Geologia econômica

@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 [2ª ed.]: Nova 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 [2ª ed.]: Nova York, John Wiley \& Sons, 473 p.}"
}

@techreport{weaver1962challenge33,
    author = "Weaver, P",
    title = "Desafio à prospecção cambriana",
    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, Desafio à prospecção cambriana: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 46, no. 10, p. 1941-1943.}"
}

@misc{brod1965oil7,
    author = "Brod, I. O. and Vysotskiy, I. V",
    title = "Oil and Gas Basins of the World",
    year = "1965",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 598 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Brod, I. O., and Vysotskiy, I. V., 1965, Oil and Gas Basins of the World: Moscow, Nedra Publishing House, 598 p.}"
}

RESUMO A bacia do Cuanza está localizada no noroeste de Angola, na costa atlântica da África Ocidental. Esta bacia tem cerca de 300 km de comprimento de norte a sul e 170 km de largura de leste a oeste, e contém uma sequência carbonática-evaporítica do Cretáceo Inferior e uma sequência argilosa-arenosa do Cretáceo Superior e Terciário. O basement cristalino do Precambriano está parcialmente coberto por rochas extrusivas e sedimentos do tipo granito-wash. Os sedimentos de superfície e subsuperfície da bacia consistem em estratos do Cretáceo Inferior e Superior, Paleoceno, Eoceno e Mioceno. Ocorrências de petróleo e gás foram relatadas em quase todas as unidades estratigráficas na bacia do Cuanza, e há produção significativa das rochas do Cretáceo. O estudo dessas ocorrências de hidrocarbonetos e da história geológica da bacia mostra que existem relações estreitas entre as fontes, migração e aprisionamento do petróleo, e o ambiente de deposição controlado pelo basement e tectônica de sal. Durante o tempo do Cretáceo Inferior, a subsidência da parte central de uma bacia restrita determinou a deposição regional cíclica de uma sequência carbonática-evaporítica, proporcionando uma situação favorável para a gênese e aprisionamento do petróleo. Assim, a deposição durante o tempo do Aptiano de um calcário muito fino cristalino, intercalado com calcário argiloso e coberto por uma calcarenita arenosa oolítica, que por sua vez subjaz a evaporitos, teve uma influência importante na subsequente extensão das acumulações de petróleo na Formação Binga. Durante o tempo do Aptiano-Albiano, a subsidência diferencial na margem ocidental da bacia causou o entrelaçamento lateral de calcarenita de fora de recife, carbonato argiloso e evaporito. Este entrelaçamento acredita-se estar relacionado de perto às acumulações de petróleo nesta área. O desenvolvimento vertical muito importante de depósitos de recife na área de Tonga está relacionado à migração lateral do Massive Salt subjacente, que fluuiu com a ajuda do excesso de peso introduzido pelo recife em crescimento. Na margem leste, os construtos de recife do Albiano Superior, cobertos por shale marinho, também proporcionaram uma situação favorável para a geração e acumulação de petróleo. Durante o tempo do Cretáceo Superior e Terciário, uma grande flexura do basement ou zona de falha parece ter estado associada geneticamente à direção da inclinação (downdip) com depósitos que se acumularam com maior espessura do que em outros lugares. Esta flexura e os locais de deposição máxima moveram-se para leste durante o Cretáceo Superior e Paleoceno, depois para oeste durante o Eoceno e Mioceno. Estas formações espessas, que são principalmente argilosas-arenosas e que foram depositadas parcialmente em ambientes deltaicos e lagunares, degradam-se para oeste em depósitos marinhos mais finos e para leste em depósitos continentais mais finos. Durante cada época particular correspondente a uma estabilização desta flexura móvel, condições favoráveis para a gênese de hidrocarbonetos parecem estar relacionadas a estes ambientes de transição. A produção de petróleo está localizada acima do Massive Salt no topo das anticlinais de sal, e um pequeno campo de petróleo foi descoberto abaixo do Massive Salt ao longo de uma crista do Complexo do Basement em um afunilamento de arenitos entre o mica-xisto do Precambriano abaixo e o sal acima.

@article{doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d,
    author = "Brognon, Georges P. and Verrier, Georges R.",
    title = "Petróleo e Geologia na Bacia do Cuanza em Angola",
    year = "1966",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMO A bacia do Cuanza está localizada no noroeste de Angola, na costa atlântica da África Ocidental. Esta bacia tem cerca de 300 km de comprimento de norte a sul e 170 km de largura de leste a oeste, e contém uma sequência carbonática-evaporítica do Cretáceo Inferior e uma sequência argilosa-arenosa do Cretáceo Superior e Terciário. O basement cristalino do Precambriano está parcialmente coberto por rochas extrusivas e sedimentos do tipo granite-wash. Os sedimentos de superfície e subsuperfície da bacia consistem em estratos do Cretáceo Inferior e Superior, Paleoceno, Eoceno e Mioceno. Ocorrências de petróleo e gás foram relatadas em quase todas as unidades estratigráficas na bacia do Cuanza, e há produção significativa das rochas do Cretáceo. O estudo dessas ocorrências de hidrocarbonetos e da história geológica da bacia mostra que existem relações estreitas entre as fontes, migração e aprisionamento do petróleo, e o ambiente de deposição controlado pelo basement e tectônica de sal. Durante o tempo do Cretáceo Inferior, a subsidência da parte central de uma bacia restrita determinou a deposição regional cíclica de uma sequência carbonática-evaporítica, proporcionando uma situação favorável para a gênese e aprisionamento do petróleo. Assim, a deposição durante o tempo do Aptiano de um calcário cristalino muito fino, intercalado com calcário argiloso e coberto por uma calcarenita arenosa oolítica, que por sua vez subjaz evaporitos, teve uma influência importante na subsequente extensão das acumulações de petróleo na Formação Binga. Durante o tempo do Aptiano-Albiano, a subsidência diferencial na margem ocidental da bacia causou o entrelaçamento lateral de calcarenita de fora de recife, carbonato argiloso e evaporito. Este entrelaçamento acredita-se estar relacionado de perto com as acumulações de petróleo nesta área. O desenvolvimento vertical muito importante de depósitos de recife na área de Tonga está relacionado com a migração lateral do Massive Salt subjacente, que fluuiu com a ajuda do excesso de peso introduzido pelo recife em crescimento. Na margem leste, as construções de recife do Albiano Superior, capadas por shale marinho, também proporcionaram uma situação favorável para a geração e acumulação de petróleo. Durante o tempo do Cretáceo Superior e Terciário, uma grande flexura do basement ou zona de falha parece ter estado associada geneticamente downdip com depósitos que se acumularam com maior espessura do que em outros lugares. Esta flexura e os locais de deposição máxima moveram-se para leste durante o Cretáceo Superior e Paleoceno, depois para oeste durante o Eoceno e Mioceno. Estas formações espessas, que são principalmente argilosas-arenosas e que foram depositadas parcialmente em ambientes deltaicos e lagunares, degradam-se para oeste em depósitos marinhos mais finos e para leste em depósitos continentais mais finos. Durante cada época particular correspondente com uma estabilização desta flexura móvel, condições favoráveis para a gênese de hidrocarbonetos parecem estar relacionadas com estes ambientes transitórios. A produção de petróleo está localizada acima do Massive Salt no topo das anticlinais de sal, e um pequeno campo de petróleo foi descoberto abaixo do Massive Salt ao longo de uma crista do Complexo do Basement em um pinch-out de arenitos entre mica-xisto do Precambriano abaixo e sal acima.",
    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. e Isayev, V. P",
    title = "Novos dados sobre a composição e propriedades do petróleo cambriano inferior da região de Prilenskii da bacia petrolífera de Irkutskii",
    year = "1966",
    journal = "Academia de Ciências da URSS, Departamento Siberiano, Geologia e Geofísica, v. 10, p. 32-41; tradução para o inglês pelo Instituto Geológico Americano, 1967, International Geological Review, v.9, No.8, p. 1028-1035",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Drobot, D. I., e Isayev, V. P., 1966, Novos dados sobre a composição e propriedades do petróleo cambriano inferior da região de Prilenskii da bacia petrolífera de Irkutskii: Academia de Ciências da URSS, Departamento Siberiano, Geologia e Geofísica, v. 10, p. 32-41; tradução para o inglês pelo Instituto Geológico Americano, 1967, International Geological Review, v.9, No.8, p. 1028-1035.}"
}

@misc{levorson1967geology24,
    author = "Levorson, A. I",
    title = "Geologia do Petróleo [2ª ed.]",
    year = "1967",
    howpublished = "São Francisco, W.H. Freeman, 724 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Levorson, A. I., 1967, Geologia do Petróleo [2ª ed.]: São Francisco, W.H. Freeman, 724 p.}"
}

@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. e Ryabuknin, G. Y",
    title = "Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR",
    year = "1969",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 477 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., e Ryabuknin, G. Y., 1969, Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 477 p.}"
}

@misc{gladkov1970about15,
    author = "Gladkov, V. G. e Nikitin, V. P. e Khrenov, P. M",
    title = "Sobre a questão da cinemática da halogenação nos perfis e no cinturão dobrado da parte sul da Plataforma Siberiana",
    year = "1970",
    howpublished = "Relatórios da Academia de Ciências da URSS, v. 190, no. 2, p. 405-408; tradução para o inglês pelo Instituto Geológico Americano, 1970, Academia de Ciências, URSS Doklady, v.190, p. 42- 45",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gladkov, V. G., Nikitin, V. P., e Khrenov, P. M., 1970, Sobre a questão da cinemática da halogenação nos perfis e no cinturão dobrado da parte sul da Plataforma Siberiana: Relatórios da Academia de Ciências da URSS, v. 190, no. 2, p. 405-408; tradução para o inglês pelo Instituto Geológico Americano, 1970, Academia de Ciências, URSS Doklady, v.190, p. 42- 45.}"
}

@article{vassoyevich1970more32,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "Mais sobre a questão das perspectivas de petróleo e gás em depósitos cambrianos tardios",
    year = "1970",
    journal = "Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; tradução para o inglês pelo 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, Mais sobre a questão das perspectivas de petróleo e gás em depósitos cambrianos tardios: Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; tradução para o inglês pelo American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
}

@misc{fassett1971geology11,
    author = "Fassett, J. E. e Hinds, J. S",
    title = "Geologia e recursos de combustíveis da Formação Fruitland e do Xisto Kirtland da Bacia San Juan, Novo México e Colorado",
    year = "1971",
    howpublished = "United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Fassett, J. E., e Hinds, J. S., 1971, Geologia e recursos de combustíveis da Formação Fruitland e do Xisto Kirtland da Bacia San Juan, Novo México e Colorado: United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp.}"
}

@misc{garilov1971about14,
    author = "Garilov, Y. Y. e Kulibakina, I. B. e Teplinskiy, G. I",
    title = "Sobre a formação de depósitos de hidrocarbonetos do campo petrolífero de Markovskii",
    year = "1971",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 2, p. 30-31",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Garilov, Y. Y., Kulibakina, I. B., e Teplinskiy, G. I., 1971, Sobre a formação de depósitos de hidrocarbonetos do campo petrolífero de Markovskii: Geologia do Petróleo e Gás, v. 2, p. 30-31.}"
}

Resumo O objetivo deste trabalho é relacionar as principais observações dos vários contribuintes ao volume dentro de um amplo contexto de geologia regional e fazer uma estimativa do potencial petrolífero canadense, baseando-se fortemente neste material básico. As 38 bacias sedimentares não metamorfizadas reconhecidas neste estudo foram classificadas em 7 tipos para fornecer um quadro no qual o potencial petrolífero pudesse ser estimado de maneira uniforme e permitir comparação com bacias sedimentares do mundo. Dentro da região estável, são reconhecidas 4 categorias de bacias: o centro do craton, a margem do craton, a margem do craton perturbada (esta última situada na interface com o cinturão móvel) e a bacia de rift ou colapso. Dois tipos de bacias de margem costeira são definidos: os tipos estáveis e instáveis. Finalmente, dentro do cinturão móvel estão as bacias intermontanas. Cada um desses tipos é geometricamente bastante distinto devido à sua configuração tectônica única, que por sua vez controla suas propriedades sedimentológicas. O caráter tectono-sedimentar de cada estilo de bacia está, por sua vez, relacionado a uma associação limitada e característica de tipos de ocorrência de petróleo. As bacias de tendência relativamente mais negativa, ou seja, os tipos de margem do craton, rift e margem costeira instável, têm maior potencial petrolífero devido às suas atributos estruturais e estratigráficos particulares. Um esboço da história geológica da América do Norte setentrional, baseado no estudo de quatro sequências estratigráficas principais dentro do Fanerozoico, serve para esboçar a evolução das bacias canadenses no tempo e no espaço. As megasequências de distribuição continental foram escolhidas para enfatizar os eventos tectônicos significativos responsáveis pela formação das bacias, particularmente em relação aos conceitos geralmente aceitos de tectônica global. As estimativas de potencial baseiam-se em uma variedade de métodos, mas todos envolvem análise geológica. O método volumétrico é usado para testar a razoabilidade dos resultados contra outras regiões do mundo. O potencial das várias bacias varia amplamente, sendo muito baixo para aquelas do centro do craton e alto para aquelas das margens costeiras instáveis. Estes valores são mostrados em uma tabela que exibe estimativas de recursos de petróleo e gás e volumes sedimentares para todas as bacias, bem como uma série de parâmetros calculados para cada uma, como rendimento de petróleo e gás por milha cúbica, rendimento combinado de petróleo mais gás equivalente, etc. Além disso, uma descrição geológica tabular para cada bacia fornece um resumo da documentação para as estimativas, seguido por uma descrição agregada de cada tipo de bacia baseada nos exemplos descritos. O Canadá tem um potencial petrolífero convencional bastante confortável (incluindo petróleo e gás já descobertos) estimado em 85 bilhões de barris de petróleo e 577 trilhões de pés cúbicos de gás ocorrendo dentro de 3,5 milhões de milhas cúbicas de rocha sedimentar não metamorfizada, excluindo as encostas continentais. A maior parte do recurso futuro situa-se em áreas geograficamente remotas e em áreas envolvendo sérios problemas logísticos. Não acompanham este trabalho estudos econômicos, de modo que é impossível dizer a que preço e em que tempo o suprimento estará disponível. Pode-se dizer com segurança, no entanto, que a maior parte dele será obtida apenas a custos relativamente altos. Também é bastante aparente que o suprimento futuro de menor custo a curto prazo nas áreas mais acessíveis do país é relativamente pequeno, correspondendo a um pouco mais de 6 bilhões de barris de petróleo e 55 trilhões de pés cúbicos de gás além do que já foi descoberto. É evidente também que qualquer possibilidade de reservas futuras importantes pode residir apenas em três regiões possíveis grandes o suficiente volumetricamente, ou ricas o suficiente para contê-las: a bacia do Mackenzie, a bacia do Sverdrup e partes da área offshore da costa leste.

@article{openalexw2207850532,
    author = "McCrossan, R. G. and Porter, J. W.",
    title = "A Geologia e o Potencial Petrolífero das Bacias Sedimentares Canadianas — Uma Síntese",
    year = "1973",
    abstract = "Abstract O objetivo deste trabalho é relacionar as principais observações dos vários contribuintes ao volume dentro de um amplo contexto de geologia regional e fazer uma estimativa do potencial petrolífero canadense, baseando-se fortemente neste material básico. As 38 bacias sedimentares não metamorfizadas reconhecidas neste estudo foram classificadas em 7 tipos para fornecer um quadro dentro do qual o potencial petrolífero pudesse ser estimado de forma uniforme e permitir comparações com bacias sedimentares do mundo. Dentro da região estável, são reconhecidas 4 categorias de bacias: o centro do craton, a margem do craton, a margem do craton perturbada (esta última situada na interface com a faixa móvel) e a bacia de rift ou colapso. Dois tipos de bacias de margem costeira são definidos: os tipos estáveis e instáveis. Finalmente, dentro da faixa móvel, estão as bacias intermontanas. Cada um desses tipos é geometricamente bastante distinto devido à sua configuração tectônica única, que por sua vez controla suas propriedades sedimentológicas. O caráter tectono-sedimentar de cada estilo de bacia está, por sua vez, relacionado a uma associação limitada e característica de tipos de ocorrência de petróleo. As bacias de tendência relativamente mais negativa, ou seja, os tipos de margem do craton, rift e margem costeira instável, têm maior potencial petrolífero devido às suas atributos estruturais e estratigráficos específicos. Um esboço da história geológica da América do Norte setentrional, baseado no estudo de quatro sequências estratigráficas principais dentro do Fanerozoico, serve para esboçar a evolução das bacias canadenses no tempo e no espaço. As megasequências de distribuição continental foram escolhidas para enfatizar os eventos tectônicos significativos responsáveis pela formação das bacias, particularmente em relação aos conceitos geralmente aceitos de tectônica global. As estimativas de potencial baseiam-se em uma variedade de métodos, mas todos envolvem análise geológica. O método volumétrico é usado para testar a razoabilidade dos resultados contra outras regiões do mundo. O potencial das várias bacias varia amplamente, de muito baixo para aquelas do centro do craton a alto para aquelas das margens costeiras instáveis. Estes valores são mostrados em uma tabela que exibe estimativas de recursos de petróleo e gás e volumes sedimentares para todas as bacias, bem como uma série de parâmetros calculados para cada uma, como rendimento de petróleo e gás por milha cúbica, rendimento combinado de petróleo mais gás equivalente, etc. Além disso, uma descrição geológica tabular para cada bacia fornece um resumo da documentação para as estimativas, seguido por uma descrição agregada de cada tipo de bacia baseada nos exemplos descritos. O Canadá tem um potencial petrolífero convencional bastante confortável (incluindo petróleo e gás já descobertos) estimado em 85 bilhões de barris de petróleo e 577 trilhões de pés cúbicos de gás ocorrendo dentro de 3,5 milhões de milhas cúbicas de rocha sedimentar não metamorfizada, excluindo as encostas continentais. A maior parte do recurso futuro situa-se em áreas geograficamente remotas e em áreas envolvendo sérios problemas logísticos. Não acompanham este trabalho estudos econômicos, de modo que é impossível dizer a que preço e a que tempo o suprimento estará disponível. Pode-se dizer com segurança, no entanto, que a maior parte dele será obtida apenas a custos relativamente altos. Também é bastante aparente que o suprimento futuro de menor custo a curto prazo nas áreas mais acessíveis do país é relativamente pequeno, correspondendo a um pouco mais de 6 bilhões de barris de petróleo e 55 trilhões de pés cúbicos de gás além do que já foi descoberto. É evidente também que qualquer possibilidade de reservas futuras importantes pode residir apenas em três regiões possíveis suficientemente grandes volumetricamente ou ricas o suficiente para contê-las: a bacia do Mackenzie, a bacia do Sverdrup e partes da área costeira offshore da leste.",
    openalex = "W2207850532"
}

Os sedimentos da bacia do Gabão, com espessura de 16.000–18.000 m, variam em idade desde o Cretáceo Inferior, ou talvez o Jurássico mais recente, até tempos recentes. Uma camada de sal de idade aptiana tardia separa a fácies quase completamente continental da sequência pré-sal ou de Cocobeach dos sedimentos pós-sal predominantemente marinhos. Desde sua origem, a bacia assumiu a forma de um half graben (graben semi-aberto) cuja borda oriental consistia em uma série de três, ou talvez mais, zonas de dobradiça que migraram sucessivamente para o oeste e que controlaram a distribuição dos ambientes deposicionais e as mudanças de fácies. O reconhecimento das zonas de dobradiça é de grande importância na previsão de tendências de reservatórios. Em sua parte central, a bacia era bordada a oeste pelo alto basáltico de Anguille, e como a posição deste alto permaneceu mais ou menos fixa na margem continental (atual), a bacia tornou-se mais estreita com o tempo. Não foi até o tempo Mioceno que o alto de Anguille submergiu fortemente e deixou de influenciar a deposição. Principalmente durante a deposição tardia de Cocobeach, a zona horst de Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba foi formada. Após a peneplanação de horsts e grabens, o mar invadiu a bacia do Gabão pela primeira vez. A sequência relativamente fina, transgressiva e costeira-marinha entre a discordância e o sal sobrejacente é chamada de "formação Gamba", cujos arenitos são produtores importantes de petróleo. A principal tendência produtiva está relacionada à configuração estrutural dos horsts e grabens subjacentes. A terceira zona de dobradiça (cinto de dobradiça atlântico) estava ativa durante a deposição de grande parte da sequência pós-sal. Esta zona de dobradiça provavelmente se estende por todo o comprimento da bacia e controlou a separação dos ambientes marinhos mais profundos (fonte) a oeste dos ambientes de plataforma (reservatório) a leste. A falta de membros de xisto para tampar rochas reservatório potenciais ao longo de pelo menos partes do cinto de dobradiça pode explicar por que nenhuma acumulação importante de petróleo foi encontrada até agora. Os principais campos de petróleo produtores dos sedimentos pós-sal estão a 60–100 km a oeste do cinto de dobradiça atlântico, parcialmente na encosta oriental do alto basáltico de Anguille. Os ambientes de deposição dos sedimentos produtores variam de estuarinos de água salobra a deltaicos marinhos distais; os maiores campos de petróleo estão a oeste não como resultado de condições ótimas de reservatório, mas devido ao desenvolvimento oportuno de estruturas domiais induzidas por sal não penetrantes de grande extensão areal. Penetração de sal íngreme está presente mais a leste em partes mais profundas da bacia deposicional, e as acumulações de petróleo relacionadas a essas penetrações tendem a ser menores.

@article{brink1974petroleum,
    author = "Brink, A. H.",
    title = "Petroleum Geology of Gabon Basin",
    year = "1974",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Sedimentos da bacia do Gabão, com espessura de 16.000–18.000 m, variam em idade desde o Cretáceo Inferior, ou talvez o Jurássico mais recente, até tempos recentes. Uma camada de sal de idade aptiana tardia separa a fácies quase completamente continental da sequência pré-sal ou de Cocobeach dos sedimentos pós-sal predominantemente marinhos. Desde sua origem, a bacia assumiu a forma de um half graben (graben semi-aberto) cuja borda oriental consistia em uma série de três, ou talvez mais, zonas de dobradiça que migraram sucessivamente para o oeste e que controlaram a distribuição dos ambientes deposicionais e as mudanças de fácies. O reconhecimento das zonas de dobradiça é de grande importância na previsão de tendências de reservatórios. Em sua parte central, a bacia era bordada a oeste pelo alto basáltico de Anguille, e como a posição deste alto permaneceu mais ou menos fixa na margem continental (atual), a bacia tornou-se mais estreita com o tempo. Não foi até o tempo Mioceno que o alto de Anguille submergiu fortemente e deixou de influenciar a deposição. Principalmente durante a deposição tardia de Cocobeach, a zona horst de Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba foi formada. Após a peneplanação de horsts e grabens, o mar invadiu a bacia do Gabão pela primeira vez. A sequência relativamente fina, transgressiva e costeira-marinha entre a discordância e o sal sobrejacente é chamada de "formação Gamba", cujos arenitos são produtores importantes de petróleo. A principal tendência produtiva está relacionada à configuração estrutural dos horsts e grabens subjacentes. A terceira zona de dobradiça (cinto de dobradiça atlântico) estava ativa durante a deposição de grande parte da sequência pós-sal. Esta zona de dobradiça provavelmente se estende por todo o comprimento da bacia e controlou a separação dos ambientes marinhos mais profundos (fonte) a oeste dos ambientes de plataforma (reservatório) a leste. A falta de membros de xisto para tampar rochas reservatório potenciais ao longo de pelo menos partes do cinto de dobradiça pode explicar por que nenhuma acumulação importante de petróleo foi encontrada até agora. Os principais campos de petróleo produtores dos sedimentos pós-sal estão a 60–100 km a oeste do cinto de dobradiça atlântico, parcialmente na encosta oriental do alto basáltico de Anguille. Os ambientes de deposição dos sedimentos produtores variam de estuarinos de água salobra a deltaicos marinhos distais; os maiores campos de petróleo estão a oeste não como resultado de condições ótimas de reservatório, mas devido ao desenvolvimento oportuno de estruturas domiais induzidas por sal não penetrantes de grande extensão areal. Penetração de sal íngreme está presente mais a leste em partes mais profundas da bacia deposicional, e as acumulações de petróleo relacionadas a essas penetrações tendem a ser menores.",
    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 = "Perspectivas de petróleo e gás em depósitos cambrianos da sinclise Tungusskaya e sua faixa",
    year = "1975",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 1, p. 1-9",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Levchenko, I. G., 1975, Perspectivas de petróleo e gás em depósitos cambrianos da sinclise Tungusskaya e sua faixa: Geologia do Petróleo e Gás, v. 1, p. 1-9.}"
}

@misc{richards1975lead28,
    author = "Richards, J. R",
    title = "Dados de isótopos de chumbo em três localidades de galena no norte da Austrália",
    year = "1975",
    howpublished = "Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Richards, J. R., 1975, Dados de isótopos de chumbo em três localidades de galena no norte da Austrália: Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301.}"
}

@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "Sobre a gênese de óleos sulfurosos e sulfeto de hidrogênio em gases do horizonte Osinskii do circo Irkutskii",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Balitov, N. V., 1977, Sobre a gênese de óleos sulfurosos e sulfeto de hidrogênio em gases do horizonte Osinskii do circo Irkutskii: 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 = "Principais etapas e resultados do reconhecimento na província de petróleo e gás da Sibéria Ocidental",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologia de Petróleo e Gás, v. 11, p. 21- 25",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Kontorovich, A. A. et al., 1977, Principais etapas e resultados do reconhecimento na província de petróleo e gás da Sibéria Ocidental: Geologia de Petróleo e Gás, v. 11, p. 21- 25.}"
}

@misc{kutukov1977prospects21,
    author = "Kutukov, A. V. e Vinnikovskiy, S. A. e Shershnev, K. S",
    title = "Perspectivas de petróleo e gás em depósitos vendianos do Permskii Prikam'ya",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologia de Petróleo e Gás, v. 11, p. 37-43",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kutukov, A. V., Vinnikovskiy, S. A., e Shershnev, K. S., 1977, Perspectivas de petróleo e gás em depósitos vendianos do Permskii Prikam'ya: Geologia de Petróleo e Gás, v. 11, p. 37-43.}"
}

@misc{belenkiy1978ways6,
    author = "Belen'kiy, V. Y. e Kunin, N. Y",
    title = "Métodos para melhorar a eficácia da prospecção sísmica ao preparar [investigar] estruturas na Sibéria Ocidental",
    year = "1978",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 5, p. 22-30",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Belen'kiy, V. Y., e Kunin, N. Y., 1978, Métodos para melhorar a eficácia da prospecção sísmica ao preparar [investigar] estruturas na Sibéria Ocidental: Geologia do Petróleo e Gás, v. 5, p. 22-30.}"
}

@misc{kazanskii1978methods19,
    author = "Kazanskii, V. V. et al",
    title = "Métodos de influência em camadas coletoras de baixa permeabilidade da Sibéria Oriental durante teats",
    year = "1978",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 4, p. 60-64",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kazanskii, V. V. et al., 1978, Métodos de influência em camadas coletoras de baixa permeabilidade da Sibéria Oriental durante teats: Geologia do Petróleo e Gás, v. 4, p. 60-64.}"
}

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

@techreport{shibaoka1978hydrocarbon30,
    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.}"
}

@misc{wszolek1978petroleumorigin34,
    author = "Wszolek, P. C. e Burlingame, A. L",
    title = "Petroleum--Origem e Evolução, em Fairbridge, R. W., e Bourgeois, J., eds., 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., e Burlingame, A. L., 1978, Petroleum--Origem e Evolução, em Fairbridge, R. W., e Bourgeois, J., eds., The Encyclopedia of Sedimentology: Stroudsburg, Pa., Dowden, Hutchinson and Ross, p. 565-574.}"
}

@misc{fuks1979genesis13,
    author = "Fuks, A. B. e Fuks, B. A",
    title = "Gênese da faixa petrolífera dos depósitos da anticlinal Nepsko-Butoubiskoy",
    year = "1979",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 2, p. 13-18",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Fuks, A. B., e Fuks, B. A., 1979, Gênese da faixa petrolífera dos depósitos da anticlinal Nepsko-Butoubiskoy: Geologia do Petróleo e Gás, v. 2, p. 13-18.}"
}

@misc{goldberg1981razdelnyi16,
    author = "Gol'dberg, I. S. e Lebedev, B. A. e Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Previsão separada da distribuição de gás, petróleo e betumes na Plataforma Sibeira] [em russo]",
    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., e Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Previsão separada da distribuição de gás, petróleo e betumes na Plataforma Sibeira] [em russo]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
}

@book{doi1010160167527382900481,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geologia e recursos petrolíferos de bacias no oeste da 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"
}

@misc{lee1985geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Geologia dos depósitos de petróleo e carvão no Bacia de Junggar (Zhungaer), Xinjiang Uygur Zizhiqu, Noroeste da China",
    year = "1985",
    booktitle = "Relatório de Arquivo Aberto",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr85230",
    doi = "10.3133/ofr85230",
    openalex = "W1555213978",
    references = "doi10100797836426157406, doi101111j174754571980tb00982x, doi10113000167606198495295aootpt20co2, doi101306bf9ab5c50eb611d78643000102c1865d, doi103133ofr80609, openalexw120412751, openalexw617865741"
}

A bacia de Songliao, no nordeste da China, cobre cerca de 260.000 km² com um preenchimento de rochas sedimentares de cerca de 1.560.000 km². Ela situa-se geralmente entre as latitudes 42°20' a 49°20' N. e longitudes 120°00' a 128°00' E. Esta grande bacia evoluiu sobre um basement cratônico dobrado varisco marginal à zona de dobramento eugeossinclinal varisca de Da Hinggan Ling* a oeste e noroeste, de Xiao Hinggan Ling e de Zhangguangcai Ling a nordeste e sudeste, e das colinas de Kangping do eixo do escudo precambriano de Nei Mong da plataforma sino-coreana ao sul. Ela adquiriu sua forma geral pela fragmentação do rifte continental durante a orogênese indosiana do Triássico Superior. Subsequentemente, atingiu seu pleno desenvolvimento através do desenvolvimento de grabens extensionais do Jurássico Superior ao Cretáceo Inferior, seguido pelo afundamento generalizado da bacia e falhamento normal de crescimento síndeposicional durante a orogênese ianshaniana (fig. A bacia adquiriu elementos adicionais de sua configuração atual durante a orogênese himalaica do Neogeno.

@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 = "Geologia dos depósitos de carvão e petróleo na bacia do Ordos, China",
    year = "1986",
    booktitle = "Relatório de Arquivo Aberto",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr86278",
    doi = "10.3133/ofr86278",
    openalex = "W908642540"
}

@misc{crossref1989geology,
    title = "Geologia de depósitos de petróleo e carvão no Bacia do Norte da China, China Oriental",
    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"
}

RESUMO As bacias sedimentares da Região Autônoma Uigur de Xinjiang, China, são moderadamente a mal exploradas para petróleo. A adequação volumétrica das rochas-Fonte de petróleo é um risco de exploração crítico nessas bacias, particularmente porque os dados de rochas-Fonte são limitados. Este estudo fornece novos dados de rochas-Fonte e avalia especulativamente o potencial de rochas-Fonte das bacias de Xinjiang. A bacia de Junggar (Zhungaer), a melhor explorada das bacias de Xinjiang e que contém um campo gigante de petróleo, é subjacente em muitas áreas por uma sequência de xisto de petróleo lacustre do Permiano Superior notável por sua riqueza orgânica e qualidade de fonte de petróleo. Dependendo de sua posição na bacia, a seção do Permiano varia de imatura a sobre-matura e é inferida como a principal fonte de petróleo na bacia. Medidas de carvão do Triássico Superior–Jurássico Médio, incluindo rochas lacustres, constituem uma sequência secundária de rochas-Fonte na bacia. A menor bacia intermontana de Turpan (Tulufan) contém uma sequência muito similar do Triássico Superior–Jurássico Médio, que, onde suficientemente enterrada, provavelmente compreende a única sequência significativa de fonte de petróleo na bacia. A vasta bacia de Tarim (Talimu) oferece a maior variedade de rochas-Fonte potenciais de todas as bacias de Xinjiang, mas permanece a menos bem documentada. De amostragem limitada, mas geologicamente planejada e focada, os estratos Cambrianos, Carboníferos e Permianos não são considerados contribuintes principais de petróleo na seção predominantemente marinha rasa do Paleozóico da bacia do norte de Tarim. Apenas os xistos pretos do Ordoviciano parecem ter potencial significativo. A sequência do Triássico Superior–Jurássico Médio da bacia do norte de Tarim é similar àquela das bacias de Junggar e Turpan—uma seção rica em carvão e xisto lacustre que constitui outra fonte de petróleo potencialmente significativa. Devido ao tamanho, empacotamento estratigráfico e relevo estrutural da bacia do norte de Tarim, os leitos de fonte de petróleo potencial do Paleozóico e Mesozóico variam de imaturos a sobre-maturos.

@article{doi1013060c9b233f171011d78645000102c1865d,
    author = "Graham, Stephen e Brassell, S. e Carroll, A. R. e Xiao, X. e Demaison, G. e Mcknight, C. L. e Liang, Y. e Chu, J. e Hendrix, M. S.",
    title = "Características de Rochas-Fonte de Petróleo Selecionadas, Região Autônoma Uigur de Xianjiang, Região Noroeste da China",
    year = "1990",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMO As bacias sedimentares da Região Autônoma Uigur de Xinjiang, China, são moderadamente a mal exploradas para petróleo. A adequação volumétrica das rochas-Fonte de petróleo é um risco de exploração crítico nessas bacias, particularmente porque os dados de rochas-Fonte são limitados. Este estudo fornece novos dados de rochas-Fonte e avalia especulativamente o potencial de rochas-Fonte das bacias de Xinjiang. A bacia de Junggar (Zhungaer), a melhor explorada das bacias de Xinjiang e que contém um campo gigante de petróleo, é subjacente em muitas áreas por uma sequência de xisto de petróleo lacustre do Permiano Superior notável por sua riqueza orgânica e qualidade de fonte de petróleo. Dependendo de sua posição na bacia, a seção do Permiano varia de imatura a sobre-matura e é inferida como a principal fonte de petróleo na bacia. Medidas de carvão do Triássico Superior–Jurássico Médio, incluindo rochas lacustres, constituem uma sequência secundária de rochas-Fonte na bacia. A menor bacia intermontana de Turpan (Tulufan) contém uma sequência muito similar do Triássico Superior–Jurássico Médio, que, onde suficientemente enterrada, provavelmente compreende a única sequência significativa de fonte de petróleo na bacia. A vasta bacia de Tarim (Talimu) oferece a maior variedade de rochas-Fonte potenciais de todas as bacias de Xinjiang, mas permanece a menos bem documentada. De amostragem limitada, mas geologicamente planejada e focada, os estratos Cambrianos, Carboníferos e Permianos não são considerados contribuintes principais de petróleo na seção predominantemente marinha rasa do Paleozóico da bacia do norte de Tarim. Apenas os xistos pretos do Ordoviciano parecem ter potencial significativo. A sequência do Triássico Superior–Jurássico Médio da bacia do norte de Tarim é similar àquela das bacias de Junggar e Turpan—uma seção rica em carvão e xisto lacustre que constitui outra fonte de petróleo potencialmente significativa. Devido ao tamanho, empacotamento estratigráfico e relevo estrutural da bacia do norte de Tarim, os leitos de fonte de petróleo potencial do Paleozóico e Mesozóico variam de imaturos a sobre-maturos.",
    url = "https://doi.org/10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1841833721",
    references = "lee1985geology"
}

Basin Cratônicos Internos, um produto da série World Petroleum Basins da American Association of Petroleum Geologists (AAPG), foi aprovado em 1984 e iniciado no início de 1985.1 Os contribuintes comprometeram-se a fornecer informações geológicas úteis sobre o contexto regional, estratigrafia, estrutura, tectônica e evolução de bacias, e sistemas de petróleo e gás de sete bacias cratônicas. Uma visão geral detalhada da bacia de Illinois, selecionada pelo comitê ad hoc da AAPG como um tipo representativo (ver Prefácio), é seguida por revisões menos detalhadas de seis outras bacias cratônicas internas selecionadas: as bacias de Williston, Michigan, Báltico, Paris, Paraná e Carpentária. O objetivo é desenvolver uma melhor compreensão dos processos de formação de bacias, preenchimento de bacias e modificação de bacias que controlam os plays de hidrocarbonetos e os campos resultantes de petróleo e gás nesta classe de bacias. A ideia é descrever e documentar as variações, oportunidades e problemas de exploração que podem ser esperados. Selecionamos sete bacias, produtivas e não produtivas, de quatro continentes (Figura 1): cinco bacias formadas sobre crosta precambriana (bacias de Illinois, Michigan, Williston, Báltico e Paraná); uma formada sobre crosta paleozóica acrecionada (bacia de Paris); e uma formada sobre vulcânicos e sedimentos paleozóicos e proterozóicos e rochas metamórficas proterozóicas (bacia de Carpentária). Algumas estão relacionadas a riftes; outras não. Informações de outras bacias cratônicas internas equilibram a cobertura. Ao final da introdução, é apresentada uma seleção de mapas paleogeográficos para referência posterior em todo o volume sobre o tempo, lugar e contexto das sete bacias. Concluímos o volume com uma seção sobre bacias cratônicas internas e seu lugar no esquema da tectônica global, e um epílogo destaca o que sabemos e o que ainda não sabemos sobre essas bacias. Craton e cratônico (Sloss e Speed, 1974) têm sido difíceis de definir. A palavra craton foi originalmente usada por Stille (1936, 1941) no sentido de um escudo forte e intransigente (Sloss, 1998a). Presumivelmente, o escudo imóvel foi circunscrito por miogeossinclinais periféricas. Kay (1947, 1951) reconheceu flexuras de contorno, a "linha de Wasatch" e a "linha de Adirondack", que marcaram os limites internos ocidentais e orientais das miogeossinclinais da América do Norte e definiram a ampla região estável entre as flexuras como o craton. As miogeossinclinais saíram de moda quando se reconheceu que os prismas ou wedges de sedimentos associados a elas são uma consequência da deposição sobre margens continentais subsidentes (Sloss, 1988a). Este reconhecimento deixou em limbo a definição de cratons e o que É ou não é cratônico ou extracratônico.

@incollection{doi101306m51530c32,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geologic Evolution and Petroleum Resources of the Baltic Basin",
    year = "1990",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = {Basin Cratônicos Internos, um produto da série World Petroleum Basins da American Association of Petroleum Geologists (AAPG), foi aprovado em 1984 e iniciado no início de 1985.1 Os contribuintes comprometeram-se a fornecer informações geológicas úteis sobre o contexto regional, estratigrafia, estrutura, tectônica e evolução de bacias, e sistemas de petróleo e gás de sete bacias cratônicas. Uma visão geral detalhada da bacia de Illinois, selecionada pelo comitê ad hoc da AAPG como um tipo representativo (ver Prefácio), é seguida por revisões menos detalhadas de seis outras bacias cratônicas internas selecionadas: as bacias de Williston, Michigan, Báltico, Paris, Paraná e Carpentária. O objetivo é desenvolver uma melhor compreensão dos processos de formação de bacias, preenchimento de bacias e modificação de bacias que controlam os plays de hidrocarbonetos e os campos resultantes de petróleo e gás nesta classe de bacias. A ideia é descrever e documentar as variações, oportunidades e problemas de exploração que podem ser esperados. Selecionamos sete bacias, produtivas e não produtivas, de quatro continentes (Figura 1): cinco bacias formadas sobre crosta precambriana (bacias de Illinois, Michigan, Williston, Báltico e Paraná); uma formada sobre crosta paleozóica acrecionada (bacia de Paris); e uma formada sobre vulcânicos e sedimentos paleozóicos e proterozóicos e rochas metamórficas proterozóicas (bacia de Carpentária). Algumas estão relacionadas a riftes; outras não. Informações de outras bacias cratônicas internas equilibram a cobertura. Ao final da introdução, é apresentada uma seleção de mapas paleogeográficos para referência posterior em todo o volume sobre o tempo, lugar e contexto das sete bacias. Concluímos o volume com uma seção sobre bacias cratônicas internas e seu lugar no esquema da tectônica global, e um epílogo destaca o que sabemos e o que ainda não sabemos sobre essas bacias. Craton e cratônico (Sloss e Speed, 1974) têm sido difíceis de definir. A palavra craton foi originalmente usada por Stille (1936, 1941) no sentido de um escudo forte e intransigente (Sloss, 1998a). Presumivelmente, o escudo imóvel foi circunscrito por miogeossinclinais periféricas. Kay (1947, 1951) reconheceu flexuras de contorno, a "linha de Wasatch" e a "linha de Adirondack", que marcaram os limites internos ocidentais e orientais das miogeossinclinais da América do Norte e definiram a ampla região estável entre as flexuras como o craton. As miogeossinclinais saíram de moda quando se reconheceu que os prismas ou wedges de sedimentos associados a elas são uma consequência da deposição sobre margens continentais subsidentes (Sloss, 1988a). Este reconhecimento deixou em limbo a definição de cratons e o que É ou não é cratônico ou extracratônico.},
    url = "https://doi.org/10.1306/m51530c32",
    doi = "10.1306/m51530c32",
    openalex = "W3127101473"
}

@book{sawkins1990metal29,
    author = "Sawkins, F. J",
    title = "Depósitos Metálicos em Relação à Tectônica de Placas [2ª ed.], 17 de Minerais e Rochas",
    year = "1990",
    publisher = "Nova York, Springer-Verlag, 461 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Sawkins, F. J., 1990, Depósitos Metálicos em Relação à Tectônica de Placas [2ª ed.], 17 de Minerais e Rochas: Nova York, Springer-Verlag, 461 p.}"
}

A província de petróleo e gás da Sibéria Ocidental compreende a maior área de terra plana do mundo (3,5 milhões de km², ou 1,3 milhão de mi²). Na maior parte da região, as elevações raramente ultrapassam 100 m (330 pés). A bacia é delimitada a oeste pelos levantamentos Uralianos e de Novaya Zemlya, a leste pelo cratão Siberiano e pelo levantamento de Taymyr, a sul pelos levantamentos do Cazaquistão e de Altay-Sayan, e a norte pelo dique da Sibéria Setentrional. Estruturalmente, a bacia é uma depressão ampla e relativamente suave preenchida com 3-10 km (10.000-33.000 pés) de rochas sedimentares clásticas marinhas, marinhas costeiras e continentais pós-Paleozóicas. O embasamento é composto por sistemas de dobras do Precambriano e Paleozóico, com grandes áreas de carbonatos e rochas clásticas paleozóicas parcialmente metamorfizadas e numerosas áreas de corpos ígneos graníticos e máficos paleozóicos ou mais antigos. Na parte central da bacia, o embasamento é cortado por um extenso sistema de falha triássico orientado para o norte. A captura paleoestrutural e estratigráfica são aspectos importantes da geologia do petróleo da Sibéria Ocidental. As rochas-fonte de petróleo são principalmente xisto bituminoso marinho jurássico e cretáceo inferior. As rochas-fonte de gás são principalmente xisto húmico e carvão cretáceo superior. A produção de petróleo na bacia ocorre em quatro áreas principais: (1) Médio Ob: principalmente petróleo de reservatórios clásticos deltaico-marinhos cretáceo inferior em levantamentos regionais amplos; os campos supergigantes Samotlor e outros estão localizados nesta área; (2) Próximo-Ural: principalmente petróleo no sul e gás no norte de reservatórios clásticos jurássico superior e cretáceo inferior em armadilhas paleoestruturais-estratigráficas; (3) Bacia Sul: petróleo e petróleo-gás de reservatórios clásticos jurássicos, principalmente em anticlinais ou arcos herdados de altos do embasamento; e (4) Bacia Norte: gás principalmente de cretáceo superior (cenomaniano) e gás-condensado de reservatórios clásticos cretáceo inferior e jurássicos em grandes armadilhas anticlinais seladas por xistos cretáceos ou permafrost. Urengoy, o maior campo de gás do mundo, e vários outros campos de gás supergigantes estão localizados nesta última área. Grandes partes da bacia são relativamente inexploradas, particularmente os segmentos offshore setentrionais. O caráter interligado paleoestrutural e deposicional desta enorme bacia oferece excelentes perspectivas para acumulações de armadilhas estratigráficas. Estima-se que 70 bilhões de barris de petróleo e 1000 tcf (trilhões de pés cúbicos) de gás tenham sido encontrados na bacia. As estimativas do U.S. Geological Survey (1987) de recursos de petróleo convencionalmente recuperáveis não descobertos são de 30 bilhões de barris de petróleo e 350 tcf de gás.

@book{doi101306st32544,
    author = "Peterson, James A. and Clarke, James W.",
    title = "Geologia e Habitat de Hidrocarbonetos da Bacia da Sibéria Ocidental",
    year = "1991",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = "A província de petróleo e gás da Sibéria Ocidental compreende a maior área de terra plana do mundo (3,5 milhões de km², ou 1,3 milhão de mi²). Na maior parte da região, as elevações raramente ultrapassam 100 m (330 pés). A bacia é delimitada a oeste pelos levantamentos Uralianos e de Novaya Zemlya, a leste pelo cratão Siberiano e pelo levantamento de Taymyr, a sul pelos levantamentos do Cazaquistão e de Altay-Sayan, e a norte pelo dique da Sibéria Setentrional. Estruturalmente, a bacia é uma depressão ampla e relativamente suave preenchida com 3-10 km (10.000-33.000 pés) de rochas sedimentares clásticas marinhas, marinhas costeiras e continentais pós-Paleozóicas. O embasamento é composto por sistemas de dobras do Precambriano e Paleozóico, com grandes áreas de carbonatos e rochas clásticas paleozóicas parcialmente metamorfizadas e numerosas áreas de corpos ígneos graníticos e máficos paleozóicos ou mais antigos. Na parte central da bacia, o embasamento é cortado por um extenso sistema de falha triássico orientado para o norte. A captura paleoestrutural e estratigráfica são aspectos importantes da geologia do petróleo da Sibéria Ocidental. As rochas-fonte de petróleo são principalmente xisto bituminoso marinho jurássico e cretáceo inferior. As rochas-fonte de gás são principalmente xisto húmico e carvão cretáceo superior. A produção de petróleo na bacia ocorre em quatro áreas principais: (1) Médio Ob: principalmente petróleo de reservatórios clásticos deltaico-marinhos cretáceo inferior em levantamentos regionais amplos; os campos supergigantes Samotlor e outros estão localizados nesta área; (2) Próximo-Ural: principalmente petróleo no sul e gás no norte de reservatórios clásticos jurássico superior e cretáceo inferior em armadilhas paleoestruturais-estratigráficas; (3) Bacia Sul: petróleo e petróleo-gás de reservatórios clásticos jurássicos, principalmente em anticlinais ou arcos herdados de altos do embasamento; e (4) Bacia Norte: gás principalmente de cretáceo superior (cenomaniano) e gás-condensado de reservatórios clásticos cretáceo inferior e jurássicos em grandes armadilhas anticlinais seladas por xistos cretáceos ou permafrost. Urengoy, o maior campo de gás do mundo, e vários outros campos de gás supergigantes estão localizados nesta última área. Grandes partes da bacia são relativamente inexploradas, particularmente os segmentos offshore setentrionais. O caráter interligado paleoestrutural e deposicional desta enorme bacia oferece excelentes perspectivas para acumulações de armadilhas estratigráficas. Estima-se que 70 bilhões de barris de petróleo e 1000 tcf (trilhões de pés cúbicos) de gás tenham sido encontrados na bacia. As estimativas do U.S. Geological Survey (1987) de recursos de petróleo convencionalmente recuperáveis não descobertos são de 30 bilhões de barris de petróleo e 350 tcf de gás.",
    url = "https://doi.org/10.1306/st32544",
    doi = "10.1306/st32544",
    openalex = "W2311921368"
}

Não apenas as bacias de rift são a base para grande parte da história geológica da Terra, mas também são áreas muito atraentes para acumulações de hidrocarbonetos. Klemme afirmou que esta área geográfica forneceu reservas significativas de hidrocarbonetos: "Por área, estas bacias representam ligeiramente mais de 5% das bacias do mundo (50% produtivas). No entanto, a alta recuperação resultou, pois elas contêm 10% das reservas atuais do mundo (12% das reservas de petróleo e 4% das reservas de gás)." As bacias de rift discutidas neste volume são apenas algumas das produtivas e, mais importante, potencialmente produtivas no mundo. O termo "rift" foi cunhado por Gregory (1896) para o graben que agora leva o seu nome na porção queniana do sistema de rift da África Oriental. O estudo da geologia das bacias de rift começou no graben do Reno. A descoberta de hidrocarbonetos em bacias de rift por volta da virada do século forneceu nova motivação para compreender estas bacias. Esta publicação foi iniciada pelo Comitê de Publicações da AAPG em 1985 e os contribuintes foram convidados a escrever. A AAPG projetou sua série "World Petroleum Basins" e buscou publicar o volume definitivo sobre cada um de vários tipos de bacias. Neste volume, "Interior Rift Basins", foi escrito um resumo detalhado de 3 artigos sobre a bacia de rift do Suez como representante das bacias de rift interiores. Os artigos-chave foram seguidos por revisões menos detalhadas de três outras bacias interiores selecionadas: Bacias de Pripyat e Dnieper-Donets; Bacia de Reconcavo, Brasil; Segmento da Bacia de Albuquerque do Rift do Rio Grande.

@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"
}

RESUMO Camadas carboníferas do Jurássico Inferior e Médio ocorrem amplamente em toda a Ásia Central e estão bem desenvolvidas no noroeste da China, onde suas espessuras nas bacias do Junggar sul, Tarim norte e Turpan excedem 2500, 2300 e 1500 m, respectivamente. O exame dessas camadas ao longo de 13 perfis transversais através de cinturões de afloramento na margem da bacia indica que são depósitos fluviais meândricos inteiramente não marinhos, com desenvolvimento local de fácies fluviais entrelaçadas e lacustres deltaicas. Dados de subsuperfície chineses sugerem que fácies lacustres regionais do Jurássico estão presentes até a inclinação deposicional, consistente com previsões de modelagem de circulação global de precipitação monçônica do Jurássico Inferior e Médio. Análises laboratoriais de carvões e xistos ricos em orgânicos mostram uma dominância de componentes de plantas terrestres e superiores. Análise visual de querogênio indica que vitrinite, inertinite e exinite são os macerais dominantes, e análise elementar caracteriza a maioria dos querogênios como tipo III. Análises Rock-Eval resultam em valores moderados de índice de hidrogênio (50-300) e valores muito baixos de índice de oxigênio (<20). Extratos de rocha-mãe do Jurássico são caracterizados por distribuições de alcanos normais ímpar-par, altas razões pristano/fitano e altas razões hopano/sterano, dominância de homólogos de sterano C29, abundância local de compostos diterpenoides e baixa abundância de terpanes tricíclicos. Correlação geoquímica com quatro petróleos das bacias do Junggar, Tarim e Turpan sugere fortemente que os depósitos carboníferos do Jurássico e seus equivalentes lacustres a jusante são rochas-mãe de petróleo. Distribuições de sterano e hopano de petróleos e extratos de sua suposta rocha-mãe do Jurássico são semelhantes e podem ser facilmente distinguidas de distribuições publicadas desses compostos em outras camadas de rocha-mãe. Parâmetros adicionais de correlação incluem alto pristano/fitano; baixa abundância ou ausência de terpanes tricíclicos, mas distribuições semelhantes quando presentes; e ausência de gammacerano (com uma exceção) e carotanos, compostos que caracterizam rochas-mãe do Permiano e Ordoviciano e seus respectivos petróleos. Pirólise-cromatografia gasosa de amostras selecionadas do Jurássico sugere que elas possuem potencial para geração de hidrocarbonetos líquidos. A expulsão de hidrocarbonetos C15+ de rochas-mãe do Jurássico parece provável, apesar da visão tradicional de que carvões betuminosos são incapazes de expulsar hidrocarbonetos de cadeia longa.

@article{doi1013068d2b2187171e11d78645000102c1865d,
    author = "Hendrix, Marc S. and Brassell, Simon C. and Carroll, Alan R. and Graham, Stephan A.",
    title = "Sedimentologia, Geoquímica Orgânica e Potencial Petrolífero de Camadas Carboníferas do Jurássico: Bacias do Tarim, Junggar e Turpan, Noroeste da China",
    year = "1995",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMO Camadas carboníferas do Jurássico Inferior e Médio ocorrem amplamente em toda a Ásia Central e estão bem desenvolvidas no noroeste da China, onde suas espessuras nas bacias do Junggar sul, Tarim norte e Turpan excedem 2500, 2300 e 1500 m, respectivamente. O exame dessas camadas ao longo de 13 perfis transversais através de cinturões de afloramento na margem da bacia indica que são depósitos fluviais meândricos inteiramente não marinhos, com desenvolvimento local de fácies fluviais entrelaçadas e lacustres deltaicas. Dados de subsuperfície chineses sugerem que fácies lacustres regionais do Jurássico estão presentes até a inclinação deposicional, consistente com previsões de modelagem de circulação global de precipitação monçônica do Jurássico Inferior e Médio. Análises laboratoriais de carvões e xistos ricos em orgânicos mostram uma dominância de componentes de plantas terrestres e superiores. Análise visual de querogênio indica que vitrinite, inertinite e exinite são os macerais dominantes, e análise elementar caracteriza a maioria dos querogênios como tipo III. Análises Rock-Eval resultam em valores moderados de índice de hidrogênio (50-300) e valores muito baixos de índice de oxigênio (<20). Extratos de rocha-mãe do Jurássico são caracterizados por distribuições de alcanos normais ímpar-par, altas razões pristano/fitano e altas razões hopano/sterano, dominância de homólogos de sterano C29, abundância local de compostos diterpenoides e baixa abundância de terpanes tricíclicos. Correlação geoquímica com quatro petróleos das bacias do Junggar, Tarim e Turpan sugere fortemente que os depósitos carboníferos do Jurássico e seus equivalentes lacustres a jusante são rochas-mãe de petróleo. Distribuições de sterano e hopano de petróleos e extratos de sua suposta rocha-mãe do Jurássico são semelhantes e podem ser facilmente distinguidas de distribuições publicadas desses compostos em outras camadas de rocha-mãe. Parâmetros adicionais de correlação incluem alto pristano/fitano; baixa abundância ou ausência de terpanes tricíclicos, mas distribuições semelhantes quando presentes; e ausência de gammacerano (com uma exceção) e carotanos, compostos que caracterizam rochas-mãe do Permiano e Ordoviciano e seus respectivos petróleos. Pirólise-cromatografia gasosa de amostras selecionadas do Jurássico sugere que elas possuem potencial para geração de hidrocarbonetos líquidos. A expulsão de hidrocarbonetos C15+ de rochas-mãe do Jurássico parece provável, apesar da visão tradicional de que carvões betuminosos são incapazes de expulsar hidrocarbonetos de cadeia longa.",
    url = "https://doi.org/10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2121406728",
    references = "doi101306a25fe3dd171b11d78645000102c1865d, lee1985geology"
}

Resumo Com base em inúmeras observações empíricas de estratos de bacias lacustres, propomos uma classificação tripartite de associações de fácies lacustres que considera as características mais importantes das rochas-fonte de petróleo lacustres e fornece um quadro preditivo para exploração em bacias não marinhas onde as fácies lacustres estão incompletamente delimitadas. 1. A associação de fácies fluvio-lacustre é caracterizada por xistos argilosos lacustres de água doce intercalados com depósitos fluvio-deltaicos, comumente incluindo carvão. A progradação da linha de costa domina o preenchimento da bacia, resultando no empilhamento de ciclos pouco expressos com até 10 m de espessura. Na vista de mapa, os depósitos podem ser regionalmente amplos, mas lateralmente descontínuos e apresentar fortes contrastes de fácies. A matéria orgânica terrestre transportada contribui para querógenos mistos tipo I-III que geram óleo parafinado (o querógeno tipo I é rico em hidrogênio e propenso a gerar óleo; o querógeno tipo III é pobre em hidrogênio e principalmente propenso a gerar gás). A Língua Luman da Formação Green River (Wyoming) e a Formação Honyanchi (bacia de Junggar, China) fornecem exemplos desta associação de fácies, que também está presente na bacia de Songliao no nordeste da China, na bacia de Sumatra Central e nas bacias Cretáceas Doba/Doseo no oeste-central da África. 2. A associação de fácies profundal flutuante representa uma combinação de preenchimento de bacia progradacional e aggradacional e inclui algumas das rochas-fonte mais ricas do mundo. Os depósitos são regionalmente extensos na vista de mapa, apresentando fácies-fonte relativamente homogêneas contendo querógeno tipo I propenso a gerar óleo. Exemplos incluem o Membro Laney da Formação Green River (Wyoming), a Formação Lucaogou (bacia de Junggar, China), a Formação Bucomazi (offshore oeste da África) e a Formação Lagoa Feia (bacia de Campos, Brasil). 3. A associação de fácies evaporativa representa predominantemente preenchimento aggradacional relacionado a ciclos de dessiccação em lagos salinos a hipersalinos e pode incluir depósitos de evaporitos e eolianitos. Fácies de xisto argiloso rico em matéria orgânica sublitorais são relativamente finas, mas podem ser bastante ricas e amplas. A maior enriquecimento orgânico coincide com as fases mais profundas do lago. A baixa entrada de matéria orgânica de plantas terrestres resulta em contrastes laterais mínimos no conteúdo orgânico. Em alguns casos, um querógeno distinto tipo I-S (rico em enxofre) pode gerar óleo em maturidades térmicas tão baixas quanto 0,45% de refletância equivalente de vitrinite. Exemplos incluem o Membro Wilkins Peak da Formação Green River (Wyoming), a Formação Jingjingzigou (bacia de Junggar, China), as bacias de Jianghan e Qaidam (China) e a Formação Blanca Lila (Argentina).

@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 = "Resumo Com base em inúmeras observações empíricas de estratos de bacias lacustres, propomos uma classificação tripartite de associações de fácies lacustres que considera as características mais importantes das rochas-fonte de petróleo lacustres e fornece um quadro preditivo para exploração em bacias não marinhas onde as fácies lacustres estão incompletamente delimitadas. 1. A associação de fácies fluvio-lacustre é caracterizada por xistos argilosos lacustres de água doce intercalados com depósitos fluvio-deltaicos, comumente incluindo carvão. A progradação da linha de costa domina o preenchimento da bacia, resultando no empilhamento de ciclos pouco expressos com até 10 m de espessura. Na vista de mapa, os depósitos podem ser regionalmente amplos, mas lateralmente descontínuos e apresentar fortes contrastes de fácies. A matéria orgânica terrestre transportada contribui para querógenos mistos tipo I-III que geram óleo parafinado (o querógeno tipo I é rico em hidrogênio e propenso a gerar óleo; o querógeno tipo III é pobre em hidrogênio e principalmente propenso a gerar gás). A Língua Luman da Formação Green River (Wyoming) e a Formação Honyanchi (bacia de Junggar, China) fornecem exemplos desta associação de fácies, que também está presente na bacia de Songliao no nordeste da China, na bacia de Sumatra Central e nas bacias Cretáceas Doba/Doseo no oeste-central da África. 2. A associação de fácies profundal flutuante representa uma combinação de preenchimento de bacia progradacional e aggradacional e inclui algumas das rochas-fonte mais ricas do mundo. Os depósitos são regionalmente extensos na vista de mapa, apresentando fácies-fonte relativamente homogêneas contendo querógeno tipo I propenso a gerar óleo. Exemplos incluem o Membro Laney da Formação Green River (Wyoming), a Formação Lucaogou (bacia de Junggar, China), a Formação Bucomazi (offshore oeste da África) e a Formação Lagoa Feia (bacia de Campos, Brasil). 3. A associação de fácies evaporativa representa predominantemente preenchimento aggradacional relacionado a ciclos de dessiccação em lagos salinos a hipersalinos e pode incluir depósitos de evaporitos e eolianitos. Fácies de xisto argiloso rico em matéria orgânica sublitorais são relativamente finas, mas podem ser bastante ricas e amplas. A maior enriquecimento orgânico coincide com as fases mais profundas do lago. A baixa entrada de matéria orgânica de plantas terrestres resulta em contrastes laterais mínimos no conteúdo orgânico. Em alguns casos, um querógeno distinto tipo I-S (rico em enxofre) pode gerar óleo em maturidades térmicas tão baixas quanto 0,45% de refletância equivalente de vitrinite. Exemplos incluem o Membro Wilkins Peak da Formação Green River (Wyoming), a Formação Jingjingzigou (bacia de Junggar, China), as bacias de Jianghan e Qaidam (China) e a Formação Blanca Lila (Argentina).",
    url = "https://doi.org/10.1306/8626ca5f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8626ca5f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2135030700",
    references = "doi1010160016703795000739, doi1013060c9b238f171011d78645000102c1865d, doi101306bdff8b0a171811d78645000102c1865d"
}

Resumo O gás de carvão mineral tem sido produzido comercialmente a partir do bacia do norte do Apalache desde a década de 1930 e do bacia de San Juan desde o início da década de 1950. No entanto, a magnitude e a importância econômica dos recursos de gás de carvão mineral foram compreendidas apenas nas décadas de 1970 e início de 1980, quando o Escritório de Mineração dos EUA, o Departamento de Energia dos EUA, o Instituto de Pesquisa de Gás e as empresas de petróleo e gás fizeram um esforço concertado para demonstrar a produção comercial de gás de carvão mineral a partir de poços verticais. A exploração e o desenvolvimento expandiram-se no final da década de 1980 e início da década de 1990, em parte devido a um crédito fiscal para combustíveis não convencionais. Até 2000, o gás de carvão mineral representava 8,8% das reservas (15,7 tcf [0,44 Tm3]) e 9,2% da produção anual (1,38 tcf [40 Gm3]) de gás seco nos Estados Unidos. De 1989 a 2000, a produção cumulativa de gás de carvão mineral nos Estados Unidos foi de 9,63 tcf (272 Gm3). Hoje, o desenvolvimento de gás de carvão mineral espalhou-se por cerca de uma dúzia de bacias nos Estados Unidos, e a exploração está progredindo em todo o mundo. Camadas de carvão são reservatórios autossupridores que podem conter gás termogênico, termogênico migrado, biogênico ou misto. O gás de carvão mineral é armazenado principalmente dentro dos microporos da matriz de carvão em um estado adsorvido e secundariamente em microporos e fraturas como gás livre ou gás em solução na água. Os parâmetros-chave que controlam os recursos de gás e a viabilidade de produção são maturidade térmica, composição maceral, teor de gás, espessura do carvão, densidade de fraturas, tensão in situ, permeabilidade, história de enterramento e configuração hidrológica. Esses parâmetros variam muito nos campos produtores dos Estados Unidos e do mundo. Em 2000, o bacia de San Juan representou mais de 80% da produção de gás de carvão mineral dos Estados Unidos. Este bacia contém um grande play de gás de carvão mineral, o fairway de Fruitland, que produziu mais de 7 tcf (0,2 Tm3) de gás. O sistema de gás de carvão mineral de Fruitland e seus elementos-chave contrastam com o play de gás de carvão mineral de Fort Union no bacia de Powder River. O play de gás de carvão mineral de Fort Union é um dos plays de gás em desenvolvimento mais rápidos nos Estados Unidos. Sua produção escalou de 14 bcf (0,4 Gm3) em 1997 para 147,3 bcf (4,1 Gm3) em 2000, quando representou 10,7% da produção de gás de carvão mineral dos Estados Unidos. Até 2001, a produção anual foi de 244,7 bcf (6,9 Gm3). As diferenças entre os sistemas petrolíferos de Fruitland e Fort Union tornam-nos ideais para elucidar os elementos-chave de sistemas petrolíferos de gás de carvão mineral contrastantes.

@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 = "Resumo O gás de carvão mineral tem sido produzido comercialmente a partir do bacia do norte do Apalache desde a década de 1930 e do bacia de San Juan desde o início da década de 1950. No entanto, a magnitude e a importância econômica dos recursos de gás de carvão mineral foram compreendidas apenas nas décadas de 1970 e início de 1980, quando o Escritório de Mineração dos EUA, o Departamento de Energia dos EUA, o Instituto de Pesquisa de Gás e as empresas de petróleo e gás fizeram um esforço concertado para demonstrar a produção comercial de gás de carvão mineral a partir de poços verticais. A exploração e o desenvolvimento expandiram-se no final da década de 1980 e início da década de 1990, em parte devido a um crédito fiscal para combustíveis não convencionais. Até 2000, o gás de carvão mineral representava 8,8\% das reservas (15,7 tcf [0,44 Tm3]) e 9,2\% da produção anual (1,38 tcf [40 Gm3]) de gás seco nos Estados Unidos. De 1989 a 2000, a produção cumulativa de gás de carvão mineral nos Estados Unidos foi de 9,63 tcf (272 Gm3). Hoje, o desenvolvimento de gás de carvão mineral espalhou-se por cerca de uma dúzia de bacias nos Estados Unidos, e a exploração está progredindo em todo o mundo. Camadas de carvão são reservatórios autossupridores que podem conter gás termogênico, termogênico migrado, biogênico ou misto. O gás de carvão mineral é armazenado principalmente dentro dos microporos da matriz de carvão em um estado adsorvido e secundariamente em microporos e fraturas como gás livre ou gás em solução na água. Os parâmetros-chave que controlam os recursos de gás e a viabilidade de produção são maturidade térmica, composição maceral, teor de gás, espessura do carvão, densidade de fraturas, tensão in situ, permeabilidade, história de enterramento e configuração hidrológica. Esses parâmetros variam muito nos campos produtores dos Estados Unidos e do mundo. Em 2000, o bacia de San Juan representou mais de 80\% da produção de gás de carvão mineral dos Estados Unidos. Este bacia contém um grande play de gás de carvão mineral, o fairway de Fruitland, que produziu mais de 7 tcf (0,2 Tm3) de gás. O sistema de gás de carvão mineral de Fruitland e seus elementos-chave contrastam com o play de gás de carvão mineral de Fort Union no bacia de Powder River. O play de gás de carvão mineral de Fort Union é um dos plays de gás em desenvolvimento mais rápidos nos Estados Unidos. Sua produção escalou de 14 bcf (0,4 Gm3) em 1997 para 147,3 bcf (4,1 Gm3) em 2000, quando representou 10,7\% da produção de gás de carvão mineral dos Estados Unidos. Até 2001, a produção anual foi de 244,7 bcf (6,9 Gm3). As diferenças entre os sistemas petrolíferos de Fruitland e Fort Union tornam-nos ideais para elucidar os elementos-chave de sistemas petrolíferos de gás de carvão mineral contrastantes.",
    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"
}

Dados geocronológicos, estruturais e sedimentológicos fornecem a base para uma síntese regional da evolução da zona de empurrão retroarco cordilheriana e do sistema de bacia de foreland nos EUA ocidentais. Nesta região, o cinturão orogênico cordilheriano tornou-se tectonicamente consolidado durante o Jurássico Tardio (∼155 Ma) com o fechamento de bacias oceânicas marginais e a acreção de arcos fringentes ao longo da borda ocidental da placa norte-americana. Ao longo dos subsequentes 100 Myr, a deformação contrátil propagou-se aproximadamente 1000 quilômetros para leste, culminando na formação das cadeias montanhosas Laramidas das Montanhas Rochosas. No ápice de seu desenvolvimento, o lado retroarco da Cordilheira foi dividido em cinco zonas tectonomorfológicas, incluindo, de oeste para leste, a zona de empurrão Luning-Fencemaker; a zona de empurrão Nevada central (ou Eureka); um planalto de alta elevação (o "Nevadaplano"); a zona estruturalmente acidentada da zona de dobras e empurrões Sevier; e a zona laramida de levantamentos e bacias de basement intraforeland. Rochas de crosta média sob o Nevadaplano experimentaram metamorfismo de alto grau e encurtamento durante o Jurássico Tardio e o Cretáceo Médio a Tardio, e o locus do empurrão de falhas principais de crosta superior migrou esporadicamente para leste. No Cretáceo Tardio, a crosta média sob o Nevadaplano estava experimentando decompressão e resfriamento, talvez em resposta à extensão dúctil de grande magnitude e exumação isostática, concomitante com o empurrão contínuo na frente da zona Sevier. A história tectônica da zona Sevier foi notavelmente consistente ao longo do eixo do cinturão orogênico, com o emplacamento de megacamadas de empurrão de escala regional do Proterozóico e Paleozóico durante o Cretáceo Inicial e múltiplas, mais próximas, camadas de empurrão do Paleozóico e Mesozóico durante o Cretáceo Tardio-Paleoceno. Coetâneo com o emplacamento das camadas de empurrão frontais, grandes culminações estruturais no basement cristalino Arqueano-Proterozóico desenvolveram-se ao longo do degrau de basement formado pelo rifteamento Neoproterozóico. Um complexo sistema de bacia de foreland evoluiu em consonância com o wedge orogênico. Durante sua história inicial e tardia (∼155 - 110 Ma e ∼70 - 55 Ma), a bacia foi dominada por deposição não marinha, enquanto águas marinhas inundaram a bacia durante sua meia-vida (∼110 - 70 Ma). O desenvolvimento da bacia no Jurássico Tardio foi controlado tanto por subsidência flexural quanto dinâmica. Do Cretáceo Inicial até o início do Cretáceo Tardio, a bacia foi dominada pela subsidência flexural. Do Cretáceo Tardio ao Cenozóico Médio, a bacia foi cada vez mais particionada por estruturas laramidas envolvendo o basement. As ligações entre o magmatismo de arco cordilheriano do Jurássico Tardio e do Cretáceo Tardio e o empurrão para oeste da litosfera continental norte-americana sob o arco não são claramente demonstráveis a partir do registro geológico no cinturão de empurrão cordilheriano. Um intervalo de tempo significativo (∼20 Myr) entre o encurtamento e o empurrão coetâneo, por um lado, e a geração de magmas de arco, por outro, é necessário para que qualquer ligação exista. No entanto, a delaminação litosférica inferida do Jurássico Tardio pode ter fornecido uma condição necessária para permitir o empurrão continental relativamente rápido do Cretáceo Inicial, o que, por sua vez, poderia ter catalisado o flare-up do arco do Cretáceo Tardio.

@article{doi102475ajs3042105,
    author = "DeCelles, Peter G.",
    title = "Evolução do cinturão de empurrão cordilheriano e do sistema de bacia de foreland, oeste dos EUA, do Jurássico Tardio ao Eoceno.",
    year = "2004",
    journal = "American Journal of Science",
    abstract = {Dados geocronológicos, estruturais e sedimentológicos fornecem a base para uma síntese regional da evolução do cinturão de empurrão retroarco cordilheriano e do sistema de bacia de foreland no oeste dos EUA. Nesta região, o cinturão orogênico cordilheriano tornou-se tectonicamente consolidado durante o Jurássico Tardio (∼155 Ma) com o fechamento de bacias oceânicas marginais e a acreção de arcos fringentes ao longo da borda oeste da placa norte-americana. Ao longo dos subsequentes 100 Myr, a deformação contrátil propagou-se aproximadamente 1000 quilômetros para leste, culminando na formação das cadeias montanhosas Laramidas das Montanhas Rochosas. No auge de seu desenvolvimento, o lado retroarco da Cordilheira foi dividido em cinco zonas tectonomórficas, incluindo, de oeste para leste, o cinturão de empurrão Luning-Fencemaker; o cinturão de empurrão Nevada central (ou Eureka); uma plataforma de alta elevação (o "Nevadaplano"); o cinturão de dobras e empurrões Sevier topograficamente acidentado; e a zona laramida de levantamentos de basement intraforeland e bacias. Rochas da crosta média sob o Nevadaplano experimentaram metamorfismo de alto grau e encurtamento durante o Jurássico Tardio e o Cretáceo Médio a Tardio, e o locus de falhas de empurrão principais da crosta superior migrou esporadicamente para leste. No Cretáceo Tardio, a crosta média sob o Nevadaplano estava experimentando decompressão e resfriamento, talvez em resposta à extensão dúctil de grande magnitude e exumação isostática, concomitante com o empurrão contínuo no cinturão frontal Sevier. A história tectônica do cinturão Sevier foi notavelmente consistente ao longo do eixo do cinturão orogênico, com o emplacamento de megacamadas de empurrão proterozóicas e paleozóicas de escala regional durante o Cretáceo Inicial e múltiplas camadas de empurrão paleozóicas e mesozóicas mais próximas entre si durante o Cretáceo Tardio-Paleoceno. Coetâneo com o emplacamento das camadas de empurrão frontais, grandes culminações estruturais no basement cristalino arqueano-proterozóico desenvolveram-se ao longo do degrau do basement formado pelo rifteamento neoproterozóico. Um sistema complexo de bacia de foreland evoluiu em consonância com o wedge orogênico. Durante sua história inicial e tardia (∼155 - 110 Ma e ∼70 - 55 Ma), a bacia foi dominada por deposição não marinha, enquanto águas marinhas inundaram a bacia durante sua meia-vida (∼110 - 70 Ma). O desenvolvimento da bacia do Jurássico Tardio foi controlado tanto por subsidência flexural quanto dinâmica. Do Cretáceo Inicial até o início do Cretáceo Tardio, a bacia foi dominada por subsidência flexural. Do Cretáceo Tardio ao Cenozóico Médio, a bacia foi cada vez mais particionada por estruturas laramidas envolvendo o basement. As ligações entre o arc-magmatismo cordilheriano do Jurássico Tardio e Cretáceo Tardio e o subempurrão ocidental da litosfera continental norte-americana sob o arco não são claramente demonstráveis a partir do registro geológico no cinturão de empurrão cordilheriano. Um intervalo de tempo significativo (∼20 Myr) entre o encurtamento e o subempurrão coetâneo, por um lado, e a geração de magmas de arco, por outro, é necessário para que qualquer ligação exista. No entanto, a delaminação litosférica inferida do Jurássico Tardio pode ter fornecido uma condição necessária para permitir o subempurrão continental relativamente rápido do Cretáceo Inicial, o que, por sua vez, poderia ter catalisado o flare-up do arco do Cretáceo Tardio.},
    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 = "Geologia do Norte-Oeste da Bornéu",
    url = "https://doi.org/10.1016/b978-044451998-6/50010-7",
    doi = "10.1016/b978-044451998-6/50010-7",
    openalex = "W944922819",
    pages = "151-161"
}

Resumo Cimentos calcíticos zonados portadores de hidrocarbonetos ocorrem amplamente nos núcleos de zonas de falha e afloramentos de arenito do período Jurássico–Cretáceo da Bacia Junggar noroeste (noroeste da China). Faixas portadoras de hidrocarbonetos alternam-se com faixas quase livres de hidrocarbonetos em escala micrométrica. Resultados analíticos de geoquímica orgânica de biomarcadores, microespectroscopia infravermelha de transformada de Fourier e geoquímica de elementos traço nesses cimentos zonados sugerem que pelo menos três tipos diferentes de fluidos participaram de sua formação. O primeiro tipo de fluido é provavelmente água de formação lacustre primária não modificada, da qual as faixas pobres em hidrocarbonetos são formadas e são caracterizadas por calcita rica em Mg. Os outros dois tipos de fluidos incluem fluidos basinais (por exemplo, fluidos quentes portadores de hidrocarbonetos) e água meteórica. As faixas ricas em hidrocarbonetos nas quais os hidrocarbonetos foram biodegradados e o conteúdo de Mn é relativamente alto sugerem uma mistura de fluido basinal portador de hidrocarbonetos e água meteórica. O crescimento alternado de faixas de cimento calcítico portadoras e livres de hidrocarbonetos implica que a formação do cimento é episódica; está relacionada a episódios alternados de fluido misto portador de petróleo e águas de formação primárias não modificadas, respectivamente. A falha parece ter sido uma zona de mistura onde o bombeamento sísmico durante o movimento de falhas regionais associadas ocorreu. Assim, na Bacia Junggar noroeste, a estrutura zonada em escala micrométrica dos cimentos calcíticos portadores de hidrocarbonetos é provavelmente uma reflexão da migração episódica de fluidos de petróleo em zonas de falha.

@article{doi10130606050807124,
    author = "Jin, Zhijun e Cao, Jian e Hu, Wenxuan e Zhang, Yijie e Yao, Suping e Wang, Xulong e Zhang, Yueqian e Tang, Yong e Xinpu, Shi",
    title = "Migração episódica de fluidos de petróleo em zonas de falha do Bacia Junggar noroeste (noroeste da China): Evidências de cimento calcítico zonado portador de hidrocarbonetos",
    year = "2008",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumo Cimentos calcíticos zonados portadores de hidrocarbonetos ocorrem amplamente nos núcleos de zonas de falha e afloramentos de arenito do período Jurássico–Cretáceo da Bacia Junggar noroeste (noroeste da China). Faixas portadoras de hidrocarbonetos alternam-se com faixas quase livres de hidrocarbonetos em escala micrométrica. Resultados analíticos de geoquímica orgânica de biomarcadores, microespectroscopia infravermelha de transformada de Fourier e geoquímica de elementos traço nesses cimentos zonados sugerem que pelo menos três tipos diferentes de fluidos participaram de sua formação. O primeiro tipo de fluido é provavelmente água de formação lacustre primária não modificada, da qual as faixas pobres em hidrocarbonetos são formadas e são caracterizadas por calcita rica em Mg. Os outros dois tipos de fluidos incluem fluidos basinais (por exemplo, fluidos quentes portadores de hidrocarbonetos) e água meteórica. As faixas ricas em hidrocarbonetos nas quais os hidrocarbonetos foram biodegradados e o conteúdo de Mn é relativamente alto sugerem uma mistura de fluido basinal portador de hidrocarbonetos e água meteórica. O crescimento alternado de faixas de cimento calcítico portadoras e livres de hidrocarbonetos implica que a formação do cimento é episódica; está relacionada a episódios alternados de fluido misto portador de petróleo e águas de formação primárias não modificadas, respectivamente. A falha parece ter sido uma zona de mistura onde o bombeamento sísmico durante o movimento de falhas regionais associadas ocorreu. Assim, na Bacia Junggar noroeste, a estrutura zonada em escala micrométrica dos cimentos calcíticos portadores de hidrocarbonetos é provavelmente uma reflexão da migração episódica de fluidos de petróleo em zonas de falha.",
    url = "https://doi.org/10.1306/06050807124",
    doi = "10.1306/06050807124",
    openalex = "W2133461810",
    references = "lee1985geology"
}

A estrutura e a história geológica do Cáucaso são em grande parte determinadas pela sua posição entre as placas litosféricas Eurasiática e África-Arábia, ainda em convergência, dentro de uma ampla zona de colisão continental. Durante o Proterozóico Superior-Cenozóico Inicial, a região pertencia ao Oceano Tethys e às suas margens Eurasiática e África-Arábia, onde existia um sistema de arcos insulares, rifts intra-arco e bacias retroarcos característicos da fase pré-colisional da evolução da região. A região, juntamente com outros fragmentos que agora estão expostos no basement cristalino do Precambriano Superior-Cambriano da faixa orogênica Alpina, separou-se da Gondwana ocidental durante o Paleozóico Inicial como resultado do riflamento retroarco acima de uma zona de subducção com mergulho para o sul. O riflamento contínuo e a expansão do assoalho oceânico produziram o Oceano Paleotethys no rastro de terranes peri-gondwânicos migrando para o norte. O deslocamento dos terranes caucásicos e outros peri-gondwânicos para a margem sul da Eurásia foi concluído por ~350 Ma. O amplo emplacamento de plutões de granito de microclina ao longo da margem continental ativa do sul da Eurásia durante 330-280 Ma ocorreu acima de uma zona de subducção Paleotetiana com mergulho para o norte. No entanto, os eventos Varisca e Eo-Címaria-Alpino Inicial não levaram ao fechamento completo do Oceano Paleozóico. A Tethys Mesozóica no Cáucaso foi herdada da Paleotetis. No Mesozóico e Cenozóico Inicial, o Grande Cáucaso e o Transcaucásio representaram o reino Nortetiano - a margem ativa sul da placa litosférica Eurasiática. As bacias Oligoceno-Neogena e Quaternárias situadas dentro da depressão intermontana do Transcaucásio marcam a evolução síncolisional e pós-colisional da região; essas bacias representaram uma parte da Paratetis e acumularam sedimentos de tipo fechado e semi-fechado. A colisão final das placas África-Arábia e Eurasiática e a formação do atual edifício montanhoso intracontinental do Cáucaso ocorreram no período Neogeno-Quaternário. Do Mioceno Superior (c. 9-7 Ma) ao fim do Pleistoceno, na parte central da região, erupções vulcânicas em condições subaéreas ocorreram simultaneamente com a formação de fossos de molasse. A geometria das deformações tectônicas no Transcaucásio é em grande parte determinada pelo bloco árabe rígido em forma de cunha intensamente indentando na região da Anatólia-Cáucaso. Todas as linhas estruturais e morfológicas têm uma configuração claramente expressa em arco com convexidade para o norte, refletindo os contornos do bloco árabe. No entanto, mais ao norte, a geometria das cintas de dobra e empurrão é um pouco diferente - a cinta de dobra e empurrão de Achara-Trialeti é, no geral, com tendência W-E; a cinta de dobra e empurrão do Grande Cáucaso estende-se em direção WNW-ESE.

@article{doi103906yer100511,
    author = "Adamia, Shota and Zakariadze, Guram and Chkhotua, Tamar and Sadradze, Nino and Tsereteli, Nino and Chabukiani, A. and Gventsadze, Aleksandre",
    title = "Geologia do Cáucaso: Uma Revisão",
    year = "2011",
    journal = "TURKISH JOURNAL OF EARTH SCIENCES",
    abstract = "A estrutura e a história geológica do Cáucaso são em grande parte determinadas pela sua posição entre as placas litosféricas Euroasiática e Africano-Arábica, ainda em convergência, dentro de uma ampla zona de colisão continental. Durante o Proterozóico Tardio-Cenozóico Inicial, a região pertencia ao Oceano Tétis e às suas margens Euroasiática e Africano-Arábica, onde existia um sistema de arcos insulares, rifts intra-arco e bacias retroarcas características da fase pré-colisional da evolução da região. A região, juntamente com outros fragmentos que agora estão expostos no basement cristalino do cinturão orogênico Alpino do Precambriano Superior-Cambriano, foi separada da Gondwana ocidental durante o Paleozóico Inicial como resultado do riflamento retroarco acima de uma zona de subducção com mergulho para o sul. O riflamento contínuo e a expansão do assoalho oceânico produziram o Oceano Paleotétis no rastro de terranes peri-gondwânicos migrando para o norte. O deslocamento dos terranes caucásicos e outros peri-gondwânicos para a margem sul da Eurásia foi concluído por \textasciitilde 350 Ma. A ampla instalação de plutões de granito microclínico ao longo da margem continental ativa do sul da Eurásia durante 330-280 Ma ocorreu acima de uma zona de subducção Paleotética com mergulho para o norte. No entanto, os eventos Varisca e Eo-Címerio-Alpino Inicial não levaram ao fechamento completo do Oceano Paleozóico. O Tétis Mesozóico no Cáucaso foi herdado do Paleotétis. No Mesozóico e Cenozóico Inicial, o Grande Cáucaso e o Transcaucásio representaram o reino Nortetiano - a margem ativa sul da placa litosférica Eurasiática. As bacias Oligoceno-Neogena e Quaternárias situadas dentro da depressão intermontana do Transcaucásio marcam a evolução síncrona e pós-colisional da região; essas bacias representaram uma parte da Paratétis e acumularam sedimentos de tipo fechado e semi-fechado. A colisão final das placas Africano-Arábica e Euroasiática e a formação do edifício montanhoso intracontinental atual do Cáucaso ocorreram no período Neogeno-Quaternário. Do Mioceno Tardio (c. 9-7 Ma) ao fim do Pleistoceno, na parte central da região, erupções vulcânicas em condições subaéreas ocorreram simultaneamente com a formação de fossos de molasse. A geometria das deformações tectônicas no Transcaucásio é em grande parte determinada pelo bloco árabe rígido em forma de cunha intensamente indentando na região da Anatólia-Cáucaso. Todas as linhas estruturais e morfológicas têm uma configuração claramente expressa em arco convexa para o norte, refletindo os contornos do bloco árabe. No entanto, mais ao norte, a geometria dos cinturões de dobra e empurrão é um pouco diferente - o cinturão de dobra e empurrão de Achara-Trialeti é, no geral, com tendência W-E; o cinturão de dobra e empurrão do Grande Cáucaso estende-se em uma direção WNW-ESE.",
    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"
}

Este relatório discute o quadro geológico e a geologia do petróleo utilizados para avaliar recursos de petróleo não descobertos na província da bacia de Bohaiwan para o Projeto de Avaliação Mundial de Energia de 2000 do U.S. Geological Survey. A bacia de Bohaiwan, no nordeste da China, é a maior região produtora de petróleo da China. Dois sistemas totais de petróleo foram identificados na bacia. O primeiro, o Sistema Total de Petróleo Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan, envolve petróleo e gás gerados de podas maduras de rocha fonte lacustre associadas a seis subbacias principais controladas por riftes. Duas unidades de avaliação são definidas neste sistema total de petróleo: (1) uma unidade de avaliação lacustre terciária consistindo em reservatórios de arenito intercalados com rochas fonte de xisto lacustre, e (2) uma unidade de avaliação de colinas enterradas pré-terciária consistindo em reservatórios de carbonato que são cobertos discordantemente por rochas fonte de xisto lacustre terciário. O segundo sistema total de petróleo identificado na bacia de Bohaiwan é o Sistema Total de Petróleo Carbonífero/Permiano Coal–Paleozóico, um sistema total de petróleo hipotético envolvendo gás natural gerado de múltiplas podas de camadas de carvão termicamente maduras. Arenitos permiânicos de baixa permeabilidade e possivelmente camadas de carvão carboníferas são as rochas reservatório. A maior parte do gás natural é inferida estar presa em acumulações contínuas perto do centro das subbacias. Este sistema total de petróleo é em grande parte inexplorado e tem bom potencial para acumulações de gás não descobertas. Uma unidade de avaliação, gás de origem carvão, é definida neste sistema total de petróleo.

@article{doi103133sir20115010,
    author = "Ryder, Robert T. e Qiang, Jin e McCabe, Peter J. e Nuccio, Vito F. e Persits, Felix",
    title = "Shahejie-Shahejie/Guantao/Wumishan e Carbonífero/Permiano Coal-Paleozóico Sistemas Totais de Petróleo na Bacia de Bohaiwan, China (com base em estudos geológicos para o Projeto de Avaliação Mundial de Energia de 2000 do U.S. Geological Survey)",
    year = "2012",
    journal = "Relatório de investigações científicas",
    abstract = "Este relatório discute o quadro geológico e a geologia do petróleo utilizados para avaliar recursos de petróleo não descobertos na província da bacia de Bohaiwan para o Projeto de Avaliação Mundial de Energia de 2000 do U.S. Geological Survey. A bacia de Bohaiwan, no nordeste da China, é a maior região produtora de petróleo da China. Dois sistemas totais de petróleo foram identificados na bacia. O primeiro, o Sistema Total de Petróleo Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan, envolve petróleo e gás gerados de podas maduras de rocha fonte lacustre associadas a seis subbacias principais controladas por riftes. Duas unidades de avaliação são definidas neste sistema total de petróleo: (1) uma unidade de avaliação lacustre terciária consistindo em reservatórios de arenito intercalados com rochas fonte de xisto lacustre, e (2) uma unidade de avaliação de colinas enterradas pré-terciária consistindo em reservatórios de carbonato que são cobertos discordantemente por rochas fonte de xisto lacustre terciário. O segundo sistema total de petróleo identificado na bacia de Bohaiwan é o Sistema Total de Petróleo Carbonífero/Permiano Coal–Paleozóico, um sistema total de petróleo hipotético envolvendo gás natural gerado de múltiplas podas de camadas de carvão termicamente maduras. Arenitos permiânicos de baixa permeabilidade e possivelmente camadas de carvão carboníferas são as rochas reservatório. A maior parte do gás natural é inferida estar presa em acumulações contínuas perto do centro das subbacias. Este sistema total de petróleo é em grande parte inexplorado e tem bom potencial para acumulações de gás não descobertas. Uma unidade de avaliação, gás de origem carvão, é definida neste sistema total de petróleo.",
    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"
}

@article{doi101016jmarpetgeo201802010,
    author = "Chen, Xiaoyan e Hao, Fang e Guo, Liuxi e Wang, Daojun e Yin, Jie e Yang, Fan e Zou, Huayao",
    title = "Origem da acumulação de petróleo na faixa estrutural Chaheji-gaojiapu do Baxian Sag, Bacia de Bohai Bay, China: Insights a partir de análises de biomarcadores e geológicas",
    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"
}

O Carbonífero-Permiano foi um período importante para a formação de minas de carvão e rochas-mãe de carvão em todo o mundo. Controlado pelo paleoclima, pela flora da Cathaysia e pelo ambiente sedimentar transicional do delta, a Formação Shanxi do Permiano Inferior na Depressão de Huanghua formou várias camadas de carvão e rochas-mãe de carvão que podem ser exploradas em toda a depressão. No entanto, a regularidade de desenvolvimento e a previsão de distribuição de rochas-mãe de carvão de alta qualidade ainda não são bem compreendidas. As rochas-mãe de carvão da Formação Shanxi na Depressão de Huanghua foram tomadas como objeto de estudo. Com a determinação e análise do teor de carbono orgânico, pirólise de rocha e refletância de vitrinite, descobrimos que a abundância de matéria orgânica (ou seja, TOC que variou de 20,3 % a 80,0 %), o potencial de geração de hidrocarbonetos (ou seja, S1 + S2 que variou de 7,82 mg/g a 208,81 mg/g) e os tipos de querogênio (principalmente tipo II2) do carvão foram melhores do os de xisto carbonáceo e xisto de carvão. A identificação de componentes macerais indicou que o carvão e o xisto carbonáceo tinham mais liptinite (ou seja, cutinite e esporinite) e vitrinite rica em hidrogênio, enquanto o xisto de carvão era composto principalmente por vitrinite pobre em hidrogênio e uma pequena quantidade de liptinite. A análise das proporções de elementos principais e traços, alcanos normais e isoparafinas sugeriu que a salinidade da água paleo do depósito de carvão e xisto carbonáceo foi maior do que a de parte do xisto de carvão. Revelado pela redução fraca de seu ambiente deposicional, o desenvolvimento de carvão e xisto carbonáceo de alta qualidade foi majoritariamente controlado pela entrada de matéria orgânica propensa a petróleo e gás. A formação de xisto de carvão de alta qualidade foi dominada principalmente por um ambiente de redução forte com uma quantidade insignificante de entrada de matéria orgânica. O modelo de formação de rochas-mãe de carvão de alta qualidade foi estabelecido. Este modelo pode ser usado para prever a distribuição de minas de carvão e rochas-mãe de carvão na Depressão de Huanghua e na Bacia do Golfo de Bohai.

@article{doi101016joregeorev2023105315,
    author = "Xu, Jinjun e Cheng, Xiangang e Peng, Shunan e Jin, Qiang e Cheng, Fuqi e Lou, Da e Zhang, Feipeng e Li, Fulai",
    title = "Ambiente deposicional e potencial de hidrocarbonetos de depósitos de carvão do Permiano Inferior na Depressão de Huanghua, Bacia do Golfo de Bohai",
    year = "2023",
    journal = "Ore Geology Reviews",
    abstract = "O Carbonífero-Permiano foi um período importante para a formação de minas de carvão e rochas-mãe de carvão em todo o mundo. Controlado pelo paleoclima, pela flora da Cathaysia e pelo ambiente sedimentar transicional do delta, a Formação Shanxi do Permiano Inferior na Depressão de Huanghua formou várias camadas de carvão e rochas-mãe de carvão que podem ser exploradas em toda a depressão. No entanto, a regularidade de desenvolvimento e a previsão de distribuição de rochas-mãe de carvão de alta qualidade ainda não são bem compreendidas. As rochas-mãe de carvão da Formação Shanxi na Depressão de Huanghua foram tomadas como objeto de estudo. Com a determinação e análise do teor de carbono orgânico, pirólise de rocha e refletância de vitrinite, descobrimos que a abundância de matéria orgânica (ou seja, TOC que variou de 20,3 \% a 80,0 \%), o potencial de geração de hidrocarbonetos (ou seja, S1 + S2 que variou de 7,82 mg/g a 208,81 mg/g) e os tipos de querogênio (principalmente tipo II2) do carvão foram melhores do os de xisto carbonáceo e xisto de carvão. A identificação de componentes macerais indicou que o carvão e o xisto carbonáceo tinham mais liptinite (ou seja, cutinite e esporinite) e vitrinite rica em hidrogênio, enquanto o xisto de carvão era composto principalmente por vitrinite pobre em hidrogênio e uma pequena quantidade de liptinite. A análise das proporções de elementos principais e traços, alcanos normais e isoparafinas sugeriu que a salinidade da água paleo do depósito de carvão e xisto carbonáceo foi maior do que a de parte do xisto de carvão. Revelado pela redução fraca de seu ambiente deposicional, o desenvolvimento de carvão e xisto carbonáceo de alta qualidade foi majoritariamente controlado pela entrada de matéria orgânica propensa a petróleo e gás. A formação de xisto de carvão de alta qualidade foi dominada principalmente por um ambiente de redução forte com uma quantidade insignificante de entrada de matéria orgânica. O modelo de formação de rochas-mãe de carvão de alta qualidade foi estabelecido. Este modelo pode ser usado para prever a distribuição de minas de carvão e rochas-mãe de carvão na Depressão de Huanghua e na Bacia do Golfo de Bohai.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    doi = "10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    openalex = "W4317725994",
    references = "doi103133sir20115010"
}