Análise de bacias

RESUMO Três grandes bacias do período Mesozóico-Terciário adjacem-se em alinhamento leste-oeste ao longo do terço oriental da costa sul da Austrália, por uma distância de aproximadamente 700 milhas. A área total abrangida pelas três bacias é de cerca de 100.000 milhas quadradas e inclui parte de três dos seis estados da Austrália. Três quartos da área estão em plataforma continental offshore. O alinhamento geral leste-oeste das bacias resultou de uma ruptura taphrogênica acentuada através da tendência orogênica paleozóica geralmente norte-sul da leste da Austrália e da Tasmânia. As principais falhas e muitas das características das bacias tendem a ter tendências nordestes ou noroeste, sugerindo que tensões rotacionais ou transcorrentes estiveram envolvidas na ruptura e subsidência. A sedimentação começou pelo menos tão cedo quanto o Jurássico Superior. O Mesozóico é uma série clástica terrígena estuarina a marinha, de classificação pobre a boa. O Terciário é em grande parte marinho e está mais uniformemente desenvolvido em toda a sua extensão. O terço inferior do Terciário contém extensos leitos de arenito costeiro geralmente altamente porosos e permeáveis, juntamente com alguns xistos e quantidades variáveis de carvão e leitos carbonáceos. Os leitos médios consistem principalmente de xisto. O terço superior ou mais tem uma quantidade considerável de calcário e argila. Várias discordâncias são reconhecidas. Embora nem todos os sedimentos contenham fóssis marinhos, as águas contidas são salinas além dos limites da descarga de água doce bastante extensa em terra firme. A bacia de Gippsland ou oriental inclui aproximadamente 20.000 milhas quadradas. Pelo menos 10.000 pés de clásticos terrígenos do Jurássico Superior-Cretáceo depositados rapidamente preenchem um vale central falhado e sobrepõem as prateleiras da bacia no norte e sul; e cerca de 9.000 pés de arenito, xisto, argila e calcário terciário de extensão mais ampla compõem o restante do preenchimento da bacia. A bacia Bass, com fundo profundo, separa o estado insular da Tasmânia do continente. Ocupa uma área de 35.000 milhas quadradas. A seção consiste em 12.000 pés ou mais de arenito, xisto, argila e calcário, juntamente com algum carvão, de idades Eoceno e anteriores. A deposição começou na parte central da bacia, provavelmente pelo menos tão cedo quanto o tempo do Cretáceo Superior, e continuou durante todo o Terciário. A deposição sobrepostu progressivamente em todas as flancos. A bacia ocidental, ou de Otway, inclui uma área de aproximadamente 45.000 milhas quadradas. Nesta bacia, o Mesozóico consiste em arenito, xisto, siltito e argilito. A deposição começou durante a parte final do tempo Jurássico e continuou, exceto por intervalos reconhecíveis de não-deposição, até o Paleoceno. A espessura máxima excede 15.000 pés. Um máximo de cerca de 8.000 pés de arenito, xisto, argila e calcário terciário sobrepostos completa o preenchimento da bacia. Armadilhas potenciais de petróleo dos seguintes tipos ocorrem: dobras tectônicas; estruturas de falha ou de bloco falhado; corpos maciços e alongados de arenito associados com sobreposição transgressiva pronunciada, interdigitamento de xisto e drapeado de compactação; abutamento de porosidade tanto acima quanto abaixo de discordâncias de baixo ângulo extensas; sobreposição discordante por sedimentos de afundamento de bacia através de altos de fundo largo e contra e sobre escarpas de falha principais; narizes estruturais; sobreposição progressiva extensa de flancos ao redor de uma bacia com fundo profundo por uma seção de arenito, xisto, argila e calcário; e estrangulamentos de porosidade. Desde meados dos anos 1920, 130 sondagens exploratórias foram perfuradas em terra firme nos flancos da bacia extensivamente lavados por água doce. Diversos registros de mostras de petróleo e gás não comerciais foram feitos. Em 1965 e 1966, cinco poços exploratórios foram perfurados offshore, até a data de abril de 1966 deste artigo. Três deles foram localizados em fecho bem definido na bacia de Gippsland e resultaram em grandes descobertas de gás úmido e petróleo em reservatórios de arenito do Eoceno e Cretáceo Superior. Antes da concessão de cada uma das três bacias, sucessivamente de leste a oeste, 18.000 milhas de levantamentos magnéticos aéreos e 5.320 milhas de levantamentos sísmicos convencionais foram realizados sob a direção e assistência dos autores. Estudos e compilações abrangentes da bacia completaram as investigações preliminares. Não incluídos no exposto acima são vários levantamentos geofísicos em escala muito menor por outras empresas e agências governamentais. Também não incluídos são muitas centenas de milhas de tiros adicionais pelo concessionário preparatório à perfuração.

@article{doi1013065d25c0cd16c111d78645000102c1865d,
    author = "Weeks, Lewis G. and Hopkins, Brian M.",
    title = "Geologia e Exploração de Três Bacias do Estreito Bass, Austrália",
    year = "1967",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMO Três bacias principais do Mesozoico-Terciário adjacem-se em alinhamento leste-oeste ao longo do terço oriental da costa sul da Austrália, por uma distância de aproximadamente 700 milhas. A área total abrangida pelas três bacias é de cerca de 100.000 milhas quadradas e inclui parte de três dos seis estados da Austrália. Três quartos da área são plataforma continental offshore. O alinhamento geral leste-oeste das bacias resultou de uma ruptura taphrogênica acentuada através da tendência orogênica paleozóica geralmente norte-sul da leste da Austrália e da Tasmânia. As principais falhas e muitas das características das bacias tendem a ter tendências nordestes ou noroeste, sugerindo que tensões rotacionais ou transcorrentes estiveram envolvidas na ruptura e subsidência. A sedimentação começou pelo menos tão cedo quanto o Jurássico Superior. O Mesozoico é uma série clástica terrígena estuarina a marinha, mal a bem classificada. O Terciário é em grande parte marinho e está mais uniformemente desenvolvido em toda a sua extensão. O terço inferior do Terciário contém extensos leitos de arenito costeiro geralmente altamente porosos e permeáveis, juntamente com alguns xistos e quantidades variáveis de carvão e leitos carbonáceos. Os leitos médios consistem principalmente de xisto. O terço superior ou mais tem uma quantidade considerável de calcário e argila. Várias discordâncias são reconhecidas. Embora nem todos os sedimentos contenham fósseis marinhos, as águas contidas são salinas além dos limites da descarga de água doce bastante extensa na terra firme. A bacia de Gippsland ou oriental inclui aproximadamente 20.000 milhas quadradas. Pelo menos 10.000 pés de clásticos terrígenos do Jurássico Superior-Cretáceo depositados rapidamente preenchem um vale central falhado e sobrepõem as prateleiras da bacia no norte e sul; e cerca de 9.000 pés de arenito, xisto, argila e calcário terciário mais amplamente estendido compõem o restante do preenchimento da bacia. A bacia Bass de fundo profundo separa o estado insular da Tasmânia do continente. Ocupa uma área de 35.000 milhas quadradas. A seção consiste em 12.000 pés ou mais de arenito, xisto, argila e calcário, juntamente com algum carvão, de idades Eoceno e anteriores. A deposição começou na parte central da bacia, provavelmente pelo menos tão cedo quanto o tempo do Cretáceo Superior, e continuou durante todo o Terciário. A deposição sobrepostu progressivamente em todas as flancos. A bacia ocidental, ou de Otway, inclui uma área de aproximadamente 45.000 milhas quadradas. Nesta bacia, o Mesozoico consiste em arenito, xisto, siltito e argilito. A deposição começou durante a parte final do tempo Jurássico e continuou, exceto por intervalos reconhecíveis de não-deposição, até o Paleoceno. A espessura máxima excede 15.000 pés. Um máximo de cerca de 8.000 pés de arenito, xisto, argila e calcário terciário sobrepostos completa o preenchimento da bacia. Armadilhas potenciais de petróleo dos seguintes tipos ocorrem: dobras tectônicas; estruturas de falha ou de bloco falhado; corpos maciços e alongados de arenito associados com sobreposição transgressiva pronunciada, interdigitamento de xisto e drape de compactação; abutamento de porosidade tanto acima quanto abaixo de discordâncias de baixo ângulo extensas; sobreposição discordante por sedimentos de bacia-sink através de altos de fundo largo e contra e sobre escarpas de falha principais; narizes estruturais; sobreposição progressiva extensa de flancos ao redor de uma bacia de fundo profundo por uma seção de arenito, xisto, argila e calcário; e estrangulamentos de porosidade. Desde meados dos anos 1920, 130 perfurações exploratórias foram realizadas na terra firme nos flancos da bacia extensivamente lavados por água doce. Inúmeros registros de mostras de petróleo e gás não comerciais foram feitos. Em 1965 e 1966, cinco poços exploratórios foram perfurados offshore, até a data de abril de 1966 deste artigo. Três deles foram localizados em fecho bem definido na bacia de Gippsland e resultaram em grandes descobertas de gás úmido e petróleo em reservatórios de arenito do Eoceno e Cretáceo Superior. Antes da concessão de cada uma das três bacias, sucessivamente de leste para oeste, 18.000 milhas de levantamentos magnéticos aéreos e 5.320 milhas de levantamentos sísmicos convencionais foram realizados sob a direção e assistência dos autores. Estudos e compilações abrangentes da bacia completaram as investigações preliminares. Não incluídos no exposto acima são vários levantamentos geofísicos em escala muito menor por outras empresas e agências governamentais. Também não incluídos são muitas centenas de milhas de tiros adicionais pelo arrendatário preparatórios à perfuração.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25c0cd-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25c0cd-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1997201393"
}

A Bacia de Gippsland no sudeste da Austrália situa-se principalmente sob a plataforma continental entre a leste da Vitória e a Tasmânia. Está preenchida com sedimentos do Cretáceo Inferior ao Recente e tornou-se uma fonte majoritária de hidrocarbonetos para o mercado australiano. Quarenta e duas poços de exploração e poços de expansão, poços adicionais de desenvolvimento e mais de 7.000 milhas de linhas sísmicas fornecem um quadro sobre o qual construir a história geológica da região. A estratigrafia temporal da bacia é derivada do uso extensivo de associações de esporos-pólen no Cretáceo-Eoceno, principalmente não marinho, e foraminíferos no Oligoceno-Plioceno marinho, em grande parte complementado por correlações sísmicas e, em menor escala, de registros elétricos. Dez zonas de esporos-pólen do Cretáceo e cinco zonas do Paleoceno-Eoceno e quatorze zonules de foraminíferos do Oligoceno-Plioceno são reconhecidas. Apenas unidades litostratigráficas em larga escala, inicialmente reconhecidas ao longo da margem terrestre setentrional da bacia, são rastreáveis offshore. O Cretáceo Inferior é representado por pelo menos 10.000 pés de arenito cinzento não marinho do Grupo Strzelecki. O Cretáceo Superior-Eoceno, com uma espessura cumulativa de 15.000 pés, é denominado Grupo Latrobe e consiste principalmente de elásticos lacustres e fluviáteis. Canais dissecaram o topo do Grupo Latrobe durante o Eoceno e foram preenchidos com sedimentos reconhecíveis como sequências distintas dentro do grupo e denominadas Formações Flounder e Turrum. Uma fase marinha destrutiva durante o tempo mais recente do Eoceno deixou a Formação Gurnard glauconítica como o membro mais jovem do Grupo. A subsequente inundação marinha da bacia resultou na deposição de até 1.500 pés de argilito calcário referido à Formação Lakes Entrance e até 5.000 pés de marl, calcarenite e calcário do Calcário de Gippsland durante o Oligoceno e Mioceno. Até 1.000 pés de calcarenite, micrite e marl do Plioceno-Recente completam a sequência sedimentar.

@article{doi101071aj70012,
    author = "James, E. A. e Evans, P. R.",
    title = "A ESTRATIGRAFIA DO BACIA OFFSHORE GIPPSLAND",
    year = "1971",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "A Bacia de Gippsland no sudeste da Austrália situa-se principalmente sob a plataforma continental entre a leste da Vitória e a Tasmânia. Está preenchida com sedimentos do Cretáceo Inferior ao Recente e tornou-se uma fonte majoritária de hidrocarbonetos para o mercado australiano. Quarenta e duas poços de exploração e poços de expansão, poços adicionais de desenvolvimento e mais de 7.000 milhas de linhas sísmicas fornecem um quadro sobre o qual construir a história geológica da região. A estratigrafia temporal da bacia é derivada do uso extensivo de associações de esporos-pólen no Cretáceo-Eoceno, principalmente não marinho, e foraminíferos no Oligoceno-Plioceno marinho, em grande parte complementado por correlações sísmicas e, em menor escala, de registros elétricos. Dez zonas de esporos-pólen do Cretáceo e cinco zonas do Paleoceno-Eoceno e quatorze zonules de foraminíferos do Oligoceno-Plioceno são reconhecidas. Apenas unidades litostratigráficas em larga escala, inicialmente reconhecidas ao longo da margem terrestre setentrional da bacia, são rastreáveis offshore. O Cretáceo Inferior é representado por pelo menos 10.000 pés de arenito cinzento não marinho do Grupo Strzelecki. O Cretáceo Superior-Eoceno, com uma espessura cumulativa de 15.000 pés, é denominado Grupo Latrobe e consiste principalmente de elásticos lacustres e fluviáteis. Canais dissecaram o topo do Grupo Latrobe durante o Eoceno e foram preenchidos com sedimentos reconhecíveis como sequências distintas dentro do grupo e denominadas Formações Flounder e Turrum. Uma fase marinha destrutiva durante o tempo mais recente do Eoceno deixou a Formação Gurnard glauconítica como o membro mais jovem do Grupo. A subsequente inundação marinha da bacia resultou na deposição de até 1.500 pés de argilito calcário referido à Formação Lakes Entrance e até 5.000 pés de marl, calcarenite e calcário do Calcário de Gippsland durante o Oligoceno e Mioceno. Até 1.000 pés de calcarenite, micrite e marl do Plioceno-Recente completam a sequência sedimentar.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj70012",
    doi = "10.1071/aj70012",
    openalex = "W2746622122"
}

RESUMO O objetivo do estudo foi investigar as condições de formação e evolução de hidrocarbonetos durante o enterramento e a diagênese relacionada dos sedimentos. Os xistos do Toarciano inicial (Jurássico Inferior), na bacia de Paris, foram selecionados porque todos os parâmetros, exceto temperatura e pressão (ambas relacionadas ao enterramento dos sedimentos), permanecem constantes—idade, natureza de organismos fóssis e minerais de argila, e condições de deposição (que eram bastante homogêneas na formação em toda a área pesquisada). As quantidades dos diferentes constituintes orgânicos e algumas propriedades estruturais das moléculas revelam uma variação ordenada, dependendo da profundidade máxima de enterramento. No início do enterramento, a razão de transformação da matéria orgânica em hidrocarbonetos é baixa e muda pouco até uma profundidade de 1.500 m, onde a razão aumenta marcadamente com o aumento da profundidade. Um estudo detalhado mostra que os hidrocarbonetos presentes em profundidades rasas são diretamente herdados da matéria viva original ou resultam de transformação precoce no sedimento, sem alterar a estrutura geral da molécula (como moléculas de tipos esteroides e triterpenoides). Quando o enterramento se torna suficientemente profundo, essas estruturas características são diluídas entre hidrocarbonetos recém-formados gerados pela degradação térmica da matéria orgânica. A interpretação das observações leva à conclusão de que o enterramento (ou seja, aumento de pressão e especialmente de temperatura) constitui o fator determinante na evolução da matéria orgânica. O aumento da temperatura promove a formação de compostos de petróleo, particularmente hidrocarbonetos, às custas do querogênio. Propõe-se um esquema de reação geral, baseado em hipóteses sobre a estrutura do querogênio e nas relações observadas dos vários compostos orgânicos.

@article{doi101306819a3e2e16c511d78645000102c1865d,
    author = "Tissot, B. e Califet-Debyser, Y. e Deroo, G. e Oudin, J.L.",
    title = "Origem e Evolução de Hidrocarbonetos em Xistos do Toarciano Inicial, Bacia de Paris, França",
    year = "1971",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMO O objetivo do estudo foi investigar as condições de formação e evolução de hidrocarbonetos durante o enterramento e a diagênese relacionada dos sedimentos. Os xistos do Toarciano inicial (Jurássico Inferior), na bacia de Paris, foram selecionados porque todos os parâmetros, exceto temperatura e pressão (ambas relacionadas ao enterramento dos sedimentos), permanecem constantes—idade, natureza de organismos fóssis e minerais de argila, e condições de deposição (que eram bastante homogêneas na formação em toda a área pesquisada). As quantidades dos diferentes constituintes orgânicos e algumas propriedades estruturais das moléculas revelam uma variação ordenada, dependendo da profundidade máxima de enterramento. No início do enterramento, a razão de transformação da matéria orgânica em hidrocarbonetos é baixa e muda pouco até uma profundidade de 1.500 m, onde a razão aumenta marcadamente com o aumento da profundidade. Um estudo detalhado mostra que os hidrocarbonetos presentes em profundidades rasas são diretamente herdados da matéria viva original ou resultam de transformação precoce no sedimento, sem alterar a estrutura geral da molécula (como moléculas de tipos esteroides e triterpenoides). Quando o enterramento se torna suficientemente profundo, essas estruturas características são diluídas entre hidrocarbonetos recém-formados gerados pela degradação térmica da matéria orgânica. A interpretação das observações leva à conclusão de que o enterramento (ou seja, aumento de pressão e especialmente de temperatura) constitui o fator determinante na evolução da matéria orgânica. O aumento da temperatura promove a formação de compostos de petróleo, particularmente hidrocarbonetos, às custas do querogênio. Propõe-se um esquema de reação geral, baseado em hipóteses sobre a estrutura do querogênio e nas relações observadas dos vários compostos orgânicos.",
    url = "https://doi.org/10.1306/819a3e2e-16c5-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/819a3e2e-16c5-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2108200189"
}

É importante que os geólogos de exploração de petróleo conheçam os limites críticos de profundidade onde o petróleo é gerado a partir da matéria orgânica original nos sedimentos e onde o petróleo se transforma em gás natural. A matéria orgânica é muito sensível à temperatura. A temperatura máxima experimentada está relacionada à sua profundidade de enterramento. O CSIRO tem utilizado a composição e as propriedades físicas de vários tipos de matéria orgânica em rochas argilosas como indicadores para o grau de diagênese causado por esta alteração térmica. A refletância da vitrinite em carvões associados é utilizada como o padrão primário, e o teor de carbono de tais carvões como o parâmetro secundário para distinguir vários estágios de geração de petróleo e gás. As curvas de profundidade-refletância são úteis 1., para estimar gradientes paleogeotérmicos, 2., para determinar o grau de diagênese em uma profundidade particular e também 3., para estimar a espessura aproximada dos sedimentos posteriormente perdidos após a deposição. O potencial petrolífero de algumas bacias sedimentares australianas é revisado à luz deste conhecimento. Na área da Plataforma Continental do Noroeste e nas Bacias de Capricorn e Otway, a zona de geração de petróleo é mais profunda do que nas Bacias de Cooper, Galilee e Surat. Nas Bacias de Bowen e Sydney e em várias outras pequenas bacias ao longo da costa leste da Austrália, esta zona é muito rasa, e em algumas áreas a zona de geração de petróleo foi completamente perdida pela erosão. As áreas mais promissoras para campos de petróleo são aquelas onde ocorreu pouca erosão dos sedimentos subsequentemente à deposição e diagênese, desde que todos os outros fatores geológicos para a acumulação de hidrocarbonetos estejam presentes.

@article{doi101071aj72011,
    author = "Shibaoka, Michio e Bennett, Alan J. e Gould, Kathleen",
    title = "DIAGÊNESE DE MATÉRIA ORGÂNICA E OCORRÊNCIA DE HIDROCARBONETOS EM ALGUMAS BACIAS SEDIMENTARES AUSTRALIANAS",
    year = "1973",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "É importante que os geólogos de exploração de petróleo conheçam os limites críticos de profundidade onde o petróleo é gerado a partir da matéria orgânica original nos sedimentos e onde o petróleo se transforma em gás natural. A matéria orgânica é muito sensível à temperatura. A temperatura máxima experimentada está relacionada à sua profundidade de enterramento. O CSIRO tem utilizado a composição e as propriedades físicas de vários tipos de matéria orgânica em rochas argilosas como indicadores para o grau de diagênese causado por esta alteração térmica. A refletância da vitrinite em carvões associados é utilizada como o padrão primário, e o teor de carbono de tais carvões como o parâmetro secundário para distinguir vários estágios de geração de petróleo e gás. As curvas de profundidade-refletância são úteis 1., para estimar gradientes paleogeotérmicos, 2., para determinar o grau de diagênese em uma profundidade particular e também 3., para estimar a espessura aproximada dos sedimentos posteriormente perdidos após a deposição. O potencial petrolífero de algumas bacias sedimentares australianas é revisado à luz deste conhecimento. Na área da Plataforma Continental do Noroeste e nas Bacias de Capricorn e Otway, a zona de geração de petróleo é mais profunda do que nas Bacias de Cooper, Galilee e Surat. Nas Bacias de Bowen e Sydney e em várias outras pequenas bacias ao longo da costa leste da Austrália, esta zona é muito rasa, e em algumas áreas a zona de geração de petróleo foi completamente perdida pela erosão. As áreas mais promissoras para campos de petróleo são aquelas onde ocorreu pouca erosão dos sedimentos subsequentemente à deposição e diagênese, desde que todos os outros fatores geológicos para a acumulação de hidrocarbonetos estejam presentes.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj72011",
    doi = "10.1071/aj72011",
    openalex = "W2748659034"
}

A bacia de Gippsland, com seus recursos de petróleo e gás, oferece uma excelente área para pesquisa geoquímica orgânica e petrológica sobre a geração, migração e alteração de hidrocarbonetos. As principais rochas-fonte para os depósitos conhecidos de petróleo e gás parecem estar em profundidades maiores do que aquelas alcançadas por qualquer um dos poços de exploração. O tipo de material orgânico originalmente presente nas rochas agora em profundidades maiores que 4.000 m (e agora em temperaturas maiores que 130°C) é desconhecido, mas, pelo menos dentro do Grupo Latrobe, parece ter tido um alto teor de exinite semelhante ao observado na parte superior do grupo. A tais temperaturas, a craqueamento térmico da exinite resultaria em uma quantidade considerável de petróleo, enquanto os produtos da vitrinite seriam principalmente gás e resíduo sólido. A migração para reservatórios abaixo da discordância no topo do Grupo Latrobe seguiria. Tanto a geração quanto a migração são consideradas estar ocorrendo atualmente, pois o material carbonáceo imaturo está sendo exposto a temperaturas mais altas por um enterramento mais profundo. A análise cromatográfica dos petróleos crus de Gippsland sugere que os petróleos originam-se de matéria orgânica sólida derivada de algas e plantas terrestres, estas últimas contribuindo para o alto teor de cera. A geração de gás na bacia de Cooper oferece uma comparação interessante com a bacia de Gippsland em relação ao tipo de material orgânico e à história geotérmica.

@article{shibaoka1978hydrocarbon,
    author = "Shibaoka, M. e Saxby, J. D. e Taylor, G. H.",
    title = "Geração de hidrocarbonetos na Bacia de Gippsland, Austrália—Comparação com a Bacia de Cooper, Austrália",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "A bacia de Gippsland, com seus recursos de petróleo e gás, oferece uma excelente área para pesquisa geoquímica orgânica e petrológica sobre a geração, migração e alteração de hidrocarbonetos. As principais rochas-fonte para os depósitos conhecidos de petróleo e gás parecem estar em profundidades maiores do que aquelas alcançadas por qualquer um dos poços de exploração. O tipo de material orgânico originalmente presente nas rochas agora em profundidades maiores que 4.000 m (e agora em temperaturas maiores que 130°C) é desconhecido, mas, pelo menos dentro do Grupo Latrobe, parece ter tido um alto teor de exinite semelhante ao observado na parte superior do grupo. A tais temperaturas, o craqueamento térmico da exinite resultaria em uma quantidade considerável de petróleo, enquanto os produtos da vitrinite seriam principalmente gás e resíduo sólido. A migração para reservatórios abaixo da discordância no topo do Grupo Latrobe seguiria. Tanto a geração quanto a migração são consideradas estar ocorrendo atualmente, pois o material carbonáceo imaturo está sendo exposto a temperaturas mais altas por um enterramento mais profundo. A análise cromatográfica dos petróleos crus de Gippsland sugere que os petróleos originam-se de matéria orgânica sólida derivada de algas e plantas terrestres, estas últimas contribuindo para o alto teor de cera. A geração de gás na bacia de Cooper oferece uma comparação interessante com a bacia de Gippsland em relação ao tipo de material orgânico e à história geotérmica.",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea4fc7-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea4fc7-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    number = "7",
    openalex = "W2120810739",
    pages = "1151-1158",
    volume = "62",
    references = "doi1010160016703769900404, doi1010160016703776900326, doi101071aj69007, doi101071aj70012, doi101071aj72011, doi10130683d91f5116c711d78645000102c1865d"
}

@techreport{shibaoka1978hydrocarbon1,
    author = "Shibaoka, M. e Saxby, J. D. e Taylor, G. H",
    title = "Geração de hidrocarbonetos na bacia de Gippsland, Austrália--Comparação com a bacia de Cooper, Austrália",
    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., e Taylor, G. H., 1978, Geração de hidrocarbonetos na bacia de Gippsland, Austrália--Comparação com a bacia de Cooper, Austrália: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 62, no. 7, p. 1151-1158.}"
}

RESUMO A distribuição natural de isótopos de carbono entre componentes de gás de hidrocarbonetos é utilizada para (1) determinar a maturidade de um gás, (2) correlacionar um gás reservado à sua fonte, (3) correlacionar um gás reservado com outro, e (4) reconhecer misturas de gases. Separações calculadas de isótopos de carbono entre os componentes de alcano normal de um gás natural têm sido relacionadas à maturidade da rocha-fonte pelo uso de um único diagrama contínuo, independente do tipo de fonte. Dados reais de uma ampla variedade de configurações geológicas e idades geológicas confirmam essa relação e demonstram sua aplicabilidade aos Níveis de Metamorfismo Orgânico da Rocha-Fonte, variando de 8 a 13, cobrindo toda a faixa de geração de petróleo e gás úmido. Em maiores maturidades, os componentes de gás úmido são encontrados a sofrer degradação térmica, perdendo sua utilidade para correlação. Três exemplos mostrando gás endêmico (oeste do Texas), gás não endêmico (bacia de Gippsland, Austrália) e misturas de gás de múltiplas fontes (sudeste de Alberta) ilustram aplicações de exploração.

@article{doi10130603b5b72216d111d78645000102c1865d,
    author = "James, A. T.",
    title = "Correlação de Gás Natural pelo Uso da Distribuição Isotópica de Carbono Entre Componentes de Hidrocarbonetos",
    year = "1983",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMO A distribuição natural de isótopos de carbono entre componentes de gás de hidrocarbonetos é utilizada para (1) determinar a maturidade de um gás, (2) correlacionar um gás reservado à sua fonte, (3) correlacionar um gás reservado com outro, e (4) reconhecer misturas de gases. Separações calculadas de isótopos de carbono entre os componentes de alcano normal de um gás natural têm sido relacionadas à maturidade da rocha-fonte pelo uso de um único diagrama contínuo, independente do tipo de fonte. Dados reais de uma ampla variedade de configurações geológicas e idades geológicas confirmam essa relação e demonstram sua aplicabilidade aos Níveis de Metamorfismo Orgânico da Rocha-Fonte, variando de 8 a 13, cobrindo toda a faixa de geração de petróleo e gás úmido. Em maiores maturidades, os componentes de gás úmido são encontrados a sofrer degradação térmica, perdendo sua utilidade para correlação. Três exemplos mostrando gás endêmico (oeste do Texas), gás não endêmico (bacia de Gippsland, Austrália) e misturas de gás de múltiplas fontes (sudeste de Alberta) ilustram aplicações de exploração.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5b722-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5b722-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2045730984",
    references = "doi1010160009254177900419, doi1010160016703780901556, doi101038293289a0, doi101039jr9470000562, doi10106311746492, doi101146annurevea05050177000433, doi1013062f91976516ce11d78645000102c1865d, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi10130683d91f0616c711d78645000102c1865d, openalexw1558677347, shibaoka1978hydrocarbon"
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@article{jbwillcox1990deep,
    author = "J. B. Willcox, J. B. Colwell, P. E.",
    title = "Estrutura Profunda do Bacia de Gippsland, Austrália: Implicações para a Exploração de Hidrocarbonetos: RESUMO",
    year = "1990",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/44b4c04e-170a-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/44b4c04e-170a-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2328694126",
    volume = "74"
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PART 1: OS FUNDAMENTOS DAS BACIAS SEDIMENTARES:. Capítulo 1 Bacias em seu ambiente de tectônica de placas. Resumo. 1.1 Zonagem composicional da Terra. 1.2 Zonagem reológica da Terra. 1.3 Movimento das placas. 1.4 Esquemas de classificação de bacias sedimentares. Capítulo 2 O estado físico da litosfera. Resumo. 2.1 Tensão e deformação. 2.2 Fluxo de calor: condução e convecção. 2.3 Gravidade e isostasia. 2.4 Reologia das rochas. PART 2: A MECÂNICA DA FORMAÇÃO DE BACIAS SEDIMENTARES:. Capítulo 3 Bacias devido ao estiramento da litosfera. Resumo. 3.1 Introdução a riftes, riftes falhos e margens continentais passivas. 3.2 Observações geológicas e geofísicas em regiões de extensão continental. 3.3 Introdução a modelos de extensão continental. 3.4 Estiramento uniforme da litosfera continental. 3.5 Modificações ao modelo de estiramento uniforme. 3.6 Uma abordagem dinâmica à extensão da litosfera. 3.7 Plumas do manto e atividade ígnea associadas à extensão continental. 3.8 Estimativa do fator de estiramento e história da taxa de deformação. Capítulo 4 Bacias devido à flexão. Resumo. 4.1 Observações básicas em regiões de flexão da litosfera. 4.2 Flexão da litosfera: geometria da deflexão. 4.3 Rigidez flexural da litosfera oceânica e continental. 4.4 Empenamento da litosfera. 4.5 A dinâmica de wedges orogênicos. 4.6 A modelagem de bacias de foreland. Capítulo 5 Efeitos da dinâmica do manto. Resumo. 5.1 Fundamentos e observações. 5.2 Topografia dinâmica. Capítulo 6 Bacias associadas à deformação de falha transcorrente. Resumo. 6.1 Visão geral. 6.2 O padrão estrutural de sistemas de falhas transcorrentes. 6.3 Bacias em zonas de falha transcorrente. PART 3 O REPOSIÇÃO SEDIMENTAR DA BACIA:. Capítulo 7 O sistema de roteamento sedimentar. Resumo. 7.1 Introdução. 7.2 Intemperismo. 7.3 Rendimentos de sedimento terrestre e solutos. 7.4 Medições de taxas de erosão. 7.5 O funcionamento de sistemas de roteamento sedimentar. Capítulo 8 Estratigrafia de bacias. Resumo. 8.1 Um guia sobre estratigrafia de processos. 8.2 Ciclos estratigráficos: definição e reconhecimento. 8.3 Mecanismos impulsionadores de padrões estratigráficos. 8.4 Simulação numérica da estratigrafia. 8.5 Sistemas deposicionais. 8.6 Relação entre estilo deposicional e configuração da bacia. Capítulo 9 Subsídência e história térmica. Resumo. 9.1 Introdução à 'análise de geohistória'. 9.2 Perda de porosidade durante a subsídência da bacia. 9.3 História de subsídência e backstripping. 9.4 Introdução à história térmica. 9.5 Teoria: a equação de Arrhenius e índices de maturação. 9.6 Fatores que influenciam temperaturas e paleotemperaturas em bacias sedimentares. 9.7 Medições de maturidade térmica em bacias sedimentares. 9.8 Aplicação de medições de maturidade térmica. 9.9 Assinaturas geotérmicas e paleogeotérmicas de tipos de bacias. PART 4 APLICAÇÃO À AVALIAÇÃO DE JOGOS DE PETRÓLEO:. Capítulo 10 O jogo de petróleo. Resumo. 10.1 Da análise de bacias ao conceito de jogo. 10.2 O sistema petrolífero e o conceito de jogo. 10.3 O sistema de carga petrolífera. 10.4 O reservatório. 10.5 O selo regional. 10.6 O armadilha. Referências. Índice

@book{openalexw1980909228,
    author = "Allen, Philip A. and Allen, J.R.L.",
    title = "Análise de Bacias: Princípios e Aplicações",
    year = "1990",
    abstract = "PARTE 1: OS FUNDAMENTOS DAS BACIAS SEDIMENTARES:. Capítulo 1 Bacias em seu ambiente tectônico de placas. Resumo. 1.1 Zonamento composicional da Terra. 1.2 Zonamento reológico da Terra. 1.3 Movimento das placas. 1.4 Esquemas de classificação de bacias sedimentares. Capítulo 2 O estado físico da litosfera. Resumo. 2.1 Tensão e deformação. 2.2 Fluxo de calor: condução e convecção. 2.3 Gravidade e isostasia. 2.4 Reologia das rochas. PARTE 2: A MECÂNICA DA FORMAÇÃO DE BACIAS SEDIMENTARES:. Capítulo 3 Bacias devido ao estiramento da litosfera. Resumo. 3.1 Introdução a riftes, riftes falhos e margens continentais passivas. 3.2 Observações geológicas e geofísicas em regiões de extensão continental. 3.3 Introdução a modelos de extensão continental. 3.4 Estiramento uniforme da litosfera continental. 3.5 Modificações ao modelo de estiramento uniforme. 3.6 Uma abordagem dinâmica à extensão da litosfera. 3.7 Plumas do manto e atividade ígnea associadas à extensão continental. 3.8 Estimativa do fator de estiramento e da história da taxa de deformação. Capítulo 4 Bacias devido à flexão. Resumo. 4.1 Observações básicas em regiões de flexão da litosfera. 4.2 Flexão da litosfera: geometria da deflexão. 4.3 Rigidez flexural da litosfera oceânica e continental. 4.4 Dobramento da litosfera. 4.5 A dinâmica de wedges orogênicos. 4.6 A modelagem de bacias de foreland. Capítulo 5 Efeitos da dinâmica do manto. Resumo. 5.1 Fundamentos e observações. 5.2 Topografia dinâmica. Capítulo 6 Bacias associadas à deformação por falha transcorrente. Resumo. 6.1 Visão geral. 6.2 O padrão estrutural de sistemas de falhas transcorrentes. 6.3 Bacias em zonas de falha transcorrente. PARTE 3 O REPOSIÇÃO SEDIMENTAR DA BACIA:. Capítulo 7 O sistema de roteamento sedimentar. Resumo. 7.1 Introdução. 7.2 Intemperismo. 7.3 Rendimentos de sedimento terrestre e solutos. 7.4 Medições de taxas de erosão. 7.5 O funcionamento de sistemas de roteamento sedimentar. Capítulo 8 Estratigrafia de bacias. Resumo. 8.1 Um guia sobre estratigrafia de processos. 8.2 Ciclos estratigráficos: definição e reconhecimento. 8.3 Mecanismos impulsionadores de padrões estratigráficos. 8.4 Simulação numérica da estratigrafia. 8.5 Sistemas deposicionais. 8.6 Relação entre estilo deposicional e configuração da bacia. Capítulo 9 Subsídência e história térmica. Resumo. 9.1 Introdução à 'análise de geohistória'. 9.2 Perda de porosidade durante a subsídência da bacia. 9.3 História de subsídência e backstripping. 9.4 Introdução à história térmica. 9.5 Teoria: a equação de Arrhenius e índices de maturação. 9.6 Fatores que influenciam temperaturas e paleotemperaturas em bacias sedimentares. 9.7 Medições de maturidade térmica em bacias sedimentares. 9.8 Aplicação de medições de maturidade térmica. 9.9 Assinaturas geotérmicas e paleogeotérmicas de tipos de bacias. PARTE 4 APLICAÇÃO À AVALIAÇÃO DE JOGOS DE PETRÓLEO:. Capítulo 10 O jogo de petróleo. Resumo. 10.1 Da análise de bacias ao conceito de jogo. 10.2 O sistema petrolífero e o conceito de jogo. 10.3 O sistema de carga petrolífera. 10.4 O reservatório. 10.5 O selo regional. 10.6 A armadilha. Referências. Índice",
    openalex = "W1980909228"
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@incollection{crossref1991evaporite,
    title = "Análise de Bacia Evaporítica",
    year = "1991",
    booktitle = "Depósitos Minerais Sedimentares e Diagenéticos",
    url = "https://doi.org/10.5382/rev.05.12",
    doi = "10.5382/rev.05.12",
    pages = "159-169"
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@book{crossref1993computerized,
    title = "Análise de Bacia Computadorizada",
    year = "1993",
    booktitle = "Aplicações Computadorizadas nas Ciências da Terra",
    url = "https://doi.org/10.1007/978-1-4615-2826-5",
    doi = "10.1007/978-1-4615-2826-5"
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@incollection{armentrout1999sedimentary,
    author = "Armentrout, John M.",
    title = "Análise de Bacias Sedimentares",
    year = "1999",
    booktitle = "Explorando Armadilhas de Petróleo e Gás",
    url = "https://doi.org/10.1306/trhbk624c4",
    doi = "10.1306/trhbk624c4"
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O Grupo Strzelecki incorpora sedimentos fluviais do Berriano ao Albiano, depositados na Bacia de Gippsland durante o rifteamento inicial entre a Austrália e a Antártida. As formações neocomianas do Grupo Strzelecki inferior são atribuídas ao Subgrupo Tyers River (exposto na área de Tyers) e ao Arkose Rhyll (exposto na Ilha Phillip e na Península de Mornington). O Subgrupo Tyers River incorpora duas formações: Conglomerado Tyers e Formação Rintoul Creek. Esta última é subdividida nos Membros Locmany e Exalt. Dez fácies sedimentares fluviais são identificadas no Grupo Strzelecki inferior: duas fácies arenosas; quatro fácies arenosas; e quatro fácies de rocha argilosa. As associações dessas fácies indicam: (i) prevalência de ambientes de rios entrelaçados arenosos e leques aluviais durante a deposição do Conglomerado Tyers; (ii) sistemas fluviais mais lentos, arenosos, de rios entrelaçados a meandrantes durante a sedimentação do Membro Locmany; e (iii) um retorno a ambientes ativos, arenosos, de rios entrelaçados para a deposição do Membro Exalt. O Conglomerado Tyers e o Arkose Rhyll repousam sobre uma superfície erosional irregular incisa em rochas Paleozóicas do Cinturão de Dobras de Lachlan. A Formação Rintoul Creek subjacente incorpora sedimentos mais maduros onde as associações de litofácies variaram de acordo com a mudança do nível base, variações nas taxas de subsidência e/ou levantamento tectônico dos principais terrenos-fonte de sedimentos a noroeste.

@article{doi101046j14400952199900757x,
    author = "Tosolini, Anne-Marie P. e McLoughlin, Stephen e Drinnan, Andrew N.",
    title = "Estratigrafia e fácies sedimentares fluviais do Grupo Neocomiano inferior de Strzelecki, Bacia de Gippsland, Victoria",
    year = "1999",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "O Grupo Strzelecki incorpora sedimentos fluviais do Berriano ao Albiano, depositados na Bacia de Gippsland durante o rifteamento inicial entre a Austrália e a Antártida. As formações neocomianas do Grupo Strzelecki inferior são atribuídas ao Subgrupo Tyers River (exposto na área de Tyers) e ao Arkose Rhyll (exposto na Ilha Phillip e na Península de Mornington). O Subgrupo Tyers River incorpora duas formações: Conglomerado Tyers e Formação Rintoul Creek. Esta última é subdividida nos Membros Locmany e Exalt. Dez fácies sedimentares fluviais são identificadas no Grupo Strzelecki inferior: duas fácies arenosas; quatro fácies arenosas; e quatro fácies de rocha argilosa. As associações dessas fácies indicam: (i) prevalência de ambientes de rios entrelaçados arenosos e leques aluviais durante a deposição do Conglomerado Tyers; (ii) sistemas fluviais mais lentos, arenosos, de rios entrelaçados a meandrantes durante a sedimentação do Membro Locmany; e (iii) um retorno a ambientes ativos, arenosos, de rios entrelaçados para a deposição do Membro Exalt. O Conglomerado Tyers e o Arkose Rhyll repousam sobre uma superfície erosional irregular incisa em rochas Paleozóicas do Cinturão de Dobras de Lachlan. A Formação Rintoul Creek subjacente incorpora sedimentos mais maduros onde as associações de litofácies variaram de acordo com a mudança do nível base, variações nas taxas de subsidência e/ou levantamento tectônico dos principais terrenos-fonte de sedimentos a noroeste.",
    url = "https://doi.org/10.1046/j.1440-0952.1999.00757.x",
    doi = "10.1046/j.1440-0952.1999.00757.x",
    openalex = "W2012848802",
    references = "doi101071aj70012"
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Após 35 anos de exploração e desenvolvimento bem-sucedidos, a Bacia de Gippsland é percebida como uma bacia madura. Vários campos de classe mundial produziram 3,6 bilhões (109) BBL (569 GL) de petróleo e 5,2 TCF (148 Gm3) de gás. Sem descobertas adicionais, prevê-se que ocorrerá um declínio significativo na produção na próxima década. No entanto, a Bacia de Gippsland ainda é relativamente pouco explorada em comparação com outras províncias de hidrocarbonetos prolíficas. Grandes áreas não foram perfuradas, particularmente na parte de águas profundas leste da bacia. Aqui, uma interpretação de novos conjuntos de dados aeromagnéticos regionais e sísmicos em águas profundas, adquiridos por meio de iniciativas governamentais estaduais e federais, juntamente com estudos de modelagem estratigráfica, sedimentológica e de maturação de rochas-fonte, foram utilizados para delimitar sistemas petrolíferos potenciais. Nos blocos de águas profundas atualmente publicados, existem oito tendências estruturais de aprisionamento, cada uma com uma variedade de tipos de plays e considerável potencial tanto para petróleo quanto para gás. Estes incluem plays de incisão de canais principais, estruturas anticlinais levantadas e colapsadas que contêm sequências de arenitos e xistos marinhos (análogos de águas profundas dos campos Marlin e Turrum), bem como grandes horst de base cobertos por xisto marinho. O estudo delimitou uma extensa associação de fácies marinha costeira, planície costeira inferior e deltaica no Subgrupo Golden Beach. Essas formações do Cretáceo Superior são comparáveis a fácies similares dos Siliciclásticos Terciários de Latrobe e estendem a distribuição potencial de rochas-fonte além do que foi avaliado anteriormente. Na porção ocidental dos blocos, o sobrejacente é espesso o suficiente para impulsionar a geração e expulsão de hidrocarbonetos. As formações acima de grandes áreas da cozinha de rocha-fonte geralmente mergulham para o norte e oeste, promovendo migração mais para dentro das áreas publicadas. Grande parte da área de águas profundas da bacia, portanto, compartilha a estratigrafia mais profunda e o histórico favorável de subsidência das áreas produtoras de águas rasas. No entanto, os futuros esforços de exploração e produção serão desafiados pelas profundidades de água de 200–2500 m e gradientes batimétricos locais íngremes, que afetam a conversão de profundidade de prospecto e a viabilidade de projetos de desenvolvimento no caso de exploração bem-sucedida.

@article{bernecker2001hydrocarbon,
    author = "Bernecker, T. e Woollands, M.A. e Wong, D. e Moore, D.H. e Smith, M.A.",
    title = "PROSPECTIVIDADE DE HIDROCARBONETOS NA BACIA DE GIPPSLAND EM ÁGUAS PROFUNDAS, VICTÓRIA, AUSTRÁLIA",
    year = "2001",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Após 35 anos de exploração e desenvolvimento bem-sucedidos, a Bacia de Gippsland é percebida como uma bacia madura. Vários campos de classe mundial produziram 3,6 bilhões (109) BBL (569 GL) de petróleo e 5,2 TCF (148 Gm3) de gás. Sem descobertas adicionais, prevê-se que ocorrerá um declínio significativo na produção na próxima década. No entanto, a Bacia de Gippsland ainda é relativamente pouco explorada em comparação com outras províncias de hidrocarbonetos prolíficas. Grandes áreas não foram perfuradas, particularmente na parte de águas profundas leste da bacia. Aqui, uma interpretação de novos conjuntos de dados aeromagnéticos regionais e sísmicos em águas profundas, adquiridos por meio de iniciativas governamentais estaduais e federais, juntamente com estudos de modelagem estratigráfica, sedimentológica e de maturação de rochas-fonte, foram utilizados para delimitar sistemas petrolíferos potenciais. Nos blocos de águas profundas atualmente publicados, existem oito tendências estruturais de aprisionamento, cada uma com uma variedade de tipos de plays e considerável potencial tanto para petróleo quanto para gás. Estes incluem plays de incisão de canais principais, estruturas anticlinais levantadas e colapsadas que contêm sequências de arenitos e xistos marinhos (análogos de águas profundas dos campos Marlin e Turrum), bem como grandes horst de base cobertos por xisto marinho. O estudo delimitou uma extensa associação de fácies marinha costeira, planície costeira inferior e deltaica no Subgrupo Golden Beach. Essas formações do Cretáceo Superior são comparáveis a fácies similares dos Siliciclásticos Terciários de Latrobe e estendem a distribuição potencial de rochas-fonte além do que foi avaliado anteriormente. Na porção ocidental dos blocos, o sobrejacente é espesso o suficiente para impulsionar a geração e expulsão de hidrocarbonetos. As formações acima de grandes áreas da cozinha de rocha-fonte geralmente mergulham para o norte e oeste, promovendo migração mais para dentro das áreas publicadas. Grande parte da área de águas profundas da bacia, portanto, compartilha a estratigrafia mais profunda e o histórico favorável de subsidência das áreas produtoras de águas rasas. No entanto, os futuros esforços de exploração e produção serão desafiados pelas profundidades de água de 200–2500 m e gradientes batimétricos locais íngremes, que afetam a conversão de profundidade de prospecto e a viabilidade de projetos de desenvolvimento no caso de exploração bem-sucedida.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj00005",
    doi = "10.1071/aj00005",
    number = "1",
    openalex = "W2738745763",
    pages = "91-113",
    volume = "41"
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Os sedimentos do Plioceno e Pleistoceno da plataforma de Gippsland são dominados por carbonatos mistos e siliciclásticos. A partir de um estudo estratigráfico detalhado que combina técnicas convencionais de geologia marinha com imagens magnéticas, a história tectônica e eustática do Neógeno tardio pode ser interpretada e correlacionada com a seção onshore. As análises estratigráficas de oito sondas de fundação de campos de petróleo e gás perfuradas até 150 m abaixo do leito marinho revelaram três tipos principais de fácies: (i) A Fácies A é calcário e marl calcário de grão fino, mais profundo que 50 m abaixo do leito marinho, de idade Plioceno tardio (zonas de nanofósseis CN11–12); (ii) A Fácies B é uma areia de quartzo-carbonato de seixos finos a grossos que ocorre a 10–50 m abaixo do leito marinho na plataforma interna, degradando-se para a Fácies A em poços na plataforma externa, e é de idade Pleistoceno inicial a médio (subzonas de nanofósseis CN13a-14b: ca 1,95–0,26 Ma); e (iii) horizontos descontínuos da Fácies C compostos por areia fina de quartzo carbonácea e micaíca pobre em carbonato, ocorrendo a 10–50 m abaixo do leito marinho. Os foraminíferos bentônicos esparsos na Fácies C são formas de plataforma interna ou de Lagos de Gippsland (eurihalinos). As areias do Holoceno dominam os primeiros 1,5–2,5 m da plataforma de Gippsland e cobrem discordantemente calcários cimentados com dissolução de aragonita, indicando exposição prévia a água meteórica. A datação por nanofósseis dos calcários indica idades dentro da subzona CN14b (datada entre ca 0,26 e 0,47 Ma). Imagens magnéticas aéreas sobre a plataforma de Gippsland e onshore fornecem detalhes de canais paleorivéreos magnéticos enterrados e sistemas de barreiras. Os sistemas fluviais tendem para o sul-sudeste a partir dos rios Snowy, Tambo, Mitchell, Avon, Macalister e Latrobe através da plataforma. Levantamentos sísmicos com sparker mostram os canais paleofluviais magnéticos como 'manchas' sísmicas a 20–40 m abaixo do leito marinho. Eles parecem corresponder a lentes da Fácies C (ou seja, são características do Pleistoceno inicial a médio). Sistemas paleobarreiros magnéticos tendendo para o sul-sudoeste na plataforma interna e onshore abaixo dos Lagos de Gippsland estão orientados 15° diferente da tendência moderna da barreira de Ninety Mile Beach. No mar aberto, correlacionam-se estratigraficamente com pacotes de progradamento da Fácies B. A análise de dados de sondagem nos adjacentes Lagos de Gippsland onshore sugere que uma sequência de barreira do Plioceno a 100–120 m abaixo da superfície é coberta por fácies de areia-seixo fluvial e lama lacustre. Os leitos de arenito ferruginoso assemelham-se à Fácies C offshore e estão localizados onde ocorrem sistemas de canais paleofluviais magnéticos, implicando idades do Pleistoceno inicial a médio. A presença da bivalve estuarina Anadara trapezia na fácies de lama lacustre superior sugere que as barreiras do tipo Lagos de Gippsland/Ninety Mile Beach se desenvolveram nos últimos 0,2 milhões de anos. Mais para o interior, canais fluviais magnéticos que cortam estruturas elevadas atuais, como o anticlinal de Baragwanath, sugerem que a elevação onshore de Gippsland continuou até o Pleistoceno médio.

@article{doi101046j14400952200301004x,
    author = "Holdgate, G. R. and Wallace, Malcolm W. and Gallagher, Stephen J. and Smith, Andrew J. and Keene, J. B. and Moore, D. H. and Shafik, Samir",
    title = "Tectônica eustática do Plio-Pleistoceno na Bacia de Gippsland, sudeste da Austrália: Evidências de imagens magnéticas e dados geológicos marinhos",
    year = "2003",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Os sedimentos do Plioceno e Pleistoceno da plataforma de Gippsland são dominados por carbonatos mistos e siliciclásticos. A partir de um estudo estratigráfico detalhado que combina técnicas convencionais de geologia marinha com imagens magnéticas, a história tectônica e eustática do Neógeno tardio pode ser interpretada e correlacionada com a seção onshore. As análises estratigráficas de oito poços de fundação de campos de petróleo e gás perfurados até 150 m abaixo do leito marinho revelaram três tipos principais de fácies: (i) A Fácies A é calcário de grãos finos e marl calcário profundo de mais de 50 m abaixo do leito marinho, de idade Plioceno tardio (zonas de nannofósseis CN11–12); (ii) A Fácies B é uma areia quartzo-carbonática de seixos finos a grossos que ocorre a 10–50 m abaixo do leito marinho na plataforma interna, degradando-se para a Fácies A em poços na plataforma externa, e é de idade Pleistoceno inicial a médio (subzonas de nannofósseis CN13a-14b: ca 1,95–0,26 Ma); e (iii) horizontos descontínuos da Fácies C compostos por areia fina de quartzo carbonácea e micácea pobre em carbonato ocorrendo a 10–50 m abaixo do leito marinho. Os foraminíferos bentônicos esparsos na Fácies C são formas de plataforma interna ou de Lagos de Gippsland (eurihalinos). As areias do Holoceno dominam os primeiros 1,5–2,5 m da plataforma de Gippsland e cobrem discordantemente calcários cimentados com dissolução de aragonita, indicando exposição prévia à água meteórica. A datação por nannofósseis dos calcários indica idades dentro da subzona CN14b (datada entre ca 0,26 e 0,47 Ma). Imagens magnéticas aéreas sobre a plataforma de Gippsland e onshore fornecem detalhes de canais paleorivéreos magnéticos enterrados e sistemas de barreiras. Os sistemas fluviais tendem para o sul-sudeste a partir dos rios Snowy, Tambo, Mitchell, Avon, Macalister e Latrobe através da plataforma. Levantamentos sísmicos com sparker mostram os paleocanais magnéticos como 'manchas' sísmicas a 20–40 m abaixo do leito marinho. Eles parecem corresponder a lentes da Fácies C (ou seja, são características do Pleistoceno inicial a médio). Sistemas paleobarreiros magnéticos tendendo para o sul-sudoeste na plataforma interna e onshore abaixo dos Lagos de Gippsland estão orientados 15° diferente da tendência moderna da barreira de Ninety Mile Beach. No mar aberto, correlacionam-se estratigraficamente com pacotes de progradamento da Fácies B. A análise de dados de poços nos adjacentes Lagos de Gippsland onshore sugere que uma sequência de barreira do Plioceno a 100–120 m abaixo da superfície é coberta por fácies de areia-seixo fluvial e lama lacustre. Os leitos de arenito ferruginoso assemelham-se à Fácies C offshore e estão localizados onde ocorrem sistemas de canais paleorivéreos magnéticos, implicando idades do Pleistoceno inicial a médio. A presença da bivalve estuarina Anadara trapezia na fácies de lama lacustre superior sugere que as barreiras do tipo Lagos de Gippsland/Ninety Mile Beach se desenvolveram nos últimos 0,2 milhões de anos. Mais para o interior, canais fluviais magnéticos que cortam estruturas levantadas atuais, como o anticlinal de Baragwanath, sugerem que o levantamento onshore de Gippsland continuou até o Pleistoceno médio.",
    url = "https://doi.org/10.1046/j.1440-0952.2003.01004.x",
    doi = "10.1046/j.1440-0952.2003.01004.x",
    openalex = "W2025653188",
    references = "doi101071aj70012, hocking1972geologic"
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@article{mckenna2006geothermal,
    author = "McKenna, Jason R. e Beardsmore, Graeme",
    title = "Potencial Geotérmico Associado à Produção de Hidrocarbonetos, Bacia Cooper, Austrália",
    year = "2006",
    journal = "ASEG Extended Abstracts",
    url = "https://doi.org/10.1071/aseg2006ab108",
    doi = "10.1071/aseg2006ab108",
    number = "1",
    openalex = "W2332670684",
    pages = "1-1",
    volume = "2006"
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A história de subsidência de bacias sedimentares é registrada e pode ser relativamente facilmente reconstruída a partir da sequência estratigráfica preservada. Eventos de elevação, acima do nível base sedimentar, são expressos apenas por hiatos ou discordâncias. Portanto, quantificar a exumação associada à elevação é intrinsecamente mais problemático do que quantificar o enterramento associado à subsidência. O estudo detalhado da exumação em bacias é de particular relevância, pois pode fornecer informações cruciais sobre a exploração de petróleo e para investigar as forças dinâmicas motrizes dos eventos de elevação de bacias. O objetivo deste artigo é avaliar as magnitudes da exumação em duas bacias petrolíferas bem conhecidas, as Bacias Cooper-Eromanga da Austrália do Sul e Queensland, com base em diferentes técnicas e considerar as implicações para a exploração de petróleo.

@article{doi1021741874834100801010001,
    author = "Mavromatidis, Angelos e Soupios, Pantelis",
    title = "Revisão da Exumação e Implicações para a Exploração de Hidrocarbonetos na Austrália",
    year = "2008",
    journal = "The Open Petroleum Engineering Journal",
    abstract = "A história de subsidência de bacias sedimentares é registrada e pode ser relativamente facilmente reconstruída a partir da sequência estratigráfica preservada. Eventos de elevação, acima do nível base sedimentar, são expressos apenas por hiatos ou discordâncias. Portanto, quantificar a exumação associada à elevação é intrinsecamente mais problemático do que quantificar o enterramento associado à subsidência. O estudo detalhado da exumação em bacias é de particular relevância, pois pode fornecer informações cruciais sobre a exploração de petróleo e para investigar as forças dinâmicas motrizes dos eventos de elevação de bacias. O objetivo deste artigo é avaliar as magnitudes da exumação em duas bacias petrolíferas bem conhecidas, as Bacias Cooper-Eromanga da Austrália do Sul e Queensland, com base em diferentes técnicas e considerar as implicações para a exploração de petróleo.",
    url = "https://doi.org/10.2174/1874834100801010001",
    doi = "10.2174/1874834100801010001",
    openalex = "W2144664905",
    references = "kantsler1983hydrocarbon"
}

@article{doi101016jtecto201204007,
    author = "Lindsay, Mark e Aillères, Laurent e Jessell, Mark e de Kemp, E A e Betts, Peter",
    title = "Localizando e quantificando a incerteza geológica em modelos tridimensionais: Análise da Bacia de Gippsland, sudeste da Austrália",
    year = "2012",
    journal = "Tectonophysics",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.tecto.2012.04.007",
    doi = "10.1016/j.tecto.2012.04.007",
    openalex = "W1964396403",
    references = "bernecker2001hydrocarbon, doi101016jpepi200806014"
}

Foram realizadas análises de sistemas petrolíferos para melhor compreender o potencial de armazenamento geológico de CO2 na Bacia de Gippsland. De uma perspectiva regional, a arquitetura de migração de hidrocarbonetos da bacia é interpretada como sendo dominada por dois corredores de hidrocarbonetos altamente conectados, preenchidos até transbordar; as cadeias de preenchimento-transbordamento do norte (dominadas por gás) e do sul (dominadas por petróleo), formando um sistema convergente que se estende para o continente ao longo da Cadeia de Preenchimento-Transbordamento de Golden Beach (GBFSC). Uma Cadeia de Preenchimento-Transbordamento de petróleo distinta, a Cadeia de Preenchimento-Transbordamento Dolphin-Perch (DPFSC), é identificada no mar aberto a sudoeste. Também são identificadas duas províncias de flanco amplas, a Província de Migração do Norte (NMP) e a Província de Migração do Sul (SMP). Ambas as províncias possuem geometrias amplamente em rampa e mergulhos relativamente baixos. A migração através dessas províncias não é focada, e, portanto, múltiplos caminhos estão presentes em uma ampla área. A compreensão dos sistemas de hidrocarbonetos na bacia pode ser utilizada para caracterizar o potencial de armazenamento de CO2. Estudos anteriores mostraram que o potencial de selo superior da Bacia de Gippsland no mar aberto é adequado para o armazenamento geológico de carbono e que grandes áreas são promissoras como regiões de armazenamento. No entanto, a natureza interligada dos sistemas de fluxo de fluidos e os corredores de fluxo de fluidos focados entre áreas de alto potencial de armazenamento e sistemas permeáveis no continente exigirão tanto uma boa compreensão geológica regional quanto uma gestão de recursos informada.

@article{doi101080081200992013755567,
    author = "O'Brien, Geoffrey e Tingate, Peter e Divko, L. M. Goldie e Miranda, J. A. e Campi, Monica e Liu, K.",
    title = "Basin-scale fluid flow in the Gippsland Basin: implications for geological carbon storage",
    year = "2013",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Petroleum systems analysis has been carried out to better understand the geological CO2 storage potential of the Gippsland Basin. From a regional perspective, the hydrocarbon migration architecture of the basin is interpreted to be dominated by two highly connected, filled-to-spill, hydrocarbon fairways; the northern (gas-dominated) and southern (oil-dominated) fill-spill chains, forming a convergent system that extends onshore along the Golden Beach Fill-Spill Chain (GBFSC). A separate oil-dominated Fill-Spill Chain, the Dolphin-Perch Fill-Spill Chain (DPFSC), is identified offshore to the southwest. Two broad flanking provinces, the Northerly Migration Province (NMP) and Southerly Migration Province (SMP), are also identified. Both provinces have broadly ramp-like geometries and relatively low dips. Migration across these provinces is not focused, and hence multiple pathways are present across a wide area. An understanding of the hydrocarbon systems in the basin can be used for characterising the potential for CO2 storage. Previous studies have shown that the top seal potential of the offshore Gippsland Basin is suited to geological carbon storage and that large areas are prospective as storage regions. However, the linked nature of the fluid flow systems and the focused fluid flow fairways between areas of high storage potential and leaky systems onshore will require both a good regional geological understanding and informed resource management.",
    url = "https://doi.org/10.1080/08120099.2013.755567",
    doi = "10.1080/08120099.2013.755567",
    openalex = "W1971990693",
    references = "liu2010hydrocarbon"
}

@misc{crossref2014basin,
    title = "ANÁLISE DE BACIAS",
    year = "2014",
    booktitle = "Enciclopédia da Mudança Ambiental",
    url = "https://doi.org/10.4135/9781446247501.n364",
    doi = "10.4135/9781446247501.n364"
}

@article{doi101016jorggeochem201511001,
    author = "Abbassi, Soumaya e Edwards, Dianne S. e George, Simon C. e Volk, Herbert e Mahlstedt, Nicolaj e di Primio, Rolando e Horsfield, Brian",
    title = "Potencial petrolífero e modelos cinéticos para geração de hidrocarbonetos a partir de carvões e xistos do Grupo Latrobe do Cretáceo Superior ao Paleógeno no Bacia de Gippsland, Austrália",
    year = "2015",
    journal = "Organic Geochemistry",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.11.001",
    doi = "10.1016/j.orggeochem.2015.11.001",
    openalex = "W2111705365",
    references = "doi101071aj69007"
}

@article{doi101016jsedgeo201907007,
    author = "Korasidis, Vera A. e Wallace, Malcolm W. e Dickinson, Julie A. e Hoffman, Nick",
    title = "Depositional setting for Eocene seat earths and related facies of the Gippsland Basin, Australia",
    year = "2019",
    journal = "Sedimentary Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2019.07.007",
    doi = "10.1016/j.sedgeo.2019.07.007",
    openalex = "W2966438438",
    references = "doi101071aj70012, hocking1972geologic"
}

@article{doi101016jmarpetgeo2020104243,
    author = "Mahon, Elizabeth e Wallace, Malcolm W.",
    title = "História estrutural do Cenozoico da Bacia de Gippsland: início do Oligoceno Superior para a tectônica compressiva no sudeste da Austrália",
    year = "2020",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104243",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2020.104243",
    openalex = "W2998963053",
    references = "hocking1972geologic"
}

@incollection{crossref2021selected,
    title = "Análise de bacias selecionada",
    year = "2021",
    booktitle = "Avanços na Cooperação Transfronteiriça de Água sob a Convenção da Água",
    url = "https://doi.org/10.18356/9789210057899c012",
    doi = "10.18356/9789210057899c012",
    pages = "70-83"
}

@incollection{crossref2025selected,
    title = "Análise de bacias selecionada",
    year = "2025",
    booktitle = "Progressos na Cooperação Transfronteiriça de Água sob a Convenção da Água",
    url = "https://doi.org/10.18356/9789211065022c012",
    doi = "10.18356/9789211065022c012",
    pages = "92-113"
}