Análisis de cuencas

RESUMEN Tres cuencas principales del Mesozoico-Terciario se adyacen en alineación este-oeste a lo largo del tercio oriental de la costa sur de Australia, por una distancia de aproximadamente 700 millas. El área total abarcada por las tres cuencas es de aproximadamente 100,000 millas cuadradas e incluye parte de tres de los seis estados de Australia. Tres cuartos del área son plataforma continental submarina. La alineación general este-oeste de las cuencas resultó de una ruptura tafrogénica aguda a través de la tendencia orogénica paleozoica generalmente norte-sur de Australia oriental y Tasmania. Las fallas principales y muchas de las características de las cuencas tienden a tener tendencias noreste o noroeste, lo que sugiere que las tensiones rotacionales o transcurrentes estuvieron involucradas en la ruptura y subsidencia. La sedimentación comenzó al menos tan temprano como el Jurásico Superior. El Mesozoico es una serie detrítica clástica estuarina a marina, mal a bien clasificada. El Terciario es en gran parte marino y está más uniformemente desarrollado en todo. El tercio inferior del Terciario contiene extensos lechos de arenisca costera generalmente muy porosos y permeables junto con algunas arcillas y cantidades variables de carbón y lechos carbonosos. Los lechos medios consisten principalmente en arcilla. El tercio superior o más tiene una cantidad considerable de caliza y margas. Se reconocen varias discordancias. Aunque no todos los sedimentos portan fósiles marinos, los cuerpos de agua contenidos son salinos más allá de los límites del lavado de agua dulce bastante extenso en tierra firme. La cuenca de Gippsland o oriental incluye aproximadamente 20,000 millas cuadradas. Al menos 10,000 pies de detríticos clásticos terrígenos del Jurásico Superior-Cretácico depositados rápidamente rellenan un valle central fallado y se superponen a las plataformas de la cuenca al norte y al sur; y aproximadamente 9,000 pies de arenisca, arcilla, marga y caliza del Terciario de extensión más amplia constituyen el resto del relleno de la cuenca. La cuenca de Bass, con un umbral profundo, separa el estado insular de Tasmania del continente. Ocupa un área de 35,000 millas cuadradas. La sección consiste en 12,000 pies o más de arenisca, arcilla, marga y caliza, junto con algo de carbón, de edades Eoceno y anteriores. La deposición comenzó en la parte central de la cuenca, probablemente al menos tan temprano como el tiempo del Cretácico Superior, y continuó durante todo el Terciario. La deposición se superpuso progresivamente hacia todos los flancos. La cuenca occidental, o de Otway, incluye un área de aproximadamente 45,000 millas cuadradas. En esta cuenca, el Mesozoico consiste en arenisca, arcilla, lutita y arcilla. La deposición comenzó durante la parte final del tiempo Jurásico y continuó, excepto por intervalos reconocibles de no deposición, hasta el Paleoceno. El espesor máximo excede los 15,000 pies. Un máximo de aproximadamente 8,000 pies de arenisca, arcilla, marga y caliza del Terciario superpuestas completa el relleno de la cuenca. Ocurren trampas de petróleo potenciales de los siguientes tipos: pliegues tectónicos; estructuras de falla o de bloques fallados; cuerpos masivos y alargados de arenisca asociados con superposición transgresiva pronunciada, interdigitación de arcillas y drapeado de compactación; abutamiento de porosidad tanto arriba como abajo de extensas discordancias de bajo ángulo; superposición discordante por sedimentos de sumidero de cuenca a través de altos de fondo amplio y contra y sobre escarpes de falla principales; narices estructurales; superposición progresiva extensa de flanco alrededor de una cuenca con umbral profundo por una sección de arenisca, arcilla, marga y caliza; y estrangulamientos de porosidad. Desde mediados de la década de 1920, se han perforado 130 perforaciones exploratorias en tierra firme en los flancos de la cuenca extensamente lavados con agua dulce. Se registraron numerosos mostradores de petróleo y gas no comerciales. En 1965 y 1966, se perforaron cinco pozos exploratorios submarinos, hasta la fecha de abril de 1966 de este documento. Tres de estos se ubicaron en cierres bien definidos en la cuenca de Gippsland y resultaron en importantes descubrimientos de gas húmedo y petróleo en reservorios de arenisca del Eoceno y Cretácico Superior. Antes de la cesión de cada una de las tres cuencas, sucesivamente de este a oeste, se realizaron 18,000 millas de levantamientos magnéticos aéreos y 5,320 millas de levantamientos sísmicos convencionales bajo la dirección y asistencia de los autores. Estudios y compilaciones integrales de la cuenca completaron las investigaciones preliminares. No incluidos en lo anterior son varios levantamientos geofísicos de una escala mucho menor por otras compañías y agencias gubernamentales. Tampoco incluidos son muchos cientos de millas de disparos adicionales por el cesionario preparatorios a la perforación.

@article{doi1013065d25c0cd16c111d78645000102c1865d,
    author = "Weeks, Lewis G. y Hopkins, Brian M.",
    title = "Geología y exploración de tres cuencas del estrecho de Bass, Australia",
    year = "1967",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Tres cuencas principales del Mesozoico-Terciario se adyacen en alineación este-oeste a lo largo del tercio oriental de la costa sur de Australia, por una distancia de aproximadamente 700 millas. El área total abarcada por las tres cuencas es de aproximadamente 100.000 millas cuadradas e incluye parte de tres de los seis estados de Australia. Tres cuartos del área son plataforma continental submarina. La alineación general este-oeste de las cuencas resultó de una ruptura tafrogénica aguda a través de la tendencia orogénica paleozoica generalmente norte-sur de Australia oriental y Tasmania. Las fallas principales y muchas de las características de las cuencas tienden a tener tendencias noreste o noroeste, lo que sugiere que las tensiones rotacionales o transcurrentes estuvieron involucradas en la ruptura y subsidencia. La sedimentación comenzó al menos tan temprano como el Jurásico Superior. El Mesozoico es una serie detrítica clástica estuarina a marina, mal a bien clasificada. El Terciario es en gran parte marino y está más uniformemente desarrollado en todo. El tercio inferior del Terciario contiene extensas capas de arenisca costera generalmente muy porosas y permeables junto con algo de lutita y cantidades variables de carbón y capas carbonáceas. Las capas medias consisten principalmente de lutita. El tercio superior o más tiene una cantidad considerable de caliza y margas. Se reconocen varias discordancias. Aunque no todos los sedimentos portan fósiles marinos, los cuerpos de agua contenidos son salinos más allá de los límites del lavado de agua dulce bastante extenso en tierra firme. La cuenca de Gippsland o la cuenca oriental incluye aproximadamente 20.000 millas cuadradas. Al menos 10.000 pies de detríticos clásticos terrígenos del Jurásico Superior-Cretácico depositados rápidamente rellenan un valle central fallado y se superponen a las plataformas de la cuenca al norte y al sur; y aproximadamente 9.000 pies de arenisca, lutita, marga y caliza del Terciario de extensión más amplia constituyen el resto del relleno de la cuenca. La cuenca de Bass con umbral profundo separa el estado insular de Tasmania del continente. Ocupa un área de 35.000 millas cuadradas. La sección consiste en 12.000 pies o más de arenisca, lutita, marga y caliza, junto con algo de carbón, de edades Eoceno y anteriores. La deposición comenzó en la parte central de la cuenca, probablemente al menos tan temprano como el tiempo del Cretácico Superior, y continuó durante todo el Terciario. La deposición se superpuso progresivamente hacia todos los flancos. La cuenca occidental, o de Otway, incluye un área de aproximadamente 45.000 millas cuadradas. En esta cuenca, el Mesozoico consiste en arenisca, lutita, siltita y arcillita. La deposición comenzó durante la parte final del tiempo Jurásico y continuó, excepto por intervalos reconocibles de no deposición, hasta el Paleoceno. El espesor máximo excede los 15.000 pies. Un máximo de aproximadamente 8.000 pies de arenisca, lutita, marga y caliza del Terciario superpuestas completa el relleno de la cuenca. Ocurren trampas de petróleo potenciales de los siguientes tipos: pliegues tectónicos; estructuras de falla o de bloques fallados; cuerpos masivos y alargados de arenisca asociados con superposición transgresiva pronunciada, interfingering de lutita y drapeado de compactación; abutamiento de porosidad tanto por encima como por debajo de discordancias de bajo ángulo extensas; superposición discordante por sedimentos de sumidero de cuenca a través de altos de fondo amplio y contra y sobre escarpes de falla principales; narices estructurales; superposición progresiva extensa de flanco alrededor de una cuenca con umbral profundo por una sección de arenisca, lutita, marga y caliza; y estrangulamientos de porosidad. Desde mediados de la década de 1920, se han perforado 130 perforaciones exploratorias en tierra firme en los flancos de la cuenca extensamente lavados con agua dulce. Se registraron numerosos shows de petróleo y gas no comerciales. En 1965 y 1966, se perforaron cinco pozos exploratorios en alta mar, hasta la fecha de abril de 1966 de este documento. Tres de estos se ubicaron en cierres bien definidos en la cuenca de Gippsland y resultaron en importantes descubrimientos de gas húmedo y petróleo en reservorios de arenisca del Eoceno y Cretácico Superior. Antes de la cesión de cada una de las tres cuencas, sucesivamente de este a oeste, se realizaron 18.000 millas de levantamientos magnéticos aéreos y 5.320 millas de levantamientos sísmicos convencionales bajo la dirección y asistencia de los autores. Estudios y compilaciones integrales de la cuenca completaron las investigaciones preliminares. No incluidos en lo anterior son varios levantamientos geofísicos de una escala mucho menor por otras compañías y agencias gubernamentales. Tampoco incluidos son muchos cientos de millas de tiro adicional por el cesionario preparatorio a la perforación.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25c0cd-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25c0cd-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1997201393"
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El Basín de Gippsland en el sureste de Australia se encuentra principalmente bajo la plataforma continental entre el este de Victoria y Tasmania. Está lleno de sedimentos del Cretácico Inferior al Reciente y se ha convertido en una fuente principal de hidrocarburos para el mercado australiano. Cuarenta y dos pozos de exploración y paso, pozos adicionales de desarrollo y más de 7.000 millas de líneas sísmicas proporcionan un marco sobre el cual construir la historia geológica de la región. La estratigrafía temporal del basín se deriva del uso extensivo de asociaciones de esporas y polen en el Cretácico-Eoceno principalmente no marino y foraminíferos en el Oligoceno-Plioceno marino, en gran parte complementado por correlaciones sísmicas y, en menor medida, registros eléctricos. Se reconocen diez zonas de esporas y polen del Cretácico y cinco del Paleoceno-Eoceno, y catorce zonules de foraminíferos del Oligoceno-Plioceno. Solo las unidades litostratigráficas a gran escala, inicialmente reconocidas a lo largo del margen norte, terrestre del basín, son rastreables en alta mar. El Cretácico Inferior está representado por al menos 10.000 pies de arenisca gris no marina del Grupo Strzelecki. El Cretácico Superior-Eoceno, con un espesor acumulado de 15.000 pies, se denomina Grupo Latrobe y consiste principalmente en elásticos lacustres y fluviales. Los canales disecaron la parte superior del Grupo Latrobe durante el Eoceno y se llenaron de sedimentos reconocibles como secuencias distintas dentro del grupo y denominadas Formaciones Flounder y Turrum. Una fase marina destructiva durante el tiempo del Eoceno tardío dejó la Formación Gurnard glauconítica como el miembro más joven del Grupo. La inundación marina posterior del basión resultó en la deposición de hasta 1.500 pies de lutita calcárea referida a la Formación Lakes Entrance y hasta 5.000 pies de marl, calcarenita y piedra caliza del Caliza de Gippsland durante el Oligoceno y Mioceno. Hasta 1.000 pies de calcarenita, micrita y marl del Plioceno-Reciente completan la secuencia sedimentaria.

@article{doi101071aj70012,
    author = "James, E. A. y Evans, P. R.",
    title = "ESTRATIGRAFÍA DEL BASÍN OFFSHORE DE GIPPSLAND",
    year = "1971",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "El Basín de Gippsland en el sureste de Australia se encuentra principalmente bajo la plataforma continental entre el este de Victoria y Tasmania. Está lleno de sedimentos del Cretácico Inferior al Reciente y se ha convertido en una fuente principal de hidrocarburos para el mercado australiano. Cuarenta y dos pozos de exploración y paso, pozos adicionales de desarrollo y más de 7.000 millas de líneas sísmicas proporcionan un marco sobre el cual construir la historia geológica de la región. La estratigrafía temporal del basión se deriva del uso extensivo de asociaciones de esporas y polen en el Cretácico-Eoceno principalmente no marino y foraminíferos en el Oligoceno-Plioceno marino, en gran parte complementado por correlaciones sísmicas y, en menor medida, registros eléctricos. Se reconocen diez zonas de esporas y polen del Cretácico y cinco del Paleoceno-Eoceno, y catorce zonules de foraminíferos del Oligoceno-Plioceno. Solo las unidades litostratigráficas a gran escala, inicialmente reconocidas a lo largo del margen norte, terrestre del basión, son rastreables en alta mar. El Cretácico Inferior está representado por al menos 10.000 pies de arenisca gris no marina del Grupo Strzelecki. El Cretácico Superior-Eoceno, con un espesor acumulado de 15.000 pies, se denomina Grupo Latrobe y consiste principalmente en elásticos lacustres y fluviales. Los canales disecaron la parte superior del Grupo Latrobe durante el Eoceno y se llenaron de sedimentos reconocibles como secuencias distintas dentro del grupo y denominadas Formaciones Flounder y Turrum. Una fase marina destructiva durante el tiempo del Eoceno tardío dejó la Formación Gurnard glauconítica como el miembro más joven del Grupo. La inundación marina posterior del basión resultó en la deposición de hasta 1.500 pies de lutita calcárea referida a la Formación Lakes Entrance y hasta 5.000 pies de marl, calcarenita y piedra caliza del Caliza de Gippsland durante el Oligoceno y Mioceno. Hasta 1.000 pies de calcarenita, micrita y marl del Plioceno-Reciente completan la secuencia sedimentaria.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj70012",
    doi = "10.1071/aj70012",
    openalex = "W2746622122"
}

RESUMEN El propósito del estudio fue investigar las condiciones de formación y evolución de hidrocarburos durante el enterramiento y la diagénesis relacionada de los sedimentos. Se seleccionaron pizarras del Toarciense Temprano (Jurásico Temprano) en la cuenca de París porque todos los parámetros excepto la temperatura y la presión (ambas relacionadas con el enterramiento de los sedimentos) permanecen constantes: edad, naturaleza de los organismos fósiles y minerales arcillosos, y condiciones de deposición (que eran bastante homogéneas en la formación a lo largo del área estudiada). Las cantidades de los diferentes constituyentes orgánicos y algunas propiedades estructurales de las moléculas revelan una variación ordenada, dependiendo de la profundidad máxima de enterramiento. Al principio del enterramiento, la relación de transformación de la materia orgánica a hidrocarburos es baja y cambia poco hasta una profundidad de 1.500 m, donde la relación aumenta notablemente con el aumento de la profundidad. Un estudio detallado muestra que los hidrocarburos presentes a poca profundidad son heredados directamente de la materia viva original o resultan de una transformación temprana en el sedimento, sin cambiar la estructura general de la molécula (como las moléculas de tipos esteroide y triterpenoide). Cuando el enterramiento se vuelve lo suficientemente profundo, estas estructuras características se diluyen entre los hidrocarburos recién formados generados por la degradación térmica de la materia orgánica. La interpretación de las observaciones lleva a la conclusión de que el enterramiento (es decir, el aumento de la presión y especialmente de la temperatura) constituye el factor determinante en la evolución de la materia orgánica. El aumento de temperatura promueve la formación de compuestos petrolíferos, particularmente hidrocarburos, a expensas del querógeno. Se propone un esquema de reacción general, basado en hipótesis sobre la estructura del querógeno y en las relaciones observadas de los diversos compuestos orgánicos.

@article{doi101306819a3e2e16c511d78645000102c1865d,
    author = "Tissot, B. y Califet-Debyser, Y. y Deroo, G. y Oudin, J.L.",
    title = "Origen y Evolución de Hidrocarburos en Pizarras del Toarciense Temprano, Cuenca de París, Francia",
    year = "1971",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN El propósito del estudio fue investigar las condiciones de formación y evolución de hidrocarburos durante el enterramiento y la diagénesis relacionada de los sedimentos. Se seleccionaron pizarras del Toarciense Temprano (Jurásico Temprano) en la cuenca de París porque todos los parámetros excepto la temperatura y la presión (ambas relacionadas con el enterramiento de los sedimentos) permanecen constantes: edad, naturaleza de los organismos fósiles y minerales arcillosos, y condiciones de deposición (que eran bastante homogéneas en la formación a lo largo del área estudiada). Las cantidades de los diferentes constituyentes orgánicos y algunas propiedades estructurales de las moléculas revelan una variación ordenada, dependiendo de la profundidad máxima de enterramiento. Al principio del enterramiento, la relación de transformación de la materia orgánica a hidrocarburos es baja y cambia poco hasta una profundidad de 1.500 m, donde la relación aumenta notablemente con el aumento de la profundidad. Un estudio detallado muestra que los hidrocarburos presentes a poca profundidad son heredados directamente de la materia viva original o resultan de una transformación temprana en el sedimento, sin cambiar la estructura general de la molécula (como las moléculas de tipos esteroide y triterpenoide). Cuando el enterramiento se vuelve lo suficientemente profundo, estas estructuras características se diluyen entre los hidrocarburos recién formados generados por la degradación térmica de la materia orgánica. La interpretación de las observaciones lleva a la conclusión de que el enterramiento (es decir, el aumento de la presión y especialmente de la temperatura) constituye el factor determinante en la evolución de la materia orgánica. El aumento de temperatura promueve la formación de compuestos petrolíferos, particularmente hidrocarburos, a expensas del querógeno. Se propone un esquema de reacción general, basado en hipótesis sobre la estructura del querógeno y en las relaciones observadas de los diversos compuestos orgánicos.",
    url = "https://doi.org/10.1306/819a3e2e-16c5-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/819a3e2e-16c5-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2108200189"
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El Basín de Gippsland, en el sureste de Australia, es un basín de margen continental de tipo post-orogénico de edad Cretácico Superior-Cenozoico. La evolución del Basín de Gippsland puede rastrearse hasta el establecimiento del Basín de Strzelecki, o Basín ancestral de Gippsland, durante el Jurásico. La sedimentación del Basín de Gippsland comenzó en el Cretácico medio a tardío y se representa como un ciclo transgresivo-regresivo generalizado que consiste en el Grupo Latrobe Valley continental (Cretácico Superior al Eoceno o Mioceno), el Grupo Seaspray marino (Oligoceno al Plioceno o Reciente) y finalmente el Grupo Sale continental (Plioceno al Reciente). Los hidrocarburos de la provincia petrolífera de la Plataforma de Gippsland se generaron dentro del Grupo Latrobe Valley y están atrapados en areniscas fluvio-deltaicas porosas del Latrobe. En Lakes Entrance, sin embargo, el petróleo y el gas están presentes en una facies arenosa marginal de la Formación Lakes Entrance (Grupo Seaspray). El Basín de Strzelecki enterrado ha desempeñado un papel fundamental en el desarrollo y distribución de la zona de pliegues cenozoica en el norte del Basín de Gippsland. Las acumulaciones de hidrocarburos de la Plataforma de Gippsland se encuentran dentro de esta zona y son principalmente trampas estructurales. La aparente falta de acumulaciones estructurales en tierra firme en Gippsland se debe en gran medida a un episodio de levantamiento cratónico del Plioceno-Pleistoceno que estuvo acompañado por el inclinamiento de las estructuras hacia el basín y la entrada de agua meteórica. El campo no comercial de Lakes Entrance, ubicado en la flanco norte estable del basín, es una trampa estratigráfica y puede servir como guía para futuras exploraciones.

@article{hocking1972geologic,
    author = "Hocking, J. Barry",
    title = "EVOLUCIÓN GEOLÓGICA Y HÁBITAT DE HIDROCARBUROS DEL BASÍN DE GIPPSLAND",
    year = "1972",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "El Basín de Gippsland, en el sureste de Australia, es un basín de margen continental de tipo post-orogénico de edad Cretácico Superior-Cenozoico. La evolución del Basín de Gippsland puede rastrearse hasta el establecimiento del Basín de Strzelecki, o Basín ancestral de Gippsland, durante el Jurásico. La sedimentación del Basín de Gippsland comenzó en el Cretácico medio a tardío y se representa como un ciclo transgresivo-regresivo generalizado que consiste en el Grupo Latrobe Valley continental (Cretácico Superior al Eoceno o Mioceno), el Grupo Seaspray marino (Oligoceno al Plioceno o Reciente) y finalmente el Grupo Sale continental (Plioceno al Reciente). Los hidrocarburos de la provincia petrolífera de la Plataforma de Gippsland se generaron dentro del Grupo Latrobe Valley y están atrapados en areniscas fluvio-deltaicas porosas del Latrobe. En Lakes Entrance, sin embargo, el petróleo y el gas están presentes en una facies arenosa marginal de la Formación Lakes Entrance (Grupo Seaspray). El Basín de Strzelecki enterrado ha desempeñado un papel fundamental en el desarrollo y distribución de la zona de pliegues cenozoica en el norte del Basín de Gippsland. Las acumulaciones de hidrocarburos de la Plataforma de Gippsland se encuentran dentro de esta zona y son principalmente trampas estructurales. La aparente falta de acumulaciones estructurales en tierra firme en Gippsland se debe en gran medida a un episodio de levantamiento cratónico del Plioceno-Pleistoceno que estuvo acompañado por el inclinamiento de las estructuras hacia el basín y la entrada de agua meteórica. El campo no comercial de Lakes Entrance, ubicado en la flanco norte estable del basín, es una trampa estratigráfica y puede servir como guía para futuras exploraciones.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj71022",
    doi = "10.1071/aj71022",
    number = "1",
    openalex = "W2748450619",
    pages = "132-137",
    volume = "12"
}

Es importante que los geólogos de exploración petrolífera conozcan los límites de profundidad críticos donde el petróleo se genera a partir de la materia orgánica original en los sedimentos y donde el petróleo cambia a gas natural. La materia orgánica es muy sensible a la temperatura. La temperatura máxima experimentada está relacionada con su profundidad de enterramiento. CSIRO ha utilizado la composición y las propiedades físicas de varios tipos de materia orgánica en rocas arcillosas como indicadores del grado de diagénesis causado por esta alteración térmica. La reflectancia de la vitrinita en los carbones asociados se utiliza como estándar primario, y el contenido de carbono de dichos carbones como parámetro secundario para distinguir varios etapas de generación de petróleo y gas. Las curvas de profundidad-reflectancia son útiles 1., para estimar los gradientes paleogeotérmicos, 2., para determinar el grado de diagénesis a una profundidad particular y también 3., para estimar el grosor aproximado de los sedimentos posteriormente perdidos después de la deposición. El potencial petrolífero de algunas cuencas sedimentarias australianas se revisa a la luz de este conocimiento. En el área de la Plataforma Noroeste y en las cuencas de Capricorn y Otway, la zona de generación de petróleo es más profunda que en las cuencas de Cooper, Galilee y Surat. En las cuencas de Bowen y Sydney y varias otras cuencas pequeñas a lo largo de la costa este de Australia, esta zona es muy superficial, y en algunas áreas la zona de generación de petróleo se ha perdido completamente por erosión. Las áreas más prometedoras para campos petrolíferos son aquellas donde ha habido poca erosión de sedimentos posterior a la deposición y diagénesis, siempre que estén presentes todos los demás factores geológicos para la acumulación de hidrocarburos.

@article{doi101071aj72011,
    author = "Shibaoka, Michio y Bennett, Alan J. y Gould, Kathleen",
    title = "DIAGÉNESIS DE MATERIA ORGÁNICA Y OCURRENCIA DE HIDROCARBUROS EN ALGUNAS CUEVAS SEDIMENTARIAS AUSTRALIANAS",
    year = "1973",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "Es importante que los geólogos de exploración petrolífera conozcan los límites de profundidad críticos donde el petróleo se genera a partir de la materia orgánica original en los sedimentos y donde el petróleo cambia a gas natural. La materia orgánica es muy sensible a la temperatura. La temperatura máxima experimentada está relacionada con su profundidad de enterramiento. CSIRO ha utilizado la composición y las propiedades físicas de varios tipos de materia orgánica en rocas arcillosas como indicadores del grado de diagénesis causado por esta alteración térmica. La reflectancia de la vitrinita en los carbones asociados se utiliza como estándar primario, y el contenido de carbono de dichos carbones como parámetro secundario para distinguir varios etapas de generación de petróleo y gas. Las curvas de profundidad-reflectancia son útiles 1., para estimar los gradientes paleogeotérmicos, 2., para determinar el grado de diagénesis a una profundidad particular y también 3., para estimar el grosor aproximado de los sedimentos posteriormente perdidos después de la deposición. El potencial petrolífero de algunas cuencas sedimentarias australianas se revisa a la luz de este conocimiento. En el área de la Plataforma Noroeste y en las cuencas de Capricorn y Otway, la zona de generación de petróleo es más profunda que en las cuencas de Cooper, Galilee y Surat. En las cuencas de Bowen y Sydney y varias otras cuencas pequeñas a lo largo de la costa este de Australia, esta zona es muy superficial, y en algunas áreas la zona de generación de petróleo se ha perdido completamente por erosión. Las áreas más prometedoras para campos petrolíferos son aquellas donde ha habido poca erosión de sedimentos posterior a la deposición y diagénesis, siempre que estén presentes todos los demás factores geológicos para la acumulación de hidrocarburos.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj72011",
    doi = "10.1071/aj72011",
    openalex = "W2748659034"
}

La cuenca de Gippsland, con sus recursos de petróleo y gas, proporciona un excelente área para la investigación geoquímica orgánica y petrológica sobre la generación, migración y alteración de hidrocarburos. Las rocas fuente principales para los depósitos de petróleo y gas conocidos parecen estar a profundidades mayores que las alcanzadas por cualquiera de los pozos de exploración. El tipo de material orgánico originalmente presente en las rocas ahora a profundidades mayores de 4.000 m (y ahora a temperaturas mayores de 130°C) es desconocido, pero, al menos dentro del Grupo Latrobe, parece haber tenido un alto contenido de exinita similar al observado en la parte superior del grupo. A tales temperaturas, la craqueo térmico de la exinita produciría una cantidad considerable de petróleo, mientras que los productos procedentes de la vitrinita serían principalmente gas y residuo sólido. Seguiría la migración hacia los yacimientos por debajo de la discordancia en la parte superior del Grupo Latrobe. Tanto la generación como la migración se cree que están ocurriendo en la actualidad, ya que el material carbonoso inmaduro está siendo expuesto a temperaturas más altas por un enterramiento más profundo. El análisis cromatográfico de los petróleos crudos de Gippsland sugiere que los petróleos proceden de materia orgánica sólida derivada de algas y plantas terrestres, estas últimas contribuyendo al alto contenido de cera. La generación de gas en la cuenca de Cooper proporciona una comparación interesante con la cuenca de Gippsland en relación con el tipo de material orgánico y la historia geotérmica.

@article{shibaoka1978hydrocarbon,
    author = "Shibaoka, M. y Saxby, J. D. y Taylor, G. H.",
    title = "Generación de hidrocarburos en la Cuenca de Gippsland, Australia—Comparación con la Cuenca de Cooper, Australia",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "La cuenca de Gippsland, con sus recursos de petróleo y gas, proporciona un excelente área para la investigación geoquímica orgánica y petrológica sobre la generación, migración y alteración de hidrocarburos. Las rocas fuente principales para los depósitos de petróleo y gas conocidos parecen estar a profundidades mayores que las alcanzadas por cualquiera de los pozos de exploración. El tipo de material orgánico originalmente presente en las rocas ahora a profundidades mayores de 4.000 m (y ahora a temperaturas mayores de 130°C) es desconocido, pero, al menos dentro del Grupo Latrobe, parece haber tenido un alto contenido de exinita similar al observado en la parte superior del grupo. A tales temperaturas, la craqueo térmico de la exinita produciría una cantidad considerable de petróleo, mientras que los productos procedentes de la vitrinita serían principalmente gas y residuo sólido. Seguiría la migración hacia los yacimientos por debajo de la discordancia en la parte superior del Grupo Latrobe. Tanto la generación como la migración se cree que están ocurriendo en la actualidad, ya que el material carbonoso inmaduro está siendo expuesto a temperaturas más altas por un enterramiento más profundo. El análisis cromatográfico de los petróleos crudos de Gippsland sugiere que los petróleos proceden de materia orgánica sólida derivada de algas y plantas terrestres, estas últimas contribuyendo al alto contenido de cera. La generación de gas en la cuenca de Cooper proporciona una comparación interesante con la cuenca de Gippsland en relación con el tipo de material orgánico y la historia geotérmica.",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea4fc7-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea4fc7-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    number = "7",
    openalex = "W2120810739",
    pages = "1151-1158",
    volume = "62",
    references = "doi1010160016703769900404, doi1010160016703776900326, doi101071aj69007, doi101071aj70012, doi101071aj72011, doi10130683d91f5116c711d78645000102c1865d"
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@techreport{shibaoka1978hydrocarbon1,
    author = "Shibaoka, M. y Saxby, J. D. y Taylor, G. H",
    title = "Generación de hidrocarburos en la cuenca de Gippsland, Australia--Comparación con la cuenca de Cooper, Australia",
    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., y Taylor, G. H., 1978, Generación de hidrocarburos en la cuenca de Gippsland, Australia--Comparación con la cuenca de Cooper, Australia: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 62, no. 7, p. 1151-1158.}"
}

RESUMEN Se ha encontrado petróleo en cuencas fronterizas canadienses en reservorios que han experimentado bajos niveles de alteración térmica (reflectancia de vitrinita ≤ 0,6%Ro). Se han utilizado índices de parafinas, contenidos de isótopos estables de carbono e hidrógeno, ratios de pristano a nC17 y marcadores biológicos diterpenoides para evaluar el nivel de madurez de los hidrocarburos en el reservorio independientemente del nivel de madurez del reservorio mismo y de las unidades de lutita circundantes. En el Terciario de la cuenca de Beaufort-Mackenzie, los aceites nafténicos y los condensados se han generado a partir de materia orgánica de origen terrestre en rocas fuente adyacentes al reservorio a niveles de reflectancia de 0,4 a 0,6%R0. Sin embargo, los condensados descubiertos en reservorios que son térmicamente inmaduros en la plataforma de Labrador han experimentado una migración vertical extensa y pueden clasificarse como condensados maduros convencionales a sobremaduros. Los hidrocarburos descubiertos en el Cretácico Inferior de la cuenca de Beaufort-Mackenzie y también los de la plataforma de Scotian están más o menos en su lugar, ya que se encuentran a un nivel de alteración térmica aproximadamente equivalente al de los reservorios en los que están atrapados. La fuente de los primeros aceites y condensados se considera que es resinita que ocurre dispersa en fragmentos de carbón. La proporción de resinita, liptinita y vitrinita en la materia orgánica de las rocas fuente terrestres controla fuertemente tanto el nivel de alteración térmica necesario para que la sección funcione como una roca fuente efectiva como el producto final (gas, aceite o condensado) que se generará.

@article{doi10130603b5a31316d111d78645000102c1865d,
    author = "Snowdon, L R y Powell, T. G.",
    title = "Aceite inmaduro y condensado—Modificación del modelo de generación de hidrocarburos para materia orgánica terrestre",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Se ha encontrado petróleo en cuencas fronterizas canadienses en reservorios que han experimentado bajos niveles de alteración térmica (reflectancia de vitrinita ≤ 0,6\%Ro). Se han utilizado índices de parafinas, contenidos de isótopos estables de carbono e hidrógeno, ratios de pristano a nC17 y marcadores biológicos diterpenoides para evaluar el nivel de madurez de los hidrocarburos en el reservorio independientemente del nivel de madurez del reservorio mismo y de las unidades de lutita circundantes. En el Terciario de la cuenca de Beaufort-Mackenzie, los aceites nafténicos y los condensados se han generado a partir de materia orgánica de origen terrestre en rocas fuente adyacentes al reservorio a niveles de reflectancia de 0,4 a 0,6\%R0. Sin embargo, los condensados descubiertos en reservorios que son térmicamente inmaduros en la plataforma de Labrador han experimentado una migración vertical extensa y pueden clasificarse como condensados maduros convencionales a sobremaduros. Los hidrocarburos descubiertos en el Cretácico Inferior de la cuenca de Beaufort-Mackenzie y también los de la plataforma de Scotian están más o menos en su lugar, ya que se encuentran a un nivel de alteración térmica aproximadamente equivalente al de los reservorios en los que están atrapados. La fuente de los primeros aceites y condensados se considera que es resinita que ocurre dispersa en fragmentos de carbón. La proporción de resinita, liptinita y vitrinita en la materia orgánica de las rocas fuente terrestres controla fuertemente tanto el nivel de alteración térmica necesario para que la sección funcione como una roca fuente efectiva como el producto final (gas, aceite o condensado) que se generará.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a313-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a313-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2149556370",
    references = "doi101071aj72011"
}

RESUMEN La distribución natural de los isótopos del carbono entre los componentes del gas de hidrocarburos se utiliza para (1) determinar la madurez de un gas, (2) correlacionar un gas reservado con su fuente, (3) correlacionar un gas reservado con otro, y (4) reconocer mezclas de gases. Las separaciones calculadas de isótopos de carbono entre los componentes de alcanos normales de un gas natural se han relacionado con la madurez de la roca fuente mediante el uso de un único diagrama continuo, independiente del tipo de fuente. Datos reales de una amplia variedad de contextos geológicos y edades geológicas confirman esta relación y demuestran su aplicabilidad a los Niveles de Metamorfismo Orgánico de la roca fuente que van desde 8 hasta 13, cubriendo todo el rango de generación de petróleo y gas húmedo. A mayores madurez, los componentes de gas húmedo se encuentran que sufren degradación térmica, perdiendo su utilidad para la correlación. Tres ejemplos que muestran gas autóctono (oeste de Texas), gas alogénico (cuenca de Gippsland, Australia) y mezclas de gas de múltiples fuentes (sureste de Alberta) ilustran aplicaciones de exploración.

@article{doi10130603b5b72216d111d78645000102c1865d,
    author = "James, A. T.",
    title = "Correlación de gas natural mediante el uso de la distribución isotópica del carbono entre componentes de hidrocarburos",
    year = "1983",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN La distribución natural de los isótopos del carbono entre los componentes del gas de hidrocarburos se utiliza para (1) determinar la madurez de un gas, (2) correlacionar un gas reservado con su fuente, (3) correlacionar un gas reservado con otro, y (4) reconocer mezclas de gases. Las separaciones calculadas de isótopos de carbono entre los componentes de alcanos normales de un gas natural se han relacionado con la madurez de la roca fuente mediante el uso de un único diagrama continuo, independiente del tipo de fuente. Datos reales de una amplia variedad de contextos geológicos y edades geológicas confirman esta relación y demuestran su aplicabilidad a los Niveles de Metamorfismo Orgánico de la roca fuente que van desde 8 hasta 13, cubriendo todo el rango de generación de petróleo y gas húmedo. A mayores madurez, los componentes de gas húmedo se encuentran que sufren degradación térmica, perdiendo su utilidad para la correlación. Tres ejemplos que muestran gas autóctono (oeste de Texas), gas alogénico (cuenca de Gippsland, Australia) y mezclas de gas de múltiples fuentes (sureste de Alberta) ilustran aplicaciones de exploración.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5b722-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5b722-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2045730984",
    references = "doi1010160009254177900419, doi1010160016703780901556, doi101038293289a0, doi101039jr9470000562, doi10106311746492, doi101146annurevea05050177000433, doi1013062f91976516ce11d78645000102c1865d, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi10130683d91f0616c711d78645000102c1865d, openalexw1558677347, shibaoka1978hydrocarbon"
}

La Cuenca Cooper es una cuenca intracratónica compleja que contiene una sucesión Pérmico-Triásico que está discordantemente cubierta por sedimentos Jurásico-Cretácicos de la Cuenca Eromanga. Abundantes rocas fuente ricas en inertinita en la secuencia de medidas de carbón Pérmico han originado aproximadamente 3 TCF de gas recuperable y 300 millones de barriles de líquidos de gas natural y petróleo recuperables encontrados hasta la fecha en areniscas Pérmicas. Rocas fuente húmicas localmente desarrolladas ricas en vitrinita y exinita en la sección Jurásico a Cretácico Inferior han, junto con las rocas fuente Pérmicas, contribuido a un adicional de 60 millones de barriles de petróleo recuperable encontrado en areniscas Jurásico-Cretácicas fluviales. Las tendencias de madurez varían a través de la cuenca en respuesta a una historia térmica compleja, resultando en un gradiente geotérmico actual que varía de 3.0°C/100 m a 6.0°C/100 m. Las rocas fuente Pérmicas son generalmente maduras a postmaduras para la generación de petróleo, y existen cocinas propensas a petróleo/condensado y propensas a gas seco en depresiones sedimentarias separadas. Las rocas fuente Jurásicas generalmente varían de inmaduras a maduras, pero son postmaduras en la Depresión Central Nappamerri. La Depresión Nappamerri se considera que fue la cocina de petróleo Jurásica más prolífica debido al carácter maduro de los crudos encontrados en los yacimientos Jurásicos alrededor de sus flancos. Fuera de la Depresión Nappamerri Central, los estudios de modelado de madurez muestran que la mayor parte de la generación de hidrocarburos siguió un rápido hundimiento durante el Cenomaniano. La mayoría de las estructuras Pérmicas sincrónicas están favorablemente ubicadas en tiempo y espacio para recibir esta carga de hidrocarburos. Las estructuras formadas tarde (Terciario Medio-Tarde) están menos favorablemente situadas y raramente se llenan hasta el punto de desbordamiento. Los altos contenidos de CO2 del gas Pérmico (hasta el 50 por ciento) pueden estar relacionados con la maduración de las rocas fuente húmicas Pérmicas y la degradación térmica de los crudos Pérmicos. Sin embargo, el alto δ13C del CO2 (prom. −6.9 por ciento) sugiere alguna mezcla con CO2 derivado de la descomposición térmica de carbonatos tanto dentro de la secuencia prospectiva como del basamento económico.

@article{kantsler1983hydrocarbon,
    author = "Kantsler, A. J. and Prudence, T. J. C. and Cook, A. C. and Zwigulis, M.",
    title = "HABITAT DE HIDROCARBUROS EN LA CUENCA COOPER/EROMANGA, AUSTRALIA",
    year = "1983",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "La Cuenca Cooper es una cuenca intracratónica compleja que contiene una sucesión Pérmico-Triásico que está discordantemente cubierta por sedimentos Jurásico-Cretácicos de la Cuenca Eromanga. Abundantes rocas fuente ricas en inertinita en la secuencia de medidas de carbón Pérmico han originado aproximadamente 3 TCF de gas recuperable y 300 millones de barriles de líquidos de gas natural y petróleo recuperables encontrados hasta la fecha en areniscas Pérmicas. Rocas fuente húmicas localmente desarrolladas ricas en vitrinita y exinita en la sección Jurásico a Cretácico Inferior han, junto con las rocas fuente Pérmicas, contribuido a un adicional de 60 millones de barriles de petróleo recuperable encontrado en areniscas Jurásico-Cretácicas fluviales. Las tendencias de madurez varían a través de la cuenca en respuesta a una historia térmica compleja, resultando en un gradiente geotérmico actual que varía de 3.0°C/100 m a 6.0°C/100 m. Las rocas fuente Pérmicas son generalmente maduras a postmaduras para la generación de petróleo, y existen cocinas propensas a petróleo/condensado y propensas a gas seco en depresiones sedimentarias separadas. Las rocas fuente Jurásicas generalmente varían de inmaduras a maduras, pero son postmaduras en la Depresión Central Nappamerri. La Depresión Nappamerri se considera que fue la cocina de petróleo Jurásica más prolífica debido al carácter maduro de los crudos encontrados en los yacimientos Jurásicos alrededor de sus flancos. Fuera de la Depresión Nappamerri Central, los estudios de modelado de madurez muestran que la mayor parte de la generación de hidrocarburos siguió un rápido hundimiento durante el Cenomaniano. La mayoría de las estructuras Pérmicas sincrónicas están favorablemente ubicadas en tiempo y espacio para recibir esta carga de hidrocarburos. Las estructuras formadas tarde (Terciario Medio-Tarde) están menos favorablemente situadas y raramente se llenan hasta el punto de desbordamiento. Los altos contenidos de CO2 del gas Pérmico (hasta el 50 por ciento) pueden estar relacionados con la maduración de las rocas fuente húmicas Pérmicas y la degradación térmica de los crudos Pérmicos. Sin embargo, el alto δ13C del CO2 (prom. −6.9 por ciento) sugiere alguna mezcla con CO2 derivado de la descomposición térmica de carbonatos tanto dentro de la secuencia prospectiva como del basamento económico.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj82008",
    doi = "10.1071/aj82008",
    number = "1",
    openalex = "W4238310343",
    pages = "75-92",
    volume = "23"
}

@incollection{kantsler1984hydrocarbon,
    author = "Kantsler, A.J. y Prudence, T.J.C. y Cook, A. C. y Zwigulis, M.",
    title = "Hábitat de hidrocarburos de la cuenca Cooper/Eromanga, Australia",
    year = "1984",
    booktitle = "Geoquímica del petróleo y evaluación de cuencas",
    url = "https://doi.org/10.1306/m35439c21",
    doi = "10.1306/m35439c21",
    openalex = "W1549239232"
}

RESUMEN Contrario a la creencia convencional de que el carbón húmico genera principalmente gas, se ha descubierto 3 mil millones de barriles de petróleo recuperable en la sucesión carbónica húmica del Grupo Latrobe fluviodeltáico (Cretácico Superior-Terciario) que sirve tanto como reservorio como fuente de hidrocarburos en el mar adyacente del mar de Gippsland, en el sureste de Australia. La evidencia para la generación de hidrocarburos líquidos a partir de la sucesión carbónica incluye: (1) similitud en la distribución de n-alcános en el petróleo y en los extractos de carbón; (2) alto contenido de cera en el petróleo (hasta 27% en peso); (3) alta relación de pristano/fitano en el petróleo (5-6); y (4) predominio de estanoles C29 en el petróleo. En el mar de Gippsland, bosques de coníferas dominados por vegetación de kauri florecieron en un entorno de turbera elevada. El clima templado actual y la vegetación de kauri de Nueva Zelanda se consideran el análogo moderno del mar de Gippsland. La vegetación de coníferas proporcionó grandes cantidades de macerales exinita ricos en hidrógeno, como cutinita y resinita, con potencial para generar petróleo. Las condiciones de alta precipitación, nivel elevado de agua subterránea, bajo oxígeno, alta acidez y bajo nutrientes de un entorno de turbera elevada fueron adecuadas para preservar la materia orgánica. Una comparación de cromatogramas de gases de petróleos en el mar de Gippsland con cromatogramas de gases de petróleos generados por pirólisis húmeda en el laboratorio a partir de rocas fuente inmaduras sugiere que la fracción parafínica del petróleo se derivó del carbón, y la fracción nafténica se derivó principalmente de la resina.

@article{doi101306ad462bc316f711d78645000102c1865d,
    author = "Shanmugam, G.",
    title = "Significance of Coniferous Rain Forests and Related Organic Matter in Generating Commercial Quantities of Oil, Gippsland Basin, Australia1",
    year = "1985",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Contrario a la creencia convencional de que el carbón húmico genera principalmente gas, se ha descubierto 3 mil millones de barriles de petróleo recuperable en la sucesión carbónica húmica del Grupo Latrobe fluviodeltáico (Cretácico Superior-Terciario) que sirve tanto como reservorio como fuente de hidrocarburos en el mar adyacente del mar de Gippsland, en el sureste de Australia. La evidencia para la generación de hidrocarburos líquidos a partir de la sucesión carbónica incluye: (1) similitud en la distribución de n-alcános en el petróleo y en los extractos de carbón; (2) alto contenido de cera en el petróleo (hasta 27% en peso); (3) alta relación de pristano/fitano en el petróleo (5-6); y (4) predominio de estanoles C29 en el petróleo. En el mar de Gippsland, bosques de coníferas dominados por vegetación de kauri florecieron en un entorno de turbera elevada. El clima templado actual y la vegetación de kauri de Nueva Zelanda se consideran el análogo moderno del mar de Gippsland. La vegetación de coníferas proporcionó grandes cantidades de macerales exinita ricos en hidrógeno, como cutinita y resinita, con potencial para generar petróleo. Las condiciones de alta precipitación, nivel elevado de agua subterránea, bajo oxígeno, alta acidez y bajo nutrientes de un entorno de turbera elevada fueron adecuadas para preservar la materia orgánica. Una comparación de cromatogramas de gases de petróleos en el mar de Gippsland con cromatogramas de gases de petróleos generados por pirólisis húmeda en el laboratorio a partir de rocas fuente inmaduras sugiere que la fracción parafínica del petróleo se derivó del carbón, y la fracción nafténica se derivó principalmente de la resina.",
    url = "https://doi.org/10.1306/ad462bc3-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/ad462bc3-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2021207480",
    references = "doi1010160016703769900404, doi1010160016703779902576, doi1010160031018282900840, doi1010160031018284900373, doi101071aj70012, doi101126science2034383897, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi10130683d91f5116c711d78645000102c1865d, doi1023072257999, doi102973dsdpproc291171975, doi104319lo19671210079, hocking1972geologic, openalexw1558677347, openalexw296468733, openalexw364087571, shibaoka1978hydrocarbon"
}

@article{jbwillcox1990deep,
    author = "J. B. Willcox, J. B. Colwell, P. E.",
    title = "Estructura profunda del cuenco de Gippsland, Australia: Implicaciones para la exploración de hidrocarburos: RESUMEN",
    year = "1990",
    journal = "Boletín AAPG",
    url = "https://doi.org/10.1306/44b4c04e-170a-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/44b4c04e-170a-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2328694126",
    volume = "74"
}

PART 1: LOS FUNDAMENTOS DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS:. Capítulo 1 Cuencas en su entorno de tectónica de placas. Resumen. 1.1 Zonación composicional de la Tierra. 1.2 Zonación reológica de la Tierra. 1.3 Movimiento de placas. 1.4 Esquemas de clasificación de cuencas sedimentarias. Capítulo 2 El estado físico de la litosfera. Resumen. 2.1 Esfuerzo y deformación. 2.2 Flujo de calor: conducción y convección. 2.3 Gravedad e isostasia. 2.4 Reología de las rocas. PART 2: LA MECÁNICA DE LA FORMACIÓN DE CUENCAS SEDIMENTARIAS:. Capítulo 3 Cuencas debidas al estiramiento de la litosfera. Resumen. 3.1 Introducción a las grietas, grietas fallidas y márgenes continentales pasivos. 3.2 Observaciones geológicas y geofísicas en regiones de extensión continental. 3.3 Introducción a los modelos de extensión continental. 3.4 Estiramiento uniforme de la litosfera continental. 3.5 Modificaciones al modelo de estiramiento uniforme. 3.6 Un enfoque dinámico de la extensión litosférica. 3.7 Plumas del manto y actividad ígnea asociada a la extensión continental. 3.8 Estimación del factor de estiramiento y la historia de la tasa de deformación. Capítulo 4 Cuencas debidas a la flexión. Resumen. 4.1 Observaciones básicas en regiones de flexión litosférica. 4.2 Flexión de la litosfera: geometría de la deflexión. 4.3 Rigidez flexural de la litosfera oceánica y continental. 4.4 Empuje litosférico. 4.5 La dinámica de los cuñas orogénicas. 4.6 La modelización de las cuencas de foreland. Capítulo 5 Efectos de la dinámica del manto. Resumen. 5.1 Fundamentos y observaciones. 5.2 Topografía dinámica. Capítulo 6 Cuencas asociadas a la deformación de deslizamiento lateral. Resumen. 6.1 Visión general. 6.2 El patrón estructural de los sistemas de fallas de deslizamiento lateral. 6.3 Cuencas en zonas de deslizamiento lateral. PART 3 EL RELLENO DE CUENCAS SEDIMENTARIAS:. Capítulo 7 El sistema de transporte de sedimentos. Resumen. 7.1 Introducción. 7.2 Meteorización. 7.3 Rendimientos de sedimento terrestre y solutos. 7.4 Mediciones de tasas de erosión. 7.5 El funcionamiento de los sistemas de transporte de sedimentos. Capítulo 8 Estratigrafía de cuencas. Resumen. 8.1 Una introducción a la estratigrafía de procesos. 8.2 Ciclos estratigráficos: definición y reconocimiento. 8.3 Mecanismos impulsores de los patrones estratigráficos. 8.4 Simulación numérica de la estratigrafía. 8.5 Sistemas de deposición. 8.6 Relación del estilo de deposición con el entorno de la cuenca. Capítulo 9 Subsistencia e historia térmica. Resumen. 9.1 Introducción al 'análisis de geohistoria'. 9.2 Pérdida de porosidad durante la subsistencia de la cuenca. 9.3 Historia de subsistencia y backstripping. 9.4 Introducción a la historia térmica. 9.5 Teoría: la ecuación de Arrhenius y los índices de maduración. 9.6 Factores que influyen en las temperaturas y paleotemperaturas en las cuencas sedimentarias. 9.7 Mediciones de madurez térmica en cuencas sedimentarias. 9.8 Aplicación de mediciones de madurez térmica. 9.9 Firmas geotérmicas y paleogeotérmicas de los tipos de cuenca. PART 4 APLICACIÓN A LA EVALUACIÓN DE JUEGOS PETROLÍFEROS:. Capítulo 10 El juego petrolífero. Resumen. 10.1 Del análisis de cuencas al concepto de juego. 10.2 El sistema petrolífero y el concepto de juego. 10.3 El sistema de carga petrolífera. 10.4 El reservorio. 10.5 El sello regional. 10.6 El trampa. Referencias. Índice

@book{openalexw1980909228,
    author = "Allen, Philip A. and Allen, J.R.L.",
    title = "Análisis de cuencas: Principios y aplicaciones",
    year = "1990",
    abstract = "PARTE 1: LOS FUNDAMENTOS DE LAS CUENCAS SEDIMENTARIAS:. Capítulo 1 Cuencas en su entorno tectónico de placas. Resumen. 1.1 Zonación composicional de la Tierra. 1.2 Zonación reológica de la Tierra. 1.3 Movimiento de placas. 1.4 Esquemas de clasificación de cuencas sedimentarias. Capítulo 2 El estado físico de la litosfera. Resumen. 2.1 Esfuerzo y deformación. 2.2 Flujo de calor: conducción y convección. 2.3 Gravedad e isostasia. 2.4 Reología de las rocas. PARTE 2: LA MECÁNICA DE LA FORMACIÓN DE CUENCAS SEDIMENTARIAS:. Capítulo 3 Cuencas debidas al estiramiento litosférico. Resumen. 3.1 Introducción a las grietas, grietas fallidas y márgenes continentales pasivos. 3.2 Observaciones geológicas y geofísicas en regiones de extensión continental. 3.3 Introducción a los modelos de extensión continental. 3.4 Estiramiento uniforme de la litosfera continental. 3.5 Modificaciones al modelo de estiramiento uniforme. 3.6 Un enfoque dinámico de la extensión litosférica. 3.7 Plumas del manto y actividad ígnea asociadas a la extensión continental. 3.8 Estimación del factor de estiramiento y la historia de la tasa de deformación. Capítulo 4 Cuencas debidas a la flexión. Resumen. 4.1 Observaciones básicas en regiones de flexión litosférica. 4.2 Flexión de la litosfera: geometría de la deflexión. 4.3 Rigidez flexural de la litosfera oceánica y continental. 4.4 Inestabilidad por pandeo de la litosfera. 4.5 La dinámica de los cuñas orogénicas. 4.6 La modelización de las cuencas de foreland. Capítulo 5 Efectos de la dinámica del manto. Resumen. 5.1 Fundamentos y observaciones. 5.2 Topografía dinámica. Capítulo 6 Cuencas asociadas a la deformación por deslizamiento lateral. Resumen. 6.1 Visión general. 6.2 El patrón estructural de los sistemas de fallas de deslizamiento lateral. 6.3 Cuencas en zonas de deslizamiento lateral. PARTE 3 EL RELLENO DE LA CUENCA SEDIMENTARIA:. Capítulo 7 El sistema de transporte de sedimentos. Resumen. 7.1 Introducción. 7.2 Meteorización. 7.3 Rendimientos de sedimentos terrestres y solutos. 7.4 Mediciones de tasas de erosión. 7.5 El funcionamiento de los sistemas de transporte de sedimentos. Capítulo 8 Estratigrafía de cuencas. Resumen. 8.1 Un manual sobre la estratigrafía de procesos. 8.2 Ciclos estratigráficos: definición y reconocimiento. 8.3 Mecanismos impulsores de los patrones estratigráficos. 8.4 Simulación numérica de la estratigrafía. 8.5 Sistemas de deposición. 8.6 Relación del estilo de deposición con el entorno de la cuenca. Capítulo 9 Hundimiento e historia térmica. Resumen. 9.1 Introducción al 'análisis de geohistoria'. 9.2 Pérdida de porosidad durante el hundimiento de la cuenca. 9.3 Historia de hundimiento y backstripping. 9.4 Introducción a la historia térmica. 9.5 Teoría: la ecuación de Arrhenius y los índices de maduración. 9.6 Factores que influyen en las temperaturas y paleotemperaturas en las cuencas sedimentarias. 9.7 Mediciones de madurez térmica en cuencas sedimentarias. 9.8 Aplicación de mediciones de madurez térmica. 9.9 Firmas geotérmicas y paleogeotérmicas de los tipos de cuenca. PARTE 4 APLICACIÓN A LA EVALUACIÓN DE JUEGOS PETROLÍFEROS:. Capítulo 10 El juego petrolífero. Resumen. 10.1 Del análisis de cuencas al concepto de juego. 10.2 El sistema petrolífero y el concepto de juego. 10.3 El sistema de carga petrolífera. 10.4 El reservorio. 10.5 El sello regional. 10.6 El trampa. Referencias. Índice",
    openalex = "W1980909228"
}

@incollection{crossref1991evaporite,
    title = "Análisis de cuencas evaporíticas",
    year = "1991",
    booktitle = "Depósitos minerales sedimentarios y diagénéticos",
    url = "https://doi.org/10.5382/rev.05.12",
    doi = "10.5382/rev.05.12",
    pages = "159-169"
}

La geoquímica de biomarcadores, la modelización de maduración y el análisis de trayectorias de migración se han utilizado en un nuevo análisis integrado de la cuenca de Gippsland. El análisis ha dado como resultado el desarrollo de un modelo predictivo para la carga de hidrocarburos y la división entre petróleo y gas. El estudio se llevó a cabo en 4 partes: geoquímica analítica, mapeo de distribución de fuentes, modelización de maduración y análisis de trayectorias de migración. Nuevos estudios geoquímicos de biomarcadores confirman un origen no marino para los petróleos, pero sitúan la generación máxima de petróleo en la parte superior de la ventana de petróleo tradicional. El gas en la cuenca se deriva principalmente de rocas fuente sobremaduras. Se reconoció que los carbones contribuyen significativamente a la generación de petróleo. El espesor y la distribución de la roca fuente para toda la cuenca se mapearon utilizando técnicas analíticas más análisis de registros de cable, acoplados con mapeo estructural sísmico y análisis de facies. Las rocas fuente más propensas a generar petróleo se encontraron ubicadas en el entorno de depósito de la llanura costera baja. Fueron necesarias extrapolaciones para rocas más antiguas, utilizando modelos estratigráficos. Se llevó a cabo la modelización de maduración de pozos seleccionados y sinclinales y se construyó un modelo general de la cuenca. También se derivaron los rendimientos posteriores a la estructuración de petróleo y gas. Un resultado clave fue la falta de generación de gas sobremadura posterior a la estructuración en la parte sureste de la cuenca propensa a petróleo, debido a las altas temperaturas paleo asociadas con el rift temprano. El análisis de las trayectorias de migración actuales y paleo dio una excelente coincidencia entre las proporciones predictivas de petróleo versus gas y los descubrimientos, tanto geográficamente como estratigráficamente. La herramienta ahora se está utilizando en un modo predictivo para la prospección de alta calidad de la cuenca.

@article{moore1992integrated,
    author = "Moore, P. S. y Burns, B. J. y Emmett, J. K. y Guthrie, D. A.",
    title = "INTEGRATED SOURCE, MATURATION AND MIGRATION ANALYSIS, GIPPSLAND BASIN, AUSTRALIA",
    year = "1992",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "La geoquímica de biomarcadores, la modelización de maduración y el análisis de trayectorias de migración se han utilizado en un nuevo análisis integrado de la cuenca de Gippsland. El análisis ha dado como resultado el desarrollo de un modelo predictivo para la carga de hidrocarburos y la división entre petróleo y gas. El estudio se llevó a cabo en 4 partes: geoquímica analítica, mapeo de distribución de fuentes, modelización de maduración y análisis de trayectorias de migración. Nuevos estudios geoquímicos de biomarcadores confirman un origen no marino para los petróleos, pero sitúan la generación máxima de petróleo en la parte superior de la ventana de petróleo tradicional. El gas en la cuenca se deriva principalmente de rocas fuente sobremaduras. Se reconoció que los carbones contribuyen significativamente a la generación de petróleo. El espesor y la distribución de la roca fuente para toda la cuenca se mapearon utilizando técnicas analíticas más análisis de registros de cable, acoplados con mapeo estructural sísmico y análisis de facies. Las rocas fuente más propensas a generar petróleo se encontraron ubicadas en el entorno de depósito de la llanura costera baja. Fueron necesarias extrapolaciones para rocas más antiguas, utilizando modelos estratigráficos. Se llevó a cabo la modelización de maduración de pozos seleccionados y sinclinales y se construyó un modelo general de la cuenca. También se derivaron los rendimientos posteriores a la estructuración de petróleo y gas. Un resultado clave fue la falta de generación de gas sobremadura posterior a la estructuración en la parte sureste de la cuenca propensa a petróleo, debido a las altas temperaturas paleo asociadas con el rift temprano. El análisis de las trayectorias de migración actuales y paleo dio una excelente coincidencia entre las proporciones predictivas de petróleo versus gas y los descubrimientos, tanto geográficamente como estratigráficamente. La herramienta ahora se está utilizando en un modo predictivo para la prospección de alta calidad de la cuenca.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj91025",
    doi = "10.1071/aj91025",
    number = "1",
    openalex = "W2745579435",
    pages = "313-324",
    volume = "32"
}

@book{crossref1993computerized,
    title = "Análisis de cuenca computarizado",
    year = "1993",
    booktitle = "Aplicaciones de la informática en las ciencias de la Tierra",
    url = "https://doi.org/10.1007/978-1-4615-2826-5",
    doi = "10.1007/978-1-4615-2826-5"
}

@incollection{armentrout1999sedimentary,
    author = "Armentrout, John M.",
    title = "Análisis de cuencas sedimentarias",
    year = "1999",
    booktitle = "Explorando trampas de petróleo y gas",
    url = "https://doi.org/10.1306/trhbk624c4",
    doi = "10.1306/trhbk624c4"
}

El Grupo Strzelecki incorpora sedimentos fluviales de Berriasiense a Albiano depositados en la Cuenca de Gippsland durante el rift inicial entre Australia y la Antártida. Las formaciones neocomianas del Grupo Strzelecki inferior se asignan al Subgrupo del Río Tyers (expuesto en el área de Tyers) y a la Arkosa de Rhyll (expuesta en la Isla Phillip y la Península de Mornington). El Subgrupo del Río Tyers incorpora dos formaciones: Conglomerado de Tyers y Formación de Rintoul Creek. Esta última se subdivide en los Miembros de Locmany y Exalt. Se identifican diez facies sedimentarias fluviales en el Grupo Strzelecki inferior: dos facies gravosas; cuatro facies arenosas; y cuatro facies de roca arcillosa. Las asociaciones de estas facies indican: (i) predominio de entornos de ríos entrelazados gravosos y abanicos aluviales durante la deposición del Conglomerado de Tyers; (ii) sistemas fluviales más lentos, arenosos, de ríos entrelazados a meándricos durante la sedimentación del Miembro de Locmany; y (iii) un retorno a entornos activos, arenosos, de ríos entrelazados para la deposición del Miembro de Exalt. El Conglomerado de Tyers y la Arkosa de Rhyll descansan sobre una superficie erosional irregular incisa en rocas paleozoicas del Cinturón Plegado de Lachlan. La Formación de Rintoul Creek superpuesta incorpora sedimentos más maduros donde las asociaciones de litofacies variaron según el cambio del nivel base, variaciones en las tasas de subsidencia y/o el levantamiento tectónico de los principales terrenos fuente de sedimentos al noroeste.

@article{doi101046j14400952199900757x,
    author = "Tosolini, Anne-Marie P. y McLoughlin, Stephen y Drinnan, Andrew N.",
    title = "Estratigrafía y facies sedimentarias fluviales del Grupo Neocomiano inferior de Strzelecki, Cuenca de Gippsland, Victoria",
    year = "1999",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "El Grupo Strzelecki incorpora sedimentos fluviales de Berriasiense a Albiano depositados en la Cuenca de Gippsland durante el rift inicial entre Australia y la Antártida. Las formaciones neocomianas del Grupo Strzelecki inferior se asignan al Subgrupo del Río Tyers (expuesto en el área de Tyers) y a la Arkosa de Rhyll (expuesta en la Isla Phillip y la Península de Mornington). El Subgrupo del Río Tyers incorpora dos formaciones: Conglomerado de Tyers y Formación de Rintoul Creek. Esta última se subdivide en los Miembros de Locmany y Exalt. Se identifican diez facies sedimentarias fluviales en el Grupo Strzelecki inferior: dos facies gravosas; cuatro facies arenosas; y cuatro facies de roca arcillosa. Las asociaciones de estas facies indican: (i) predominio de entornos de ríos entrelazados gravosos y abanicos aluviales durante la deposición del Conglomerado de Tyers; (ii) sistemas fluviales más lentos, arenosos, de ríos entrelazados a meándricos durante la sedimentación del Miembro de Locmany; y (iii) un retorno a entornos activos, arenosos, de ríos entrelazados para la deposición del Miembro de Exalt. El Conglomerado de Tyers y la Arkosa de Rhyll descansan sobre una superficie erosional irregular incisa en rocas paleozoicas del Cinturón Plegado de Lachlan. La Formación de Rintoul Creek superpuesta incorpora sedimentos más maduros donde las asociaciones de litofacies variaron según el cambio del nivel base, variaciones en las tasas de subsidencia y/o el levantamiento tectónico de los principales terrenos fuente de sedimentos al noroeste.",
    url = "https://doi.org/10.1046/j.1440-0952.1999.00757.x",
    doi = "10.1046/j.1440-0952.1999.00757.x",
    openalex = "W2012848802",
    references = "doi101071aj70012"
}

Después de 35 años de exploración y desarrollo exitosos, el Basín de Gippsland se percibe como un basín maduro. Varios campos de clase mundial han producido 3.6 mil millones (109) BBL (569 GL) de petróleo y 5.2 TCF (148 Gm3) de gas. Sin descubrimientos adicionales, se predice que ocurrirá una disminución significativa adicional en la producción durante la próxima década. Sin embargo, el Basín de Gippsland sigue siendo relativamente poco explorado en comparación con otras provincias prolíficas de hidrocarburos. Grandes áreas no han sido perforadas, particularmente en la parte profunda del este del basín. Aquí, una interpretación de nuevos conjuntos de datos aeromagnéticos regionales y sísmicos de aguas profundas, adquiridos a través de iniciativas gubernamentales estatales y federales, junto con estudios de modelado estratigráfico, sedimentológico y de maduración de rocas madre, se han utilizado para delimitar sistemas petrolíferos potenciales. En los bloques profundos actualmente publicados, están presentes ocho tendencias de atrapamiento estructural, cada una con una variedad de tipos de yacimientos y un considerable potencial tanto para petróleo como para gas. Estos incluyen yacimientos de incisión de canales principales, estructuras anticlinales levantadas y colapsadas que contienen secuencias de areniscas y lutitas marinas (análogos de aguas profundas de los campos Marlin y Turrum), así como grandes horst de basement cubiertos por lutita marina. El estudio ha delimitado una extensa asociación de facies marina costera, de llanura costera baja y deltaica en el Subgrupo Golden Beach. Estas estratas del Cretácico Tardío son comparables a facies similares de los Siliciclásticos Terciarios de Latrobe y extienden la distribución potencial de rocas madre más allá de las evaluaciones anteriores. En la porción occidental de los bloques, el sobrecubrimiento es lo suficientemente grueso como para impulsar la generación y expulsión de hidrocarburos. Las estratas sobre grandes áreas de la cocina de rocas madre generalmente se inclinan hacia el norte y el oeste, promoviendo la migración más hacia las áreas publicadas. Gran parte del área profunda del basín, por lo tanto, comparte la estratigrafía más profunda y la historia favorable de subsidencia de las áreas productoras de aguas someras. Sin embargo, los futuros esfuerzos de exploración y producción se verán desafiados por las profundidades de agua de 200–2500 m y los gradientes batimétricos locales pronunciados, que afectan la conversión de profundidad de prospecto y la viabilidad de proyectos de desarrollo en caso de exploración exitosa.

@article{bernecker2001hydrocarbon,
    author = "Bernecker, T. y Woollands, M.A. y Wong, D. y Moore, D.H. y Smith, M.A.",
    title = "PROSPECTIVIDAD DE HIDROCARBUROS DEL BASÍN DE GIPPSLAND PROFUNDO, VICTORIA, AUSTRALIA",
    year = "2001",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Después de 35 años de exploración y desarrollo exitosos, el Basín de Gippsland se percibe como un basín maduro. Varios campos de clase mundial han producido 3.6 mil millones (109) BBL (569 GL) de petróleo y 5.2 TCF (148 Gm3) de gas. Sin descubrimientos adicionales, se predice que ocurrirá una disminución significativa adicional en la producción durante la próxima década. Sin embargo, el Basín de Gippsland sigue siendo relativamente poco explorado en comparación con otras provincias prolíficas de hidrocarburos. Grandes áreas no han sido perforadas, particularmente en la parte profunda del este del basín. Aquí, una interpretación de nuevos conjuntos de datos aeromagnéticos regionales y sísmicos de aguas profundas, adquiridos a través de iniciativas gubernamentales estatales y federales, junto con estudios de modelado estratigráfico, sedimentológico y de maduración de rocas madre, se han utilizado para delimitar sistemas petrolíferos potenciales. En los bloques profundos actualmente publicados, están presentes ocho tendencias de atrapamiento estructural, cada una con una variedad de tipos de yacimientos y un considerable potencial tanto para petróleo como para gas. Estos incluyen yacimientos de incisión de canales principales, estructuras anticlinales levantadas y colapsadas que contienen secuencias de areniscas y lutitas marinas (análogos de aguas profundas de los campos Marlin y Turrum), así como grandes horst de basement cubiertos por lutita marina. El estudio ha delimitado una extensa asociación de facies marina costera, de llanura costera baja y deltaica en el Subgrupo Golden Beach. Estas estratas del Cretácico Tardío son comparables a facies similares de los Siliciclásticos Terciarios de Latrobe y extienden la distribución potencial de rocas madre más allá de las evaluaciones anteriores. En la porción occidental de los bloques, el sobrecubrimiento es lo suficientemente grueso como para impulsar la generación y expulsión de hidrocarburos. Las estratas sobre grandes áreas de la cocina de rocas madre generalmente se inclinan hacia el norte y el oeste, promoviendo la migración más hacia las áreas publicadas. Gran parte del área profunda del basín, por lo tanto, comparte la estratigrafía más profunda y la historia favorable de subsidencia de las áreas productoras de aguas someras. Sin embargo, los futuros esfuerzos de exploración y producción se verán desafiados por las profundidades de agua de 200–2500 m y los gradientes batimétricos locales pronunciados, que afectan la conversión de profundidad de prospecto y la viabilidad de proyectos de desarrollo en caso de exploración exitosa.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj00005",
    doi = "10.1071/aj00005",
    number = "1",
    openalex = "W2738745763",
    pages = "91-113",
    volume = "41"
}

@misc{crossref2003basin,
    title = "Análisis de cuencas",
    year = "2003",
    booktitle = "Principios de estratigrafía",
    url = "https://doi.org/10.1002/9780470694015.ch8",
    doi = "10.1002/9780470694015.ch8",
    pages = "171-185"
}

Los sedimentos del Plioceno y Pleistoceno de la plataforma de Gippsland están dominados por carbonatos mixtos y siliciclásticos. A partir de un detallado estudio estratigráfico que combina técnicas convencionales de geología marina con imágenes magnéticas, la historia tectónica y eustática del Neógeno tardío puede interpretarse y correlacionarse con la sección costera. Los análisis estratigráficos de ocho pozos de base de campos petrolíferos y de gas perforados hasta 150 m por debajo del lecho marino revelaron tres tipos principales de facies: (i) la Facies A es caliza de grano fino y marl calcáreo a más de 50 m por debajo del lecho marino, de edad Plioceno tardío (zonas de nanofósiles CN11–12); (ii) la Facies B es una arena de cuarzo-carbonato de grava fina a gruesa que ocurre a 10–50 m por debajo del lecho marino en la plataforma interna, degradándose hacia abajo en la Facies A en pozos de la plataforma externa, y es de edad Pleistoceno temprano-medio (subzonas de nanofósiles CN13a-14b: ca 1.95–0.26 Ma); y (iii) horizontes discontinuos de la Facies C compuestos por arena fina de cuarzo carbonácea y micacéa pobre en carbonatos que ocurre a 10–50 m por debajo del lecho marino. Los foraminíferos bentónicos escasos en la Facies C son formas de plataforma interna o de los Lagos de Gippsland (eurihalinos). Las arenas del Holoceno dominan los 1,5–2,5 m superiores de la plataforma de Gippsland y cubren discordantemente calizas cementadas con disolución de aragonita, indicando exposición previa a agua meteórica. La datación por nanofósiles de las calizas indica edades dentro de la subzona CN14b (datada entre ca 0.26 y 0.47 Ma). La imagen magnética aérea a través de la plataforma de Gippsland y en tierra firme proporciona detalles de canales paleofluviales magnéticos enterrados y sistemas de barrera. Los sistemas fluviales tienden al sur-sureste desde los ríos Snowy, Tambo, Mitchell, Avon, Macalister y Latrobe a través de la plataforma. Los estudios sísmicos con sparker muestran los canales paleofluviales magnéticos como 'manchas' sísmicas a 20–40 m por debajo del lecho marino. Parece que corresponden a lentes de la Facies C (es decir, son características del Pleistoceno temprano a medio). Los sistemas paleobarrier magnéticos que tienden al sur-sudoeste en la plataforma interna y en tierra firme bajo los Lagos de Gippsland están orientados 15° diferente a la tendencia moderna de la barrera de Ninety Mile Beach. En alta mar, correlacionan estratigráficamente con paquetes de progradación de la Facies B. El análisis de datos de pozos en los adyacentes Lagos de Gippsland en tierra firme sugiere que una secuencia de barrera del Plioceno a 100–120 m por debajo de la superficie está cubierta por facies de arena-grava fluvial y lodo lacustre. Los lechos de arenisca ferruginosa se asemejan a la Facies C de alta mar y están ubicados donde ocurren sistemas de canales paleofluviales magnéticos, implicando edades del Pleistoceno temprano a medio. La presencia del bivalvo estuarino Anadara trapezia en la facies de lodo lacustre superior sugiere que las barreras de tipo Lagos de Gippsland/Ninety Mile Beach se desarrollaron durante los últimos 0.2 millones de años. Más hacia el interior, canales fluviales magnéticos que cortan estructuras levantadas actuales, como el anticlinal de Baragwanath, sugieren que el levantamiento de Gippsland en tierra firme continuó hasta el Pleistoceno medio.

@article{doi101046j14400952200301004x,
    author = "Holdgate, G. R. and Wallace, Malcolm W. and Gallagher, Stephen J. and Smith, Andrew J. and Keene, J. B. and Moore, D. H. and Shafik, Samir",
    title = "Tectónica y eustasia del Plio-Pleistoceno en la cuenca de Gippsland, sureste de Australia: Evidencia de imágenes magnéticas y datos geológicos marinos",
    year = "2003",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Los sedimentos del Plioceno y Pleistoceno de la plataforma de Gippsland están dominados por carbonatos y siliciclásticos mixtos. A partir de un estudio estratigráfico detallado que combina técnicas convencionales de geología marina con imágenes magnéticas, la historia tectónica y eustática del Neógeno tardío puede interpretarse y correlacionarse con la sección continental. Los análisis estratigráficos de ocho pozos de base de campos petrolíferos y de gas perforados hasta 150 m por debajo del fondo marino revelaron tres tipos principales de facies: (i) la Facies A es caliza de grano fino y marl calcáreo a más de 50 m por debajo del fondo marino, de edad Plioceno tardío (zonas de nanofósiles CN11–12); (ii) la Facies B es una arena de cuarzo-carbonato de grava fina a gruesa que ocurre a 10–50 m por debajo del fondo marino en la plataforma interna, degradándose hacia la Facies A en pozos de la plataforma externa, y es de edad Pleistoceno temprano-medio (subzonas de nanofósiles CN13a-14b: ca 1.95–0.26 Ma); y (iii) horizontes discontinuos de la Facies C compuestos por arena fina de cuarzo carbonácea y micacéa pobre en carbonatos que ocurre a 10–50 m por debajo del fondo marino. Los foraminíferos bentónicos escasos en la Facies C son formas de plataforma interna o de los Lagos de Gippsland (eurihalinos). Las arenas del Holoceno dominan los 1.5–2.5 m superiores de la plataforma de Gippsland y cubren discordantemente calizas cementadas con disolución de aragonita, indicando exposición previa a agua meteórica. La datación de nanofósiles de las calizas indica edades dentro de la subzona CN14b (datada entre ca 0.26 y 0.47 Ma). La imagen magnética aérea a través de la plataforma de Gippsland y en tierra firme proporciona detalles de canales paleofluviales magnéticos enterrados y sistemas de barrera. Los sistemas fluviales tienden al sur-sureste desde los ríos Snowy, Tambo, Mitchell, Avon, Macalister y Latrobe a través de la plataforma. Los estudios sísmicos con sparker muestran los canales paleofluviales magnéticos como 'manchas' sísmicas a 20–40 m por debajo del fondo marino. Parece que corresponden a lentes de la Facies C (es decir, son características del Pleistoceno temprano a medio). Los sistemas paleobarrier magnéticos que tienden al sur-suroeste en la plataforma interna y en tierra firme bajo los Lagos de Gippsland están orientados 15° diferente a la tendencia moderna de la barrera de Ninety Mile Beach. En alta mar, correlacionan estratigráficamente con paquetes de progradación de la Facies B. El análisis de datos de pozos en los adyacentes Lagos de Gippsland continentales sugiere que una secuencia de barrera del Plioceno a 100–120 m por debajo de la superficie está cubierta por facies de arena-grava fluvial y lodo lacustre. Los lechos de arenisca ferruginosa se asemejan a la Facies C de alta mar y se encuentran donde ocurren sistemas de canales paleofluviales magnéticos, implicando edades del Pleistoceno temprano a medio. La presencia del bivalvo estuarino Anadara trapezia en la facies de lodo lacustre superior sugiere que las barreras de tipo Lagos de Gippsland/Ninety Mile Beach se desarrollaron en los últimos 0.2 millones de años. Más hacia el interior, los canales fluviales magnéticos que cortan estructuras levantadas actuales, como el anticlinal de Baragwanath, sugieren que el levantamiento continental de Gippsland continuó hasta el Pleistoceno medio.",
    url = "https://doi.org/10.1046/j.1440-0952.2003.01004.x",
    doi = "10.1046/j.1440-0952.2003.01004.x",
    openalex = "W2025653188",
    references = "doi101071aj70012, hocking1972geologic"
}

@article{mckenna2006geothermal,
    author = "McKenna, Jason R. y Beardsmore, Graeme",
    title = "Potencial geotérmico asociado con la producción de hidrocarburos, Cuenca Cooper, Australia",
    year = "2006",
    journal = "ASEG Extended Abstracts",
    url = "https://doi.org/10.1071/aseg2006ab108",
    doi = "10.1071/aseg2006ab108",
    number = "1",
    openalex = "W2332670684",
    pages = "1-1",
    volume = "2006"
}

La historia de subsidencia de las cuencas sedimentarias se registra y puede reconstruirse relativamente fácilmente a partir de la secuencia estratigráfica preservada. Los eventos de levantamiento, por encima del nivel base sedimentario, se expresan únicamente mediante hiatos o discordancias. Por lo tanto, cuantificar la exhumación asociada al levantamiento es intrínsecamente más problemático que cuantificar la enterramiento asociado a la subsidencia. El estudio detallado de la exhumación en cuencas es de particular importancia ya que puede proporcionar información crucial sobre la exploración petrolífera y para investigar las fuerzas dinámicas impulsoras de los eventos de levantamiento de cuencas. El objetivo de este artículo es evaluar las magnitudes de la exhumación en dos cuencas petrolíferas bien conocidas, las cuencas Cooper-Eromanga de Australia Meridional y Queensland, basándose en diferentes técnicas y considerar las implicaciones para la exploración petrolífera.

@article{doi1021741874834100801010001,
    author = "Mavromatidis, Angelos y Soupios, Pantelis",
    title = "Revisión de la exhumación e implicaciones para la exploración de hidrocarburos en Australia",
    year = "2008",
    journal = "The Open Petroleum Engineering Journal",
    abstract = "La historia de subsidencia de las cuencas sedimentarias se registra y puede reconstruirse relativamente fácilmente a partir de la secuencia estratigráfica preservada. Los eventos de levantamiento, por encima del nivel base sedimentario, se expresan únicamente mediante hiatos o discordancias. Por lo tanto, cuantificar la exhumación asociada al levantamiento es intrínsecamente más problemático que cuantificar la enterramiento asociado a la subsidencia. El estudio detallado de la exhumación en cuencas es de particular importancia ya que puede proporcionar información crucial sobre la exploración petrolífera y para investigar las fuerzas dinámicas impulsoras de los eventos de levantamiento de cuencas. El objetivo de este artículo es evaluar las magnitudes de la exhumación en dos cuencas petrolíferas bien conocidas, las cuencas Cooper-Eromanga de Australia Meridional y Queensland, basándose en diferentes técnicas y considerar las implicaciones para la exploración petrolífera.",
    url = "https://doi.org/10.2174/1874834100801010001",
    doi = "10.2174/1874834100801010001",
    openalex = "W2144664905",
    references = "kantsler1983hydrocarbon"
}

Como parte de un programa de investigación más amplio de análisis de sistemas petrolíferos y reevaluación de recursos en la Cuenca de Gippsland, se investigaron más de 400 muestras de 29 pozos seleccionados en la Cuenca de Gippsland utilizando técnicas de fluorescencia cuantitativa desarrolladas por CSIRO Petroleum, incluidas las técnicas de fluorescencia cuantitativa de grano (QGF) y QGF en extractos (QGF-E) y la técnica de fluorescencia de barrido total (TSF). Los resultados preliminares han proporcionado nuevas perspectivas sobre la migración y el historial de carga de hidrocarburos de la Cuenca de Gippsland. La investigación ha revelado: la ocurrencia generalizada de columnas de petróleo paleo en algunos de los campos de gas principales, indicando que una cantidad significativa de petróleo fue cargada en estos yacimientos antes de una posterior acumulación de gas;que algunos de los intervalos de petróleo actuales parecen haber recibido una carga de petróleo relativamente tardía, ya sea a través de una nueva carga o a través de la redistribución de petróleo paleo debido a ajustes dentro del sistema petrolífero;las columnas de petróleo paleo parecen estar restringidas a un cierto rango de distancia desde las cocinas de fuente principales; y,evidencia de una migración y desplazamiento secuencial de petróleo a lo largo de las elevaciones estructurales donde los yacimientos distales a las cocinas de fuente recibieron progresivamente petróleos paleo más ligeros y maduros. Estos hallazgos son consistentes con el modelo de generación y migración de petróleo propuesto por O'Brien et al (2008). Las investigaciones petrográficas de inclusiones fluidas y el análisis de composición molecular de inclusiones (MCI) están actualmente en curso que proporcionarán información adicional sobre el historial de carga de hidrocarburos en la Cuenca de Gippsland.

@article{liu2010hydrocarbon,
    author = "Liu, Keyu y Eadington, Peter y Mills, David y Kempton, Richard y Volk, Herbert y O'Brien, Geoffrey y Tingate, Peter y Goldie Divko, Louise y Harrison, Michael",
    title = "Historial de carga de hidrocarburos de la Cuenca de Gippsland*",
    year = "2010",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Como parte de un programa de investigación más amplio de análisis de sistemas petrolíferos y reevaluación de recursos en la Cuenca de Gippsland, se investigaron más de 400 muestras de 29 pozos seleccionados en la Cuenca de Gippsland utilizando técnicas de fluorescencia cuantitativa desarrolladas por CSIRO Petroleum, incluidas las técnicas de fluorescencia cuantitativa de grano (QGF) y QGF en extractos (QGF-E) y la técnica de fluorescencia de barrido total (TSF). Los resultados preliminares han proporcionado nuevas perspectivas sobre la migración y el historial de carga de hidrocarburos de la Cuenca de Gippsland. La investigación ha revelado: la ocurrencia generalizada de columnas de petróleo paleo en algunos de los campos de gas principales, indicando que una cantidad significativa de petróleo fue cargada en estos yacimientos antes de una posterior acumulación de gas;que algunos de los intervalos de petróleo actuales parecen haber recibido una carga de petróleo relativamente tardía, ya sea a través de una nueva carga o a través de la redistribución de petróleo paleo debido a ajustes dentro del sistema petrolífero;las columnas de petróleo paleo parecen estar restringidas a un cierto rango de distancia desde las cocinas de fuente principales; y,evidencia de una migración y desplazamiento secuencial de petróleo a lo largo de las elevaciones estructurales donde los yacimientos distales a las cocinas de fuente recibieron progresivamente petróleos paleo más ligeros y maduros. Estos hallazgos son consistentes con el modelo de generación y migración de petróleo propuesto por O'Brien et al (2008). Las investigaciones petrográficas de inclusiones fluidas y el análisis de composición molecular de inclusiones (MCI) están actualmente en curso que proporcionarán información adicional sobre el historial de carga de hidrocarburos en la Cuenca de Gippsland.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj09093",
    doi = "10.1071/aj09093",
    number = "2",
    openalex = "W2748626350",
    pages = "729-729",
    volume = "50",
    references = "doi101016jorggeochem200502008"
}

edición 99 sept 2010 Una evaluación reciente realizada por Geoscience Australia ha proporcionado nuevos conocimientos sobre la evolución geológica y la prospectividad petrolífera de las cuencas de Capel y Faust. Estas cuencas de aguas profundas remotas, situadas a unos 800 kilómetros de la costa este de Australia en profundidades de agua de 1300 a 2500 metros (figura 1), han visto poco esfuerzo científico o de exploración petrolífera anteriormente. Esta evaluación se llevó a cabo bajo el Programa de Seguridad Energética Marítima del Gobierno Australiano como parte de los esfuerzos continuos de Geoscience Australia para identificar una nueva provincia petrolífera marítima y proporcionar información de geociencias precompetitiva (AusGeo News 84).

@article{openalexw2500434169,
    author = "Rollet, Nadège y Higgins, Karen y Petkovic, Peter y Hackney, Ron y Fraser, Geoff",
    title = "Evaluación integrada de las cuencas de Capel y Faust, mar exterior del este de Australia",
    year = "2010",
    abstract = "edición 99 sept 2010 Una evaluación reciente realizada por Geoscience Australia ha proporcionado nuevos conocimientos sobre la evolución geológica y la prospectividad petrolífera de las cuencas de Capel y Faust. Estas cuencas de aguas profundas remotas, situadas a unos 800 kilómetros de la costa este de Australia en profundidades de agua de 1300 a 2500 metros (figura 1), han visto poco esfuerzo científico o de exploración petrolífera anteriormente. Esta evaluación se llevó a cabo bajo el Programa de Seguridad Energética Marítima del Gobierno Australiano como parte de los esfuerzos continuos de Geoscience Australia para identificar una nueva provincia petrolífera marítima y proporcionar información de geociencias precompetitiva (AusGeo News 84).",
    openalex = "W2500434169",
    references = "bernecker2001hydrocarbon"
}

@article{doi101016jtecto201204007,
    author = "Lindsay, Mark y Aillères, Laurent y Jessell, Mark y de Kemp, E A y Betts, Peter",
    title = "Localización y cuantificación de la incertidumbre geológica en modelos tridimensionales: Análisis de la cuenca de Gippsland, sureste de Australia",
    year = "2012",
    journal = "Tectonophysics",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.tecto.2012.04.007",
    doi = "10.1016/j.tecto.2012.04.007",
    openalex = "W1964396403",
    references = "bernecker2001hydrocarbon, doi101016jpepi200806014"
}

Se ha realizado un análisis de sistemas petrolíferos para comprender mejor el potencial de almacenamiento geológico de CO2 de la Cuenca de Gippsland. Desde una perspectiva regional, la arquitectura de migración de hidrocarburos de la cuenca se interpreta como dominada por dos corredores de hidrocarburos altamente conectados, llenos hasta desbordamiento; las cadenas de llenado-desbordamiento norte (dominadas por gas) y sur (dominadas por petróleo), formando un sistema convergente que se extiende hacia tierra firme a lo largo de la Cadena de Llenado-Desbordamiento de Golden Beach (GBFSC). Se identifica una Cadena de Llenado-Desbordamiento dominada por petróleo separada, la Cadena de Llenado-Desbordamiento Dolphin-Perch (DPFSC), al suroeste en alta mar. También se identifican dos provincias laterales amplias, la Provincia de Migración Norte (NMP) y la Provincia de Migración Sur (SMP). Ambas provincias tienen geometrías ampliamente en forma de rampa y pendientes relativamente bajas. La migración a través de estas provincias no está enfocada, y por lo tanto existen múltiples rutas a través de un área amplia. La comprensión de los sistemas de hidrocarburos en la cuenca puede utilizarse para caracterizar el potencial de almacenamiento de CO2. Estudios anteriores han demostrado que el potencial de sellado superior de la Cuenca de Gippsland en alta mar es adecuado para el almacenamiento geológico de carbono y que grandes áreas son prometedoras como regiones de almacenamiento. Sin embargo, la naturaleza vinculada de los sistemas de flujo de fluidos y los corredores de flujo de fluidos enfocados entre áreas de alto potencial de almacenamiento y sistemas permeables en tierra firme requerirán tanto una buena comprensión geológica regional como una gestión de recursos informada.

@article{doi101080081200992013755567,
    author = "O'Brien, Geoffrey y Tingate, Peter y Divko, L. M. Goldie y Miranda, J. A. y Campi, Monica y Liu, K.",
    title = "Flujo de fluidos a escala de cuenca en la Cuenca de Gippsland: implicaciones para el almacenamiento geológico de carbono",
    year = "2013",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Se ha realizado un análisis de sistemas petrolíferos para comprender mejor el potencial de almacenamiento geológico de CO2 de la Cuenca de Gippsland. Desde una perspectiva regional, la arquitectura de migración de hidrocarburos de la cuenca se interpreta como dominada por dos corredores de hidrocarburos altamente conectados, llenos hasta desbordamiento; las cadenas de llenado-desbordamiento norte (dominadas por gas) y sur (dominadas por petróleo), formando un sistema convergente que se extiende hacia tierra firme a lo largo de la Cadena de Llenado-Desbordamiento de Golden Beach (GBFSC). Se identifica una Cadena de Llenado-Desbordamiento dominada por petróleo separada, la Cadena de Llenado-Desbordamiento Dolphin-Perch (DPFSC), al suroeste en alta mar. También se identifican dos provincias laterales amplias, la Provincia de Migración Norte (NMP) y la Provincia de Migración Sur (SMP). Ambas provincias tienen geometrías ampliamente en forma de rampa y pendientes relativamente bajas. La migración a través de estas provincias no está enfocada, y por lo tanto existen múltiples rutas a través de un área amplia. La comprensión de los sistemas de hidrocarburos en la cuenca puede utilizarse para caracterizar el potencial de almacenamiento de CO2. Estudios anteriores han demostrado que el potencial de sellado superior de la Cuenca de Gippsland en alta mar es adecuado para el almacenamiento geológico de carbono y que grandes áreas son prometedoras como regiones de almacenamiento. Sin embargo, la naturaleza vinculada de los sistemas de flujo de fluidos y los corredores de flujo de fluidos enfocados entre áreas de alto potencial de almacenamiento y sistemas permeables en tierra firme requerirán tanto una buena comprensión geológica regional como una gestión de recursos informada.",
    url = "https://doi.org/10.1080/08120099.2013.755567",
    doi = "10.1080/08120099.2013.755567",
    openalex = "W1971990693",
    references = "liu2010hydrocarbon"
}

@misc{crossref2014basin,
    title = "BASIN ANALYSIS",
    year = "2014",
    booktitle = "Encyclopedia of Environmental Change",
    url = "https://doi.org/10.4135/9781446247501.n364",
    doi = "10.4135/9781446247501.n364"
}

En el presente artículo se han estudiado las lignitas del cuenca de Cambay por su potencial de hidrocarburos. Las muestras se recolectaron de tres campos de lignitas: Vastan, Rajpardi y Tadkeshwar, e investigaron mediante petrografía, análisis químicos y pirólisis Rock-Eval. Los resultados son muy comparables con los valores derivados empíricamente. El estudio revela que estas lignitas de 'rango bajo C' son extremadamente ricas en macerales reactivos (huminita + liptinita) mientras que la inertinita ocurre en baja concentración. Estas lignitas de alta volatilidad generalmente tienen bajo rendimiento de ceniza, excepto en pocas secciones. Los datos de Rock-Eval indican la dominancia de tipo de kerogen III con un poco de tipo-II. El estudio revela que las lignitas de Vastan (capas inferiores y superiores) y la capa superior de Tadkeshwar son más propensas a gas, mientras que Rajpardi y las capas inferiores de Tadkeshwar son más propensas a petróleo. Además, los hidrocarburos fijos son varias veces superiores a los hidrocarburos libres. La relación entre TOC e hidrocarburos fijos indica que estas lignitas son una excelente roca madre para hidrocarburos que podrían obtenerse principalmente mediante craqueo térmico. Los valores derivados empíricamente revelan una alta conversión (94–96%) y un alto rendimiento de petróleo (64–66%) para estas lignitas.

@article{doi101016jgsf201508001,
    author = "Singh, Prakash K. y Singh, Vijay Kumar y Rajak, P. K. y Singh, Mahendra y Naik, A. S. y Raju, S.V. y Mohanty, Debadutta",
    title = "Lignitas del Eoceno del cuenca de Cambay, India Occidental: Una excelente fuente de hidrocarburos",
    year = "2015",
    journal = "Geoscience Frontiers",
    abstract = "En el presente artículo se han estudiado las lignitas del cuenca de Cambay por su potencial de hidrocarburos. Las muestras se recolectaron de tres campos de lignitas: Vastan, Rajpardi y Tadkeshwar, e investigaron mediante petrografía, análisis químicos y pirólisis Rock-Eval. Los resultados son muy comparables con los valores derivados empíricamente. El estudio revela que estas lignitas de 'rango bajo C' son extremadamente ricas en macerales reactivos (huminita + liptinita) mientras que la inertinita ocurre en baja concentración. Estas lignitas de alta volatilidad generalmente tienen bajo rendimiento de ceniza, excepto en pocas secciones. Los datos de Rock-Eval indican la dominancia de tipo de kerogen III con un poco de tipo-II. El estudio revela que las lignitas de Vastan (capas inferiores y superiores) y la capa superior de Tadkeshwar son más propensas a gas, mientras que Rajpardi y las capas inferiores de Tadkeshwar son más propensas a petróleo. Además, los hidrocarburos fijos son varias veces superiores a los hidrocarburos libres. La relación entre TOC e hidrocarburos fijos indica que estas lignitas son una excelente roca madre para hidrocarburos que podrían obtenerse principalmente mediante craqueo térmico. Los valores derivados empíricamente revelan una alta conversión (94–96%) y un alto rendimiento de petróleo (64–66%) para estas lignitas.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.gsf.2015.08.001",
    doi = "10.1016/j.gsf.2015.08.001",
    openalex = "W1452418695",
    references = "moore1992integrated"
}

@article{doi101016jorggeochem201511001,
    author = "Abbassi, Soumaya y Edwards, Dianne S. y George, Simon C. y Volk, Herbert y Mahlstedt, Nicolaj y di Primio, Rolando y Horsfield, Brian",
    title = "Potencial petrolífero y modelos cinéticos para la generación de hidrocarburos a partir de carbones y lutitas del Grupo Latrobe del Cretácico Superior al Paleógeno en la Cuenca de Gippsland, Australia",
    year = "2015",
    journal = "Organic Geochemistry",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.11.001",
    doi = "10.1016/j.orggeochem.2015.11.001",
    openalex = "W2111705365",
    references = "doi101071aj69007"
}

Resumen La Cuenca de Otway, al sur de Victoria, Australia, experimentó tres fases de deformación durante la ruptura del margen australiano sur. Evaluamos la geometría y la cinemática de la fallación en la cuenca analizando un volumen de reflexión sísmica 3-D. Se interpretaron ocho horizontes estratigráficos y 24 fallas normales con buzamiento al suroeste, así como fallas antitéticas subordinadas. Esto resultó en un modelo geológico 3-D de alta resolución (aprox. 8 km × 7 km × 4 km de profundidad) que presentamos como un PDF 3-D suplementario (Datos S1). Identificamos conexiones de fallas de enlace duro y blando en toda el área, como fallas antitéticas y rampas de enlace, respectivamente. La mayoría de las fallas principales estuvieron continuamente activas desde el Cretácico Temprano hasta el Cretácico Tardío, con dos fallas en la parte norte del área de estudio activas hasta al menos el Oligoceno. Los mapas de Allan de fallas muestran que la actividad tectónica disminuyó continuamente durante este período. Los mapas de isopacas de volúmenes estratigráficos cuantifican la cantidad de movimiento sin-sedimentario característico de los márgenes pasivos, como la Cuenca de Otway. Mostramos que las fallas poseen fuertes corrugaciones (con amplitudes por encima de la resolución sísmica), las cuales ilustramos mediante técnicas novedosas, como cilíndricidad y curvatura. Argumentamos que las corrugaciones son producidas por suturas entre segmentos de fallas subverticales y que esta morfología se mantuvo durante el crecimiento de la falla. Por lo tanto, pueden utilizarse para indicar el vector cinemático del movimiento de la falla. Esto evidencia, junto con las rampas de enlace de paso izquierdo, que el 40% de las fallas tuvo un pequeño componente (hasta 25°) de deslizamiento oblicuo dextral así como movimiento normal (deslizamiento de buzamiento).

@article{doi101111bre12146,
    author = "Ziesch, Jennifer y Aruffo, Chiara M. y Tanner, David C. y Beilecke, Thies y Dance, Tess y Henk, Andreas y Weber, Bastian y Tenthorey, Eric y Lippmann, Andrea y Krawczyk, Charlotte M.",
    title = "Estructura geológica y cinemática de fallas normales en la Cuenca de Otway, Australia, basada en el análisis cuantitativo de datos de reflexión sísmica 3-D",
    year = "2015",
    journal = "Basin Research",
    abstract = "Resumen La Cuenca de Otway, al sur de Victoria, Australia, experimentó tres fases de deformación durante la ruptura del margen australiano sur. Evaluamos la geometría y la cinemática de la fallación en la cuenca analizando un volumen de reflexión sísmica 3-D. Se interpretaron ocho horizontes estratigráficos y 24 fallas normales con buzamiento al suroeste, así como fallas antitéticas subordinadas. Esto resultó en un modelo geológico 3-D de alta resolución (aprox. 8 km × 7 km × 4 km de profundidad) que presentamos como un PDF 3-D suplementario (Datos S1). Identificamos conexiones de fallas de enlace duro y blando en toda el área, como fallas antitéticas y rampas de enlace, respectivamente. La mayoría de las fallas principales estuvieron continuamente activas desde el Cretácico Temprano hasta el Cretácico Tardío, con dos fallas en la parte norte del área de estudio activas hasta al menos el Oligoceno. Los mapas de Allan de fallas muestran que la actividad tectónica disminuyó continuamente durante este período. Los mapas de isopacas de volúmenes estratigráficos cuantifican la cantidad de movimiento sin-sedimentario característico de los márgenes pasivos, como la Cuenca de Otway. Mostramos que las fallas poseen fuertes corrugaciones (con amplitudes por encima de la resolución sísmica), las cuales ilustramos mediante técnicas novedosas, como cilíndricidad y curvatura. Argumentamos que las corrugaciones son producidas por suturas entre segmentos de fallas subverticales y que esta morfología se mantuvo durante el crecimiento de la falla. Por lo tanto, pueden utilizarse para indicar el vector cinemático del movimiento de la falla. Esto evidencia, junto con las rampas de enlace de paso izquierdo, que el 40% de las fallas tuvo un pequeño componente (hasta 25°) de deslizamiento oblicuo dextral así como movimiento normal (deslizamiento de buzamiento).",
    url = "https://doi.org/10.1111/bre.12146",
    doi = "10.1111/bre.12146",
    openalex = "W1930180229",
    references = "moore1992integrated"
}

@article{doi101016jcoal201806025,
    author = "Jiang, Lian y George, Simon C.",
    title = "Firmas de biomarcadores de rocas fuente de hidrocarburos del Grupo Latrobe del Cretácico Superior, cuenca de Gippsland, Australia: Distribución e importancia paleoambiental de hidrocarburos alifáticos",
    year = "2018",
    journal = "International Journal of Coal Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.coal.2018.06.025",
    doi = "10.1016/j.coal.2018.06.025",
    openalex = "W2875103904",
    references = "moore1992integrated"
}

@article{doi101016jsedgeo201907007,
    author = "Korasidis, Vera A. y Wallace, Malcolm W. y Dickinson, Julie A. y Hoffman, Nick",
    title = "Configuración de depósito para los sedimentos de la Tierra del Eoceno y facies relacionadas de la Cuenca de Gippsland, Australia",
    year = "2019",
    journal = "Sedimentary Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2019.07.007",
    doi = "10.1016/j.sedgeo.2019.07.007",
    openalex = "W2966438438",
    references = "doi101071aj70012, hocking1972geologic"
}

La Cuenca Cooper del Pérmico–Triásico Medio es la provincia productora de hidrocarburos convencional en tierra firme más importante de Australia. La cuenca también alberga una variedad de tipos de yacimientos de gas no convencionales, incluidos gas centrado en la cuenca y acumulaciones de gas compacto, gas de carbón seco profundo asociado con las Formaciones Patchawarra y Toolachee, y los yacimientos de gas de esquisto Murteree y Roseneath. Este estudio utilizó análisis de sistemas petrolíferos para investigar la madurez y el potencial de generación de 10 rocas fuente del Pérmico en la Cuenca Cooper. Se utilizó un modelo determinista de sistemas petrolíferos para cuantificar el volumen de hidrocarburos expulsados y retenidos, estimado en 1272 mil millones de BOE (512 mil millones de barriles y 760 mil millones de BOE) y 977 mil millones de BOE (362 mil millones de barriles y 615 mil millones de BOE), respectivamente. Se utilizaron simulaciones de Monte Carlo para cuantificar la incertidumbre en los volúmenes generados y para demostrar la sensibilidad de estos resultados a las variaciones en las características de la roca fuente. El gran potencial total de generación de la Cuenca Cooper y la amplia distribución de la cocina fuente del Pérmico destacan la importancia de la cuenca como una provincia de hidrocarburos de clase mundial. La gran disparidad entre el volumen calculado de hidrocarburos generados y el volumen encontrado hasta ahora en los yacimientos indica el potencial de grandes volúmenes para permanecer dentro de la cuenca, a pesar de las pérdidas significativas por filtración y lavado con agua. Los hidrocarburos expulsados han proporcionado una carga abundante tanto a las acumulaciones convencionales como a los yacimientos de gas compacto y centrados en la cuenca, y la amplia distribución espacial de los hidrocarburos que permanecen dentro de las rocas fuente, especialmente aquellas dentro de las Formaciones Toolachee y Patchawarra, sugiere el potencial de yacimientos de esquisto y de carbón seco profundo generalizados.

@article{hall2019hydrocarbon,
    author = "Hall, Lisa S. y Palu, Tehani J. y Murray, Andrew P. y Boreham, Christopher J. y Edwards, Dianne S. y Hill, Anthony J. y Troup, Alison",
    title = "Prospección de hidrocarburos en la Cuenca Cooper, Australia",
    year = "2019",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "La Cuenca Cooper del Pérmico–Triásico Medio es la provincia productora de hidrocarburos convencional en tierra firme más importante de Australia. La cuenca también alberga una variedad de tipos de yacimientos de gas no convencionales, incluidos gas centrado en la cuenca y acumulaciones de gas compacto, gas de carbón seco profundo asociado con las Formaciones Patchawarra y Toolachee, y los yacimientos de gas de esquisto Murteree y Roseneath. Este estudio utilizó análisis de sistemas petrolíferos para investigar la madurez y el potencial de generación de 10 rocas fuente del Pérmico en la Cuenca Cooper. Se utilizó un modelo determinista de sistemas petrolíferos para cuantificar el volumen de hidrocarburos expulsados y retenidos, estimado en 1272 mil millones de BOE (512 mil millones de barriles y 760 mil millones de BOE) y 977 mil millones de BOE (362 mil millones de barriles y 615 mil millones de BOE), respectivamente. Se utilizaron simulaciones de Monte Carlo para cuantificar la incertidumbre en los volúmenes generados y para demostrar la sensibilidad de estos resultados a las variaciones en las características de la roca fuente. El gran potencial total de generación de la Cuenca Cooper y la amplia distribución de la cocina fuente del Pérmico destacan la importancia de la cuenca como una provincia de hidrocarburos de clase mundial. La gran disparidad entre el volumen calculado de hidrocarburos generados y el volumen encontrado hasta ahora en los yacimientos indica el potencial de grandes volúmenes para permanecer dentro de la cuenca, a pesar de las pérdidas significativas por filtración y lavado con agua. Los hidrocarburos expulsados han proporcionado una carga abundante tanto a las acumulaciones convencionales como a los yacimientos de gas compacto y centrados en la cuenca, y la amplia distribución espacial de los hidrocarburos que permanecen dentro de las rocas fuente, especialmente aquellas dentro de las Formaciones Toolachee y Patchawarra, sugiere el potencial de yacimientos de esquisto y de carbón seco profundo generalizados.",
    url = "https://doi.org/10.1306/05111817249",
    doi = "10.1306/05111817249",
    number = "1",
    openalex = "W2807279711",
    pages = "31-63",
    volume = "103",
    references = "doi1010022013jb010626, doi1010160016703789901361, doi1010160016703792902155, doi1010160264817295969045, doi101016026481729598381e, doi101016026481729598382f, doi101016s0146638002001833, doi101017cbo9780511606021, doi10103819953, openalexw1980909228"
}

@article{doi101016jmarpetgeo2020104243,
    author = "Mahon, Elizabeth y Wallace, Malcolm W.",
    title = "Historia estructural cenozoica de la cuenca de Gippsland: inicio oligoceno temprano de la tectónica compresiva en el sudeste de Australia",
    year = "2020",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104243",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2020.104243",
    openalex = "W2998963053",
    references = "hocking1972geologic"
}

@incollection{crossref2021selected,
    title = "Análisis de cuencas seleccionado",
    year = "2021",
    booktitle = "Avances en la Cooperación Transfronteriza del Agua bajo la Convención sobre el Agua",
    url = "https://doi.org/10.18356/9789210057899c012",
    doi = "10.18356/9789210057899c012",
    pages = "70-83"
}

Una parte significativa de la inversión planificada en recursos energéticos y minerales en Australia ahora es para el hidrógeno (H2). Ya sea a partir de combustibles fósiles con captura y almacenamiento de carbono o mediante la electrólisis del agua utilizando energía renovable, existe una prima de precio para el hidrógeno manufacturado. La producción de H2 a partir de fuentes geológicas (H2 geológico) podría ser más rentable. La mayoría de las fuentes de H2 geológico son abióticas y su potencial de recursos es en gran parte desconocido. También existen fuentes biogénicas (microbianas y termogénicas). El enfoque de este estudio es sobre una fuente termogénica donde la cinética química de la generación de H2 a partir de la descomposición térmica de materia orgánica derivada de plantas terrestres se ha aplicado dentro de un marco de modelado de sistemas petrolíferos para la Cuenca Cooper. El modelado de carbones y lutitas de la Formación Patchawarra media, las principales rocas fuente de petróleo, indica que el H2 libre está disponible a maduraciones >3,5% de reflectancia de vitrinita y que se predice que un gran volumen de H2 libre ocurrirá en un 'punto dulce' profundamente dentro del Tronco Nappamerri. Las concentraciones de H2 libre in situ profundamente dentro del Tronco Nappamerri se predice que son comparables a las concentraciones de metano en yacimientos de gas de lutita no convencional productivos. No obstante, la exploración de perforación dentro del centro de depocén de la Cuenca Cooper es escasa y un sistema profundo de H2 permanece en gran parte sin probar.

@article{doi101071aj22084,
    author = "Boreham, Christopher J. y Edwards, Dianne S. y Feitz, Andrew y Murray, Andrew y Mahlstedt, Nicolaj y Horsfield, Brian",
    title = "Modelado de la generación de gas de hidrógeno a partir de materia orgánica sobremadura en la Cuenca Cooper, Australia",
    year = "2023",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Una parte significativa de la inversión planificada en recursos energéticos y minerales en Australia ahora es para el hidrógeno (H2). Ya sea a partir de combustibles fósiles con captura y almacenamiento de carbono o mediante la electrólisis del agua utilizando energía renovable, existe una prima de precio para el hidrógeno manufacturado. La producción de H2 a partir de fuentes geológicas (H2 geológico) podría ser más rentable. La mayoría de las fuentes de H2 geológico son abióticas y su potencial de recursos es en gran parte desconocido. También existen fuentes biogénicas (microbianas y termogénicas). El enfoque de este estudio es sobre una fuente termogénica donde la cinética química de la generación de H2 a partir de la descomposición térmica de materia orgánica derivada de plantas terrestres se ha aplicado dentro de un marco de modelado de sistemas petrolíferos para la Cuenca Cooper. El modelado de carbones y lutitas de la Formación Patchawarra media, las principales rocas fuente de petróleo, indica que el H2 libre está disponible a maduraciones \>3,5\% de reflectancia de vitrinita y que se predice que un gran volumen de H2 libre ocurrirá en un 'punto dulce' profundamente dentro del Tronco Nappamerri. Las concentraciones de H2 libre in situ profundamente dentro del Tronco Nappamerri se predice que son comparables a las concentraciones de metano en yacimientos de gas de lutita no convencional productivos. No obstante, la exploración de perforación dentro del centro de depocén de la Cuenca Cooper es escasa y un sistema profundo de H2 permanece en gran parte sin probar.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj22084",
    doi = "10.1071/aj22084",
    openalex = "W4376105451",
    references = "hall2019hydrocarbon"
}

@incollection{crossref2025selected,
    title = "Análisis de cuencas seleccionado",
    year = "2025",
    booktitle = "Avances en la Cooperación Transfronteriza del Agua bajo la Convención sobre el Agua",
    url = "https://doi.org/10.18356/9789211065022c012",
    doi = "10.18356/9789211065022c012",
    pages = "92-113"
}

Los deltas dominados por oleaje son anfitriones importantes de reservas globales de hidrocarburos, conteniendo volúmenes significativos dentro de reservorios de arenisca de buena calidad y extensión lateral. Estos deltas a menudo contienen una arquitectura interna ordenada con patrones predecibles de distribución de facies identificados a una escala detallada en afloramientos como la Formación Blackhawk cretácico de los Book Cliffs, Utah, EE. UU. Esta predecibilidad puede utilizarse para apoyar la caracterización y modelado de reservorios en regiones subsuperficiales con control limitado de pozos y solo resolución a escala sísmica, reduciendo el riesgo y la incertidumbre en la predicción de volúmenes de hidrocarburos. Este estudio ilustra cómo el mapeo sísmico detallado y las extracciones de atributos se utilizaron para refinar un marco estratigráfico de secuencias para una costa dominada por oleaje en la Cuenca de Gippsland. La ciclicidad natural de sistemas progradacionales, aggradacionales y transgresivos fue capturada en esta evaluación, interpretada como impulsada por conmutación autocíclica, influenciada por aporte fluvial y tectonismo extensional activo, reworked por oleaje. La integración de este marco detallado de estratigrafía de secuencias con análogos de clase mundial se utilizó para informar distribuciones de facies, apoyando predicciones para la distribución y calidad de reservorios fuera del control de pozos.

@article{doi101071ep24240,
    author = "Wilkinson, Lindsey y Lavin, Ciarán y Davies, Clare E.",
    title = "Predicción de reservorios en sistemas fluvio-deltaicos dominados por oleaje utilizando técnicas estratigráficas de secuencias sísmicas, un ejemplo de la Formación Golden Beach cretácico, cuenca offshore de Gippsland",
    year = "2025",
    journal = "Australian Energy Producers journal.",
    abstract = "Los deltas dominados por oleaje son anfitriones importantes de reservas globales de hidrocarburos, conteniendo volúmenes significativos dentro de reservorios de arenisca de buena calidad y extensión lateral. Estos deltas a menudo contienen una arquitectura interna ordenada con patrones predecibles de distribución de facies identificados a una escala detallada en afloramientos como la Formación Blackhawk cretácico de los Book Cliffs, Utah, EE. UU. Esta predecibilidad puede utilizarse para apoyar la caracterización y modelado de reservorios en regiones subsuperficiales con control limitado de pozos y solo resolución a escala sísmica, reduciendo el riesgo y la incertidumbre en la predicción de volúmenes de hidrocarburos. Este estudio ilustra cómo el mapeo sísmico detallado y las extracciones de atributos se utilizaron para refinar un marco estratigráfico de secuencias para una costa dominada por oleaje en la Cuenca de Gippsland. La ciclicidad natural de sistemas progradacionales, aggradacionales y transgresivos fue capturada en esta evaluación, interpretada como impulsada por conmutación autocíclica, influenciada por aporte fluvial y tectonismo extensional activo, reworked por oleaje. La integración de este marco detallado de estratigrafía de secuencias con análogos de clase mundial se utilizó para informar distribuciones de facies, apoyando predicciones para la distribución y calidad de reservorios fuera del control de pozos.",
    url = "https://doi.org/10.1071/ep24240",
    doi = "10.1071/ep24240",
    openalex = "W4410576924",
    references = "bernecker2001hydrocarbon"
}