um die Angemessenheit der Ergebnisse im Vergleich zu anderen Regionen der Welt zu testen. Das Potenzial der verschiedenen Becken variiert stark von sehr niedrig für die des Kratonzentrums bis zu hoch für die der instabilen Küstenränder. Diese Werte werden in einer Tabelle dargestellt, die Schätzungen der Öl- und Gasressourcen sowie der sedimentären Volumina für alle Becken sowie eine Reihe berechneter Parameter für jedes, wie z. B. Öl- und Gasausbeuten pro Kubikmeile, kombinierte Ausbeute aus Öl plus äquivalentem Gas, etc., anzeigt. Zusätzlich bietet eine tabellarische geologische Beschreibung für jedes Becken eine Zusammenfassung der Dokumentation für die Schätzungen sowie eine aggregierte Beschreibung jedes Beckentyps basierend auf den beschriebenen Beispielen. Kanada verfügt über ein recht komfortables konventionelles Erdölpotenzial (einschließlich bereits entdeckter Öl- und Gasvorkommen), das auf 85 Milliarden Barrel Öl und 577 Billionen Kubikfuß Gas geschätzt wird, die sich in 3,5 Millionen Kubikmeilen nichtmetamorphen sedimentären Gesteins befinden, ohne die kontinentalen Hänge. Der Großteil der zukünftigen Ressourcen liegt in geografisch abgelegenen Gebieten und in Gebieten, die schwerwiegende logistische Probleme mit sich bringen. Es liegen keine wirtschaftlichen Studien bei dieser Arbeit vor, sodass es unmöglich ist, zu welchem Preis und zu welchem Zeitpunkt die Versorgung verfügbar sein wird. Es ist jedoch sicher zu sagen, dass der Großteil davon nur zu relativ hohen Kosten gewonnen werden wird. Es ist auch ziemlich offensichtlich, dass die kurzfristige, kostengünstigere zukünftige Versorgung in den zugänglicheren Gebieten des Landes relativ gering ist und etwas mehr als 6 Milliarden Barrel Öl und 55 Billionen Kubikfuß Gas umfasst, jenseits dessen, was bereits entdeckt wurde. Es ist ebenfalls evident, dass jede Möglichkeit großer zukünftiger Reserven nur in drei möglichen Regionen liegen kann, die volumetrisch groß genug oder reich genug sind, um sie zu enthalten: das Mackenzie-Becken, das Sverdrup-Becken und Teile der ostküstenoffshore-Gebiete.

@article{openalexw2207850532,
    author = "McCrossan, R. G. and Porter, J. W.",
    title = "The Geology and Petroleum Potential of the Canadian Sedimentary Basins — A Synthesis",
    year = "1973",
    abstract = "Abstract Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, die wesentlichen Beobachtungen der verschiedenen Autoren des Bandes vor dem Hintergrund der regionalen Geologie zusammenzuführen und eine Schätzung des kanadischen Erdölpotenzials vorzunehmen, die stark auf diesem Grundmaterial basiert. Die 38 in dieser Studie erkannten nichtmetamorphen sedimentären Becken wurden in 7 Typen eingeteilt, um einen Rahmen zu schaffen, innerhalb dessen das Erdölpotenzial einheitlich geschätzt werden kann und Vergleiche mit sedimentären Becken weltweit ermöglicht werden. Innerhalb des stabilen Bereichs werden 4 Kategorien von Becken unterschieden: das Kratonzentrum, das Kratonrandgebiet, das gestörte Kratonrandgebiet (das letztere liegt an der Schnittstelle zum mobilen Gürtel) und das Rift- oder Kollapsbecken. Zwei Typen von Küstenrandbecken werden definiert: stabile und instabile Typen. Schließlich befinden sich im mobilen Gürtel die intermontanen Becken. Jeder dieser Typen ist aufgrund seines einzigartigen tektonischen Settings geometrisch deutlich unterscheidbar, was wiederum seine sedimentologischen Eigenschaften steuert. Der tektonisch-sedimentäre Charakter jedes Beckentyps korreliert wiederum mit einer begrenzten und charakteristischen Assoziation von Erdölauftretenstypen. Die Becken mit relativ negativer Tendenz, d. h. die Kratonrand-, Rift- und instabilen Küstenrandtypen, weisen ein höheres Erdölpotenzial auf aufgrund ihrer besonderen strukturellen und stratigraphischen Merkmale. Eine Übersicht der geologischen Geschichte Nordamerikas, basierend auf der Untersuchung von vier großen stratigraphischen Sequenzen im Phanerozoikum, dient dazu, die zeitliche und räumliche Entwicklung der kanadischen Becken darzustellen. Die Megasequenzen mit kontinentweiter Verbreitung wurden ausgewählt, um die signifikanten tektonischen Ereignisse hervorzuheben, die für die Beckenbildung verantwortlich sind, insbesondere im Hinblick auf allgemein akzeptierte Konzepte der globalen Tektonik. Die Potenzialschätzungen basieren auf einer Vielzahl von Methoden, doch alle beinhalten eine geologische Analyse. Das volumetrische Verfahren wird verwendet, um die Angemessenheit der Ergebnisse im Vergleich zu anderen Regionen der Welt zu testen. Das Potenzial der verschiedenen Becken variiert stark von sehr niedrig für die des Kratonzentrums bis zu hoch für die der instabilen Küstenränder. Diese Werte werden in einer Tabelle dargestellt, die Schätzungen der Öl- und Gasressourcen sowie der sedimentären Volumina für alle Becken sowie eine Reihe berechneter Parameter für jedes, wie z. B. Öl- und Gasausbeuten pro Kubikmeile, kombinierte Ausbeute aus Öl plus äquivalentem Gas, etc., anzeigt. Zusätzlich bietet eine tabellarische geologische Beschreibung für jedes Becken eine Zusammenfassung der Dokumentation für die Schätzungen sowie eine aggregierte Beschreibung jedes Beckentyps basierend auf den beschriebenen Beispielen. Kanada verfügt über ein recht komfortables konventionelles Erdölpotenzial (einschließlich bereits entdeckter Öl- und Gasvorkommen), das auf 85 Milliarden Barrel Öl und 577 Billionen Kubikfuß Gas geschätzt wird, die sich in 3,5 Millionen Kubikmeilen nichtmetamorphen sedimentären Gesteins befinden, ohne die Kontinentalhänge. Der Großteil der zukünftigen Ressourcen liegt in geografisch abgelegenen Gebieten und in Bereichen, die schwerwiegende logistische Probleme mit sich bringen. Es liegen keine wirtschaftlichen Studien zu dieser Arbeit vor, sodass es unmöglich ist, zu welchem Preis und zu welchem Zeitpunkt die Versorgung verfügbar sein wird. Es ist jedoch sicher zu sagen, dass der Großteil nur zu relativ hohen Kosten gewonnen werden wird. Es ist auch ziemlich offensichtlich, dass das kurzfristige, kostengünstigere zukünftige Angebot in den zugänglicheren Gebieten des Landes relativ gering ist und etwas mehr als 6 Milliarden Barrel Öl und 55 Billionen Kubikfuß Gas umfasst, jenseits dessen, was bereits entdeckt wurde. Es ist ebenfalls evident, dass jede Möglichkeit großer zukünftiger Vorräte nur in drei möglichen Regionen liegen kann, die volumetrisch groß genug oder reich genug sind, um sie zu enthalten: das Mackenzie-Becken, das Sverdrup-Becken und Teile der Ostküsten-Offshore-Gebiete.",
    openalex = "W2207850532"
}

@techreport{sozansky1973origin31,
    author = "Sozansky, V. I",
    title = "Ursprung von Salzablagerungen in Tiefwasserbecken des Atlantischen Ozeans",
    year = "1973",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 57, p. 589-590",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Sozansky, V. I., 1973, Ursprung von Salzablagerungen in Tiefwasserbecken des Atlantischen Ozeans: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 57, p. 589-590.}"
}

Sedimente des Gabon-Beckens, 16.000–18.000 m dick, reichen im Alter vom frühen Kreidezeit, oder vielleicht spätestem Jura, bis in die Neuzeit. Eine Salzschicht des späten Aptiums trennt die fast vollständig kontinentale Fazies der Vorsalz- oder Cocobeach-Sequenz von den überwiegend marinen Nachsalz-Sedimenten. Seit seiner Entstehung hat das Becken die Form eines Halbgrabens angenommen, dessen östlicher Rand aus einer Reihe von drei, oder vielleicht mehr, Scharnierzonen bestand, die nacheinander weiter westwärts migrierten und die Verteilung der Ablagersumgebungen und Faziesänderungen kontrollierten. Die Erkennung der Scharnierzonen ist von großer Bedeutung für die Vorhersage von Reservoirtrends. Im zentralen Teil des Beckens wurde es im Westen vom Anguille-Fundamenthoch begrenzt, und da die Position dieses Hochs mehr oder weniger fest an der (gegenwärtigen) Kontinentalgrenze verblieb, wurde das Becken mit der Zeit schmaler. Erst zur Miozän-Zeit sank das Anguille-Hoch stark ab und hörte auf, die Ablagerung zu beeinflussen. Hauptsächlich während der späten Cocobeach-Ablagerung wurde die Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba-Horstzone gebildet. Nach der Peneplanation von Horsten und Grabens gleichermaßen drang das Meer zum ersten Mal in das Gabon-Becken ein. Die relativ dünne, transgressive, küstennah-marine Sequenz zwischen der Diskontinuität und dem darüberliegenden Salz wird „Gamba-Formation“ genannt, deren Sandsteine wichtige Ölproduzenten sind. Der Hauptproduktionsverlauf hängt mit der strukturellen Konfiguration der darunterliegenden Horste und Graben zusammen. Die dritte Scharnierzone (Atlantische Scharnierzone) war während der Ablagerung eines Großteils der Nachsalz-Sequenz aktiv. Diese Scharnierzone erstreckt sich wahrscheinlich über die gesamte Länge des Beckens und kontrollierte die Trennung tieferer mariner (Quell-)Umgebungen im Westen von Schelf (Reservoir-)Umgebungen im Osten. Das Fehlen von Schiefergliedern, um potenzielle Reservoirgesteine entlang zumindest Teile der Scharnierzone zu überdecken, könnte erklären, warum bisher keine wichtigen Ölvorkommen gefunden wurden. Die wichtigsten Ölfelder, die aus den Nachsalz-Sedimenten produzieren, liegen 60–100 km westlich der Atlantischen Scharnierzone, teilweise auf dem östlichen Hang des Anguille-Fundamenthochs. Die Ablagersumgebungen der produzierenden Sedimente variieren von brackigen Wasserestuar bis zu marinen-distalen deltaischen; die größten Ölfelder liegen im Westen nicht als Ergebnis optimaler Reservoirbedingungen, sondern aufgrund der rechtzeitigen Entwicklung von nicht durchdringenden, salzinduzierten domalen Strukturen großer arealer Ausdehnung. Steile Salzdurchbrüche sind weiter östlich in tieferen Teilen des Ablagerungsbeckens vorhanden, und Ölvorkommen, die mit diesen Durchbrüchen zusammenhängen, neigen dazu, kleiner zu sein.

@article{brink1974petroleum,
    author = "Brink, A. H.",
    title = "Petroleum Geology of Gabon Basin",
    year = "1974",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Sedimente des Gabon-Beckens, 16.000–18.000 m dick, reichen im Alter vom frühen Kreidezeit, oder vielleicht spätestem Jura, bis in die Neuzeit. Eine Salzschicht des späten Aptiums trennt die fast vollständig kontinentale Fazies der Vorsalz- oder Cocobeach-Sequenz von den überwiegend marinen Nachsalz-Sedimenten. Seit seiner Entstehung hat das Becken die Form eines Halbgrabens angenommen, dessen östlicher Rand aus einer Reihe von drei, oder vielleicht mehr, Scharnierzonen bestand, die nacheinander weiter westwärts migrierten und die Verteilung der Ablagersumgebungen und Faziesänderungen kontrollierten. Die Erkennung der Scharnierzonen ist von großer Bedeutung für die Vorhersage von Reservoirtrends. Im zentralen Teil des Beckens wurde es im Westen vom Anguille-Fundamenthoch begrenzt, und da die Position dieses Hochs mehr oder weniger fest an der (gegenwärtigen) Kontinentalgrenze verblieb, wurde das Becken mit der Zeit schmaler. Erst zur Miozän-Zeit sank das Anguille-Hoch stark ab und hörte auf, die Ablagerung zu beeinflussen. Hauptsächlich während der späten Cocobeach-Ablagerung wurde die Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba-Horstzone gebildet. Nach der Peneplanation von Horsten und Grabens gleichermaßen drang das Meer zum ersten Mal in das Gabon-Becken ein. Die relativ dünne, transgressive, küstennah-marine Sequenz zwischen der Diskontinuität und dem darüberliegenden Salz wird „Gamba-Formation“ genannt, deren Sandsteine wichtige Ölproduzenten sind. Der Hauptproduktionsverlauf hängt mit der strukturellen Konfiguration der darunterliegenden Horste und Graben zusammen. Die dritte Scharnierzone (Atlantische Scharnierzone) war während der Ablagerung eines Großteils der Nachsalz-Sequenz aktiv. Diese Scharnierzone erstreckt sich wahrscheinlich über die gesamte Länge des Beckens und kontrollierte die Trennung tieferer mariner (Quell-)Umgebungen im Westen von Schelf (Reservoir-)Umgebungen im Osten. Das Fehlen von Schiefergliedern, um potenzielle Reservoirgesteine entlang zumindest Teile der Scharnierzone zu überdecken, könnte erklären, warum bisher keine wichtigen Ölvorkommen gefunden wurden. Die wichtigsten Ölfelder, die aus den Nachsalz-Sedimenten produzieren, liegen 60–100 km westlich der Atlantischen Scharnierzone, teilweise auf dem östlichen Hang des Anguille-Fundamenthochs. Die Ablagersumgebungen der produzierenden Sedimente variieren von brackigen Wasserestuar bis zu marinen-distalen deltaischen; die größten Ölfelder liegen im Westen nicht als Ergebnis optimaler Reservoirbedingungen, sondern aufgrund der rechtzeitigen Entwicklung von nicht durchdringenden, salzinduzierten domalen Strukturen großer arealer Ausdehnung. Steile Salzdurchbrüche sind weiter östlich in tieferen Teilen des Ablagerungsbeckens vorhanden, und Ölvorkommen, die mit diesen Durchbrüchen zusammenhängen, neigen dazu, kleiner zu sein.",
    url = "https://doi.org/10.1306/83d913bc-16c7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/83d913bc-16c7-11d7-8645000102c1865d",
    number = "2",
    openalex = "W2067055967",
    pages = "216-235",
    volume = "58",
    references = "doi1013060bda61ca16bd11d78645000102c1865d, doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d, openalexw2269081355"
}

@misc{levchenko1975prospects23,
    author = "Levchenko, I. G",
    title = "Prospects of oil and gas in Cambrian deposits of Tungusskaya syneclise and its belt",
    year = "1975",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 1, p. 1-9",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Levchenko, I. G., 1975, Prospects of oil and gas in Cambrian deposits of Tungusskaya syneclise and its belt: Geology of Oil and Gas, v. 1, p. 1-9.}"
}

@misc{richards1975lead28,
    author = "Richards, J. R",
    title = "Bleisotopendaten an drei nordaustralischen Galenablöcken",
    year = "1975",
    howpublished = "Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Richards, J. R., 1975, Bleisotopendaten an drei nordaustralischen Galenablöcken: Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301.}"
}

@book{degens1976stratabound8,
    author = "Degens, E. T. und Ross, D. A",
    title = "Strata-Bound Metalliferous Deposits Found In or Near Active Rifts, in Wolf, K. H., ed., Handbook of Strata-Bound Ore Deposits",
    year = "1976",
    publisher = "Amsterdam, Elsevier, v. 4, p. 165-202; 1976 [429 pp.]",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Degens, E. T., und Ross, D. A., 1976, Strata-Bound Metalliferous Deposits Found In or Near Active Rifts, in Wolf, K. H., ed., Handbook of Strata-Bound Ore Deposits: Amsterdam, Elsevier, v. 4, p. 165-202; 1976 [429 pp.].}"
}

@misc{nevins1976the26,
    author = "Nevins, S. E",
    title = "The origin of coal",
    year = "1976",
    howpublished = "ICR Impact Series, v. 41, p. i-iv",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Nevins, S. E., 1976, The origin of coal: ICR Impact Series, v. 41, p. i-iv.}"
}

@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "Über die Entstehung schwefelhaltiger Öle und Schwefelwasserstoff in Gasen aus dem Osinskii-Horizont des Irkutskii-Cirques",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Balitov, N. V., 1977, Über die Entstehung schwefelhaltiger Öle und Schwefelwasserstoff in Gasen aus dem Osinskii-Horizont des Irkutskii-Cirques: Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55.}"
}

@misc{dikenshteyn1977oil9,
    author = "Dikenshteyn, G. K. et al",
    title = "Oil and Gas Regions of the USSR",
    year = "1977",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 328 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Dikenshteyn, G. K. et al., 1977, Oil and Gas Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 328 p.}"
}

@techreport{gretener1977on17,
    author = "Gretener, P. E",
    title = "On the character of thrust faults with particular reference to the basal tongues",
    year = "1977",
    howpublished = "Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 25, p. 110-122",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Gretener, P. E., 1977, On the character of thrust faults with particular reference to the basal tongues: Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 25, p. 110-122.}"
}

@misc{kontorovich1977main20,
    author = "Kontorovich, A. A. et al",
    title = "Hauptetappen und Ergebnisse der Voruntersuchungen in der westsibirischen Erdöl- und Erdgasprovinz",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologie von Erdöl und Erdgas, v. 11, S. 21- 25",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kontorovich, A. A. et al., 1977, Hauptetappen und Ergebnisse der Voruntersuchungen in der westsibirischen Erdöl- und Erdgasprovinz: Geologie von Erdöl und Erdgas, v. 11, S. 21- 25.}"
}

@misc{kutukov1977prospects21,
    author = "Kutukov, A. V. und Vinnikovskiy, S. A. und Shershnev, K. S",
    title = "Prospects of oil and gas in Vendian deposits of Permskii Prikam'ya",
    year = "1977",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 11, p. 37-43",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kutukov, A. V., Vinnikovskiy, S. A., und Shershnev, K. S., 1977, Prospects of oil and gas in Vendian deposits of Permskii Prikam'ya: Geology of Oil and Gas, v. 11, p. 37-43.}"
}

@misc{belenkiy1978ways6,
    author = "Belen'kiy, V. Y. und Kunin, N. Y",
    title = "Wege zur Verbesserung der Effektivität der seismischen Erkundung bei der Vorbereitung [Untersuchung] von Strukturen in Westsibirien",
    year = "1978",
    howpublished = "Geologie von Öl und Gas, v. 5, S. 22-30",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Belen'kiy, V. Y., und Kunin, N. Y., 1978, Wege zur Verbesserung der Effektivität der seismischen Erkundung bei der Vorbereitung [Untersuchung] von Strukturen in Westsibirien: Geologie von Öl und Gas, v. 5, S. 22-30.}"
}

@misc{kazanskii1978methods19,
    author = "Kazanskii, V. V. et al",
    title = "Methoden zur Beeinflussung von gering durchlässigen Förderhorizonten in Ostsibirien während der Teats",
    year = "1978",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 4, p. 60-64",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kazanskii, V. V. et al., 1978, Methoden zur Beeinflussung von gering durchlässigen Förderhorizonten in Ostsibirien während der Teats: Geology of Oil and Gas, v. 4, p. 60-64.}"
}

@misc{landis1978coal22,
    author = "Landis, E. R. und Averitt, P",
    title = "Kohle, in Fairbridge, R. W., und Bourgeois, J., Hgg., The Encyclopedia of Sedimentology",
    year = "1978",
    howpublished = "Stroudsburg, Pa., Dowden, Hutchinson und Ross, S. 165-167",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Landis, E. R., und Averitt, P., 1978, Kohle, in Fairbridge, R. W., und Bourgeois, J., Hgg., The Encyclopedia of Sedimentology: Stroudsburg, Pa., Dowden, Hutchinson und Ross, S. 165-167.}"
}

@techreport{shibaoka1978hydrocarbon30,
    author = "Shibaoka, M. und Saxby, J. D. und Taylor, G. H",
    title = "Kohlenwasserstoffbildung im Gippsland-Becken, Australien – Vergleich mit Cooper Basin, Australien",
    year = "1978",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 62, no. 7, p. 1151-1158",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Shibaoka, M., Saxby, J. D., und Taylor, G. H., 1978, Kohlenwasserstoffbildung im Gippsland-Becken, Australien – Vergleich mit Cooper Basin, Australien: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 62, no. 7, p. 1151-1158.}"
}

@misc{wszolek1978petroleumorigin34,
    author = "Wszolek, P. C. und Burlingame, A. L",
    title = "Petroleum--Ursprung und Evolution, in Fairbridge, R. W. und Bourgeois, J., Hgg., The Encyclopedia of Sedimentology",
    year = "1978",
    howpublished = "Stroudsburg, Pa., Dowden, Hutchinson and Ross, p. 565-574",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Wszolek, P. C. und Burlingame, A. L., 1978, Petroleum--Ursprung und Evolution, in Fairbridge, R. W. und Bourgeois, J., Hgg., The Encyclopedia of Sedimentology: Stroudsburg, Pa., Dowden, Hutchinson and Ross, p. 565-574.}"
}

@misc{bakirov1979oil1,
    author = "Bakirov, A. A",
    title = "Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR",
    year = "1979",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 456 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., 1979, Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 456 p.}"
}

@misc{finlowbates1979cyclicity12,
    author = "Finlow-Bates, T",
    title = "Zyklicität in den Blei-Zink-Silber führenden Sedimenten am Mount Isa Bergwerk, Queensland, Australien, und Raten der Sulfidakkumulation",
    year = "1979",
    howpublished = "Economic Geology, v. 74, p. 1408-1419",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Finlow-Bates, T., 1979, Zyklicität in den Blei-Zink-Silber führenden Sedimenten am Mount Isa Bergwerk, Queensland, Australien, und Raten der Sulfidakkumulation: Economic Geology, v. 74, p. 1408-1419.}"
}

@misc{fuks1979genesis13,
    author = "Fuks, A. B. und Fuks, B. A",
    title = "Genesis of the oil belt of the Nepsko- Butoubiskoy anticline deposits",
    year = "1979",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 13-18",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Fuks, A. B., und Fuks, B. A., 1979, Genesis of the oil belt of the Nepsko- Butoubiskoy anticline deposits: Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 13-18.}"
}

@misc{hunt1979petroleum18,
    author = "Hunt, J. M",
    title = "Petroleum Geochemistry and Geology",
    year = "1979",
    howpublished = "San Francisco, W.H. Freeman \& Co., 617 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Hunt, J. M., 1979, Petroleum Geochemistry and Geology: San Francisco, W.H. Freeman \& Co., 617 p.}"
}

@misc{goldberg1981razdelnyi16,
    author = "Gol'dberg, I. S. und Lebedev, B. A. und Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Separate prediction of the distribution of gas, oil and bitumens on the Siberian Platform] [auf Russisch]",
    year = "1981",
    howpublished = "Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Gol'dberg, I. S., Lebedev, B. A., und Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Separate prediction of the distribution of gas, oil and bitumens on the Siberian Platform] [auf Russisch]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
}

ZUSAMMENFASSUNG Tertiäre und quartäre nicht-marine, erdölhaltige Sedimentgesteine im Qaidam-Becken des abgelegenen westlichen Chinas wurden durch Druckkräfte stark deformiert. Diese Kräfte erzeugten viele Falten, die derzeit Ziele chinesischer Explorationsprogramme sind. Manuelle Techniken der Bildanalyse und -interpretation wurden auf computergestützte Landsat-Bilder des westlichen Teils des Qaidam-Beckens angewendet, um die Beiträge von Landsat-Bildern bei der Definition der geologischen Bedingungen des Beckens zu bewerten und ihre Nützlichkeit als Explorationswerkzeug in der Region zu bestimmen. Der größte Erfolg wurde bei der Definition des strukturell-geologischen Rahmens der Region erzielt. Bildbasierte Interpretationen von Falten, Streichverschiebungsstörungen, Stoßstörungen, Normal- oder Umkehrstörungen sowie Brüchen stimmten in Bezug auf die kartierten Standorte und Zahlen sehr gut mit chinesischen Daten überein, die aus Jahren umfangreicher Feldkartierungen zusammengestellt wurden. Die Bildstudien führten zur Identifizierung mindestens einer Untergrundfalte, die durch Feldkartierung nicht erkannt worden war. Die Ergebnisse dieser Studie haben direkte Explorationsbedeutung. Viele potenzielle Kohlenwasserstofffängerstrukturen wurden präzise lokalisiert, und Informationen wurden gewonnen, die möglicherweise erhebliche Implikationen für die Fluidmigration oder Versuche haben, versetzte Reservoirs und vergrabene Falten zu lokalisieren. Darüber hinaus korrelieren die Orientierungen der Hauptstrukturentrends, die aus Landsat-Bildern definiert wurden, gut mit denen, die für den Bereich basierend auf der globalen tektonischen Theorie vorhergesagt wurden. Diese Korrelationen deuten darauf hin, dass ähnliche Orientierungen in der östlichen Hälfte des Beckens existieren, wo gefaltete Gesteine größtenteils von unkonsolidierten Oberflächensedimenten verdeckt sind und wo nur begrenzt nachgeforscht wurde.

@article{doi10130603b5a7a016d111d78645000102c1865d,
    author = "Bailey, GM und Anderson, Patrick D.",
    title = "Anwendungen von Landsat-Bildern zur Lösung von Problemen der Erdölexploration im Qaidam-Becken, China",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Tertiäre und quartäre nicht-marine, erdölhaltige Sedimentgesteine im Qaidam-Becken des abgelegenen westlichen Chinas wurden durch Druckkräfte stark deformiert. Diese Kräfte erzeugten viele Falten, die derzeit Ziele chinesischer Explorationsprogramme sind. Manuelle Techniken der Bildanalyse und -interpretation wurden auf computergestützte Landsat-Bilder des westlichen Teils des Qaidam-Beckens angewendet, um die Beiträge von Landsat-Bildern bei der Definition der geologischen Bedingungen des Beckens zu bewerten und ihre Nützlichkeit als Explorationswerkzeug in der Region zu bestimmen. Der größte Erfolg wurde bei der Definition des strukturell-geologischen Rahmens der Region erzielt. Bildbasierte Interpretationen von Falten, Streichverschiebungsstörungen, Stoßstörungen, Normal- oder Umkehrstörungen sowie Brüchen stimmten in Bezug auf die kartierten Standorte und Zahlen sehr gut mit chinesischen Daten überein, die aus Jahren umfangreicher Feldkartierungen zusammengestellt wurden. Die Bildstudien führten zur Identifizierung mindestens einer Untergrundfalte, die durch Feldkartierung nicht erkannt worden war. Die Ergebnisse dieser Studie haben direkte Explorationsbedeutung. Viele potenzielle Kohlenwasserstofffängerstrukturen wurden präzise lokalisiert, und Informationen wurden gewonnen, die möglicherweise erhebliche Implikationen für die Fluidmigration oder Versuche haben, versetzte Reservoirs und vergrabene Falten zu lokalisieren. Darüber hinaus korrelieren die Orientierungen der Hauptstrukturentrends, die aus Landsat-Bildern definiert wurden, gut mit denen, die für den Bereich basierend auf der globalen tektonischen Theorie vorhergesagt wurden. Diese Korrelationen deuten darauf hin, dass ähnliche Orientierungen in der östlichen Hälfte des Beckens existieren, wo gefaltete Gesteine größtenteils von unkonsolidierten Oberflächensedimenten verdeckt sind und wo nur begrenzt nachgeforscht wurde.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a7a0-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a7a0-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2129403815",
    references = "doi103133ofr80609"
}

@book{doi1010160167527382900481,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geologie und Erdölressourcen von Becken im westlichen China",
    year = "1984",
    journal = "International Journal of Cardiology",
    url = "https://doi.org/10.1016/0167-5273(82)90048-1",
    doi = "10.1016/0167-5273(82)90048-1",
    openalex = "W7152732"
}

Dieser Bericht basiert hauptsächlich auf allgemein zugänglicher veröffentlichter Literatur; eine detaillierte Darstellung der Geologie ist nicht verfügbar. Das Chaidamu-Becken ist ein intermontaner Becken in der nordwestlichen Teil der Provinz Qinghai, Nordwestchina. Das Ablagerungsgerüst des Beckens wurde zunächst auf dem paläozoischen Grundgebirge des variszischen östlichen Kunlun-Faltensystems während der späten Phase der Indosinischen Orogenese vom späten späten Trias bis zum frühen frühen Jura gebildet. Dieses Becken entwickelte sich zu seiner heutigen Form während des tertiären Eozän und des oligozän-miozänen Himalaya-Orogenese.

@article{doi103133ofr84413,
    author = "Lee, Key-Woo",
    title = "Geologie des Chaidamu-Beckens, Provinz Qinghai, Nordwestchina",
    year = "1984",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    abstract = "Dieser Bericht basiert hauptsächlich auf allgemein zugänglicher veröffentlichter Literatur; eine detaillierte Darstellung der Geologie ist nicht verfügbar. Das Chaidamu-Becken ist ein intermontaner Becken in der nordwestlichen Teil der Provinz Qinghai, Nordwestchina. Das Ablagerungsgerüst des Beckens wurde zunächst auf dem paläozoischen Grundgebirge des variszischen östlichen Kunlun-Faltensystems während der späten Phase der Indosinischen Orogenese vom späten späten Trias bis zum frühen frühen Jura gebildet. Dieses Becken entwickelte sich zu seiner heutigen Form während des tertiären Eozän und des oligozän-miozänen Himalaya-Orogenese.",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr84413",
    doi = "10.3133/ofr84413",
    openalex = "W1599921694",
    references = "doi103133ofr80609"
}

ZUSAMMENFASSUNG In großen Seenbecken weisen Muttergesteine, die sapropelisches Kerogen enthalten, ein hohes Umwandlungsverhältnis und ein hohes Potenzial für Erdöl auf und bieten die materielle Grundlage für die Entstehung eines großen nicht-marinen Ölfeldes. Auf der Grundlage geologischer und geochemischer Daten sowie der Ergebnisse thermischer Simulationen von Kerogen wurde bestätigt, dass die Reifungssequenz von Kerogen Typ I, Typ II und Typ III ist.

@article{doi101306ad462b8c16f711d78645000102c1865d,
    author = "Yang, Wanli und Yongkang, Li und Ruiqi, Gao",
    title = "Formation and Evolution of Nonmarine Petroleum in Songliao Basin, China",
    year = "1985",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG In großen Seenbecken weisen Muttergesteine, die sapropelisches Kerogen enthalten, ein hohes Umwandlungsverhältnis und ein hohes Potenzial für Erdöl auf und bieten die materielle Grundlage für die Entstehung eines großen nicht-marinen Ölfeldes. Auf der Grundlage geologischer und geochemischer Daten sowie der Ergebnisse thermischer Simulationen von Kerogen wurde bestätigt, dass die Reifungssequenz von Kerogen Typ I, Typ II und Typ III ist.",
    url = "https://doi.org/10.1306/ad462b8c-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/ad462b8c-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2100019949"
}

@misc{lee1985geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Geologie der Erdöl- und Kohlevorkommen im Junggar (Zhungaer) Becken, Xinjiang Uygur Zizhiqu, Nordwestchina",
    year = "1985",
    booktitle = "Open-File Report",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr85230",
    doi = "10.3133/ofr85230",
    openalex = "W1555213978",
    references = "doi10100797836426157406, doi101111j174754571980tb00982x, doi10113000167606198495295aootpt20co2, doi101306bf9ab5c50eb611d78643000102c1865d, doi103133ofr80609, openalexw120412751, openalexw617865741"
}

Das Songliao-Becken in Nordostchina umfasst etwa 260.000 km² mit einem sedimentären Gesteinsfüll von etwa 1.560.000 km². Es liegt allgemein zwischen 42°20' und 49°20' nördlicher Breite sowie 120°00' und 128°00' östlicher Länge. Dieses große Becken entwickelte sich auf einem variszischen gefalteten kratonischen Untergrund, der marginal zum Da Hinggan Ling* variszischen eugeosynklinalen Faltenzug im Westen und Nordwesten, zum Xiao Hinggan Ling und zum Zhangguangcai Ling variszischen eugeosynklinalen Faltenzug im Nordosten und Südosten sowie zu den Kangping-Hügeln der präkambrischen Nei-Mong-Schildachse der sino-koreanischen Plattform im Süden liegt. Es erlangte seine allgemeine Form durch die kontinentale Rift-Fragmentierung während der späten triassischen Indosinischen Orogenese. Anschließend erreichte es durch die spätjurassische bis frühkretazische extensionale Grabenentwicklung seine volle Entwicklung, gefolgt von der mittlere kretazischen beckenweiten Absenkung und syndepositionalen Wachstumsnormalfaltung während der yanshanischen Orogenese (Abb. Das Becken erwarf weitere Elemente seiner heutigen Konfiguration während der neogenen himalayischen Orogenese.

@article{doi103133ofr86502,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Petroleum geology of the Songliao basin, Northeast China",
    year = "1986",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    abstract = "The Songliao basin of Northeast China covers about 260,000 km2 with a sedimentary rock fill of about 1,560,000 km^. It lies generally within lat 4220' to 4920' N. and long 12000' to 12800' E. This large basin evolved on a Variscan folded cratonic basement marginal to the Da Hinggan Ling* Variscan eugeosyncline foldbelt on the west and northwest, the Xiao Hinggan Ling and the Zhangguangcai Ling Variscan eugeosyncline foldbelt on the northeast and southeast, and the Kangping hills of the Precambrian Nei Mong shield axis of the Sino-Korean platform on the south. It acquired its general form by the continental rifting fragmentation during the Late Triassic Indosinian orogeny. Subsequently, it reached full development through the Late Jurassic to Early Cretaceous extensional graben development, followed by the Middle Cretaceous basin-wide subsidence and syndepositional growth normal faulting during the Yanshanian orogeny (fig. The basin acquired further elements of its present configuration during the Neogene Himalayan orogeny.",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr86502",
    doi = "10.3133/ofr86502",
    openalex = "W599755651",
    references = "doi103133ofr80609"
}

@misc{lee1986geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Geologie der Kohle- und Erdölablagerungen im Ordos-Becken, China",
    year = "1986",
    booktitle = "Open-File Report",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr86278",
    doi = "10.3133/ofr86278",
    openalex = "W908642540"
}

@misc{crossref1989geology,
    title = "Geologie von Erdöl- und Kohlevorkommen im Nordchinesischen Becken, Ostchina",
    year = "1989",
    url = "https://doi.org/10.3133/b1871",
    doi = "10.3133/b1871",
    openalex = "W1562598360",
    references = "doi1010079783642878138, doi1010079783642964466, doi101017s0016756800030740, doi101306ad4616a616f711d78645000102c1865d, doi101306ad4616ab16f711d78645000102c1865d, doi101306ad4616b016f711d78645000102c1865d, doi101306m32427c19, doi101306m32427c20, doi103133ofr80609, openalexw1585657202, openalexw2508127278"
}

Zusammenfassung Dieses Kapitel untersucht das Erdölpotenzial der Sedimentbecken entlang der Kontinentalränder der Nordamerikanischen Platte in der Region des Arktischen Ozeans, einschließlich jener unter dem Kontinent selbst und jener unter seinen angrenzenden kontinentalen Terrassen. Becken innerhalb der kanadischen arktischen Inseln Nordamerikas und in den Baffin-Bay-Regionen werden in anderen Bänden dieser Reihe behandelt. Das große Erdölpotenzial einiger Sedimentbecken des Arktischen Ozeans an der Rand der Nordamerikanischen Platte, insbesondere jener auf dem Kontinentalschelf, ist bereits gut etabliert. Das Potenzial der Erdölressourcen der Tiefseeebenen des Arktischen Ozeans ist schlecht verstanden, wird aber als nur einen geringen Anteil des Gesamtpotenzials der Region darstellend angesehen. Die Becken am Rand des Arktischen Ozeanbeckens sind hauptsächlich kontinentale Terrassenwülste auf gesunkenen passiven Kontinentalrändern und Nachfolgebecken auf ausgedehnten Kontinentalschelfen. Das Kronprins-Christian-Becken auf dem Ostgrönland-Schelf ist durch den Mittelatlantischen Rücken nördlich von Island von europäischen Becken getrennt (Abb. 1). Der Rest der Becken entlang des Randes des nordamerikanischen Kontinentalgebiets, von Osten nach Westen, sind das Wandel-Meer-Becken in Grönland, das Lincoln-Meer-Becken, die verschiedenen Subbecken der kanadischen arktischen Küstenebene und des Schelfs, das Mackenzie-Delta–Beaufort-Meer-Becken in Kanada, sowie das Kaktovik-Becken, das Demarcation-Subbecken, der Dinkum-Graben und das Nuwuk-Becken vor Alaska. Westlich von Alaska und nördlich von Sibirien enthält das breite Kontinentalschelf oberpaläozoisches-mesozoisches Nachfolge

@incollection{doi101130dnaggnal503,
    author = "Haimila, N. E. und Kirschner, C. E. und Nassichuk, W W und Ulmichek, G. und Procter, R M",
    title = "Sedimentbecken und Potenzial der Erdölressourcen in der Region des Arktischen Ozeans",
    year = "1990",
    booktitle = "Geological Society of America eBooks",
    abstract = "Zusammenfassung Dieses Kapitel untersucht das Erdölpotenzial der Sedimentbecken entlang der Kontinentalränder der Nordamerikanischen Platte in der Region des Arktischen Ozeans, einschließlich jener unter dem Kontinent selbst und jener unter seinen angrenzenden kontinentalen Terrassen. Becken innerhalb der kanadischen arktischen Inseln Nordamerikas und in den Baffin-Bay-Regionen werden in anderen Bänden dieser Reihe behandelt. Das große Erdölpotenzial einiger Sedimentbecken des Arktischen Ozeans an der Rand der Nordamerikanischen Platte, insbesondere jener auf dem Kontinentalschelf, ist bereits gut etabliert. Das Potenzial der Erdölressourcen der Tiefseeebenen des Arktischen Ozeans ist schlecht verstanden, wird aber als nur einen geringen Anteil des Gesamtpotenzials der Region darstellend angesehen. Die Becken am Rand des Arktischen Ozeanbeckens sind hauptsächlich kontinentale Terrassenwülste auf gesunkenen passiven Kontinentalrändern und Nachfolgebecken auf ausgedehnten Kontinentalschelfen. Das Kronprins-Christian-Becken auf dem Ostgrönland-Schelf ist durch den Mittelatlantischen Rücken nördlich von Island von europäischen Becken getrennt (Abb. 1). Der Rest der Becken entlang des Randes des nordamerikanischen Kontinentalgebiets, von Osten nach Westen, sind das Wandel-Meer-Becken in Grönland, das Lincoln-Meer-Becken, die verschiedenen Subbecken der kanadischen arktischen Küstenebene und des Schelfs, das Mackenzie-Delta–Beaufort-Meer-Becken in Kanada, sowie das Kaktovik-Becken, das Demarcation-Subbecken, der Dinkum-Graben und das Nuwuk-Becken vor Alaska. Westlich von Alaska und nördlich von Sibirien enthält das breite Kontinentalschelf oberpaläozoisches-mesozoisches Nachfolge",
    url = "https://doi.org/10.1130/dnag-gna-l.503",
    doi = "10.1130/dnag-gna-l.503",
    openalex = "W2489644352"
}

ZUSAMMENFASSUNG Die sedimentären Becken der Xinjiang Uygur Autonomen Region, China, sind für die Erdölförderung mäßig bis schlecht erkundet. Das volumetrische Ausreichendsein von Erdölquellgesteinen stellt in diesen Becken ein kritisches Explorationsrisiko dar, insbesondere weil Daten über Quellgesteine begrenzt sind. Diese Studie liefert neue Daten zu Quellgesteinen und bewertet spekulativ das Potenzial der Quellgesteine in den Xinjiang-Becken. Das Junggar (Zhungaer) Becken, das am besten erkundete der Xinjiang-Becken und das ein riesiges Ölfeld enthält, wird in vielen Bereichen von einer oberpermischen lacustrinen Ölschiefer-Sequenz unterlagert, die für ihre organische Reichhaltigkeit und die Qualität ihrer Ölfundstelle bemerkenswert ist. Je nach ihrer Position im Becken reicht der permische Abschnitt von unreif bis überreif und wird als Hauptquelle für Öl im Becken angenommen. Obertrias–Mittlere Jura-Kohle-Maße, einschließlich lacustriner Gesteine, bilden eine sekundäre Quellgestein-Sequenz im Becken. Das kleinere, intermontane Turpan (Tulufan) Becken enthält eine sehr ähnliche Obertrias–Mittlere Jura-Sequenz, die, wo ausreichend vergraben, wahrscheinlich die einzige signifikante Ölfundstellen-Sequenz im Becken darstellt. Das riesige Tarim (Talimu) Becken bietet die größte Vielfalt potenzieller Quellgesteine aller Xinjiang-Becken, bleibt jedoch am wenigsten gut dokumentiert. Aus begrenzten, aber geologisch geplanten und fokussierten Probenahmen werden kambriische, karbonische und permische Schichten nicht als wesentliche Ölförderer im überwiegend flachmarinen paläozoischen Abschnitt des nördlichen Tarimbeckens betrachtet. Nur ordovizische Schwarzschiefer scheinen signifikantes Potenzial zu haben. Die Obertrias–Mittlere Jura-Sequenz des nördlichen Tarimbeckens ist derjenigen der Junggar- und Turpan-Becken ähnlich – ein Abschnitt, der reich an Kohle und lacustrinem Schiefer ist und eine weitere potenziell signifikante Ölfundstelle darstellt. Aufgrund der Größe, stratigraphischen Verpackung und strukturellen Erhebung des nördlichen Tarimbeckens reichen paläozoische und mesozoische potenzielle Ölfundstellen von unreif bis überreif.

@article{doi1013060c9b233f171011d78645000102c1865d,
    author = "Graham, Stephen und Brassell, S. und Carroll, A. R. und Xiao, X. und Demaison, G. und Mcknight, C. L. und Liang, Y. und Chu, J. und Hendrix, M. S.",
    title = "Characteristics of Selected Petroleum Source Rocks, Xianjiang Uygur Autonomous Region, Northwest China",
    year = "1990",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die sedimentären Becken der Xinjiang Uygur Autonomen Region, China, sind für die Erdölförderung mäßig bis schlecht erkundet. Das volumetrische Ausreichendsein von Erdölquellgesteinen stellt in diesen Becken ein kritisches Explorationsrisiko dar, insbesondere weil Daten über Quellgesteine begrenzt sind. Diese Studie liefert neue Daten zu Quellgesteinen und bewertet spekulativ das Potenzial der Quellgesteine in den Xinjiang-Becken. Das Junggar (Zhungaer) Becken, das am besten erkundete der Xinjiang-Becken und das ein riesiges Ölfeld enthält, wird in vielen Bereichen von einer oberpermischen lacustrinen Ölschiefer-Sequenz unterlagert, die für ihre organische Reichhaltigkeit und die Qualität ihrer Ölfundstelle bemerkenswert ist. Je nach ihrer Position im Becken reicht der permische Abschnitt von unreif bis überreif und wird als Hauptquelle für Öl im Becken angenommen. Obertrias–Mittlere Jura-Kohle-Maße, einschließlich lacustriner Gesteine, bilden eine sekundäre Quellgestein-Sequenz im Becken. Das kleinere, intermontane Turpan (Tulufan) Becken enthält eine sehr ähnliche Obertrias–Mittlere Jura-Sequenz, die, wo ausreichend vergraben, wahrscheinlich die einzige signifikante Ölfundstellen-Sequenz im Becken darstellt. Das riesige Tarim (Talimu) Becken bietet die größte Vielfalt potenzieller Quellgesteine aller Xinjiang-Becken, bleibt jedoch am wenigsten gut dokumentiert. Aus begrenzten, aber geologisch geplanten und fokussierten Probenahmen werden kambriische, karbonische und permische Schichten nicht als wesentliche Ölförderer im überwiegend flachmarinen paläozoischen Abschnitt des nördlichen Tarimbeckens betrachtet. Nur ordovizische Schwarzschiefer scheinen signifikantes Potenzial zu haben. Die Obertrias–Mittlere Jura-Sequenz des nördlichen Tarimbeckens ist derjenigen der Junggar- und Turpan-Becken ähnlich – ein Abschnitt, der reich an Kohle und lacustrinem Schiefer ist und eine weitere potenziell signifikante Ölfundstelle darstellt. Aufgrund der Größe, stratigraphischen Verpackung und strukturellen Erhebung des nördlichen Tarimbeckens reichen paläozoische und mesozoische potenzielle Ölfundstellen von unreif bis überreif.",
    url = "https://doi.org/10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1841833721",
    references = "lee1985geology"
}

Interior Cratonic Basins, ein Produkt der World Petroleum Basins-Serie der American Association of Petroleum Geologists (AAPG), wurde 1984 genehmigt und Anfang 1985 eingeleitet.1 Die Mitwirkenden verpflichteten sich, nützliche geologische Informationen über die regionale Umgebung, Stratigraphie, Struktur, Tektonik und Beckenentwicklung sowie Erdöl- und Erdgassysteme von sieben kratonischen Becken bereitzustellen. Ein detaillierter Überblick über das Illinois-Becken, das vom AAPG-Ausschuss ad hoc als repräsentativer Typ ausgewählt wurde (siehe Vorwort), wird durch weniger detaillierte Reviews von sechs weiteren ausgewählten inneren kratonischen Becken ergänzt: die Williston-, Michigan-, Baltische-, Pariser-, Parana- und Carpentaria-Becken. Das Ziel ist es, ein besseres Verständnis der Beckenbildenden, Beckenfüllenden und Beckenverändernden Prozesse zu entwickeln, die Kohlenwasserstoff-Plays und die daraus resultierenden Erdöl- und Erdgasfelder in dieser Klasse von Becken kontrollieren. Die Idee besteht darin, die Variationen, Möglichkeiten und Erkundungsprobleme zu beschreiben und zu dokumentieren, die zu erwarten sind. Wir haben sieben Becken, produktive und unproduktive, von vier Kontinenten ausgewählt (Abbildung 1): fünf Becken, die auf präkambrischem Krustengrundgebilde entstanden sind (Illinois, Michigan, Williston, Baltische und Parana-Becken); eines, das auf akkretierter paläozoischer Kruste entstanden ist (Pariser Becken); und eines, das auf paläozoischen und proterozoischen Vulkaniten und Sedimenten sowie proterozoischen metamorphen Gesteinen entstanden ist (Carpentaria-Becken). Einige sind mit Rissen verbunden; einige nicht. Informationen aus anderen inneren kratonischen Becken balancieren die Abdeckung. Am Ende der Einleitung wird eine Auswahl paläogeographischer Karten für spätere Referenzen im gesamten Band über die Zeit, den Ort und die Umgebung der sieben Becken vorgestellt. Wir schließen den Band mit einem Abschnitt über innere kratonische Becken und ihre Stellung im Schema der globalen Tektonik ab, und ein Epilog hebt hervor, was wir über diese Becken wissen und was wir noch nicht wissen. Kraton und kratonisch (Sloss und Speed, 1974) waren schwierig zu definieren. Das Wort Kraton wurde ursprünglich von Stille (1936, 1941) im Sinne eines starken, unbiegsenen Schildes oder Bucklers verwendet (Sloss, 1998a). Vermutlich wurde das unbewegliche Schild von peripheren miogeosynklinalen Gebieten umschlossen. Kay (1947, 1951) erkannte Begrenzungsfaltungen, die „Wasatch-Linie" und „Adirondack-Linie", die die westlichen und östlichen inneren Grenzen der nordamerikanischen miogeosynklinalen Gebiete markierten und die breite stabile Region zwischen den Faltungen als Kraton definierten. Miogeosynklinalen verfielen, als erkannt wurde, dass die Wedge- oder Prismen von Sedimenten, die mit ihnen verbunden sind, eine Folge der Ablagerung auf absinkenden kontinentalen Rändern sind (Sloss, 1988a). Diese Erkenntnis ließ die Definition von Kratonen und was IS oder nicht kratonisch oder extrakratonisch ist, in der Schwebe.

@incollection{doi101306m51530c32,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geologische Entwicklung und Erdölressourcen des Baltischen Beckens",
    year = "1990",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = {Interior Cratonic Basins, ein Produkt der World Petroleum Basins-Serie der American Association of Petroleum Geologists (AAPG), wurde 1984 genehmigt und Anfang 1985 eingeleitet.1 Die Mitwirkenden verpflichteten sich, nützliche geologische Informationen über die regionale Umgebung, Stratigraphie, Struktur, Tektonik und Beckenentwicklung sowie Erdöl- und Erdgassysteme von sieben kratonischen Becken bereitzustellen. Ein detaillierter Überblick über das Illinois-Becken, das vom AAPG-Ausschuss ad hoc als repräsentativer Typ ausgewählt wurde (siehe Vorwort), wird durch weniger detaillierte Reviews von sechs weiteren ausgewählten inneren kratonischen Becken ergänzt: die Williston-, Michigan-, Baltische-, Pariser-, Parana- und Carpentaria-Becken. Das Ziel ist es, ein besseres Verständnis der Beckenbildenden, Beckenfüllenden und Beckenverändernden Prozesse zu entwickeln, die Kohlenwasserstoff-Plays und die daraus resultierenden Erdöl- und Erdgasfelder in dieser Klasse von Becken kontrollieren. Die Idee besteht darin, die Variationen, Möglichkeiten und Erkundungsprobleme zu beschreiben und zu dokumentieren, die zu erwarten sind. Wir haben sieben Becken, produktive und unproduktive, von vier Kontinenten ausgewählt (Abbildung 1): fünf Becken, die auf präkambrischem Krustengrundgebilde entstanden sind (Illinois, Michigan, Williston, Baltische und Parana-Becken); eines, das auf akkretierter paläozoischer Kruste entstanden ist (Pariser Becken); und eines, das auf paläozoischen und proterozoischen Vulkaniten und Sedimenten sowie proterozoischen metamorphen Gesteinen entstanden ist (Carpentaria-Becken). Einige sind mit Rissen verbunden; einige nicht. Informationen aus anderen inneren kratonischen Becken balancieren die Abdeckung. Am Ende der Einleitung wird eine Auswahl paläogeographischer Karten für spätere Referenzen im gesamten Band über die Zeit, den Ort und die Umgebung der sieben Becken vorgestellt. Wir schließen den Band mit einem Abschnitt über innere kratonische Becken und ihre Stellung im Schema der globalen Tektonik ab, und ein Epilog hebt hervor, was wir über diese Becken wissen und was wir noch nicht wissen. Kraton und kratonisch (Sloss und Speed, 1974) waren schwierig zu definieren. Das Wort Kraton wurde ursprünglich von Stille (1936, 1941) im Sinne eines starken, unbiegsenen Schildes oder Bucklers verwendet (Sloss, 1998a). Vermutlich wurde das unbewegliche Schild von peripheren miogeosynklinalen Gebieten umschlossen. Kay (1947, 1951) erkannte Begrenzungsfaltungen, die „Wasatch-Linie" und „Adirondack-Linie", die die westlichen und östlichen inneren Grenzen der nordamerikanischen miogeosynklinalen Gebiete markierten und die breite stabile Region zwischen den Faltungen als Kraton definierten. Miogeosynklinalen verfielen, als erkannt wurde, dass die Wedge- oder Prismen von Sedimenten, die mit ihnen verbunden sind, eine Folge der Ablagerung auf absinkenden kontinentalen Rändern sind (Sloss, 1988a). Diese Erkenntnis ließ die Definition von Kratonen und was IS oder nicht kratonisch oder extrakratonisch ist, in der Schwebe.},
    url = "https://doi.org/10.1306/m51530c32",
    doi = "10.1306/m51530c32",
    openalex = "W3127101473"
}

@book{sawkins1990metal29,
    author = "Sawkins, F. J",
    title = "Metal Deposits in Relation to Plate Tectonics [2nd ed.], 17 of Minerals and Rocks",
    year = "1990",
    publisher = "New York, Springer-Verlag, 461 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Sawkins, F. J., 1990, Metal Deposits in Relation to Plate Tectonics [2nd ed.], 17 of Minerals and Rocks: New York, Springer-Verlag, 461 p.}"
}

Die westsibirische Erdöl- und Erdgasprovinz umfasst die größte flache Landfläche der Welt (3,5 Millionen km² oder 1,3 Millionen mi²). Über den größten Teil der Region überschreiten die Höhen selten 100 m (330 ft). Das Becken wird im Westen von den uralischen und der Novaja-Semlja-Hebung, im Osten vom sibirischen Kraton und der Taymyr-Hebung, im Süden von den kasachischen und Altai-Sajan-Hebungen sowie im Norden von der nordsibirischen sill begrenzt. Strukturell ist das Becken ein breites, relativ sanftes Absinken, das mit 3–10 km (10.000–33.000 ft) postpaleozoischer mariner, küstennaher mariner und kontinentaler klastischer Sedimentgesteine gefüllt ist. Der Untergrund besteht aus präkambrischen und paleozoischen Faltengebirgen mit großen Flächen teilweise metamorphosierter paläozoischer karbonatischer und klastischer Gesteine sowie zahlreichen Bereichen paläozoischer oder älterer granitischer und mafischer magmatischer Körper. Im zentralen Teil des Beckens wird der Untergrund von einem ausgedehnten, nördlich orientierten triasischen Riftsystem durchschnitten. Paläostrukturelle und stratigraphische Fallen sind wichtige Aspekte der westsibirischen Erdölgeologie. Erdölquellgesteine sind hauptsächlich marine jurassische und unterkreidezeitliche bituminöse Schiefer. Erdgasquellgesteine sind hauptsächlich oberkreidezeitliche humiche und kohlehaltige Schiefer. Die Erdölproduktion im Becken erfolgt in vier Hauptbereichen: (1) Mittlerer Ob: hauptsächlich Erdöl aus unterkreidezeitlichen deltaisch-marinen klastischen Reservoirn auf breiten regionalen Hebungen; die Samotlor- und andere Super-Gasfelder befinden sich in diesem Bereich; (2) Nahe dem Ural: hauptsächlich Erdöl im Süden und Erdgas im Norden aus oberjurassischen und unterkreidezeitlichen klastischen Reservoirn in paläostrukturell-stratigraphischen Fallen; (3) Südliches Becken: Erdöl und Erdöl-Gas aus jurassischen klastischen Reservoirn, hauptsächlich auf Antiklinalen oder Bögen, die von Untergrundhochs geerbt wurden; und (4) Nördliches Becken: Erdgas hauptsächlich aus oberkreidezeitlichen (cenomanischen) und Gas-Kondensat aus unterkreidezeitlichen und jurassischen klastischen Reservoirn auf großen antiklinalen Fallen, die durch kreidezeitliche Schiefer oder Permafrost abgedichtet sind. Urengoy, das größte Gasfeld der Welt, und mehrere andere Super-Gasfelder befinden sich in diesem letzteren Bereich. Große Teile des Beckens sind relativ unerforscht, insbesondere die nördlichen offshore-Segmente. Das miteinander verknüpfte paläostrukturelle und sedimentäre Charakteristik dieses enormen Beckens bietet hervorragende Aussichten für stratigraphische Fallenakkumulationen. Schätzungsweise 70 Milliarden Barrel Erdöl und 1000 tcf (Tausend Kubikfuß) Erdgas wurden im Becken gefunden. Die Schätzungen des US Geological Survey (1987) für unentdeckte, konventionell gewinnbare Erdölressourcen betragen 30 Milliarden Barrel Erdöl und 350 tcf Erdgas.

@book{doi101306st32544,
    author = "Peterson, James A. and Clarke, James W.",
    title = "Geology and Hydrocarbon Habitat of the West Siberian Basin",
    year = "1991",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = "Die westsibirische Erdöl- und Erdgasprovinz umfasst die größte flache Landfläche der Welt (3,5 Millionen km² oder 1,3 Millionen mi²). Über den größten Teil der Region überschreiten die Höhen selten 100 m (330 ft). Das Becken wird im Westen von den uralischen und der Novaja-Semlja-Hebung, im Osten vom sibirischen Kraton und der Taymyr-Hebung, im Süden von den kasachischen und Altai-Sajan-Hebungen sowie im Norden von der nordsibirischen sill begrenzt. Strukturell ist das Becken ein breites, relativ sanftes Absinken, das mit 3–10 km (10.000–33.000 ft) postpaleozoischer mariner, küstennaher mariner und kontinentaler klastischer Sedimentgesteine gefüllt ist. Der Untergrund besteht aus präkambrischen und paleozoischen Faltengebirgen mit großen Flächen teilweise metamorphosierter paläozoischer karbonatischer und klastischer Gesteine sowie zahlreichen Bereichen paläozoischer oder älterer granitischer und mafischer magmatischer Körper. Im zentralen Teil des Beckens wird der Untergrund von einem ausgedehnten, nördlich orientierten triasischen Riftsystem durchschnitten. Paläostrukturelle und stratigraphische Fallen sind wichtige Aspekte der westsibirischen Erdölgeologie. Erdölquellgesteine sind hauptsächlich marine jurassische und unterkreidezeitliche bituminöse Schiefer. Erdgasquellgesteine sind hauptsächlich oberkreidezeitliche humiche und kohlehaltige Schiefer. Die Erdölproduktion im Becken erfolgt in vier Hauptbereichen: (1) Mittlerer Ob: hauptsächlich Erdöl aus unterkreidezeitlichen deltaisch-marinen klastischen Reservoirn auf breiten regionalen Hebungen; die Samotlor- und andere Super-Gasfelder befinden sich in diesem Bereich; (2) Nahe dem Ural: hauptsächlich Erdöl im Süden und Erdgas im Norden aus oberjurassischen und unterkreidezeitlichen klastischen Reservoirn in paläostrukturell-stratigraphischen Fallen; (3) Südliches Becken: Erdöl und Erdöl-Gas aus jurassischen klastischen Reservoirn, hauptsächlich auf Antiklinalen oder Bögen, die von Untergrundhochs geerbt wurden; und (4) Nördliches Becken: Erdgas hauptsächlich aus oberkreidezeitlichen (cenomanischen) und Gas-Kondensat aus unterkreidezeitlichen und jurassischen klastischen Reservoirn auf großen antiklinalen Fallen, die durch kreidezeitliche Schiefer oder Permafrost abgedichtet sind. Urengoy, das größte Gasfeld der Welt, und mehrere andere Super-Gasfelder befinden sich in diesem letzteren Bereich. Große Teile des Beckens sind relativ unerforscht, insbesondere die nördlichen offshore-Segmente. Das miteinander verknüpfte paläostrukturelle und sedimentäre Charakteristik dieses enormen Beckens bietet hervorragende Aussichten für stratigraphische Fallenakkumulationen. Schätzungsweise 70 Milliarden Barrel Erdöl und 1000 tcf (Tausend Kubikfuß) Erdgas wurden im Becken gefunden. Die Schätzungen des US Geological Survey (1987) für unentdeckte, konventionell gewinnbare Erdölressourcen betragen 30 Milliarden Barrel Erdöl und 350 tcf Erdgas.",
    url = "https://doi.org/10.1306/st32544",
    doi = "10.1306/st32544",
    openalex = "W2311921368"
}

Nicht nur sind Grabenbecken die Grundlage für einen Großteil der geologischen Geschichte der Erde, sondern sie sind auch sehr attraktive Gebiete für Kohlenwasserstoffvorkommen. Klemme erklärte, dass dieses geografische Gebiet erhebliche Kohlenwasserstoffreserven bereitgestellt hat: "Nach Fläche stellen diese Becken etwas mehr als 5 % der Becken der Welt (50 % produktiv) dar. Allerdings hat eine hohe Ausbeute stattgefunden, da sie 10 % der gegenwärtigen Reserven der Welt enthalten (12 % der Ölreserven und 4 % der Gasreserven)." Die in diesem Band diskutierten Grabenbecken sind nur einige der produktiven und, noch wichtiger, potenziell produktiven Grabenbecken der Welt. Der Begriff "Graben" wurde von Gregory (1896) für den Graben geprägt, der nun seinen Namen im kenianischen Teil des Ostafrikanischen Grabensystems trägt. Die Erforschung der Geologie von Grabenbecken begann im Rheingraben. Die Entdeckung von Kohlenwasserstoffen in Grabenbecken um die Jahrhundertwende bot neue Motivation zum Verständnis dieser Becken. Diese Veröffentlichung wurde 1985 vom Publikationsausschuss der AAPG eingeleitet und Autoren wurden eingeladen, Beiträge zu verfassen. Die AAPG entwarf ihre Reihe "World Petroleum Basins" und strebte an, das definitive Werk über jeden von mehreren Beckentypen zu veröffentlichen. In diesem Band wurde über das Suez-Grabenbecken als repräsentativ für innere Grabenbecken ein detaillierter Überblick aus drei Papieren verfasst. Den Schlüsselartikeln folgten weniger detaillierte Übersichten über drei weitere ausgewählte innere Becken: Pripyat- und Dnieper-Donets-Becken; Reconcavo-Becken, Brasilien; Albuquerque-Beckenabschnitt des Rio-Grande-Graben.

@incollection{doi101306m59582c5,
    author = "Ulmishek, Gregory F. and Bogino, V. A. and Keller, Martin and Poznyakevich, Z. L.",
    title = "Structure, Stratigraphy, and Petroleum Geology of the Pripyat and Dnieper-Donets Basins, Byelarus and Ukraine",
    year = "1994",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = {Not only are rift basins the foundation for much of the geologic history of the earth, but they also are very attractive areas for hydrocarbon accumulations. Klemme stated that this geographic area has provided significant hydrocarbon reserves: "By area, these basins represent slightly over 5\% of the world's basins (50\% productive). However, high recovery has resulted, as they contain 10\% of the world's present reserves (12\% of the oil reserves and 4\% of the gas reserves)." The rift basins discussed in this volume are only a few of the productive and, more importantly, potentially productive rift basins in the world. The term "rift" was coined by Gregory (1896) for the graben that now bears his name in the Kenyan portion of the East African rift system. The study of geology of rift basins began in the Rhine graben. The discovery of hydrocarbons in rift basins about the turn of the century provided new motivation for understanding these basins. This publication was initiated by the AAPG Publications Committee in 1985 and contributors were invited to write. AAPG designed their "World Petroleum Basins" series and sought to publish the definitive volume on each of several basin types. In this volume, "Interior Rift Basins," a detailed, 3-paper overview was written about the Suez Rift basin as representative of interior rift basins. The key papers were followed by less detailed reviews of three other selected interior basins: Pripyat and Dnieper-Donets Basins; Reconcavo Basin, Brazil; Albuquerque Basin Segment of the Rio Grande Rift.},
    url = "https://doi.org/10.1306/m59582c5",
    doi = "10.1306/m59582c5",
    openalex = "W3108955205"
}

@article{doi103133ofr94426,
    author = "Ryder, Robert T. und Rice, Dudley D. und Zhao-cai, Sun und Yigang, Zhang und Yun-yu, Qiu und Zhengwu, Guo",
    title = "Petroleumgeologie des Sichuanbeckens, China; Bericht über Felduntersuchungen und Tagungen des U.S. Geological Survey und des chinesischen Ministeriums für Geologie und Mineralressourcen, Oktober 1991",
    year = "1994",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr94426",
    doi = "10.3133/ofr94426",
    openalex = "W1549098449",
    references = "doi103133ofr934"
}

ZUSAMMENFASSUNG Kohleführende Schichten des unteren und mittleren Jura treten weit verbreitet in Zentralasien auf und sind im Nordwesten Chinas gut entwickelt, wo ihre Mächtigkeit in den Becken des südlichen Junggar, des nördlichen Tarim und von Turpan jeweils 2500, 2300 und 1500 m übersteigt. Die Untersuchung dieser Schichten entlang von 13 Querschnitten über Ausbuchtungsgebiete am Beckenrand zeigt, dass es sich um vollständig nicht-marine, mäandrierende fluviatile Ablagerungen handelt, mit lokaler Entwicklung von geflochtenen fluviilen und lacustrinen deltaischen Fazies. Chinesische Untergrunddaten deuten darauf hin, dass regionale jurassische lacustrine Fazies bis in die depositionalen Tiefen hinab vorhanden sind, was mit Vorhersagen aus der globalen Zirkulationsmodellierung der monsunbedingten Niederschläge des frühen und mittleren Jura übereinstimmt. Laboranalysen von Kohlen und organisch reichen Schiefern zeigen eine Dominanz terrestrischer, höherer Pflanzenkomponenten. Die visuelle Kerogenanalyse zeigt, dass Vitrinit, Inertinit und Exinit die dominanten Makeralen sind, und die elementare Analyse charakterisiert die meisten Kerogene als Typ III. Rock-Eval-Analysen ergeben moderate Wasserstoffindexwerte (50-300) und sehr niedrige Sauerstoffindexwerte (<20). Jurassische Muttergesteins-Extrakte zeichnen sich durch ungerade-gerade normale Alkanverteilungen, hohe Pristane/Phytane- und hohe Hopan/Steran-Verhältnisse, Dominanz von C29-Steran-Homologen, lokale Häufigkeit von Diterpenoidverbindungen und niedrige Häufigkeit von tricyclischen Terpanen aus. Die geochemische Korrelation mit vier Erdölen aus den Junggar-, Tarim- und Turpan-Becken deutet stark darauf hin, dass die jurassigen kohlehaltigen Ablagerungen und ihre lacustrinen Äquivalente in der Tiefe Erdöl-Muttergesteine sind. Steran- und Hopan-Verteilungen von Erdölen und Extraktionen ihres mutmaßlichen jurassischen Muttergesteins sind ähnlich und können leicht von veröffentlichten Verteilungen dieser Verbindungen in anderen Muttergesteinslagen unterschieden werden. Zusätzliche Korrelationsparameter umfassen hohe Pristane/Phytane-Verhältnisse; niedrige Häufigkeit oder Fehlen von tricyclischen Terpanen, aber ähnliche Verteilungen, wo vorhanden; und Fehlen von Gammaceran (mit einer Ausnahme) und Carotanen, Verbindungen, die permische und ordovizische Muttergesteine und ihre jeweiligen Erdöle charakterisieren. Pyrolyse-Gaschromatographie ausgewählter jurassischer Proben deutet darauf hin, dass sie das Potenzial zur Bildung von flüssigen Kohlenwasserstoffen besitzen. Die Ausstoßung von C15+-Kohlenwasserstoffen aus jurassischen Muttergesteinen erscheint wahrscheinlich, trotz der traditionellen Ansicht, dass bituminöse Kohlen nicht in der Lage sind, langkettige Kohlenwasserstoffe auszustossen.

@article{doi1013068d2b2187171e11d78645000102c1865d,
    author = "Hendrix, Marc S. and Brassell, Simon C. and Carroll, Alan R. and Graham, Stephan A.",
    title = "Sedimentologie, Organische Geochemie und Erdöl-Potenzial jurassischer Kohlemaße: Tarim, Junggar und Turpan Becken, Nordwestchina",
    year = "1995",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Kohleführende Schichten des unteren und mittleren Jura treten weit verbreitet in Zentralasien auf und sind im Nordwesten Chinas gut entwickelt, wo ihre Mächtigkeit in den Becken des südlichen Junggar, des nördlichen Tarim und von Turpan jeweils 2500, 2300 und 1500 m übersteigt. Die Untersuchung dieser Schichten entlang von 13 Querschnitten über Ausbuchtungsgebiete am Beckenrand zeigt, dass es sich um vollständig nicht-marine, mäandrierende fluviatile Ablagerungen handelt, mit lokaler Entwicklung von geflochtenen fluviilen und lacustrinen deltaischen Fazies. Chinesische Untergrunddaten deuten darauf hin, dass regionale jurassische lacustrine Fazies bis in die depositionalen Tiefen hinab vorhanden sind, was mit Vorhersagen aus der globalen Zirkulationsmodellierung der monsunbedingten Niederschläge des frühen und mittleren Jura übereinstimmt. Laboranalysen von Kohlen und organisch reichen Schiefern zeigen eine Dominanz terrestrischer, höherer Pflanzenkomponenten. Die visuelle Kerogenanalyse zeigt, dass Vitrinit, Inertinit und Exinit die dominanten Makeralen sind, und die elementare Analyse charakterisiert die meisten Kerogene als Typ III. Rock-Eval-Analysen ergeben moderate Wasserstoffindexwerte (50-300) und sehr niedrige Sauerstoffindexwerte (\<20). Jurassische Muttergesteins-Extrakte zeichnen sich durch ungerade-gerade normale Alkanverteilungen, hohe Pristane/Phytane- und hohe Hopan/Steran-Verhältnisse, Dominanz von C29-Steran-Homologen, lokale Häufigkeit von Diterpenoidverbindungen und niedrige Häufigkeit von tricyclischen Terpanen aus. Die geochemische Korrelation mit vier Erdölen aus den Junggar-, Tarim- und Turpan-Becken deutet stark darauf hin, dass die jurassigen kohlehaltigen Ablagerungen und ihre lacustrinen Äquivalente in der Tiefe Erdöl-Muttergesteine sind. Steran- und Hopan-Verteilungen von Erdölen und Extraktionen ihres mutmaßlichen jurassischen Muttergesteins sind ähnlich und können leicht von veröffentlichten Verteilungen dieser Verbindungen in anderen Muttergesteinslagen unterschieden werden. Zusätzliche Korrelationsparameter umfassen hohe Pristane/Phytane-Verhältnisse; niedrige Häufigkeit oder Fehlen von tricyclischen Terpanen, aber ähnliche Verteilungen, wo vorhanden; und Fehlen von Gammaceran (mit einer Ausnahme) und Carotanen, Verbindungen, die permische und ordovizische Muttergesteine und ihre jeweiligen Erdöle charakterisieren. Pyrolyse-Gaschromatographie ausgewählter jurassischer Proben deutet darauf hin, dass sie das Potenzial zur Bildung von flüssigen Kohlenwasserstoffen besitzen. Die Ausstoßung von C15+-Kohlenwasserstoffen aus jurassischen Muttergesteinen erscheint wahrscheinlich, trotz der traditionellen Ansicht, dass bituminöse Kohlen nicht in der Lage sind, langkettige Kohlenwasserstoffe auszustossen.",
    url = "https://doi.org/10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2121406728",
    references = "doi101306a25fe3dd171b11d78645000102c1865d, lee1985geology"
}

@article{crossref1996the,
    title = "The wolf effect in spherically symmetric systems",
    year = "1996",
    journal = "Journal of Modern Optics",
    url = "https://doi.org/10.1080/09500349608232755",
    doi = "10.1080/09500349608232755",
    number = "2",
    pages = "433-433",
    volume = "43"
}

@article{postma1997the,
    author = "Postma, George",
    title = "The Geologie fluvieller Ablagerungen, sedimentärer Fazies, Beckenanalyse und Erdölgeologie",
    year = "1997",
    journal = "Sedimentary Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/s0037-0738(96)00081-4",
    doi = "10.1016/s0037-0738(96)00081-4",
    number = "1-2",
    openalex = "W2936162658",
    pages = "149-150",
    volume = "110"
}

Zusammenfassung Basierend auf zahlreichen empirischen Beobachtungen von lacustrinen Becken-Schichten schlagen wir eine dreifache Klassifizierung lacustriner Fazies-Assoziationen vor, die die wichtigsten Merkmale lacustriner Erdöl-Quellgesteine berücksichtigt und einen prädiktiven Rahmen für die Exploration in nicht-marinen Becken bietet, in denen lacustrine Fazies unvollständig abgegrenzt sind. 1. Die fluviell-lacustrine Fazies-Assoziation wird durch Süßwasser-lacustrine Mergelsteine gekennzeichnet, die mit fluviell-deltaischen Ablagerungen abwechseln, die häufig Kohle enthalten. Küstenprogradation dominiert die Beckenfüllung, was zur Stapelung von undeutlich ausgedrückten Zyklen bis zu 10 m Dicke führt. In Kartenansicht können die Ablagerungen regional weit verbreitet sein, aber lateral diskontinuierlich und starke Fazies-Kontraste aufweisen. Transportiertes terrestrisches organisches Material trägt zu gemischten Typ I-III Kerogenen bei, die wachsartiges Öl erzeugen (Typ I Kerogen ist wasserstoffreich und ölverträglich; Typ III Kerogen ist wasserstoffarm und hauptsächlich gasverträglich). Die Luman Tongue der Green River Formation (Wyoming) und die Honyanchi Formation (Junggar-Becken, China) bieten Beispiele für diese Fazies-Assoziation, die auch im Songliao-Becken im nordöstlichen China, im zentralen Sumatra-Becken und im Kreidezeitlichen Doba/Doseo-Becken in West-Zentral-Afrika vorhanden ist. 2. Die schwankende profundale Fazies-Assoziation repräsentiert eine Kombination aus progradationaler und aggradationaler Beckenfüllung und umfasst einige der reichsten Quellgesteine der Welt. Ablagerungen sind in Kartenansicht regional ausgedehnt, mit relativ homogenen Quellfazies, die ölverträgliches, Typ I Kerogen enthalten. Beispiele umfassen den Laney Member der Green River Formation (Wyoming), die Lucaogou Formation (Junggar-Becken, China), die Bucomazi Formation (offshore West-Afrika) und die Lagoa Feia Formation (Campos-Becken, Brasilien). 3. Die evaporative Fazies-Assoziation repräsentiert überwiegend aggradative Füllung im Zusammenhang mit Austrocknungszyklen in salinen bis hypersalinen Seen und kann Evaporit- und Eolianit-Ablagerungen umfassen. Sublittorale organisch reiche Mergelsteine Fazies sind relativ dünn, können aber sehr reich und weit verbreitet sein. Die höchste organische Anreicherung stimmt mit den tiefsten Seenphasen überein. Geringer Input von Landpflanzen-organischem Material führt zu minimalen lateralen Kontrasten im organischen Gehalt. In einigen Fällen kann ein charakteristisches Typ I-S (schwefelreiches) Kerogen bei thermischen Reifegraden von nur 0,45% Vitrinit-Reflexionsäquivalent Öl erzeugen. Beispiele umfassen den Wilkins Peak Member der Green River Formation (Wyoming), die Jingjingzigou Formation (Junggar-Becken, China), die Jianghan- und Qaidam-Becken (China) und die Blanca Lila Formation (Argentinien).

@article{doi1013068626ca5f173b11d78645000102c1865d,
    author = "Carroll, Alan R. and Bohacs, Kevin M.",
    title = "Lake-Type Controls on Petroleum Source Rock Potential in Nonmarine Basins",
    year = "2001",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Basierend auf zahlreichen empirischen Beobachtungen von lacustrinen Becken-Schichten schlagen wir eine dreifache Klassifizierung lacustriner Fazies-Assoziationen vor, die die wichtigsten Merkmale lacustriner Erdöl-Quellgesteine berücksichtigt und einen prädiktiven Rahmen für die Exploration in nicht-marinen Becken bietet, in denen lacustrine Fazies unvollständig abgegrenzt sind. 1. Die fluviell-lacustrine Fazies-Assoziation wird durch Süßwasser-lacustrine Mergelsteine gekennzeichnet, die mit fluviell-deltaischen Ablagerungen abwechseln, die häufig Kohle enthalten. Küstenprogradation dominiert die Beckenfüllung, was zur Stapelung von undeutlich ausgedrückten Zyklen bis zu 10 m Dicke führt. In Kartenansicht können die Ablagerungen regional weit verbreitet sein, aber lateral diskontinuierlich und starke Fazies-Kontraste aufweisen. Transportiertes terrestrisches organisches Material trägt zu gemischten Typ I-III Kerogenen bei, die wachsartiges Öl erzeugen (Typ I Kerogen ist wasserstoffreich und ölverträglich; Typ III Kerogen ist wasserstoffarm und hauptsächlich gasverträglich). Die Luman Tongue der Green River Formation (Wyoming) und die Honyanchi Formation (Junggar-Becken, China) bieten Beispiele für diese Fazies-Assoziation, die auch im Songliao-Becken im nordöstlichen China, im zentralen Sumatra-Becken und im Kreidezeitlichen Doba/Doseo-Becken in West-Zentral-Afrika vorhanden ist. 2. Die schwankende profundale Fazies-Assoziation repräsentiert eine Kombination aus progradationaler und aggradationaler Beckenfüllung und umfasst einige der reichsten Quellgesteine der Welt. Ablagerungen sind in Kartenansicht regional ausgedehnt, mit relativ homogenen Quellfazies, die ölverträgliches, Typ I Kerogen enthalten. Beispiele umfassen den Laney Member der Green River Formation (Wyoming), die Lucaogou Formation (Junggar-Becken, China), die Bucomazi Formation (offshore West-Afrika) und die Lagoa Feia Formation (Campos-Becken, Brasilien). 3. Die evaporative Fazies-Assoziation repräsentiert überwiegend aggradative Füllung im Zusammenhang mit Austrocknungszyklen in salinen bis hypersalinen Seen und kann Evaporit- und Eolianit-Ablagerungen umfassen. Sublittorale organisch reiche Mergelsteine Fazies sind relativ dünn, können aber sehr reich und weit verbreitet sein. Die höchste organische Anreicherung stimmt mit den tiefsten Seenphasen überein. Geringer Input von Landpflanzen-organischem Material führt zu minimalen lateralen Kontrasten im organischen Gehalt. In einigen Fällen kann ein charakteristisches Typ I-S (schwefelreiches) Kerogen bei thermischen Reifegraden von nur 0,45% Vitrinit-Reflexionsäquivalent Öl erzeugen. Beispiele umfassen den Wilkins Peak Member der Green River Formation (Wyoming), die Jingjingzigou Formation (Junggar-Becken, China), die Jianghan- und Qaidam-Becken (China) und die Blanca Lila Formation (Argentinien).",
    url = "https://doi.org/10.1306/8626ca5f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8626ca5f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2135030700",
    references = "doi1010160016703795000739, doi1013060c9b238f171011d78645000102c1865d, doi101306bdff8b0a171811d78645000102c1865d"
}

Zusammenfassung Kohlefördergas wird seit den 1930er Jahren kommerziell aus dem nördlichen Appalachenbecken und seit den frühen 1950er Jahren aus dem San-Juan-Becken gefördert. Die Größe und wirtschaftliche Bedeutung der Kohlefördergasressourcen wurde jedoch erst in den 1970er Jahren und frühen 1980er Jahren erkannt, als das U.S. Bureau of Mines, das U.S. Department of Energy, das Gas Research Institute sowie Erdöl- und Erdgasbetreiber gemeinsam daran arbeiteten, die kommerzielle Förderung von Kohlefördergas aus vertikalen Bohrungen nachzuweisen. Die Erkundung und Entwicklung expandierten Ende der 1980er und Anfang der 1990er Jahre, teilweise aufgrund eines Steuergutschrifts für unkonventionelle Brennstoffe. Bis zum Jahr 2000 entfiel Kohlefördergas auf 8,8 % der Reserven (15,7 tcf [0,44 Tm³]) und 9,2 % der jährlichen Produktion (1,38 tcf [40 Gm³]) von trockenem Gas in den Vereinigten Staaten. Von 1989 bis 2000 belief sich die kumulierte Kohlefördergasproduktion in den Vereinigten Staaten auf 9,63 tcf (272 Gm³). Heute hat sich die Kohlefördergasentwicklung auf etwa ein Dutzend Becken in den Vereinigten Staaten ausgeweitet, und die Erkundung schreitet weltweit voran. Kohleflöze sind selbstversorgende Reservoirs, die thermogenes, migriertes thermogenes, biogenes oder gemischtes Gas enthalten können. Kohlefördergas wird primär in den Mikroporen der Kohlematrix in einem adsorbierten Zustand und sekundär in Mikroporen und Rissen als freies Gas oder Lösungsgas im Wasser gespeichert. Die Schlüsselparameter, die die Gasressourcen und Förderbarkeit steuern, sind thermische Reife, Makeralzusammensetzung, Gasgehalt, Kohledicke, Rissdichte, In-situ-Spannung, Permeabilität, Verwitterungsgeschichte und hydrologische Umgebung. Diese Parameter variieren stark in den Förderfeldern der Vereinigten Staaten und weltweit. Im Jahr 2000 entfiel das San-Juan-Becken auf mehr als 80 % der Kohlefördergasproduktion in den Vereinigten Staaten. Dieses Becken enthält ein riesiges Kohlefördergasfeld, den Fruitland-Fairway, aus dem bereits mehr als 7 tcf (0,2 Tm³) Gas gefördert wurden. Das Fruitland-Kohlefördersystem und seine Schlüsselelemente kontrastieren mit dem Fort-Union-Kohleförderfeld im Powder-River-Becken. Das Fort-Union-Kohleförderfeld ist eines der am schnellsten wachsenden Gasfelder in den Vereinigten Staaten. Seine Produktion stieg von 14 bcf (0,4 Gm³) im Jahr 1997 auf 147,3 bcf (4,1 Gm³) im Jahr 2000, als es 10,7 % der Kohlefördergasproduktion in den Vereinigten Staaten ausmachte. Bis 2001 belief sich die jährliche Produktion auf 244,7 bcf (6,9 Gm³). Die Unterschiede zwischen den Fruitland- und Fort-Union-Petroleum-Systemen machen sie ideal, um die Schlüsselelemente kontrastierender Kohlefördergas-Petroleum-Systeme zu erläutern.

@article{doi10130661eeddaa173e11d78645000102c1865d,
    author = "Ayers, Walter B.",
    title = "Coalbed Gas Systems, Resources, and Production and a Review of Contrasting Cases from the San Juan and Powder River Basins",
    year = "2002",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Kohlefördergas wird seit den 1930er Jahren kommerziell aus dem nördlichen Appalachenbecken und seit den frühen 1950er Jahren aus dem San-Juan-Becken gefördert. Die Größe und wirtschaftliche Bedeutung der Kohlefördergasressourcen wurde jedoch erst in den 1970er Jahren und frühen 1980er Jahren erkannt, als das U.S. Bureau of Mines, das U.S. Department of Energy, das Gas Research Institute sowie Erdöl- und Erdgasbetreiber gemeinsam daran arbeiteten, die kommerzielle Förderung von Kohlefördergas aus vertikalen Bohrungen nachzuweisen. Die Erkundung und Entwicklung expandierten Ende der 1980er und Anfang der 1990er Jahre, teilweise aufgrund eines Steuergutschrifts für unkonventionelle Brennstoffe. Bis zum Jahr 2000 entfiel Kohlefördergas auf 8,8\% der Reserven (15,7 tcf [0,44 Tm³]) und 9,2\% der jährlichen Produktion (1,38 tcf [40 Gm³]) von trockenem Gas in den Vereinigten Staaten. Von 1989 bis 2000 belief sich die kumulierte Kohlefördergasproduktion in den Vereinigten Staaten auf 9,63 tcf (272 Gm³). Heute hat sich die Kohlefördergasentwicklung auf etwa ein Dutzend Becken in den Vereinigten Staaten ausgeweitet, und die Erkundung schreitet weltweit voran. Kohleflöze sind selbstversorgende Reservoirs, die thermogenes, migriertes thermogenes, biogenes oder gemischtes Gas enthalten können. Kohlefördergas wird primär in den Mikroporen der Kohlematrix in einem adsorbierten Zustand und sekundär in Mikroporen und Rissen als freies Gas oder Lösungsgas im Wasser gespeichert. Die Schlüsselparameter, die die Gasressourcen und Förderbarkeit steuern, sind thermische Reife, Makeralzusammensetzung, Gasgehalt, Kohledicke, Rissdichte, In-situ-Spannung, Permeabilität, Verwitterungsgeschichte und hydrologische Umgebung. Diese Parameter variieren stark in den Förderfeldern der Vereinigten Staaten und weltweit. Im Jahr 2000 entfiel das San-Juan-Becken auf mehr als 80\% der Kohlefördergasproduktion in den Vereinigten Staaten. Dieses Becken enthält ein riesiges Kohlefördergasfeld, den Fruitland-Fairway, aus dem bereits mehr als 7 tcf (0,2 Tm³) Gas gefördert wurden. Das Fruitland-Kohlefördersystem und seine Schlüsselelemente kontrastieren mit dem Fort-Union-Kohleförderfeld im Powder-River-Becken. Das Fort-Union-Kohleförderfeld ist eines der am schnellsten wachsenden Gasfelder in den Vereinigten Staaten. Seine Produktion stieg von 14 bcf (0,4 Gm³) im Jahr 1997 auf 147,3 bcf (4,1 Gm³) im Jahr 2000, als es 10,7\% der Kohlefördergasproduktion in den Vereinigten Staaten ausmachte. Bis 2001 belief sich die jährliche Produktion auf 244,7 bcf (6,9 Gm³). Die Unterschiede zwischen den Fruitland- und Fort-Union-Petroleum-Systemen machen sie ideal, um die Schlüsselelemente kontrastierender Kohlefördergas-Petroleum-Systeme zu erläutern.",
    url = "https://doi.org/10.1306/61eeddaa-173e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/61eeddaa-173e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2031982848",
    references = "doi101016s0166516297000128, doi101016s0166516299000646, doi101029jb085ib11p06113, doi1011300016760619788959peotsj20co2, doi101306a25feaa9171b11d78645000102c1865d, doi101306m60585c1, doi101306st38577c7, doi101306st38577c9, doi10211836737ms, doi10211852607pa, doi103133pp676, fassett1971geology"
}

Geochronologische, strukturelle und sedimentologische Daten bilden die Grundlage für eine regionale Synthese der Evolution des Cordilleran-Retroark-Schiebergürtels und des Vorlandbecken-Systems im westlichen USA. In dieser Region wurde der Cordilleran-Orogen-Gürtel während der späten Jurazeit (∼155 Ma) tektonisch konsolidiert, begleitet von der Schließung marginaler ozeanischer Becken und der Akkretion von Randbögen entlang des westlichen Randes der nordamerikanischen Platte. Über die folgenden 100 Myr breitete sich kontraktile Deformation etwa 1000 Kilometer ostwärts aus, was schließlich zur Bildung der Laramide-Rocky-Mountain-Gebirgszüge führte. An seinem Höhepunkt war die retroarktische Seite der Cordillera in fünf tektonomorphe Zonen unterteilt, von West nach Ost: der Luning-Fencemaker-Schiebergürtel; der zentrale Nevada- (oder Eureka-) Schiebergürtel; ein Hochplateau (der „Nevadaplano"); der topographisch zerklüftete Sevier-Falt-Schiebergürtel; und die Laramide-Zone der intraforelandischen Basement-Hebungen und Becken. Mittelkrustale Gesteine unter dem Nevadaplano erfuhren während der späten Jurazeit und der mittleren bis späten Kreidezeit hochgradige Metamorphose und Verkürzung, und der Ort der wichtigsten oberkrustalen Schieferbrüche wanderte sporadisch ostwärts. Bis zur späten Kreidezeit erfuhren die mittlere Kruste unter dem Nevadaplano Dekompression und Abkühlung, möglicherweise als Reaktion auf großflächige duktile Extension und isostatische Exhumation, gleichzeitig mit anhaltendem Schieben im vorderen Sevier-Gürtel. Die tektonische Geschichte des Sevier-Gürtels war entlang des Streichs des Orogen-Gürtels bemerkenswert konsistent, mit der Platzierung regionaler Proterozoischer und Paläozoischer Megathrust-Blätter während der frühen Kreidezeit und mehreren, enger beieinander liegenden, Paläozoischen und Mesozoischen Thrust-Blättern während der späten Kreidezeit bis zum Paläozän. Gleichzeitig mit der Platzierung der vorderen Thrust-Blätter entwickelten sich große strukturelle Kuppen im archaisch-proterozoischen kristallinen Basement entlang des Basement-Schritts, der durch neoproterozoisches Riftung gebildet wurde. Ein komplexes Vorlandbecken-System entwickelte sich im Einklang mit dem orogenen Keil. Während seiner frühen und späten Geschichte (∼155 - 110 Ma und ∼70 - 55 Ma) wurde das Becken von nicht-mariner Ablagerung dominiert, während marine Gewässer das Becken während seiner mittleren Lebensphase (∼110 - 70 Ma) überfluteten. Die Entwicklung des späten Jurabeckens wurde sowohl durch flexurale als auch durch dynamische Subsidenz kontrolliert. Von der frühen Kreidezeit bis zur frühen späten Kreidezeit wurde das Becken von flexuraler Subsidenz dominiert. Von der späten Kreidezeit bis zur mittleren Känozoikum-Zeit wurde das Becken zunehmend durch basementbeteiligte Laramide-Strukturen partitioniert. Zusammenhänge zwischen der späten Jurazeit und der späten Kreidezeit Cordilleran-Arc-Magmatismus und dem westwärts gerichteten Unterthrusting der nordamerikanischen kontinentalen Lithosphäre unter dem Arc sind aus dem geologischen Record im Cordilleran-Schiebergürtel nicht eindeutig nachweisbar. Ein signifikanter Zeitverzug (∼20 Myr) zwischen Verkürzung und gleichzeitiger Unterthrusting, einerseits, und der Entstehung von Arc-Schmelzen, andererseits, ist erforderlich, damit ein solcher Zusammenhang bestehen kann. Allerdings könnte das angenommene späte Jurazeit-Lithosphären-Delamination eine notwendige Voraussetzung geliefert haben, um das relativ schnelle frühe Kreidezeit kontinentale Unterthrusting zu ermöglichen, was wiederum den späten Kreidezeit Arc-Ausbruch katalysieren könnte.

@article{doi102475ajs3042105,
    author = "DeCelles, Peter G.",
    title = "Evolution des cordilleranen Stosszonen- und Vorlandbecken-Systems im westlichen USA vom späten Jura bis zum Eozän",
    year = "2004",
    journal = "American Journal of Science",
    abstract = {Geochronologische, strukturelle und sedimentologische Daten bilden die Grundlage für eine regionale Synthese der Entwicklung des cordilleranen Retroark-Stosszonen- und Vorlandbecken-Systems im westlichen USA. In dieser Region wurde der cordillerane Orogen-Gürtel während der späten Jurazeit (∼155 Ma) tektonisch konsolidiert, als sich Randozeanische Becken schlossen und Randbögen entlang des westlichen Randes der nordamerikanischen Platte akkretierten. Über die folgenden 100 Myr breitete sich kontraktile Deformation etwa 1000 Kilometer ostwärts aus, was in der Bildung der Laramide Rocky Mountain Ranges gipfelte. An seinem Höhepunkt war die Retroark-Seite der Cordillera in fünf tektonomorphe Zonen unterteilt, von West nach Ost: das Luning-Fencemaker-Stosszonen-System; das zentrale Nevada (oder Eureka) Stosszonen-System; ein Hochplateau (das „Nevadaplano"); das topographisch zerklüftete Sevier Falten-Stosszonen-System; und die Laramide-Zone der intra-vorlandigen Basement-Hebungen und Becken. Mittelkrustale Gesteine unter dem Nevadaplano erfuhren während der späten Jurazeit und der mittleren bis späten Kreidezeit hochgradige Metamorphose und Verkürzung, und der Ort der wichtigsten oberkrustalen Stossverwerfungen wanderte sporadisch ostwärts. Bis zur späten Kreidezeit erfuhren die mittlere Kruste unter dem Nevadaplano Dekompression und Abkühlung, möglicherweise als Reaktion auf großskalige duktile Extension und isostatische Exhumierung, gleichzeitig mit anhaltendem Stössen im vorderen Sevier-Gürtel. Die tektonische Geschichte des Sevier-Gürtels war entlang des Streichs des Orogen-Gürtels bemerkenswert konsistent, mit der Platzierung regionaler Proterozoischer und Paläozoischer Megastossblätter während der frühen Kreidezeit und mehreren, enger beieinander liegenden, Paläozoischen und Mesozoischen Stossblättern während der späten Kreidezeit bis zum Paläozän. Gleichzeitig mit der Platzierung der vorderen Stossblätter entwickelten sich große strukturelle Kuppen im archaisch-proterozoischen kristallinen Basement entlang des Basement-Schritts, der durch neoproterozoisches Riftung gebildet wurde. Ein komplexes Vorlandbecken-System entwickelte sich im Einklang mit dem orogenen Keil. Während seiner frühen und späten Geschichte (∼155 - 110 Ma und ∼70 - 55 Ma) wurde das Becken von nicht-mariner Ablagerung dominiert, während marine Gewässer das Becken während seiner mittleren Lebensphase (∼110 - 70 Ma) überfluteten. Die Entwicklung des späten Jura-Beckens wurde sowohl durch flexurale als auch durch dynamische Subsidenz kontrolliert. Von der frühen Kreidezeit bis zur frühen späten Kreidezeit wurde das Becken von flexuraler Subsidenz dominiert. Von der späten Kreidezeit bis zur mittleren Känozoikum-Zeit wurde das Becken zunehmend durch basementbeteiligte Laramide-Strukturen partitioniert. Verbindungen zwischen dem späten Jura- und späten Kreidezeit cordilleranen Ark-Magmatismus und dem westwärts unterthrustenden nordamerikanischen kontinentalen Lithosphären unter dem Ark sind aus dem geologischen Rekord im cordilleranen Stosszonen-System nicht eindeutig nachweisbar. Eine signifikante Zeitverzögerung (∼20 Myr) zwischen Verkürzung und gleichzeitiger Unterthrustung einerseits und der Generierung von Ark-Schmelzen andererseits ist erforderlich, damit eine Verbindung bestehen kann. Allerdings könnte eine inferierte späte Jurazeit lithosphärische Delamination eine notwendige Voraussetzung gewesen sein, um eine relativ schnelle frühe Kreidezeit kontinentale Unterthrustung zu ermöglichen, die ihrerseits den späten Kreidezeit Ark-Ausbruch katalysieren könnte.},
    url = "https://doi.org/10.2475/ajs.304.2.105",
    doi = "10.2475/ajs.304.2.105",
    openalex = "W2135909516",
    references = "doi101016004019519390295u, doi10102993rg02030, doi101029jb075i014p02625, doi101029jb088ib02p01153, doi101029jb093ib04p03211, doi101029tc005i002p00227, doi101038270403a0, doi101038386061a0, doi101046j13652117199601491x, doi1011300016760619881001023papsol23co2, doi101130001676062000112324tothas20co2, doi101130dnaggnac2463, doi101130dnaggnag3261, doi101130mem151p355, doi101130spe206, doi101130spe206p1, doi1013062f9188fb16ce11d78645000102c1865d"
}

@incollection{hutchison2005mineral,
    author = "Hutchison, Charles S",
    title = "Mineral, Petroleum and Coal Deposits",
    year = "2005",
    booktitle = "Geologie von Nordwest-Borneo",
    url = "https://doi.org/10.1016/b978-044451998-6/50010-7",
    doi = "10.1016/b978-044451998-6/50010-7",
    openalex = "W944922819",
    pages = "151-161"
}

Zusammenfassung Kohlenwasserstoffhaltige zonierte Kalkitverfestigungen treten weit verbreitet in den Kernen von Störungszonen und Sandstein-Ausläufern des nordwestlichen Junggar-Beckens (Nordwestchina) des Jura–Kreide-Zeitalters auf. Kohlenwasserstoffhaltige Bänder wechseln sich im Mikrometermaßstab mit nahezu kohlenwasserstofffreien Bändern ab. Analytische Ergebnisse aus der Biomarker-organischen Geochemie, der Fourier-Transform-Infrarot-Mikrospektroskopie und der Spurenelement-Geochemie an diesen zonierten Verfestigungen deuten darauf hin, dass mindestens drei verschiedene Arten von Flüssigkeiten an ihrer Bildung beteiligt waren. Die erste Flüssigkeitsart ist wahrscheinlich primäres, unverändertes lacustrines Gesteinswasser, aus dem die kohlenwasserstoffarmen Bänder gebildet werden und die durch Mg-reichen Kalkit gekennzeichnet sind. Die anderen beiden Flüssigkeitsarten umfassen Beckenflüssigkeiten (z. B. heiße kohlenwasserstoffhaltige Flüssigkeiten) und meteorisches Wasser. Die kohlenwasserstoffreichen Bänder, in denen die Kohlenwasserstoffe biodegradiert wurden und der Mn-Gehalt relativ hoch ist, deuten auf eine Mischung aus kohlenwasserstoffhaltigen Beckenflüssigkeiten und meteorischem Wasser hin. Das abwechselnde Wachstum von kohlenwasserstoffhaltigen und kohlenwasserstofffreien Bändern von Kalkitverfestigungen impliziert, dass die Verfestigungsbildung episodisch ist; sie steht in Zusammenhang mit abwechselnden Episoden von gemischten, erdölhaltigen Flüssigkeiten und unveränderten primären Gesteinswässern. Die Störung scheint eine Mischzone gewesen zu sein, in der seismisches Pumpen während der Bewegung der damit verbundenen regionalen Störungen auftrat. Somit ist die mikrometer-skalierte, kohlenwasserstoffhaltige zonierte Struktur der Kalkitverfestigungen im nordwestlichen Junggar-Becken wahrscheinlich ein Spiegelbild der episodischen Migration von Erdölflüssigkeiten in Störungszonen.

@article{doi10130606050807124,
    author = "Jin, Zhijun und Cao, Jian und Hu, Wenxuan und Zhang, Yijie und Yao, Suping und Wang, Xulong und Zhang, Yueqian und Tang, Yong und Xinpu, Shi",
    title = "Episodische Migration von Erdölflüssigkeiten in Störungszonen des nordwestlichen Junggar-Beckens (Nordwestchina): Belege aus kohlenwasserstoffhaltigen zonierten Kalkitverfestigungen",
    year = "2008",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Kohlenwasserstoffhaltige zonierte Kalkitverfestigungen treten weit verbreitet in den Kernen von Störungszonen und Sandstein-Ausläufern des nordwestlichen Junggar-Beckens (Nordwestchina) des Jura–Kreide-Zeitalters auf. Kohlenwasserstoffhaltige Bänder wechseln sich im Mikrometermaßstab mit nahezu kohlenwasserstofffreien Bändern ab. Analytische Ergebnisse aus der Biomarker-organischen Geochemie, der Fourier-Transform-Infrarot-Mikrospektroskopie und der Spurenelement-Geochemie an diesen zonierten Verfestigungen deuten darauf hin, dass mindestens drei verschiedene Arten von Flüssigkeiten an ihrer Bildung beteiligt waren. Die erste Flüssigkeitsart ist wahrscheinlich primäres, unverändertes lacustrines Gesteinswasser, aus dem die kohlenwasserstoffarmen Bänder gebildet werden und die durch Mg-reichen Kalkit gekennzeichnet sind. Die anderen beiden Flüssigkeitsarten umfassen Beckenflüssigkeiten (z. B. heiße kohlenwasserstoffhaltige Flüssigkeiten) und meteorisches Wasser. Die kohlenwasserstoffreichen Bänder, in denen die Kohlenwasserstoffe biodegradiert wurden und der Mn-Gehalt relativ hoch ist, deuten auf eine Mischung aus kohlenwasserstoffhaltigen Beckenflüssigkeiten und meteorischem Wasser hin. Das abwechselnde Wachstum von kohlenwasserstoffhaltigen und kohlenwasserstofffreien Bändern von Kalkitverfestigungen impliziert, dass die Verfestigungsbildung episodisch ist; sie steht in Zusammenhang mit abwechselnden Episoden von gemischten, erdölhaltigen Flüssigkeiten und unveränderten primären Gesteinswässern. Die Störung scheint eine Mischzone gewesen zu sein, in der seismisches Pumpen während der Bewegung der damit verbundenen regionalen Störungen auftrat. Somit ist die mikrometer-skalierte, kohlenwasserstoffhaltige zonierte Struktur der Kalkitverfestigungen im nordwestlichen Junggar-Becken wahrscheinlich ein Spiegelbild der episodischen Migration von Erdölflüssigkeiten in Störungszonen.",
    url = "https://doi.org/10.1306/06050807124",
    doi = "10.1306/06050807124",
    openalex = "W2133461810",
    references = "lee1985geology"
}

Die Verteilung von Kohlegasvorkommen wird in China von vielen geologischen Faktoren gesteuert. Der Akkumulations- und Vorkommen-bildende Prozess von Kohle-Maß-Gas wird aus den Aspekten Struktur, Gesteinsquellevolution, Reservoir, Vorkommen-bildende Geschichte usw. untersucht. Die Vergleichsergebnisse zeigen, dass es viele Ähnlichkeiten in der Geologie zwischen den Gasvorkommen des Oberpaläozoikums im Ordos-Becken und den Gasvorkommen der Obertrias Xujiahe-Formation im Sichuan-Becken gibt, und der Unterschied der Gasvorkommen-Merkmale in den beiden Becken wird durch unterschiedliche Strukturevolutionen und Vorkommen-bildende Prozesse verursacht. Im Ordos-Becken wurde Wasser, das von Gas geschoben wurde, vom niedrigeren zum höheren Ort in dem Prozess der Gasvorkommen-Bildung migriert, und die Anomalie des niedrigen Gas-Reservoir-Drucks wurde durch die Wasser-und-Gas-Umkehrung verursacht. Im Sichuan-Becken kontrollierten strukturelle Fallen die Verteilung der Gasvorkommen in der Xujiahe-Formation, lithologische Gasvorkommen wurden lokal gefunden, und die Hauptfaktoren für den abnorm hohen Druck sind die Unterverdichtung aufgrund schneller Ablagerung, die Kohlenwasserstoff-Entstehung von Gesteinsquellen und die strukturelle Kompression während des Himalaya-Zeitalters.

@article{doi101016s1876380409601294,
    author = "Shuichang, Zhang und Mi, Jingkui und Liuhong, Liu und Shizhen, Tao",
    title = "Geologische Merkmale und Entstehung von Kohle-bildeten engen Sandstein-Gasvorkommen in China: Fälle aus Gasvorkommen des Oberpaläozoikums im Ordos-Becken und Gasvorkommen der Xujiahe-Formation im Sichuan-Becken",
    year = "2009",
    journal = "Petroleum Exploration and Development",
    abstract = "Die Verteilung von Kohlegasvorkommen wird in China von vielen geologischen Faktoren gesteuert. Der Akkumulations- und Vorkommen-bildende Prozess von Kohle-Maß-Gas wird aus den Aspekten Struktur, Gesteinsquellevolution, Reservoir, Vorkommen-bildende Geschichte usw. untersucht. Die Vergleichsergebnisse zeigen, dass es viele Ähnlichkeiten in der Geologie zwischen den Gasvorkommen des Oberpaläozoikums im Ordos-Becken und den Gasvorkommen der Obertrias Xujiahe-Formation im Sichuan-Becken gibt, und der Unterschied der Gasvorkommen-Merkmale in den beiden Becken wird durch unterschiedliche Strukturevolutionen und Vorkommen-bildende Prozesse verursacht. Im Ordos-Becken wurde Wasser, das von Gas geschoben wurde, vom niedrigeren zum höheren Ort in dem Prozess der Gasvorkommen-Bildung migriert, und die Anomalie des niedrigen Gas-Reservoir-Drucks wurde durch die Wasser-und-Gas-Umkehrung verursacht. Im Sichuan-Becken kontrollierten strukturelle Fallen die Verteilung der Gasvorkommen in der Xujiahe-Formation, lithologische Gasvorkommen wurden lokal gefunden, und die Hauptfaktoren für den abnorm hohen Druck sind die Unterverdichtung aufgrund schneller Ablagerung, die Kohlenwasserstoff-Entstehung von Gesteinsquellen und die strukturelle Kompression während des Himalaya-Zeitalters.",
    url = "https://doi.org/10.1016/s1876-3804(09)60129-4",
    doi = "10.1016/s1876-3804(09)60129-4",
    openalex = "W2071384249"
}

Die Struktur und die geologische Geschichte des Kaukasus werden weitgehend durch seine Lage zwischen den immer noch konvergierenden eurasischen und der afrikanisch-arabischen Lithosphärenplatten bestimmt, innerhalb einer breiten Zone kontinentaler Kollision. Während des späten Proterozoikums bis zum frühen Känozoikum gehörte die Region zum Tethys-Ozean und zu seinen eurasischen und afrikanisch-arabischen Rändern, wo ein System von Inselbögen, intra-bogen Rissen und Rückbogenbecken existierte, die für die prä-kollisionale Entwicklungsphase der Region charakteristisch sind. Die Region, zusammen mit anderen Fragmenten, die heute im oberen Präkambrium-Kambrium kristallinen Grundgebirge des alpinen Orogenes freigelegt sind, wurde während des frühen Paläozoikums als Ergebnis von Rückbogen-Rifting über einer nach Süden einfallenden Subduktionszone von westlichem Gondwana getrennt. Anhaltendes Rifting und Seaboden-Ausbreitung erzeugten den Paläotethys-Ozean im Gefolge nach nördlich wandernden peri-gondwanischen Terranen. Die Verschiebung der kaukasischen und anderer peri-gondwanischer Terrane zum südlichen Rand Eurasiens wurde um ~350 Ma abgeschlossen. Die weit verbreitete Einlagerung von Mikroklin-Granit-Plutonen entlang der aktiven kontinentalen Randzone südlicher Eurasiens während 330-280 Ma erfolgte über einer nach Norden einfallenden paläotethyschen Subduktionszone. Allerdings führten variszische und eozimmerische-frühalpine Ereignisse nicht zum vollständigen Verschließen des paläozoischen Ozeans. Der mesozoische Tethys im Kaukasus wurde vom Paläotethys vererbt. Im Mesozoikum und frühen Känozoikum repräsentierten der Große Kaukasus und Transkaukasien das Nordtethys-Reich – den südlichen aktiven Rand der eurasischen Lithosphärenplatte. Die oligozän-neogenen und quartären Becken, die sich innerhalb der transkaukasischen intermontanen Depression befinden, markieren die syn- und post-kollisionale Entwicklung der Region; diese Becken repräsentierten einen Teil der Paratethys und sammelten Sedimente von geschlossener und halbgeschlossener Art. Die endgültige Kollision der afrikanisch-arabischen und eurasischen Platten und die Bildung des gegenwärtigen intra-kontinentalen gebirgigen Gebildes des Kaukasus ereigneten sich im neogen-quartären Zeitraum. Vom späten Miozän (ca. 9-7 Ma) bis zum Ende des Pleistozäns ereigneten sich in der zentralen Region vulkanische Eruptionen unter subaerischen Bedingungen gleichzeitig mit der Bildung von Molasse-Tälern. Die Geometrie tektonischer Deformationen im Transkaukasus wird weitgehend durch den keilförmigen, starren arabischen Block bestimmt, der intensiv in die Kleinasien-Kaukasus-Region eindringt. Alle strukturell-morphologischen Linien weisen eine deutlich ausgedrückte bogenförmige nach Norden konvexe Konfiguration auf, die die Konturen des arabischen Blocks widerspiegelt. Weiter nördlich ist jedoch die Geometrie der Falten-Stoßzonen etwas anders – die Achara-Trialeti Falten-Stoßzone ist insgesamt W-E-trendend; die Große Kaukasus Falten-Stoßzone erstreckt sich in WNW-OSE Richtung.

@article{doi103906yer100511,
    author = "Adamia, Shota und Zakariadze, Guram und Chkhotua, Tamar und Sadradze, Nino und Tsereteli, Nino und Chabukiani, A. und Gventsadze, Aleksandre",
    title = "Geologie des Kaukasus: Eine Übersicht",
    year = "2011",
    journal = "TURKISH JOURNAL OF EARTH SCIENCES",
    abstract = "Die Struktur und die geologische Geschichte des Kaukasus werden weitgehend durch seine Lage zwischen den immer noch konvergierenden eurasischen und der afrikanisch-arabischen lithosphärischen Platten bestimmt, innerhalb einer breiten Zone kontinentaler Kollision. Während des späten Proterozoikums bis zum frühen Känozoikum gehörte die Region zum Tethys-Ozean und zu seinen eurasischen und afrikanisch-arabischen Rändern, wo ein System von Inselbögen, intra-arcischen Rifts und hinter-arcischen Becken existierte, die für die prä-kollisionsale Entwicklungsphase der Region charakteristisch sind. Die Region, zusammen mit anderen Fragmenten, die heute im oberen Präkambrium-Kambrium kristallinen Grundgebirge des alpinen Orogenes freigelegt sind, wurde während des frühen Paläozoikums als Ergebnis eines hinter-arcischen Riffs über einer nach Süden einfallenden Subduktionszone von westlichem Gondwana getrennt. Anhaltendes Riffen und Seaboden-Ausbreitung erzeugten den Paläotethys-Ozean im Gefolge nach Norden wanderender peri-gondwanischer Terranen. Die Verschiebung der kaukasischen und anderer peri-gondwanischer Terranen zum südlichen Rand Eurasiens wurde mit \textasciitilde 350 Ma abgeschlossen. Die weit verbreitete Platzierung von Mikroklin-Granit-Plutonen entlang der aktiven kontinentalen Randzone südlicher Eurasiens während 330-280 Ma erfolgte über einer nach Norden einfallenden paläotethyschen Subduktionszone. Allerdings führten variszische und eozimmerische-frühalpine Ereignisse nicht zum vollständigen Verschließen des paläozoischen Ozeans. Der mesozoische Tethys im Kaukasus wurde vom Paläotethys geerbt. Im Mesozoikum und frühen Känozoikum repräsentierten der Große Kaukasus und Transkaukasien das Nordtethys-Reich – den südlichen aktiven Rand der eurasischen lithosphärischen Platte. Die oligozän-neogenen und quartären Becken, die sich innerhalb der transkaukasischen intermontanen Depression befinden, markieren die syn- und post-kollisionsale Entwicklung der Region; diese Becken repräsentierten einen Teil der Paratethys und sammelten Sedimente von geschlossener und halbgeschlossener Art. Die endgültige Kollision der afrikanisch-arabischen und eurasischen Platten und die Bildung des gegenwärtigen intra-kontinentalen gebirgigen Gebildes des Kaukasus ereigneten sich im neogen-quartären Zeitraum. Vom späten Miozän (ca. 9-7 Ma) bis zum Ende des Pleistozäns ereigneten sich in der zentralen Region vulkanische Eruptionen unter subaerischen Bedingungen gleichzeitig mit der Bildung von Molasse-Tälern. Die Geometrie tektonischer Deformationen im Transkaukasus wird weitgehend durch den keilförmigen, starren arabischen Block bestimmt, der intensiv in die Kleinasien-Kaukasus-Region eindringt. Alle strukturell-morphologischen Linien weisen eine deutlich ausgedrückte bogenförmige nach Norden konvexe Konfiguration auf, die die Konturen des arabischen Blocks widerspiegelt. Weiter nördlich ist jedoch die Geometrie der Falten-Stoßzonen etwas anders – die Achara-Trialeti Falten-Stoßzone ist insgesamt W-E-trendend; die Große Kaukasus Falten-Stoßzone erstreckt sich in WNW-OSE-Richtung.",
    url = "https://doi.org/10.3906/yer-1005-11",
    doi = "10.3906/yer-1005-11",
    openalex = "W2142982425",
    references = "doi101016004019518690199x, doi101016037702739090018b, doi101016jtecto200206004, doi1010291996jb900351, doi1010291999jb900351, doi1010292003gl018019, doi1010292003tc001530, doi1010292005jb004051, doi101111j1365246x1988tb01387x, doi101111j1365246x1990tb06579x"
}

Dieser Bericht diskutiert den geologischen Rahmen und die Erdölgeologie, die verwendet wurden, um unentdeckte Erdölressourcen in der Bohaiwan-Beckenprovinz für das World Energy Assessment Project 2000 des U.S. Geological Survey zu bewerten. Das Bohaiwan-Becken im nordöstlichen China ist die größte Erdölproduktionsregion Chinas. Zwei Gesamte Erdölsysteme wurden im Becken identifiziert. Das erste, das Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan Gesamte Erdölsystem, umfasst Öl und Gas, das aus reifen Klumpen von lacustrinem Muttergestein stammt, die mit sechs großen, von Rissen kontrollierten Subbecken assoziiert sind. Zwei Bewertungs-Einheiten sind in diesem Gesamten Erdölsystem definiert: (1) eine tertiäre lacustrine Bewertungs-Einheit, bestehend aus Sandstein-Reservoiren, die mit lacustrinem Schiefer-Muttergestein abwechselnd vorkommen, und (2) eine prä-tertiäre bewaldete Hügel-Bewertungs-Einheit, bestehend aus karbonatischen Reservoiren, die diskordant von tertiärem lacustrinem Schiefer-Muttergestein überlagert werden. Das zweite Gesamte Erdölsystem, das im Bohaiwan-Becken identifiziert wurde, ist das Kohle-Karbon/Perm-Gesteinssystem, ein hypothetisches Gesamtes Erdölsystem, das natürliches Gas umfasst, das aus mehreren Klumpen von thermisch reifen Kohleflözen erzeugt wird. Niedrigpermeable permianische Sandsteine und möglicherweise karbonische Kohleflöze sind die Reservoire. Die meisten natürlichen Gase werden als in kontinuierlichen Ansammlungen nahe dem Zentrum der Subbecken gefangen angenommen. Dieses Gesamte Erdölsystem ist weitgehend unerforscht und hat ein gutes Potenzial für unentdeckte Gasansammlungen. Eine Bewertungs-Einheit, kohle-basiertes Gas, ist in diesem Gesamten Erdölsystem definiert.

@article{doi103133sir20115010,
    author = "Ryder, Robert T. und Qiang, Jin und McCabe, Peter J. und Nuccio, Vito F. und Persits, Felix",
    title = "Shahejie-Shahejie/Guantao/Wumishan und Kohle-Karbon/Perm-Gesteinssysteme im Bohaiwan-Becken, China (basierend auf geologischen Studien für das World Energy Assessment Project 2000 des U.S. Geological Survey)",
    year = "2012",
    journal = "Wissenschaftlicher Untersuchungsbericht",
    abstract = "Dieser Bericht diskutiert den geologischen Rahmen und die Erdölgeologie, die verwendet wurden, um unentdeckte Erdölressourcen in der Bohaiwan-Beckenprovinz für das World Energy Assessment Project 2000 des U.S. Geological Survey zu bewerten. Das Bohaiwan-Becken im nordöstlichen China ist die größte Erdölproduktionsregion Chinas. Zwei Gesamte Erdölsysteme wurden im Becken identifiziert. Das erste, das Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan Gesamte Erdölsystem, umfasst Öl und Gas, das aus reifen Klumpen von lacustrinem Muttergestein stammt, die mit sechs großen, von Rissen kontrollierten Subbecken assoziiert sind. Zwei Bewertungs-Einheiten sind in diesem Gesamten Erdölsystem definiert: (1) eine tertiäre lacustrine Bewertungs-Einheit, bestehend aus Sandstein-Reservoiren, die mit lacustrinem Schiefer-Muttergestein abwechselnd vorkommen, und (2) eine prä-tertiäre bewaldete Hügel-Bewertungs-Einheit, bestehend aus karbonatischen Reservoiren, die diskordant von tertiärem lacustrinem Schiefer-Muttergestein überlagert werden. Das zweite Gesamte Erdölsystem, das im Bohaiwan-Becken identifiziert wurde, ist das Kohle-Karbon/Perm-Gesteinssystem, ein hypothetisches Gesamtes Erdölsystem, das natürliches Gas umfasst, das aus mehreren Klumpen von thermisch reifen Kohleflözen erzeugt wird. Niedrigpermeable permianische Sandsteine und möglicherweise karbonische Kohleflöze sind die Reservoire. Die meisten natürlichen Gase werden als in kontinuierlichen Ansammlungen nahe dem Zentrum der Subbecken gefangen angenommen. Dieses Gesamte Erdölsystem ist weitgehend unerforscht und hat ein gutes Potenzial für unentdeckte Gasansammlungen. Eine Bewertungs-Einheit, kohle-basiertes Gas, ist in diesem Gesamten Erdölsystem definiert.",
    url = "https://doi.org/10.3133/sir20115010",
    doi = "10.3133/sir20115010",
    openalex = "W1498596239",
    references = "crossref1989geology, doi1010160016703788903705, doi101016004019518790268x, doi101016014663809090067a, doi1010160264817287900456, doi101016s0146638096000496, doi101016s0264817297000275, doi101016s0920410503001426, doi101038313444a0, doi10130664eda0d2172411d78645000102c1865d, doi101306m60585, doi103133ofr934"
}

Es wird eine Übersicht über die Geologie und die Erdölpotenziale des nigerianischen Benue-Tals und des Anambra-Beckens erstellt, um potenzielle Erdölsysteme in den Becken zu identifizieren. Die tektonischen, stratigraphischen und organochemischen Bewertungen dieser Becken deuten Ähnlichkeiten mit den angrenzenden Becken in den Republik Tschad, Niger und Sudan an, in denen kommerzielle Ölfunde gemacht wurden. Mindestens zwei potenzielle Erdölsysteme können in den Becken identifiziert werden: das unterkreataische Erdölsystem, das wahrscheinlich sowohl Öl- als auch Gasbildung befähigt ist, und das oberkreataische Erdölsystem, das hauptsächlich gasbildend sein könnte. Diese Systeme korrelieren zeitlich, strukturell, in Bezug auf Muttergestein und Reservoirgestein und möglicherweise auch in Bezug auf den Bildungsmechanismus eng mit dem, was im Muglad-Becken Sudans und im Termit-Becken der Republik Niger und Tschad vorliegt. Sie sind sehr effektiv für die Planung zukünftiger Erkundungskampagnen in den Becken.

@article{doi104236nr201451005,
    author = "Abubakar, M.B.",
    title = "Petroleum Potentials of the Nigerian Benue Trough and Anambra Basin: A Regional Synthesis",
    year = "2014",
    journal = "Natural Resources",
    abstract = "A review on the geology and petroleum potentials of the Nigerian Benue Trough and Anambra Basin is done to identify potential petroleum systems in the basins. The tectonic, stratigraphic and organic geochemical evaluations of these basins suggest the similarity with the contiguous basins of Chad and Niger Republics and Sudan, where commercial oil discovery have been made. At least two potential petroleum systems may be presented in the basins: the Lower Cretaceous petroleum system likely capable of both oil and gas generation and the Upper Cretaceous petroleum system that could be mainly gas-generating. These systems are closely correlative in temporal disposition, structures, source and reservoir rocks and perhaps generation mechanism to what obtains in the Muglad Basin of Sudan and Termit Basin of Niger and Chad Republics. They are very effective in planning future exploration campaigns in the basins.",
    url = "https://doi.org/10.4236/nr.2014.51005",
    doi = "10.4236/nr.2014.51005",
    openalex = "W1975787804",
    references = "doi101111j174754571980tb00982x"
}

@article{doi101016jmarpetgeo201802010,
    author = "Chen, Xiaoyan und Hao, Fang und Guo, Liuxi und Wang, Daojun und Yin, Jie und Yang, Fan und Zou, Huayao",
    title = "Ursprung der Erdölakkumulation im Chaheji-gaojiapu-Strukturengürtel des Baxian-Sags, Bohai-Bucht-Becken, China: Erkenntnisse aus Biomarker- und geologischen Analysen",
    year = "2018",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.02.010",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2018.02.010",
    openalex = "W2789468233",
    references = "doi101306ad4616ab16f711d78645000102c1865d"
}

Sedimentbecken sind seit vielen Jahren gut dokumentiert, aber ihre Grenzen werden oft unzureichend dargestellt. Diese Studie umriss 764 Becken unter Verwendung globaler geologischer Datensätze, um konsistentere Beckenkonturen zu erstellen, die für zukünftige globale Studien genutzt werden können. Jedes Sedimentbecken enthält einen unvollständigen Bericht der Erdgeschichte, doch die Untersuchung aller globalen Becken bietet einen vollständigeren Überblick über die Evolution des Planeten sowie einen besseren Rahmen, um die Ressourcen innerhalb dieser Becken zu untersuchen. Zusätzliche Beckenattribute wurden erfasst, die zukünftige Forschung und Modellierung unterstützen werden (Name, Typ, Alter, Fläche, Tiefe, Vorhandensein von Evaporiten, Evaporitentyp, Vorhandensein von Vulkaniten usw.). Die meisten Sedimentbecken bildeten sich während des Zerfalls von Rodinia, Pannotia und Pangea (Proterozoikum-Kambrium und Mesozoikum). Viele der älteren Becken befinden sich nun in den Kontinentinlandteilen als intrakratonische und Vorlandbecken, während sich die meisten jüngeren Becken an den Rändern der Kontinente als passive Ränder, Störungsschlupf- oder Bogen-bezogene Becken befinden. Der Beckentyp wurde auch als mit der maximalen Sedimentdicke in Verbindung gebracht; passive Ränder, Vorland, Falten- und Sturzzone sowie intrakratonische Becken weisen oft die dicksten Sedimentsequenzen auf (>3,0–4,0 km). Es wurde auch festgestellt, dass 217 Becken 369 Evaporitintervalle enthielten und dass diese Sequenzen am häufigsten innerhalb passiver Ränder und Vorlandbecken lagen und fast nie in Rückbogen-Marginalmeere und Vorbogenbecken beobachtet wurden. Temporär war die Evaporitablagerung während der Erdgeschichte etwas unterbrochen, es gab jedoch eine weit verbreitete Ablagerung während der späten Perm- und späten Trias-Intervalle sowie weitere bemerkenswerte Ereignisse während der Neoproterozoikum-frühen Kambrium-, Aptian-Albien-, mittleren Eozän- und späten Miozän (Messinisch) Zeitperioden. Basierend auf paläogeographischen Rekonstruktionen wurden fast alle 369 Evaporiteinheiten innerhalb von 45 Grad des Äquators abgelagert und waren wahrscheinlich durch die Konvergenz regionaler und globaler Faktoren beeinflusst (z. B. tektonische Ereignisse, geografische Einschränkungen und Klima).

@article{doi101016jearscirev2021103564,
    author = "Evenick, Jonathan C.",
    title = "Einblicke in die Erdgeschichte unter Verwendung einer überarbeiteten globalen Sedimentbeckenkarte",
    year = "2021",
    journal = "Earth-Science Reviews",
    abstract = "Sedimentbecken sind seit vielen Jahren gut dokumentiert, aber ihre Grenzen werden oft unzureichend dargestellt. Diese Studie umriss 764 Becken unter Verwendung globaler geologischer Datensätze, um konsistentere Beckenkonturen zu erstellen, die für zukünftige globale Studien genutzt werden können. Jedes Sedimentbecken enthält einen unvollständigen Bericht der Erdgeschichte, doch die Untersuchung aller globalen Becken bietet einen vollständigeren Überblick über die Evolution des Planeten sowie einen besseren Rahmen, um die Ressourcen innerhalb dieser Becken zu untersuchen. Zusätzliche Beckenattribute wurden erfasst, die zukünftige Forschung und Modellierung unterstützen werden (Name, Typ, Alter, Fläche, Tiefe, Vorhandensein von Evaporiten, Evaporitentyp, Vorhandensein von Vulkaniten usw.). Die meisten Sedimentbecken bildeten sich während des Zerfalls von Rodinia, Pannotia und Pangea (Proterozoikum-Kambrium und Mesozoikum). Viele der älteren Becken befinden sich nun in den Kontinentinlandteilen als intrakratonische und Vorlandbecken, während sich die meisten jüngeren Becken an den Rändern der Kontinente als passive Ränder, Störungsschlupf- oder Bogen-bezogene Becken befinden. Der Beckentyp wurde auch als mit der maximalen Sedimentdicke in Verbindung gebracht; passive Ränder, Vorland, Falten- und Sturzzone sowie intrakratonische Becken weisen oft die dicksten Sedimentsequenzen auf (>3,0–4,0 km). Es wurde auch festgestellt, dass 217 Becken 369 Evaporitintervalle enthielten und dass diese Sequenzen am häufigsten innerhalb passiver Ränder und Vorlandbecken lagen und fast nie in Rückbogen-Marginalmeere und Vorbogenbecken beobachtet wurden. Temporär war die Evaporitablagerung während der Erdgeschichte etwas unterbrochen, es gab jedoch eine weit verbreitete Ablagerung während der späten Perm- und späten Trias-Intervalle sowie weitere bemerkenswerte Ereignisse während der Neoproterozoikum-frühen Kambrium-, Aptian-Albien-, mittleren Eozän- und späten Miozän (Messinisch) Zeitperioden. Basierend auf paläogeographischen Rekonstruktionen wurden fast alle 369 Evaporiteinheiten innerhalb von 45 Grad des Äquators abgelagert und waren wahrscheinlich durch die Konvergenz regionaler und globaler Faktoren beeinflusst (z. B. tektonische Ereignisse, geografische Einschränkungen und Klima).",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2021.103564",
    doi = "10.1016/j.earscirev.2021.103564",
    openalex = "W3131383366",
    references = "doi101017s0016756818000110, doi101111j174754571980tb00982x"
}

Das Karbon-Perm war eine wichtige Periode für die Bildung von Kohlegruben und kohlehaltigen Muttergesteinen weltweit. Gesteuert durch das paläoklima, die Cathaysia-Flora und den Übergangs-Sedimentationsumfeld des Deltas, bildete sich die frühe Perm-Schicht Shanxi in der Huanghua-Becken mehrere Schichten von Kohle und kohlehaltigen Muttergesteinen, die im gesamten Becken erkundet werden können. Allerdings ist die Entwicklungsregelmäßigkeit und die Verteilungsvorhersage hochwertiger kohlehaltiger Muttergesteine noch nicht gut verstanden. Die kohlehaltigen Muttergesteine der Shanxi-Schicht in der Huanghua-Becken wurden als Forschungsobjekt gewählt. Mit der Bestimmung und Analyse des organischen Kohlenstoffgehalts, der Gesteinspyrolyse und der Vitrinitreflektanz stellten wir fest, dass die organische Stoffmenge (d. h. TOC, die sich von 20,3 % auf 80,0 % änderte), das Kohlenwasserstoffbildungspotenzial (d. h. S1 + S2, das von 7,82 mg/g bis 208,81 mg/g variierte) und die Kerogentypen (hauptsächlich Typ II2) der Kohle besser waren als bei kohlenstoffhaltigem Schlammstein und kohlehaltigem Schiefer. Die Identifizierung der Makeral-Komponenten zeigte, dass Kohle und kohlenstoffhaltiger Schlammstein mehr Liptinit (d. h. Cutinit und Sporinit) und wasserstoffreichen Vitrinit hatten, während kohlehaltiger Schiefer hauptsächlich aus wasserstoffarmem Vitrinit und einer kleinen Menge Liptinit bestand. Die Analyse der Verhältnisse von Haupt- und Spurenelementen, normalen Alkanen und Isoparaffinen deutete darauf hin, dass das paläo-Wassersalinität der Kohle- und kohlenstoffhaltigen Schlammstein-Ablagerung höher war als bei Teilen des kohlehaltigen Schiefers. Aufgedeckt durch die schwache Reduktion ihres Ablagerungs-Umfelds, wurde die Entwicklung hochwertiger Kohle und kohlenstoffhaltiger Schlammsteine hauptsächlich durch die Zufuhr von öl- und gasanfälligem organischem Material gesteuert. Die Bildung hochwertiger kohlehaltiger Schiefer wurde hauptsächlich von einer starken Reduktionsumgebung mit einer unbedeutenden Menge organischer Materialzufuhr dominiert. Das Bildungsmodell hochwertiger kohlehaltiger Muttergesteine wurde erstellt. Dieses Modell kann verwendet werden, um die Verteilung von Kohlegruben und kohlehaltigen Muttergesteinen in der Huanghua-Becken und Bohai-Bucht-Becken vorherzusagen.

@article{doi101016joregeorev2023105315,
    author = "Xu, Jinjun und Cheng, Xiangang und Peng, Shunan und Jin, Qiang und Cheng, Fuqi und Lou, Da und Zhang, Feipeng und Li, Fulai",
    title = "Ablagerungsbedingungen und Kohlenwasserstoffpotenzial der Kohleflöze der frühen Perm-Zeit in der Huanghua-Becken, Bohai-Bucht-Becken",
    year = "2023",
    journal = "Ore Geology Reviews",
    abstract = "Das Karbon-Perm war eine wichtige Periode für die Bildung von Kohlegruben und kohlehaltigen Muttergesteinen weltweit. Gesteuert durch das paläoklima, die Cathaysia-Flora und den Übergangs-Sedimentationsumfeld des Deltas, bildete sich die frühe Perm-Schicht Shanxi in der Huanghua-Becken mehrere Schichten von Kohle und kohlehaltigen Muttergesteinen, die im gesamten Becken erkundet werden können. Allerdings ist die Entwicklungsregelmäßigkeit und die Verteilungsvorhersage hochwertiger kohlehaltiger Muttergesteine noch nicht gut verstanden. Die kohlehaltigen Muttergesteine der Shanxi-Schicht in der Huanghua-Becken wurden als Forschungsobjekt gewählt. Mit der Bestimmung und Analyse des organischen Kohlenstoffgehalts, der Gesteinspyrolyse und der Vitrinitreflektanz stellten wir fest, dass die organische Stoffmenge (d. h. TOC, die sich von 20,3 % auf 80,0 % änderte), das Kohlenwasserstoffbildungspotenzial (d. h. S1 + S2, das von 7,82 mg/g bis 208,81 mg/g variierte) und die Kerogentypen (hauptsächlich Typ II2) der Kohle besser waren als bei kohlenstoffhaltigem Schlammstein und kohlehaltigem Schiefer. Die Identifizierung der Makeral-Komponenten zeigte, dass Kohle und kohlenstoffhaltiger Schlammstein mehr Liptinit (d. h. Cutinit und Sporinit) und wasserstoffreichen Vitrinit hatten, während kohlehaltiger Schiefer hauptsächlich aus wasserstoffarmem Vitrinit und einer kleinen Menge Liptinit bestand. Die Analyse der Verhältnisse von Haupt- und Spurenelementen, normalen Alkanen und Isoparaffinen deutete darauf hin, dass das paläo-Wassersalinität der Kohle- und kohlenstoffhaltigen Schlammstein-Ablagerung höher war als bei Teilen des kohlehaltigen Schiefers. Aufgedeckt durch die schwache Reduktion ihres Ablagerungs-Umfelds, wurde die Entwicklung hochwertiger Kohle und kohlenstoffhaltiger Schlammsteine hauptsächlich durch die Zufuhr von öl- und gasanfälligem organischem Material gesteuert. Die Bildung hochwertiger kohlehaltiger Schiefer wurde hauptsächlich von einer starken Reduktionsumgebung mit einer unbedeutenden Menge organischer Materialzufuhr dominiert. Das Bildungsmodell hochwertiger kohlehaltiger Muttergesteine wurde erstellt. Dieses Modell kann verwendet werden, um die Verteilung von Kohlegruben und kohlehaltigen Muttergesteinen in der Huanghua-Becken und Bohai-Bucht-Becken vorherzusagen.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    doi = "10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    openalex = "W4317725994",
    references = "doi103133sir20115010"
}