Geología económica

@article{degolyer1918the,
    author = "DeGolyer, E.",
    title = "La Geología de los Yacimientos de Petróleo de Cuba",
    year = "1918",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d932509-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d932509-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    number = "1",
    openalex = "W2055650813",
    pages = "133-167",
    volume = "2"
}

@book{moore1940coal25,
    author = "Moore, E. S",
    title = "Carbón",
    year = "1940",
    publisher = "Sus Propiedades, Análisis, Clasificación, Extracción, Usos y Distribución [2ª ed.]: Nueva York, John Wiley \& Sons, 473 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Moore, E. S., 1940, Carbón: Sus Propiedades, Análisis, Clasificación, Extracción, Usos y Distribución [2ª ed.]: Nueva York, John Wiley \& Sons, 473 p.}"
}

@techreport{weaver1962challenge33,
    author = "Weaver, P",
    title = "Challenge to Cambrian prospecting",
    year = "1962",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 46, no. 10, p. 1941-1943",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Weaver, P., 1962, Challenge to Cambrian prospecting: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 46, no. 10, p. 1941-1943.}"
}

@misc{brod1965oil7,
    author = "Brod, I. O. y Vysotskiy, I. V",
    title = "Cuencas de petróleo y gas del mundo",
    year = "1965",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 598 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Brod, I. O., y Vysotskiy, I. V., 1965, Cuencas de petróleo y gas del mundo: Moscú, Editorial Nedra, 598 p.}"
}

@misc{popova1965organic27,
    author = "Popova, Z. P. y Glazunova, N. N",
    title = "Residuos orgánicos en el petróleo del campo petrolífero de Markovskii",
    year = "1965",
    howpublished = "Informes de la Academia de Ciencias de la URSS, v. 161, no. 3, p. 673-675; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1965, Informes de la Academia de Ciencias de la URSS, v.161, p. 67-69",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Popova, Z. P., y Glazunova, N. N., 1965, Residuos orgánicos en el petróleo del campo petrolífero de Markovskii: Informes de la Academia de Ciencias de la URSS, v. 161, no. 3, p. 673-675; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1965, Informes de la Academia de Ciencias de la URSS, v.161, p. 67-69.}"
}

RESUMEN La cuenca del Cuanza se encuentra en el noroeste de Angola, en la costa atlántica de África occidental. Esta cuenca mide aproximadamente 300 km de largo de norte a sur y 170 km de ancho de este a oeste, y contiene una secuencia carbonatada-evaporítica del Cretácico inferior y una secuencia arcilloso-arenosa del Cretácico superior y el Terciario. El basamento cristalino precámbrico está parcialmente cubierto por rocas efusivas y sedimentos de tipo lavado granítico. Los sedimentos superficiales y subsuperficiales de la cuenca consisten en estratos del Cretácico inferior y superior, Paleoceno, Eoceno y Mioceno. Se han reportado ocurrencias de petróleo y gas en casi todas las unidades estratigráficas de la cuenca del Cuanza, y existe una producción importante desde las rocas del Cretácico. El estudio de estas ocurrencias de hidrocarburos y de la historia geológica de la cuenca muestra que existen estrechas relaciones entre las fuentes, la migración y el atrapamiento del petróleo, y el ambiente de deposición controlado por el basamento y la tectónica de sales. Durante el tiempo del Cretácico inferior, el hundimiento de la parte central de una cuenca restringida determinó la deposición regional cíclica de una secuencia carbonatada-evaporítica, proporcionando una situación favorable para la génesis y el atrapamiento del petróleo. Así, la deposición durante el tiempo del Aptiano de una caliza cristalina muy fina, intercalada con caliza arcillosa y cubierta por una calcarenita arenosa oölítica, que a su vez yace debajo de evaporitas, tuvo una influencia importante en la extensión posterior de las acumulaciones de petróleo en la Formación Binga. Durante el tiempo del Aptiano-Albiano, el hundimiento diferencial en el margen occidental de la cuenca causó la interfingering lateral de calcarenita de arrecife de fondo, carbonato arcilloso y evaporita. Se cree que esta interfingering está estrechamente relacionada con las acumulaciones de petróleo en esta área. El desarrollo vertical muy importante de los depósitos de arrecife en el área de Tonga está relacionado con la migración lateral de la Sal Masiva subyacente, que fluyó con la ayuda del exceso de peso introducido por el arrecife en crecimiento. En el margen oriental, las construcciones de arrecife del Albiano superior, coronadas por lutita marina, también proporcionaron una situación favorable para la generación y acumulación de petróleo. Durante el tiempo del Cretácico superior y el Terciario, parece que una flexura importante del basamento o una zona de fallas estuvo asociada genéticamente con la pendiente hacia abajo con depósitos que se acumularon con mayor espesor que en otros lugares. Esta flexura y los lugares de deposición máxima se movieron hacia el este durante el Cretácico superior y el Paleoceno, luego hacia el oeste durante el Eoceno y el Mioceno. Estas formaciones espesas, que son principalmente arcilloso-arenosas y que se depositaron parcialmente en ambientes deltaicos y lagunares, pasan hacia el oeste a depósitos marinos más delgados y hacia el este a depósitos continentales más delgados. Durante cada época particular correspondiente a una estabilización de esta flexura en movimiento, las condiciones favorables para la génesis de hidrocarburos parecen estar relacionadas con estos ambientes de transición. La producción de petróleo se encuentra por encima de la Sal Masiva en la cresta de anticlinales de sal, y se ha descubierto un pequeño campo petrolero por debajo de la Sal Masiva a lo largo de una cresta del Complejo del Basamento en un pinch-out de areniscas entre micaesisto precámbrico por debajo y sal por encima.

@article{doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d,
    author = "Brognon, Georges P. and Verrier, Georges R.",
    title = "Petróleo y Geología en la Cuenza de Cuanza de Angola",
    year = "1966",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN La cuenca de Cuanza se encuentra en el noroeste de Angola, en la costa atlántica de África Occidental. Esta cuenca tiene aproximadamente 300 km de largo de norte a sur y 170 km de ancho de este a oeste, y contiene una secuencia carbonatada-evaporítica del Cretácico Temprano y una secuencia arcilloso-arenosa del Cretácico Tardío y el Terciario. El basamento cristalino precámbrico está parcialmente cubierto por rocas efusivas y sedimentos de tipo lavado granítico. Los sedimentos superficiales y subsuperficiales de la cuenca consisten en estratos del Cretácico Inferior y Superior, Paleoceno, Eoceno y Mioceno. Se han reportado ocurrencias de petróleo y gas en casi todas las unidades estratigráficas de la cuenca de Cuanza, y existe una producción importante desde las rocas del Cretácico. El estudio de estas ocurrencias de hidrocarburos y de la historia geológica de la cuenca muestra que existen estrechas relaciones entre las fuentes, la migración y el atrapamiento del petróleo, y el ambiente de deposición controlado por el basamento y la tectónica de sal. Durante el Cretácico Temprano, el hundimiento de la parte central de una cuenca restringida determinó la deposición regional cíclica de una secuencia carbonatada-evaporítica que proporcionó una situación favorable para la génesis y el atrapamiento del petróleo. Así, la deposición durante el tiempo Aptiano de una caliza cristalina muy fina, intercalada con caliza arcillosa y cubierta por una calcarenita arenosa oölítica, que a su vez yace debajo de evaporitas, tuvo una influencia importante en la extensión posterior de las acumulaciones de petróleo en la Formación Binga. Durante el tiempo Aptiano-Albiano, el hundimiento diferencial en el margen occidental de la cuenca causó la interfingering lateral de calcarenita de arrecife de fondo, carbonato arcilloso y evaporita. Se cree que esta interfingering está estrechamente relacionada con las acumulaciones de petróleo en esta área. El desarrollo vertical muy importante de depósitos de arrecife en el área de Tonga está relacionado con la migración lateral del Sal Masivo subyacente, que fluyó con la ayuda del exceso de peso introducido por el arrecife en crecimiento. En el margen oriental, los arrecifes superiores del Albiano coronados por lutita marina también proporcionaron una situación favorable para la generación y acumulación de petróleo. Durante el Cretácico Tardío y el Terciario, una flexura importante del basamento o zona de falla parece haber estado asociada genéticamente con la pendiente hacia abajo con depósitos que se acumularon con mayor espesor que en otras partes. Esta flexura y los lugares de deposición máxima se movieron hacia el este durante el Cretácico Tardío y el Paleoceno, luego hacia el oeste durante el Eoceno y el Mioceno. Estas formaciones gruesas, que son principalmente arcilloso-arenosas y que se depositaron parcialmente en ambientes deltaicos y lagunares, pasan hacia el oeste a depósitos marinos más delgados y hacia el este a depósitos continentales más delgados. Durante cada época particular correspondiente a una estabilización de esta flexura en movimiento, las condiciones favorables para la génesis de hidrocarburos parecen estar relacionadas con estos ambientes de transición. La producción de petróleo se encuentra por encima del Sal Masivo en la cresta de anticlinales de sal, y se ha descubierto un pequeño campo petrolero por debajo del Sal Masivo a lo largo de una cresta del Complejo del Basamento en un pinch-out de areniscas entre micaesisto precámbrico por debajo y sal por encima.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25b471-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25b471-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2029859313"
}

@article{drobot1966new10,
    author = "Drobot, D. I. y Isayev, V. P",
    title = "Nuevos datos sobre la composición y propiedades del petróleo del Cámbrico inferior de la región Prilenskii del cuenca petrolífera de Irkutskii",
    year = "1966",
    journal = "Academia de Ciencias de la URSS, Departamento Siberiano, Geología y Geofísica, v. 10, p. 32-41; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1967, International Geological Review, v.9, No.8, p. 1028-1035",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Drobot, D. I., y Isayev, V. P., 1966, Nuevos datos sobre la composición y propiedades del petróleo del Cámbrico inferior de la región Prilenskii del cuenca petrolífera de Irkutskii: Academia de Ciencias de la URSS, Departamento Siberiano, Geología y Geofísica, v. 10, p. 32-41; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1967, International Geological Review, v.9, No.8, p. 1028-1035.}"
}

@misc{levorson1967geology24,
    author = "Levorson, A. I",
    title = "Geología del petróleo [2ª ed.]",
    year = "1967",
    howpublished = "San Francisco, W.H. Freeman, 724 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Levorson, A. I., 1967, Geología del petróleo [2ª ed.]: San Francisco, W.H. Freeman, 724 p.}"
}

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

@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. y Ryabuknin, G. Y",
    title = "Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS",
    year = "1969",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 477 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Bakirov, A. A., y Ryabuknin, G. Y., 1969, Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS: Moscú, Editorial Nedra, 477 p.}"
}

@misc{gladkov1970about15,
    author = "Gladkov, V. G. y Nikitin, V. P. y Khrenov, P. M",
    title = "Sobre la cuestión de la cinemática de la halogenación en los perfiles y en el cinturón plegado de la parte sur de la Plataforma Siberiana",
    year = "1970",
    howpublished = "Informes de la Academia de Ciencias de la URSS, v. 190, no. 2, p. 405-408; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1970, Academia de Ciencias, URSS Doklady, v.190, p. 42- 45",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gladkov, V. G., Nikitin, V. P., y Khrenov, P. M., 1970, Sobre la cuestión de la cinemática de la halogenación en los perfiles y en el cinturón plegado de la parte sur de la Plataforma Siberiana: Informes de la Academia de Ciencias de la URSS, v. 190, no. 2, p. 405-408; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1970, Academia de Ciencias, URSS Doklady, v.190, p. 42- 45.}"
}

@article{vassoyevich1970more32,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "Más sobre la cuestión de las perspectivas de petróleo y gas en depósitos del Cámbrico tardío",
    year = "1970",
    journal = "Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; traducción al inglés por el American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Vassoyevich, N. B. et al., 1970, Más sobre la cuestión de las perspectivas de petróleo y gas en depósitos del Cámbrico tardío: Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; traducción al inglés por el American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
}

@misc{fassett1971geology11,
    author = "Fassett, J. E. y Hinds, J. S",
    title = "Geología y recursos de combustibles de la Formación Fruitland y la Pizarría Kirtland de la Cuenca San Juan, Nuevo México y Colorado",
    year = "1971",
    howpublished = "United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Fassett, J. E., y Hinds, J. S., 1971, Geología y recursos de combustibles de la Formación Fruitland y la Pizarría Kirtland de la Cuenca San Juan, Nuevo México y Colorado: United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp.}"
}

@misc{garilov1971about14,
    author = "Garilov, Y. Y. y Kulibakina, I. B. y Teplinskiy, G. I",
    title = "Sobre la formación de depósitos de hidrocarburos del campo petrolífero de Markovskii",
    year = "1971",
    howpublished = "Geología del petróleo y el gas, v. 2, p. 30-31",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Garilov, Y. Y., Kulibakina, I. B., y Teplinskiy, G. I., 1971, Sobre la formación de depósitos de hidrocarburos del campo petrolífero de Markovskii: Geología del petróleo y el gas, v. 2, p. 30-31.}"
}

@misc{bazanov1973geological4,
    author = "Bazanov, E. A",
    title = "Estructura geológica del campo petrolífero de Yaraktinskoye en la región de Irkutsk",
    year = "1973",
    howpublished = "Geología del petróleo y el gas, v. 7, p. 15-18",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Bazanov, E. A., 1973, Estructura geológica del campo petrolífero de Yaraktinskoye en la región de Irkutsk: Geología del petróleo y el gas, v. 7, p. 15-18.}"
}

Resumen El propósito de este trabajo es relacionar las observaciones principales de los diversos contribuyentes al volumen dentro de un amplio contexto de geología regional y realizar una estimación del potencial petrolero canadiense basándose en gran medida en este material básico. Las 38 cuencas sedimentarias no metamórficas reconocidas en este estudio se han clasificado en 7 tipos para proporcionar un marco dentro del cual el potencial petrolero pueda estimarse de manera uniforme y permitir la comparación con cuencas sedimentarias del mundo. Dentro de la región estable se reconocen 4 categorías de cuencas: el centro del cratón, el margen del cratón, el margen del cratón perturbado (este último situado en la interfaz con el cinturón móvil) y la cuenca de rift o colapso. Se definen dos tipos de cuencas de margen costero: los tipos estables e inestables. Finalmente, dentro del cinturón móvil se encuentran las cuencas intermontanas. Cada uno de estos tipos es geométricamente bastante distinto como resultado de su configuración tectónica única, que a su vez controla sus propiedades sedimentológicas. El carácter tectono-sedimentario de cada estilo de cuenca se relaciona a su vez con una asociación limitada y característica de tipos de ocurrencia de petróleo. Las cuencas de tendencia relativamente más negativa, es decir, los tipos de margen del cratón, rift y margen costero inestable, tienen un mayor potencial petrolero debido a sus atributos estructurales y estratigráficos particulares. Un esquema de la historia geológica de Norteamérica septentrional basado en el estudio de cuatro secuencias estratigráficas principales dentro del Fanerozoico sirve para delinear la evolución de las cuencas canadienses en el tiempo y el espacio. Las megasecuencias de distribución continental se eligieron para enfatizar los eventos tectónicos significativos responsables de la formación de las cuencas, particularmente con respecto a los conceptos generalmente aceptados de tectónica global. Las estimaciones del potencial se basan en una variedad de métodos, pero todos implican análisis geológico. El método volumétrico se utiliza para probar la razonabilidad de los resultados frente a otras regiones del mundo. El potencial de las diversas cuencas varía ampliamente desde muy bajo para las del centro del cratón hasta alto para las de los márgenes costeros inestables. Estos valores se muestran en una tabla que presenta estimaciones de recursos de petróleo y gas y volúmenes sedimentarios para todas las cuencas, así como una serie de parámetros calculados para cada una, como los rendimientos de petróleo y gas por milla cúbica, el rendimiento combinado de petróleo más gas equivalente, etc. Además, una descripción geológica tabular para cada cuenca proporciona un resumen de la documentación para las estimaciones seguido de una descripción agregada de cada tipo de cuenca basada en los ejemplos descritos. Canadá tiene un potencial petrolero convencional bastante confortable (incluyendo el petróleo y gas ya descubiertos) estimado en 85 mil millones de barriles de petróleo y 577 billones de pies cúbicos de gas que ocurren dentro de 3,5 millones de millas cúbicas de roca sedimentaria no metamórfica, excluyendo las pendientes continentales. La mayor parte del recurso futuro se encuentra en áreas geográficamente remotas y en áreas que involucran problemas logísticos severos. No acompañan a este trabajo estudios económicos, por lo que es imposible decir a qué precio y en qué tiempo estará disponible el suministro. Es seguro decir, sin embargo, que la mayor parte de él se obtendrá solo a un costo relativamente alto. También es bastante evidente que el suministro futuro de menor costo a corto plazo en las áreas más accesibles del país es relativamente pequeño, ascendiendo a un poco más de 6 mil millones de barriles de petróleo y 55 billones de pies cúbicos de gas más allá de lo que ya ha sido descubierto. Es evidente también que cualquier posibilidad de reservas futuras importantes puede residir solo en tres regiones posibles lo suficientemente grandes volumétricamente, o lo suficientemente ricas para contenerlas: la cuenca de Mackenzie, la cuenca de Sverdrup y partes de la zona costera del este en alta mar.

@article{openalexw2207850532,
    author = "McCrossan, R. G. and Porter, J. W.",
    title = "La Geología y el Potencial Petrolífero de las Cuenas Sedimentarias Canadienses — Una Síntesis",
    year = "1973",
    abstract = "Abstract El propósito de este trabajo es relacionar las observaciones principales de los diversos contribuyentes al volumen dentro de un amplio contexto de geología regional y realizar una estimación del potencial petrolífero canadiense basándose en gran medida en este material básico. Las 38 cuencas sedimentarias no metamórficas reconocidas en este estudio se han clasificado en 7 tipos para proporcionar un marco dentro del cual el potencial petrolífero pueda ser estimado de manera uniforme y permitir la comparación con cuencas sedimentarias del mundo. Dentro de la región estable se reconocen 4 categorías de cuencas: el centro del cratón, el margen del cratón, el margen del cratón perturbado (este último situado en la interfaz con el cinturón móvil) y la cuenca de rift o colapso. Se definen dos tipos de cuencas de margen costero: los tipos estables e inestables. Finalmente, dentro del cinturón móvil se encuentran las cuencas intermontanas. Cada uno de estos tipos es geométricamente bastante distinto como resultado de su único entorno tectónico, que a su vez controla sus propiedades sedimentológicas. El carácter tectono-sedimentario de cada estilo de cuenca se relaciona a su vez con una asociación limitada y característica de tipos de ocurrencia de petróleo. Las cuencas de tendencia relativamente más negativa, es decir, los tipos de margen del cratón, rift y margen costero inestable, tienen un mayor potencial petrolífero debido a sus atributos estructurales y estratigráficos particulares. Un esquema de la historia geológica de Norteamérica septentrional basado en el estudio de cuatro secuencias estratigráficas principales dentro del Fanerozoico sirve para delinear la evolución de las cuencas canadienses en el tiempo y el espacio. Las megasecuencias de distribución continental fueron seleccionadas para enfatizar los eventos tectónicos significativos responsables de la formación de las cuencas, particularmente con respecto a los conceptos generalmente aceptados de tectónica global. Las estimaciones del potencial se basan en una variedad de métodos, pero todos implican análisis geológico. El método volumétrico se utiliza para probar la razonabilidad de los resultados frente a otras regiones del mundo. El potencial de las diversas cuencas varía ampliamente desde muy bajo para las del centro del cratón hasta alto para las de los márgenes costeros inestables. Estos valores se muestran en una tabla que presenta estimaciones de recursos de petróleo y gas y volúmenes sedimentarios para todas las cuencas, así como una serie de parámetros calculados para cada una, como los rendimientos de petróleo y gas por milla cúbica, el rendimiento combinado de petróleo más gas equivalente, etc. Además, una descripción geológica tabular para cada cuenca proporciona un resumen de la documentación para las estimaciones seguido de una descripción agregada de cada tipo de cuenca basada en los ejemplos descritos. Canadá tiene un potencial petrolífero convencional bastante cómodo (incluyendo el petróleo y gas ya descubiertos) estimado en 85 mil millones de barriles de petróleo y 577 billones de pies cúbicos de gas que ocurren dentro de 3,5 millones de millas cúbicas de roca sedimentaria no metamórfica, excluyendo las pendientes continentales. La mayor parte del recurso futuro se encuentra en áreas geográficamente remotas y en áreas que involucran problemas logísticos severos. No acompañan a este trabajo estudios económicos, por lo que es imposible decir a qué precio y en qué tiempo estará disponible el suministro. Es seguro decir, sin embargo, que la mayor parte de él se obtendrá solo a un costo relativamente alto. También es bastante evidente que el suministro futuro de menor costo a corto plazo en las áreas más accesibles del país es relativamente pequeño, ascendiendo a un poco más de 6 mil millones de barriles de petróleo y 55 billones de pies cúbicos de gas más allá de lo que ya ha sido descubierto. Es evidente también que cualquier posibilidad de reservas futuras importantes puede residir solo en tres regiones posibles lo suficientemente grandes volumétricamente, o lo suficientemente ricas para contenerlas: la cuenca de Mackenzie, la cuenca de Sverdrup y partes de la zona costera oriental fuera de la costa.",
    openalex = "W2207850532"
}

@techreport{sozansky1973origin31,
    author = "Sozansky, V. I",
    title = "Origen de depósitos de sal en cuencas de aguas profundas del Océano Atlántico",
    year = "1973",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 57, p. 589-590",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Sozansky, V. I., 1973, Origen de depósitos de sal en cuencas de aguas profundas del Océano Atlántico: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 57, p. 589-590.}"
}

Los sedimentos de la cuenca de Gabón, con un espesor de 16.000–18.000 m, abarcan edades desde el Cretácico Temprano, o quizás el Jurásico más reciente, hasta tiempos recientes. Una capa de sal de edad Aptiense tardía separa la facies casi completamente continental de la secuencia presal o de Cocobeach de los sedimentos postsal mayormente marinos. Desde su inicio, la cuenca ha adoptado la forma de un half graben cuyo borde oriental consistía en una serie de tres, o quizás más, zonas de bisagra que migraron sucesivamente más hacia el oeste y que controlaron la distribución de los ambientes de deposición y los cambios de facies. El reconocimiento de las zonas de bisagra es de gran importancia para predecir las tendencias de los yacimientos. En su parte central, la cuenca estaba bordeada al oeste por el macizo basement de Anguille, y como la posición de este macizo permaneció más o menos fija en el margen continental (actual), la cuenca se hizo más estrecha con el tiempo. No fue hasta el tiempo Mioceno que el macizo de Anguille se hundió fuertemente y dejó de influir en la deposición. Principalmente durante la deposición tardía de Cocobeach se formó la zona horst Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba. Después de la peneplanación de los horsts y grabens por igual, el mar invadió la cuenca de Gabón por primera vez. La secuencia relativamente delgada, transgresiva y costero-marina entre la discordancia y la sal superpuesta se llama "formación Gamba", cuyos areniscas son productores importantes de petróleo. La tendencia productiva principal está relacionada con la configuración estructural de los horsts y grabens subyacentes. La tercera zona de bisagra (cinturón de bisagra Atlántico) estuvo activa durante la deposición de gran parte de la secuencia postsal. Esta zona de bisagra probablemente se extiende sobre toda la longitud de la cuenca y controló la separación de ambientes marinos profundos (fuente) al oeste de los ambientes de plataforma (yacimiento) al este. La falta de miembros de lutita para cubrir las rocas potenciales de yacimiento a lo largo de al menos partes del cinturón de bisagra puede explicar por qué no se han encontrado acumulaciones importantes de petróleo hasta ahora. Los principales campos petroleros que producen de los sedimentos postsal están a 60–100 km al oeste del cinturón de bisagra Atlántico, parcialmente en la pendiente oriental del macizo basement de Anguille. Los ambientes de deposición de los sedimentos productores varían desde estuarinos de agua salobre hasta deltaicos marinos distales; los campos petroleros más grandes están al oeste no como resultado de condiciones óptimas de yacimiento sino debido al desarrollo oportuno de estructuras domales inducidas por sal no perforantes de gran extensión areal. Fuertes perforaciones de sal están presentes más al este en partes más profundas de la cuenca de deposición, y las acumulaciones de petróleo relacionadas con estas perforaciones tienden a ser más pequeñas.

@article{brink1974petroleum,
    author = "Brink, A. H.",
    title = "Petroleum Geology of Gabon Basin",
    year = "1974",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Sedimentos de la cuenca de Gabón, con un espesor de 16.000–18.000 m, abarcan edades desde el Cretácico Temprano, o quizás el Jurásico más reciente, hasta tiempos recientes. Una capa de sal de edad Aptiense tardía separa la facies casi completamente continental de la secuencia presal o de Cocobeach de los sedimentos postsal mayormente marinos. Desde su inicio, la cuenca ha adoptado la forma de un half graben cuyo borde oriental consistía en una serie de tres, o quizás más, zonas de bisagra que migraron sucesivamente más hacia el oeste y que controlaron la distribución de los ambientes de deposición y los cambios de facies. El reconocimiento de las zonas de bisagra es de gran importancia para predecir las tendencias de los yacimientos. En su parte central, la cuenca estaba bordeada al oeste por el macizo basement de Anguille, y como la posición de este macizo permaneció más o menos fija en el margen continental (actual), la cuenca se hizo más estrecha con el tiempo. No fue hasta el tiempo Mioceno que el macizo de Anguille se hundió fuertemente y dejó de influir en la deposición. Principalmente durante la deposición tardía de Cocobeach se formó la zona horst Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba. Después de la peneplanación de los horsts y grabens por igual, el mar invadió la cuenca de Gabón por primera vez. La secuencia relativamente delgada, transgresiva y costero-marina entre la discordancia y la sal superpuesta se llama "formación Gamba", cuyos areniscas son productores importantes de petróleo. La tendencia productiva principal está relacionada con la configuración estructural de los horsts y grabens subyacentes. La tercera zona de bisagra (cinturón de bisagra Atlántico) estuvo activa durante la deposición de gran parte de la secuencia postsal. Esta zona de bisagra probablemente se extiende sobre toda la longitud de la cuenca y controló la separación de ambientes marinos profundos (fuente) al oeste de los ambientes de plataforma (yacimiento) al este. La falta de miembros de lutita para cubrir las rocas potenciales de yacimiento a lo largo de al menos partes del cinturón de bisagra puede explicar por qué no se han encontrado acumulaciones importantes de petróleo hasta ahora. Los principales campos petroleros que producen de los sedimentos postsal están a 60–100 km al oeste del cinturón de bisagra Atlántico, parcialmente en la pendiente oriental del macizo basement de Anguille. Los ambientes de deposición de los sedimentos productores varían desde estuarinos de agua salobre hasta deltaicos marinos distales; los campos petroleros más grandes están al oeste no como resultado de condiciones óptimas de yacimiento sino debido al desarrollo oportuno de estructuras domales inducidas por sal no perforantes de gran extensión areal. Fuertes perforaciones de sal están presentes más al este en partes más profundas de la cuenca de deposición, y las acumulaciones de petróleo relacionadas con estas perforaciones tienden a ser más pequeñas.",
    url = "https://doi.org/10.1306/83d913bc-16c7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/83d913bc-16c7-11d7-8645000102c1865d",
    number = "2",
    openalex = "W2067055967",
    pages = "216-235",
    volume = "58",
    references = "doi1013060bda61ca16bd11d78645000102c1865d, doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d, openalexw2269081355"
}

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

@misc{richards1975lead28,
    author = "Richards, J. R",
    title = "Datos de isótopos de plomo en tres localidades de galena del norte de Australia",
    year = "1975",
    howpublished = "Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Richards, J. R., 1975, Datos de isótopos de plomo en tres localidades de galena del norte de Australia: Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301.}"
}

@book{degens1976stratabound8,
    author = "Degens, E. T. y Ross, D. A",
    title = "Depósitos Metálicos Vinculados a Estratos Encontrados en o Cerca de Rifts Activos, en Wolf, K. H., ed., Manual de Depósitos de Minerales Vinculados a Estratos",
    year = "1976",
    publisher = "Ámsterdam, Elsevier, v. 4, p. 165-202; 1976 [429 pp.]",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Degens, E. T., y Ross, D. A., 1976, Depósitos Metálicos Vinculados a Estratos Encontrados en o Cerca de Rifts Activos, en Wolf, K. H., ed., Manual de Depósitos de Minerales Vinculados a Estratos: Ámsterdam, Elsevier, v. 4, p. 165-202; 1976 [429 pp.].}"
}

@misc{nevins1976the26,
    author = "Nevins, S. E",
    title = "El origen del carbón",
    year = "1976",
    howpublished = "Serie de impacto ICR, v. 41, p. i-iv",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Nevins, S. E., 1976, El origen del carbón: Serie de impacto ICR, v. 41, p. i-iv.}"
}

@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "Sobre el origen de los petróleos sulfurados y sulfuro de hidrógeno en los gases del horizonte Osinskii del circo Irkutskii",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Balitov, N. V., 1977, Sobre el origen de los petróleos sulfurados y sulfuro de hidrógeno en los gases del horizonte Osinskii del circo Irkutskii: Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55.}"
}

@misc{dikenshteyn1977oil9,
    author = "Dikenshteyn, G. K. et al",
    title = "Regiones de petróleo y gas de la URSS",
    year = "1977",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 328 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Dikenshteyn, G. K. et al., 1977, Regiones de petróleo y gas de la URSS: Moscú, Editorial Nedra, 328 p.}"
}

@techreport{gretener1977on17,
    author = "Gretener, P. E",
    title = "Sobre la naturaleza de las fallas de empuje con referencia particular a las lenguas basales",
    year = "1977",
    howpublished = "Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 25, p. 110-122",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gretener, P. E., 1977, Sobre la naturaleza de las fallas de empuje con referencia particular a las lenguas basales: Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 25, p. 110-122.}"
}

@misc{kontorovich1977main20,
    author = "Kontorovich, A. A. et al",
    title = "Principales pasos y resultados del reconocimiento en la provincia petrolífera y de gas del oeste de Siberia",
    year = "1977",
    howpublished = "Geología del petróleo y del gas, v. 11, p. 21- 25",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kontorovich, A. A. et al., 1977, Principales pasos y resultados del reconocimiento en la provincia petrolífera y de gas del oeste de Siberia: Geología del petróleo y del gas, v. 11, p. 21- 25.}"
}

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

@misc{belenkiy1978ways6,
    author = "Belen'kiy, V. Y. y Kunin, N. Y",
    title = "Métodos para mejorar la eficacia de la exploración sísmica al preparar [investigar] estructuras en el Yakutia Occidental",
    year = "1978",
    howpublished = "Geología del Petróleo y el Gas, v. 5, p. 22-30",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Belen'kiy, V. Y., y Kunin, N. Y., 1978, Métodos para mejorar la eficacia de la exploración sísmica al preparar [investigar] estructuras en el Yakutia Occidental: Geología del Petróleo y el Gas, v. 5, p. 22-30.}"
}

@misc{kazanskii1978methods19,
    author = "Kazanskii, V. V. et al",
    title = "Métodos para influir en las capas de colectores de baja permeabilidad de Siberia Oriental durante las pruebas",
    year = "1978",
    howpublished = "Geología del Petróleo y el Gas, v. 4, p. 60-64",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Kazanskii, V. V. et al., 1978, Métodos para influir en las capas de colectores de baja permeabilidad de Siberia Oriental durante las pruebas: Geología del Petróleo y el Gas, v. 4, p. 60-64.}"
}

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

@techreport{shibaoka1978hydrocarbon30,
    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.}"
}

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

@misc{bakirov1979oil1,
    author = "Bakirov, A. A",
    title = "Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS",
    year = "1979",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 456 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Bakirov, A. A., 1979, Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS: Moscú, Editorial Nedra, 456 p.}"
}

@misc{finlowbates1979cyclicity12,
    author = "Finlow-Bates, T",
    title = "Ciclicidad en los sedimentos portadores de plomo, zinc y plata en la mina de Mount Isa, Queensland, Australia, y tasas de acumulación de sulfuros",
    year = "1979",
    howpublished = "Economic Geology, v. 74, p. 1408-1419",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Finlow-Bates, T., 1979, Ciclicidad en los sedimentos portadores de plomo, zinc y plata en la mina de Mount Isa, Queensland, Australia, y tasas de acumulación de sulfuros: Economic Geology, v. 74, p. 1408-1419.}"
}

@misc{fuks1979genesis13,
    author = "Fuks, A. B. y Fuks, B. A",
    title = "Génesis de la zona petrolífera de los depósitos del anticlinal Nepsko-Butoubiskoy",
    year = "1979",
    howpublished = "Geología del petróleo y el gas, v. 2, p. 13-18",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Fuks, A. B., y Fuks, B. A., 1979, Génesis de la zona petrolífera de los depósitos del anticlinal Nepsko-Butoubiskoy: Geología del petróleo y el gas, v. 2, p. 13-18.}"
}

@misc{hunt1979petroleum18,
    author = "Hunt, J. M",
    title = "Geoquímica y Geología del Petróleo",
    year = "1979",
    howpublished = "San Francisco, W.H. Freeman \& Co., 617 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Hunt, J. M., 1979, Geoquímica y Geología del Petróleo: San Francisco, W.H. Freeman \& Co., 617 p.}"
}

@misc{goldberg1981razdelnyi16,
    author = "Gol'dberg, I. S. y Lebedev, B. A. y Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Predicción separada de la distribución de gas, petróleo y bitúmenes en la Plataforma Siberiana] [en ruso]",
    year = "1981",
    howpublished = "Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gol'dberg, I. S., Lebedev, B. A., y Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Predicción separada de la distribución de gas, petróleo y bitúmenes en la Plataforma Siberiana] [en ruso]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
}

RESUMEN Las rocas sedimentarias no marinas portadoras de petróleo del Terciario y Cuaternario en la cuenca de Qaidam, en el remoto oeste de China, han sido extensamente deformadas por fuerzas compresivas. Estas fuerzas crearon muchas pliegues que son objetivos actuales de los programas de exploración chinos. Se aplicaron técnicas manuales de análisis e interpretación de imágenes a imágenes Landsat mejoradas por computadora de la parte occidental de la cuenca de Qaidam con el esfuerzo de evaluar las contribuciones de la imagen Landsat en la definición de las condiciones geológicas de la cuenca y determinar su utilidad como herramienta de exploración en la región. El mayor éxito se logró en la definición del entorno geológico estructural de la región. Las interpretaciones derivadas de imágenes de pliegues, fallas de deslizamiento lateral, fallas de empuje, fallas normales o inversas y fracturas se compararon muy favorablemente, en términos de ubicaciones y números mapeados, con datos chinos compilados de años de extenso mapeo de campo. Los estudios de imágenes resultaron en la identificación de al menos un pliegue subsuperficial que no había sido detectado por el mapeo de campo. Los resultados de este estudio tienen importancia directa para la exploración. Muchas estructuras potenciales de atrapamiento de hidrocarburos fueron ubicadas con precisión y se obtuvo información que puede tener implicaciones significativas con respecto a la migración de fluidos o intentos de localizar reservorios desplazados y pliegues enterrados. Además, las orientaciones de las tendencias estructurales principales definidas a partir de imágenes Landsat se correlacionan bien con aquellas predichas para el área basadas en la teoría tectónica global. Estas correlaciones sugieren que orientaciones similares existen en la mitad oriental de la cuenca donde las rocas plegadas están mayormente oscurecidas por sedimentos superficiales no consolidados y donde ha ocurrido una exploración limitada.

@article{doi10130603b5a7a016d111d78645000102c1865d,
    author = "Bailey, GM y Anderson, Patrick D.",
    title = "Aplicaciones de la Imagen Landsat a Problemas de Exploración de Petróleo en la Cuenca de Qaidam, China",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Las rocas sedimentarias no marinas portadoras de petróleo del Terciario y Cuaternario en la cuenca de Qaidam, en el remoto oeste de China, han sido extensamente deformadas por fuerzas compresivas. Estas fuerzas crearon muchas pliegues que son objetivos actuales de los programas de exploración chinos. Se aplicaron técnicas manuales de análisis e interpretación de imágenes a imágenes Landsat mejoradas por computadora de la parte occidental de la cuenca de Qaidam con el esfuerzo de evaluar las contribuciones de la imagen Landsat en la definición de las condiciones geológicas de la cuenca y determinar su utilidad como herramienta de exploración en la región. El mayor éxito se logró en la definición del entorno geológico estructural de la región. Las interpretaciones derivadas de imágenes de pliegues, fallas de deslizamiento lateral, fallas de empuje, fallas normales o inversas y fracturas se compararon muy favorablemente, en términos de ubicaciones y números mapeados, con datos chinos compilados de años de extenso mapeo de campo. Los estudios de imágenes resultaron en la identificación de al menos un pliegue subsuperficial que no había sido detectado por el mapeo de campo. Los resultados de este estudio tienen importancia directa para la exploración. Muchas estructuras potenciales de atrapamiento de hidrocarburos fueron ubicadas con precisión y se obtuvo información que puede tener implicaciones significativas con respecto a la migración de fluidos o intentos de localizar reservorios desplazados y pliegues enterrados. Además, las orientaciones de las tendencias estructurales principales definidas a partir de imágenes Landsat se correlacionan bien con aquellas predichas para el área basadas en la teoría tectónica global. Estas correlaciones sugieren que orientaciones similares existen en la mitad oriental de la cuenca donde las rocas plegadas están mayormente oscurecidas por sedimentos superficiales no consolidados y donde ha ocurrido una exploración limitada.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a7a0-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a7a0-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2129403815",
    references = "doi103133ofr80609"
}

@book{doi1010160167527382900481,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geología y recursos petrolíferos de cuencas en el oeste de China",
    year = "1984",
    journal = "International Journal of Cardiology",
    url = "https://doi.org/10.1016/0167-5273(82)90048-1",
    doi = "10.1016/0167-5273(82)90048-1",
    openalex = "W7152732"
}

Este informe se basa principalmente en la literatura publicada disponible de forma generalizada; no está disponible una declaración detallada de la geología. La cuenca de Chaidamu es una depresión intermontaña en la parte noroeste de la provincia de Qinghai, noroeste de China. El marco de deposición de la cuenca se formó inicialmente sobre el basement paleozoico del sistema de pliegues oriental Kunlun varisco durante el episodio tardío de la orogénesis indosina, desde el Triásico tardío hasta el Jurásico temprano. Esta cuenca evolucionó a su forma actual durante el Eoceno terciario y la orogénesis himalaya del Oligoceno-Mioceno.

@article{doi103133ofr84413,
    author = "Lee, Key-Woo",
    title = "Geología de la cuenca de Chaidamu, provincia de Qinghai, noroeste de China",
    year = "1984",
    journal = "La Antártida, un pilar en un mundo cambiante",
    abstract = "Este informe se basa principalmente en la literatura publicada disponible de forma generalizada; no está disponible una declaración detallada de la geología. La cuenca de Chaidamu es una depresión intermontaña en la parte noroeste de la provincia de Qinghai, noroeste de China. El marco de deposición de la cuenca se formó inicialmente sobre el basement paleozoico del sistema de pliegues oriental Kunlun varisco durante el episodio tardío de la orogénesis indosina, desde el Triásico tardío hasta el Jurásico temprano. Esta cuenca evolucionó a su forma actual durante el Eoceno terciario y la orogénesis himalaya del Oligoceno-Mioceno.",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr84413",
    doi = "10.3133/ofr84413",
    openalex = "W1599921694",
    references = "doi103133ofr80609"
}

RESUMEN En grandes cuencas lacustres, las rocas fuente que contienen kerogen sapróplico tienen una alta tasa de transformación y un alto potencial para el petróleo, y ofrecen la base material para la formación de un gran campo de petróleo no marino. Sobre la base de datos geológicas y geoquímicas y los resultados de la simulación térmica del kerogen, se confirma que la secuencia de maduración del kerogen es tipo I, tipo II y tipo III.

@article{doi101306ad462b8c16f711d78645000102c1865d,
    author = "Yang, Wanli y Yongkang, Li y Ruiqi, Gao",
    title = "Formación y Evolución del Petróleo No Marino en la Cuenca de Songliao, China",
    year = "1985",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN En grandes cuencas lacustres, las rocas fuente que contienen kerogen sapróplico tienen una alta tasa de transformación y un alto potencial para el petróleo, y ofrecen la base material para la formación de un gran campo de petróleo no marino. Sobre la base de datos geológicas y geoquímicas y los resultados de la simulación térmica del kerogen, se confirma que la secuencia de maduración del kerogen es tipo I, tipo II y tipo III.",
    url = "https://doi.org/10.1306/ad462b8c-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/ad462b8c-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2100019949"
}

@misc{lee1985geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Geología de los depósitos de petróleo y carbón en la cuenca de Junggar (Zhungaer), Xinjiang Uygur Zizhiqu, Noroeste de China",
    year = "1985",
    booktitle = "Informe de archivo abierto",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr85230",
    doi = "10.3133/ofr85230",
    openalex = "W1555213978",
    references = "doi10100797836426157406, doi101111j174754571980tb00982x, doi10113000167606198495295aootpt20co2, doi101306bf9ab5c50eb611d78643000102c1865d, doi103133ofr80609, openalexw120412751, openalexw617865741"
}

La cuenca de Songliao del noreste de China abarca aproximadamente 260.000 km² con un relleno de rocas sedimentarias de aproximadamente 1.560.000 km². Se encuentra generalmente entre las latitudes 42°20' y 49°20' N. y las longitudes 120°00' y 128°00' E. Esta gran cuenca evolucionó sobre un basement cratónico plegado varisco marginal al cinturón de pliegues eugeosinclinal varisco de Da Hinggan Ling* al oeste y noroeste, al de Xiao Hinggan Ling y Zhangguangcai Ling al noreste y sureste, y a las colinas de Kangping del eje del escudo precámbrico de Nei Mong de la plataforma sino-coreana al sur. Adquirió su forma general mediante la fragmentación por rift continental durante la orogénesis indosínica del Triásico tardío. Posteriormente, alcanzó su desarrollo pleno a través del desarrollo de grabén extensional del Jurásico tardío al Cretácico temprano, seguido del hundimiento general de la cuenca y el fallamiento normal de crecimiento sin deposicional durante la orogénesis yanshaniana del Cretácico medio (fig. La cuenca adquirió elementos adicionales de su configuración actual durante la orogénesis himalaya del Neógeno.

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

@misc{lee1986geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Geología de los depósitos de carbón y petróleo en la cuenca de Ordos, China",
    year = "1986",
    booktitle = "Informe de archivo abierto",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr86278",
    doi = "10.3133/ofr86278",
    openalex = "W908642540"
}

@misc{crossref1989geology,
    title = "Geología de los depósitos de petróleo y carbón en la Cuenca del Norte de China, China Oriental",
    year = "1989",
    url = "https://doi.org/10.3133/b1871",
    doi = "10.3133/b1871",
    openalex = "W1562598360",
    references = "doi1010079783642878138, doi1010079783642964466, doi101017s0016756800030740, doi101306ad4616a616f711d78645000102c1865d, doi101306ad4616ab16f711d78645000102c1865d, doi101306ad4616b016f711d78645000102c1865d, doi101306m32427c19, doi101306m32427c20, doi103133ofr80609, openalexw1585657202, openalexw2508127278"
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Resumen Este capítulo examina el potencial petrolífero de las cuencas sedimentarias a lo largo de los márgenes continentales de la Placa Norteamericana en la región del Océano Ártico, incluidas aquellas bajo el continente mismo y aquellas bajo sus terrazas continentales adyacentes. Las cuencas dentro de las Islas Árticas canadienses de Norteamérica y en las regiones de la Bahía de Baffín se consideran en otros volúmenes de esta serie. El gran potencial petrolífero de algunas de las cuencas sedimentarias del margen del Océano Ártico de la Placa Norteamericana, particularmente aquellas en la plataforma continental, ya está bien establecido. El potencial de recursos petrolíferos de las llanuras abisales del Océano Ártico es poco comprendido pero se cree que representa solo una porción menor del potencial total de la región. Las cuencas en la periferia de la Cuenca del Océano Ártico son principalmente cuñas de terrazas continentales en márgenes continentales pasivos hundidos y cuencas sucesoras en plataformas continentales extendidas. La Cuenca Kronprins Christian en la Plataforma del Este de Groenlandia está separada de las cuencas europeas por el Dorsal Medioatlántico al norte de Islandia (Fig. 1). El resto de las cuencas a lo largo del borde del área del continente norteamericano, de este a oeste, son la Cuenca del Mar Wandel en Groenlandia, la Cuenca del Mar Lincoln, las diversas subcuencas de la Planicie Costera Ártica Canadiense y la Plataforma, la Cuenca Delta Mackenzie-Mar de Beaufort en Canadá, y la Cuenca Kaktovik, la Subcuenca Demarcación, el Graben Dinkum y la Cuenca Nuwuk frente a Alaska. Al oeste de Alaska y al norte de Siberia, la amplia plataforma continental contiene sucesores del Paleozoico superior-Mesozoico

@incollection{doi101130dnaggnal503,
    author = "Haimila, N. E. y Kirschner, C. E. y Nassichuk, W W y Ulmichek, G. y Procter, R M",
    title = "Cuenca sedimentaria y potencial de recursos petrolíferos de la región del Océano Ártico",
    year = "1990",
    booktitle = "eBooks de la Sociedad Geológica de América",
    abstract = "Resumen Este capítulo examina el potencial petrolífero de las cuencas sedimentarias a lo largo de los márgenes continentales de la Placa Norteamericana en la región del Océano Ártico, incluidas aquellas bajo el continente mismo y aquellas bajo sus terrazas continentales adyacentes. Las cuencas dentro de las Islas Árticas canadienses de Norteamérica y en las regiones de la Bahía de Baffín se consideran en otros volúmenes de esta serie. El gran potencial petrolífero de algunas de las cuencas sedimentarias del margen del Océano Ártico de la Placa Norteamericana, particularmente aquellas en la plataforma continental, ya está bien establecido. El potencial de recursos petrolíferos de las llanuras abisales del Océano Ártico es poco comprendido pero se cree que representa solo una porción menor del potencial total de la región. Las cuencas en la periferia de la Cuenca del Océano Ártico son principalmente cuñas de terrazas continentales en márgenes continentales pasivos hundidos y cuencas sucesoras en plataformas continentales extendidas. La Cuenca Kronprins Christian en la Plataforma del Este de Groenlandia está separada de las cuencas europeas por el Dorsal Medioatlántico al norte de Islandia (Fig. 1). El resto de las cuencas a lo largo del borde del área del continente norteamericano, de este a oeste, son la Cuenca del Mar Wandel en Groenlandia, la Cuenca del Mar Lincoln, las diversas subcuencas de la Planicie Costera Ártica Canadiense y la Plataforma, la Cuenca Delta Mackenzie-Mar de Beaufort en Canadá, y la Cuenca Kaktovik, la Subcuenca Demarcación, el Graben Dinkum y la Cuenca Nuwuk frente a Alaska. Al oeste de Alaska y al norte de Siberia, la amplia plataforma continental contiene sucesores del Paleozoico superior-Mesozoico",
    url = "https://doi.org/10.1130/dnag-gna-l.503",
    doi = "10.1130/dnag-gna-l.503",
    openalex = "W2489644352"
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RESUMEN Las cuencas sedimentarias de la Región Autónoma Uigur de Xinjiang, China, están moderadamente a mal exploradas para petróleo. La adecuación volumétrica de las rocas fuente de petróleo es un riesgo crítico de exploración en estas cuencas, particularmente porque los datos de rocas fuente son limitados. Este estudio proporciona nuevos datos de rocas fuente y evalúa especulativamente el potencial de rocas fuente de las cuencas de Xinjiang. La cuenca de Junggar (Zhungaer), la mejor explorada de las cuencas de Xinjiang y que contiene un campo petrolífero gigante, está subyacente en muchas áreas por una secuencia lacustre de esquisto de petróleo del Pérmico Superior notable por su riqueza orgánica y calidad de fuente de petróleo. Dependiendo de su posición en la cuenca, la sección del Pérmico varía desde inmadura hasta sobremadura y se infiere que es la fuente principal de petróleo en la cuenca. Las medidas de carbón del Triásico Superior–Jurásico Medio, incluyendo rocas lacustres, constituyen una secuencia secundaria de rocas fuente en la cuenca. La menor cuenca intermontaña de Turpan (Tulufan) contiene una secuencia muy similar del Triásico Superior–Jurásico Medio, la cual, donde está suficientemente enterrada, probablemente constituye la única secuencia significativa de fuente de petróleo en la cuenca. La vasta cuenca de Tarim (Talimu) ofrece la mayor variedad de rocas fuente potenciales de todas las cuencas de Xinjiang pero sigue siendo la menos bien documentada. De una muestra limitada pero geológicamente planificada y enfocada, los estratos Cámbrico, Carbonífero y Pérmico no se consideran contribuyentes principales de petróleo en la sección predominantemente marina somera del Paleozoico de la cuenca norte de Tarim. Solo los esquistos negros del Ordovícico parecen tener un potencial significativo. La secuencia del Triásico Superior–Jurásico Medio de la cuenca norte de Tarim es similar a la de las cuencas de Junggar y Turpan: una sección rica en carbón y esquisto lacustre que constituye otra fuente de petróleo potencialmente significativa. Debido al tamaño, empaquetamiento estratigráfico y relieve estructural de la cuenca norte de Tarim, los lechos potenciales de fuente de petróleo del Paleozoico y Mesozoico varían desde inmaduros hasta sobremaduros.

@article{doi1013060c9b233f171011d78645000102c1865d,
    author = "Graham, Stephen y Brassell, S. y Carroll, A. R. y Xiao, X. y Demaison, G. y Mcknight, C. L. y Liang, Y. y Chu, J. y Hendrix, M. S.",
    title = "Características de Rocas Fuente de Petróleo Seleccionadas, Región Autónoma Uigur de Xianjiang, Noroeste de China",
    year = "1990",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Las cuencas sedimentarias de la Región Autónoma Uigur de Xinjiang, China, están moderadamente a mal exploradas para petróleo. La adecuación volumétrica de las rocas fuente de petróleo es un riesgo crítico de exploración en estas cuencas, particularmente porque los datos de rocas fuente son limitados. Este estudio proporciona nuevos datos de rocas fuente y evalúa especulativamente el potencial de rocas fuente de las cuencas de Xinjiang. La cuenca de Junggar (Zhungaer), la mejor explorada de las cuencas de Xinjiang y que contiene un campo petrolífero gigante, está subyacente en muchas áreas por una secuencia lacustre de esquisto de petróleo del Pérmico Superior notable por su riqueza orgánica y calidad de fuente de petróleo. Dependiendo de su posición en la cuenca, la sección del Pérmico varía desde inmadura hasta sobremadura y se infiere que es la fuente principal de petróleo en la cuenca. Las medidas de carbón del Triásico Superior–Jurásico Medio, incluyendo rocas lacustres, constituyen una secuencia secundaria de rocas fuente en la cuenca. La menor cuenca intermontaña de Turpan (Tulufan) contiene una secuencia muy similar del Triásico Superior–Jurásico Medio, la cual, donde está suficientemente enterrada, probablemente constituye la única secuencia significativa de fuente de petróleo en la cuenca. La vasta cuenca de Tarim (Talimu) ofrece la mayor variedad de rocas fuente potenciales de todas las cuencas de Xinjiang pero sigue siendo la menos bien documentada. De una muestra limitada pero geológicamente planificada y enfocada, los estratos Cámbrico, Carbonífero y Pérmico no se consideran contribuyentes principales de petróleo en la sección predominantemente marina somera del Paleozoico de la cuenca norte de Tarim. Solo los esquistos negros del Ordovícico parecen tener un potencial significativo. La secuencia del Triásico Superior–Jurásico Medio de la cuenca norte de Tarim es similar a la de las cuencas de Junggar y Turpan: una sección rica en carbón y esquisto lacustre que constituye otra fuente de petróleo potencialmente significativa. Debido al tamaño, empaquetamiento estratigráfico y relieve estructural de la cuenca norte de Tarim, los lechos potenciales de fuente de petróleo del Paleozoico y Mesozoico varían desde inmaduros hasta sobremaduros.",
    url = "https://doi.org/10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1841833721",
    references = "lee1985geology"
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Basines Cratónicas Interiores, un producto de la serie de cuencas petrolíferas mundiales de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG), fue aprobado en 1984 e iniciado a principios de 1985.1 Los contribuyentes se comprometieron a proporcionar información geológica útil sobre el entorno regional, la estratigrafía, la estructura, la tectónica y la evolución de la cuenca, y los sistemas de petróleo y gas de siete cuencas cratónicas. Se presenta una visión general detallada de la cuenca de Illinois, seleccionada por el comité ad hoc de la AAPG como un tipo representativo (véase el Prefacio), seguida de revisiones menos detalladas de otras seis cuencas cratónicas interiores seleccionadas: las cuencas de Williston, Michigan, Báltico, París, Paraná y Carpentaria. El objetivo es desarrollar una mejor comprensión de los procesos de formación de cuenca, relleno de cuenca y modificación de cuenca que controlan los yacimientos de hidrocarburos y los campos resultantes de petróleo y gas en esta clase de cuencas. La idea es describir y documentar las variaciones, oportunidades y problemas de exploración que se pueden esperar. Seleccionamos siete cuencas, productivas y no productivas, de cuatro continentes (Figura 1): cinco cuencas formadas sobre corteza precámbrica (cuenca de Illinois, Michigan, Williston, Báltico y Paraná); una formada sobre corteza paleozoica acretada (cuenca de París); y una formada sobre volcánicos y sedimentos paleozoicos y proterozoicos y rocas metamórficas proterozoicas (cuenca de Carpentaria). Algunas están relacionadas con rift; otras no. La información de otras cuencas cratónicas interiores equilibra la cobertura. Al final de la introducción, se presenta una selección de mapas paleogeográficos para referencia posterior en todo el volumen sobre el tiempo, lugar y entorno de las siete cuencas. Concluimos el volumen con una sección sobre cuencas cratónicas interiores y su lugar en el esquema de la tectónica global, y un epílogo destaca lo que sabemos y lo que aún no sabemos sobre estas cuencas. Cratón y cratónico (Sloss y Speed, 1974) han sido difíciles de definir. La palabra cratón fue originalmente utilizada por Stille (1936, 1941) en el sentido de un escudo o escudo fuerte e inquebrantable (Sloss, 1998a). Presumiblemente, el escudo inmóvil estaba circunscrito por miogeosinclinales periféricos. Kay (1947, 1951) reconoció flexuras de borde, la "línea de Wasatch" y la "línea de Adirondack", que marcaban los límites interiores occidentales y orientales de las miogeosinclinales de América del Norte y definían la amplia región estable entre las flexuras como el cratón. Las miogeosinclinales cayeron en desuso cuando se reconoció que los prismas o cuñas de sedimentos asociados con ellas son una consecuencia de la deposición en márgenes continentales subsidentes (Sloss, 1988a). Este reconocimiento dejó en limbo la definición de cratones y lo que ES o no es cratónico o extracratónico.

@incollection{doi101306m51530c32,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geologic Evolution and Petroleum Resources of the Baltic Basin",
    year = "1990",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = {Basines Cratónicas Interiores, un producto de la serie de cuencas petrolíferas mundiales de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG), fue aprobado en 1984 e iniciado a principios de 1985.1 Los contribuyentes se comprometieron a proporcionar información geológica útil sobre el entorno regional, la estratigrafía, la estructura, la tectónica y la evolución de la cuenca, y los sistemas de petróleo y gas de siete cuencas cratónicas. Se presenta una visión general detallada de la cuenca de Illinois, seleccionada por el comité ad hoc de la AAPG como un tipo representativo (véase el Prefacio), seguida de revisiones menos detalladas de otras seis cuencas cratónicas interiores seleccionadas: las cuencas de Williston, Michigan, Báltico, París, Paraná y Carpentaria. El objetivo es desarrollar una mejor comprensión de los procesos de formación de cuenca, relleno de cuenca y modificación de cuenca que controlan los yacimientos de hidrocarburos y los campos resultantes de petróleo y gas en esta clase de cuencas. La idea es describir y documentar las variaciones, oportunidades y problemas de exploración que se pueden esperar. Seleccionamos siete cuencas, productivas y no productivas, de cuatro continentes (Figura 1): cinco cuencas formadas sobre corteza precámbrica (cuenca de Illinois, Michigan, Williston, Báltico y Paraná); una formada sobre corteza paleozoica acretada (cuenca de París); y una formada sobre volcánicos y sedimentos paleozoicos y proterozoicos y rocas metamórficas proterozoicas (cuenca de Carpentaria). Algunas están relacionadas con rift; otras no. La información de otras cuencas cratónicas interiores equilibra la cobertura. Al final de la introducción, se presenta una selección de mapas paleogeográficos para referencia posterior en todo el volumen sobre el tiempo, lugar y entorno de las siete cuencas. Concluimos el volumen con una sección sobre cuencas cratónicas interiores y su lugar en el esquema de la tectónica global, y un epílogo destaca lo que sabemos y lo que aún no sabemos sobre estas cuencas. Cratón y cratónico (Sloss y Speed, 1974) han sido difíciles de definir. La palabra cratón fue originalmente utilizada por Stille (1936, 1941) en el sentido de un escudo o escudo fuerte e inquebrantable (Sloss, 1998a). Presumiblemente, el escudo inmóvil estaba circunscrito por miogeosinclinales periféricos. Kay (1947, 1951) reconoció flexuras de borde, la "línea de Wasatch" y la "línea de Adirondack", que marcaban los límites interiores occidentales y orientales de las miogeosinclinales de América del Norte y definían la amplia región estable entre las flexuras como el cratón. Las miogeosinclinales cayeron en desuso cuando se reconoció que los prismas o cuñas de sedimentos asociados con ellas son una consecuencia de la deposición en márgenes continentales subsidentes (Sloss, 1988a). Este reconocimiento dejó en limbo la definición de cratones y lo que ES o no es cratónico o extracratónico.},
    url = "https://doi.org/10.1306/m51530c32",
    doi = "10.1306/m51530c32",
    openalex = "W3127101473"
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@book{sawkins1990metal29,
    author = "Sawkins, F. J",
    title = "Depósitos Metálicos en Relación con la Tectónica de Placas [2ª ed.], 17 de Minerales y Rocas",
    year = "1990",
    publisher = "Nueva York, Springer-Verlag, 461 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Sawkins, F. J., 1990, Depósitos Metálicos en Relación con la Tectónica de Placas [2ª ed.], 17 de Minerales y Rocas: Nueva York, Springer-Verlag, 461 p.}"
}

La provincia petrolífera y de gas del oeste de Siberia comprende la mayor extensión de terreno llano del mundo (3,5 millones de km², o 1,3 millones de mi²). En la mayor parte de la región, las elevaciones rara vez superan los 100 m (330 pies). La cuenca está delimitada al oeste por los levantamientos urálicos y de Novaya Zemlya, al este por el cratón siberiano y el levantamiento de Taymyr, al sur por los levantamientos kazajo y de Altay-Sayan, y al norte por la sill de Siberia del Norte. Estructuralmente, la cuenca es un hundimiento amplio y relativamente suave relleno de 3-10 km (10.000-33.000 pies) de rocas sedimentarias clásticas continentales, marinas costeras y marinas post-paleozoicas. El basamento está compuesto por sistemas de pliegues precámbricos y paleozoicos con grandes áreas de carbonatos y rocas clásticas paleozoicas parcialmente metamorfizadas y numerosas áreas de cuerpos ígneos graníticos y máficos paleozoicos o más antiguos. En la parte central de la cuenca, el basamento es cortado por un extenso sistema de rift triásico orientado al norte. La trampa paleoestructural y estratigráfica son aspectos importantes de la geología petrolífera del oeste de Siberia. Las rocas fuente de petróleo son principalmente lutitas bituminosas jurásicas marinas y del Cretácico Inferior. Las rocas fuente de gas son principalmente lutitas húmicas y carbonosas del Cretácico Superior. La producción de petróleo en la cuenca ocurre en cuatro áreas principales: (1) Medio Ob: principalmente petróleo del Cretácico Inferior de reservorios clásticos deltaicos-marinos en levantamientos regionales amplios; los campos supergigantes Samotlor y otros se encuentran en esta área; (2) Cerca de los Urales: principalmente petróleo al sur y gas al norte de reservorios clásticos del Jurásico Superior y Cretácico Inferior en trampas paleoestructural-estratigráficas; (3) Cuenca del Sur: petróleo y petróleo-gas de reservorios clásticos jurásicos, principalmente en anticlinales o arcos heredados de las altas del basamento; y (4) Cuenca del Norte: gas principalmente del Cretácico Superior (Cenomaniano) y gas-condensado del Cretácico Inferior y Jurásico de reservorios clásticos en grandes trampas anticlinales selladas por lutitas cretácicas o permafrost. Urengoy, el campo de gas más grande del mundo, y varios otros campos de gas supergigantes se encuentran en esta última área. Grandes partes de la cuenca son relativamente inexploradas, particularmente los segmentos marinos del norte. El carácter paleoestructural y deposicional interrelacionado de esta enorme cuenca proporciona excelentes perspectivas para acumulaciones de trampas estratigráficas. Se estima que se han encontrado 70 mil millones de barriles de petróleo y 1000 tcf (trillones de pies cúbicos) de gas en la cuenca. Las estimaciones del U.S. Geological Survey (1987) de recursos petrolíferos convencionalmente recuperables no descubiertos son de 30 mil millones de barriles de petróleo y 350 tcf de gas.

@book{doi101306st32544,
    author = "Peterson, James A. and Clarke, James W.",
    title = "Geología y Hábitat de Hidrocarburos de la Cuenca del Oeste de Siberia",
    year = "1991",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = "La provincia petrolífera y de gas del oeste de Siberia comprende la mayor extensión de terreno llano del mundo (3,5 millones de km², o 1,3 millones de mi²). En la mayor parte de la región, las elevaciones rara vez superan los 100 m (330 pies). La cuenca está delimitada al oeste por los levantamientos urálicos y de Novaya Zemlya, al este por el cratón siberiano y el levantamiento de Taymyr, al sur por los levantamientos kazajo y de Altay-Sayan, y al norte por la sill de Siberia del Norte. Estructuralmente, la cuenca es un hundimiento amplio y relativamente suave relleno de 3-10 km (10.000-33.000 pies) de rocas sedimentarias clásticas continentales, marinas costeras y marinas post-paleozoicas. El basamento está compuesto por sistemas de pliegues precámbricos y paleozoicos con grandes áreas de carbonatos y rocas clásticas paleozoicas parcialmente metamorfizadas y numerosas áreas de cuerpos ígneos graníticos y máficos paleozoicos o más antiguos. En la parte central de la cuenca, el basamento es cortado por un extenso sistema de rift triásico orientado al norte. La trampa paleoestructural y estratigráfica son aspectos importantes de la geología petrolífera del oeste de Siberia. Las rocas fuente de petróleo son principalmente lutitas bituminosas jurásicas marinas y del Cretácico Inferior. Las rocas fuente de gas son principalmente lutitas húmicas y carbonosas del Cretácico Superior. La producción de petróleo en la cuenca ocurre en cuatro áreas principales: (1) Medio Ob: principalmente petróleo del Cretácico Inferior de reservorios clásticos deltaicos-marinos en levantamientos regionales amplios; los campos supergigantes Samotlor y otros se encuentran en esta área; (2) Cerca de los Urales: principalmente petróleo al sur y gas al norte de reservorios clásticos del Jurásico Superior y Cretácico Inferior en trampas paleoestructural-estratigráficas; (3) Cuenca del Sur: petróleo y petróleo-gas de reservorios clásticos jurásicos, principalmente en anticlinales o arcos heredados de las altas del basamento; y (4) Cuenca del Norte: gas principalmente del Cretácico Superior (Cenomaniano) y gas-condensado del Cretácico Inferior y Jurásico de reservorios clásticos en grandes trampas anticlinales selladas por lutitas cretácicas o permafrost. Urengoy, el campo de gas más grande del mundo, y varios otros campos de gas supergigantes se encuentran en esta última área. Grandes partes de la cuenca son relativamente inexploradas, particularmente los segmentos marinos del norte. El carácter paleoestructural y deposicional interrelacionado de esta enorme cuenca proporciona excelentes perspectivas para acumulaciones de trampas estratigráficas. Se estima que se han encontrado 70 mil millones de barriles de petróleo y 1000 tcf (trillones de pies cúbicos) de gas en la cuenca. Las estimaciones del U.S. Geological Survey (1987) de recursos petrolíferos convencionalmente recuperables no descubiertos son de 30 mil millones de barriles de petróleo y 350 tcf de gas.",
    url = "https://doi.org/10.1306/st32544",
    doi = "10.1306/st32544",
    openalex = "W2311921368"
}

No solo son las cuencas de rift la base de gran parte de la historia geológica de la Tierra, sino que también son áreas muy atractivas para las acumulaciones de hidrocarburos. Klemme declaró que esta área geográfica ha proporcionado reservas significativas de hidrocarburos: "Por área, estas cuencas representan ligeramente más del 5% de las cuencas del mundo (50% productivas). Sin embargo, se ha obtenido una alta recuperación, ya que contienen el 10% de las reservas actuales del mundo (12% de las reservas de petróleo y 4% de las reservas de gas)". Las cuencas de rift discutidas en este volumen son solo algunas de las productivas y, más importante aún, potencialmente productivas del mundo. El término "rift" fue acuñado por Gregory (1896) para el graben que ahora lleva su nombre en la porción keniana del sistema de rift del África Oriental. El estudio de la geología de las cuencas de rift comenzó en el graben del Rin. El descubrimiento de hidrocarburos en cuencas de rift alrededor del cambio de siglo proporcionó un nuevo impulso para comprender estas cuencas. Esta publicación fue iniciada por el Comité de Publicaciones de la AAPG en 1985 e se invitó a los contribuyentes a escribir. La AAPG diseñó su serie "World Petroleum Basins" y buscó publicar el volumen definitivo sobre cada uno de varios tipos de cuencas. En este volumen, "Interior Rift Basins", se escribió un resumen detallado de 3 artículos sobre la cuenca de rift de Suez como representativa de las cuencas de rift interiores. Los artículos clave fueron seguidos por revisiones menos detalladas de tres otras cuencas interiores seleccionadas: cuencas de Pripyat y Dnieper-Donets; Cuenca de Reconcavo, Brasil; Segmento de la Cuenca de Albuquerque del Rift de Rio Grande.

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

@article{doi103133ofr94426,
    author = "Ryder, Robert T. y Rice, Dudley D. y Zhao-cai, Sun y Yigang, Zhang y Yun-yu, Qiu y Zhengwu, Guo",
    title = "Geología petrolífera de la cuenca de Sichuan, China; informe sobre las investigaciones y reuniones de campo del Servicio Geológico de los Estados Unidos y del Ministerio de Geología y Recursos Minerales de China, octubre de 1991",
    year = "1994",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr94426",
    doi = "10.3133/ofr94426",
    openalex = "W1549098449",
    references = "doi103133ofr934"
}

RESUMEN Las formaciones carboníferas del Jurásico Inferior y Medio se encuentran ampliamente en toda Asia central y están bien desarrolladas en el noroeste de China, donde sus espesores en las cuencas del sur de Junggar, norte de Tarim y Turpan superan los 2500, 2300 y 1500 m, respectivamente. El examen de estas formaciones a lo largo de 13 secciones transversales a través de cinturones de afloramiento en los márgenes de las cuencas indica que son depósitos fluviales meándricos enteramente no marinos, con desarrollo local de facies fluviales entrelazadas y lacustres deltaicas. Los datos subsuperficiales chinos sugieren que las facies lacustres jurásicas regionales están presentes hacia abajo en la dirección de la deposición, lo cual es consistente con las predicciones del modelado de circulación global de las precipitaciones monzónicas del Jurásico Temprano y Medio. Los análisis de laboratorio de carbones y lutitas ricas en orgánicos muestran una dominancia de componentes de plantas terrestres de orden superior. El análisis visual de querógeno indica que la vitrinita, la inertinita y la exinita son los macerales dominantes, y el análisis elemental caracteriza la mayoría de los querógenos como tipo III. Los análisis Rock-Eval arrojan valores moderados de índice de hidrógeno (50-300) y valores muy bajos de índice de oxígeno (<20). Los extractos de roca fuente jurásica se caracterizan por distribuciones de alcanos normales pares-impares, altas relaciones pristano/fitano y altas relaciones hopano/esteroano, dominancia de homólogos de esteroano C29, abundancia local de compuestos diterpenoides y baja abundancia de terpanes tricíclicos. La correlación geoquímica con cuatro petróleos de las cuencas de Junggar, Tarim y Turpan sugiere fuertemente que los depósitos carbonosos jurásicos y sus equivalentes lacustres hacia abajo en la dirección de la deposición son rocas fuente de petróleo. Las distribuciones de esteroano y hopano de los petróleos y extractos de su supuesta roca fuente jurásica son similares y pueden distinguirse fácilmente de las distribuciones publicadas de estos compuestos en otras capas de roca fuente. Los parámetros de correlación adicionales incluyen alto pristano/fitano; baja abundancia o ausencia de terpanes tricíclicos, pero distribuciones similares cuando están presentes; y ausencia de gammacerano (con una excepción) y carotanos, compuestos que caracterizan las rocas fuente del Pérmico y del Ordovícico y sus respectivos petróleos. La pirólisis-cromatografía de gases de muestras jurásicas seleccionadas sugiere que poseen potencial para la generación de hidrocarburos líquidos. La expulsión de hidrocarburos C15+ de las rocas fuente jurásicas parece probable, a pesar de la visión tradicional de que los carbones bituminosos son incapaces de expulsar hidrocarburos de cadena larga.

@article{doi1013068d2b2187171e11d78645000102c1865d,
    author = "Hendrix, Marc S. and Brassell, Simon C. and Carroll, Alan R. and Graham, Stephan A.",
    title = "Sedimentología, Geoquímica Orgánica y Potencial Petrolífero de las Formaciones Carboníferas del Jurásico: Cuencas de Tarim, Junggar y Turpan, Noroeste de China",
    year = "1995",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Las formaciones carboníferas del Jurásico Inferior y Medio se encuentran ampliamente en toda Asia central y están bien desarrolladas en el noroeste de China, donde sus espesores en las cuencas del sur de Junggar, norte de Tarim y Turpan superan los 2500, 2300 y 1500 m, respectivamente. El examen de estas formaciones a lo largo de 13 secciones transversales a través de cinturones de afloramiento en los márgenes de las cuencas indica que son depósitos fluviales meándricos enteramente no marinos, con desarrollo local de facies fluviales entrelazadas y lacustres deltaicas. Los datos subsuperficiales chinos sugieren que las facies lacustres jurásicas regionales están presentes hacia abajo en la dirección de la deposición, lo cual es consistente con las predicciones del modelado de circulación global de las precipitaciones monzónicas del Jurásico Temprano y Medio. Los análisis de laboratorio de carbones y lutitas ricas en orgánicos muestran una dominancia de componentes de plantas terrestres de orden superior. El análisis visual de querógeno indica que la vitrinita, la inertinita y la exinita son los macerales dominantes, y el análisis elemental caracteriza la mayoría de los querógenos como tipo III. Los análisis Rock-Eval arrojan valores moderados de índice de hidrógeno (50-300) y valores muy bajos de índice de oxígeno (<20). Los extractos de roca fuente jurásica se caracterizan por distribuciones de alcanos normales pares-impares, altas relaciones pristano/fitano y altas relaciones hopano/esteroano, dominancia de homólogos de esteroano C29, abundancia local de compuestos diterpenoides y baja abundancia de terpanes tricíclicos. La correlación geoquímica con cuatro petróleos de las cuencas de Junggar, Tarim y Turpan sugiere fuertemente que los depósitos carbonosos jurásicos y sus equivalentes lacustres hacia abajo en la dirección de la deposición son rocas fuente de petróleo. Las distribuciones de esteroano y hopano de los petróleos y extractos de su supuesta roca fuente jurásica son similares y pueden distinguirse fácilmente de las distribuciones publicadas de estos compuestos en otras capas de roca fuente. Los parámetros de correlación adicionales incluyen alto pristano/fitano; baja abundancia o ausencia de terpanes tricíclicos, pero distribuciones similares cuando están presentes; y ausencia de gammacerano (con una excepción) y carotanos, compuestos que caracterizan las rocas fuente del Pérmico y del Ordovícico y sus respectivos petróleos. La pirólisis-cromatografía de gases de muestras jurásicas seleccionadas sugiere que poseen potencial para la generación de hidrocarburos líquidos. La expulsión de hidrocarburos C15+ de las rocas fuente jurásicas parece probable, a pesar de la visión tradicional de que los carbones bituminosos son incapaces de expulsar hidrocarburos de cadena larga.",
    url = "https://doi.org/10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2121406728",
    references = "doi101306a25fe3dd171b11d78645000102c1865d, lee1985geology"
}

@article{crossref1996the,
    title = "El efecto del lobo en sistemas simétricos esféricos",
    year = "1996",
    journal = "Journal of Modern Optics",
    url = "https://doi.org/10.1080/09500349608232755",
    doi = "10.1080/09500349608232755",
    number = "2",
    pages = "433-433",
    volume = "43"
}

@article{postma1997the,
    author = "Postma, George",
    title = "La geología de depósitos fluviales, facies sedimentarias, análisis de cuencas y geología petrolera",
    year = "1997",
    journal = "Sedimentary Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/s0037-0738(96)00081-4",
    doi = "10.1016/s0037-0738(96)00081-4",
    number = "1-2",
    openalex = "W2936162658",
    pages = "149-150",
    volume = "110"
}

Resumen El gas de lechos de carbón se ha producido comercialmente desde el cuenca apalachense norte desde la década de 1930 y desde el cuenca de San Juan desde principios de la década de 1950. Sin embargo, la magnitud y la importancia económica de los recursos de gas de lechos de carbón solo se comprendieron en la década de 1970 y principios de la década de 1980 cuando la Oficina de Minas de EE. UU., el Departamento de Energía de EE. UU., el Instituto de Investigación del Gas y las empresas petroleras y de gas hicieron un esfuerzo concertado para demostrar la producción comercial de gas de lechos de carbón desde pozos verticales. La exploración y el desarrollo se expandieron a finales de la década de 1980 y principios de la década de 1990, debido en parte a un crédito fiscal por combustibles no convencionales. Para el año 2000, el gas de lechos de carbón representó el 8,8% de las reservas (15,7 tcf [0,44 Tm3]) y el 9,2% de la producción anual (1,38 tcf [40 Gm3]) de gas seco en los Estados Unidos. Desde 1989 hasta 2000, la producción acumulada de gas de lechos de carbón en los Estados Unidos fue de 9,63 tcf (272 Gm3). Hoy en día, el desarrollo de gas de lechos de carbón se ha extendido a aproximadamente una docena de cuencas en los Estados Unidos, y la exploración avanza a nivel mundial. Los lechos de carbón son reservorios autogenerados que pueden contener gas termogénico, termogénico migrado, biogénico o mixto. El gas de lechos de carbón se almacena principalmente dentro de microporos de la matriz de carbón en un estado adsorbido y secundariamente en microporos y fracturas como gas libre o gas de solución en el agua. Los parámetros clave que controlan los recursos de gas y la producibilidad son la madurez térmica, la composición maceral, el contenido de gas, el espesor del carbón, la densidad de fracturas, el esfuerzo in situ, la permeabilidad, la historia de enterramiento y el entorno hidrológico. Estos parámetros varían enormemente en los campos productores de los Estados Unidos y del mundo. En el año 2000, el cuenca de San Juan representó más del 80% de la producción de gas de lechos de carbón en los Estados Unidos. Este cuenca contiene un gran yacimiento de gas de lechos de carbón, el fairway de Fruitland, que ha producido más de 7 tcf (0,2 Tm3) de gas. El sistema de gas de lechos de carbón de Fruitland y sus elementos clave contrastan con el yacimiento de gas de lechos de carbón de Fort Union en el cuenca del río Powder. El yacimiento de gas de lechos de carbón de Fort Union es uno de los yacimientos de gas de desarrollo más rápido en los Estados Unidos. Su producción escaló desde 14 bcf (0,4 Gm3) en 1997 hasta 147,3 bcf (4,1 Gm3) en 2000, cuando representó el 10,7% de la producción de gas de lechos de carbón en los Estados Unidos. Para el año 2001, la producción anual fue de 244,7 bcf (6,9 Gm3). Las diferencias entre los sistemas petrolíferos de Fruitland y Fort Union los hacen ideales para elucidar los elementos clave de sistemas petrolíferos de gas de lechos de carbón contrastantes.

@article{doi10130661eeddaa173e11d78645000102c1865d,
    author = "Ayers, Walter B.",
    title = "Coalbed Gas Systems, Resources, and Production and a Review of Contrasting Cases from the San Juan and Powder River Basins",
    year = "2002",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen El gas de lechos de carbón se ha producido comercialmente desde el cuenca apalachense norte desde la década de 1930 y desde el cuenca de San Juan desde principios de la década de 1950. Sin embargo, la magnitud y la importancia económica de los recursos de gas de lechos de carbón solo se comprendieron en la década de 1970 y principios de la década de 1980 cuando la Oficina de Minas de EE. UU., el Departamento de Energía de EE. UU., el Instituto de Investigación del Gas y las empresas petroleras y de gas hicieron un esfuerzo concertado para demostrar la producción comercial de gas de lechos de carbón desde pozos verticales. La exploración y el desarrollo se expandieron a finales de la década de 1980 y principios de la década de 1990, debido en parte a un crédito fiscal por combustibles no convencionales. Para el año 2000, el gas de lechos de carbón representó el 8,8% de las reservas (15,7 tcf [0,44 Tm3]) y el 9,2% de la producción anual (1,38 tcf [40 Gm3]) de gas seco en los Estados Unidos. Desde 1989 hasta 2000, la producción acumulada de gas de lechos de carbón en los Estados Unidos fue de 9,63 tcf (272 Gm3). Hoy en día, el desarrollo de gas de lechos de carbón se ha extendido a aproximadamente una docena de cuencas en los Estados Unidos, y la exploración avanza a nivel mundial. Los lechos de carbón son reservorios autogenerados que pueden contener gas termogénico, termogénico migrado, biogénico o mixto. El gas de lechos de carbón se almacena principalmente dentro de microporos de la matriz de carbón en un estado adsorbido y secundariamente en microporos y fracturas como gas libre o gas de solución en el agua. Los parámetros clave que controlan los recursos de gas y la producibilidad son la madurez térmica, la composición maceral, el contenido de gas, el espesor del carbón, la densidad de fracturas, el esfuerzo in situ, la permeabilidad, la historia de enterramiento y el entorno hidrológico. Estos parámetros varían enormemente en los campos productores de los Estados Unidos y del mundo. En el año 2000, el cuenca de San Juan representó más del 80% de la producción de gas de lechos de carbón en los Estados Unidos. Este cuenca contiene un gran yacimiento de gas de lechos de carbón, el fairway de Fruitland, que ha producido más de 7 tcf (0,2 Tm3) de gas. El sistema de gas de lechos de carbón de Fruitland y sus elementos clave contrastan con el yacimiento de gas de lechos de carbón de Fort Union en el cuenca del río Powder. El yacimiento de gas de lechos de carbón de Fort Union es uno de los yacimientos de gas de desarrollo más rápido en los Estados Unidos. Su producción escaló desde 14 bcf (0,4 Gm3) en 1997 hasta 147,3 bcf (4,1 Gm3) en 2000, cuando representó el 10,7% de la producción de gas de lechos de carbón en los Estados Unidos. Para el año 2001, la producción anual fue de 244,7 bcf (6,9 Gm3). Las diferencias entre los sistemas petrolíferos de Fruitland y Fort Union los hacen ideales para elucidar los elementos clave de sistemas petrolíferos de gas de lechos de carbón contrastantes.",
    url = "https://doi.org/10.1306/61eeddaa-173e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/61eeddaa-173e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2031982848",
    references = "doi101016s0166516297000128, doi101016s0166516299000646, doi101029jb085ib11p06113, doi1011300016760619788959peotsj20co2, doi101306a25feaa9171b11d78645000102c1865d, doi101306m60585c1, doi101306st38577c7, doi101306st38577c9, doi10211836737ms, doi10211852607pa, doi103133pp676, fassett1971geology"
}

Los datos geocronológicos, estructurales y sedimentológicos proporcionan la base para una síntesis regional de la evolución de la zona de empuje retroarco cordillerana y el sistema de cuenca foreland en el oeste de los E.E.U.U. En esta región, la cordillera orogénica cordillerana se consolidó tectónicamente durante el Jurásico Tardío (∼155 Ma) con el cierre de cuencas oceánicas marginales y la acreción de arcos costeros a lo largo del borde occidental de la placa norteamericana. Durante los siguientes 100 Myr, la deformación contráctil se propagó aproximadamente 1000 kilómetros hacia el este, culminando en la formación de las montañas rocosas laramidas. En el punto máximo de su desarrollo, el lado retroarco de la Cordillera se dividió en cinco zonas tectonomórficas, incluyendo de oeste a este la zona de empuje Luning-Fencemaker; la zona de empuje del Nevada central (o de Eureka); una meseta de gran elevación (el "Nevadaplano"); la topográficamente accidentada zona de pliegues y empujes de Sevier; y la zona laramida de levantamientos y cuencas de la base del foreland. Las rocas de la corteza media bajo el Nevadaplano experimentaron metamorfismo de alto grado y acortamiento durante el Jurásico Tardío y el Cretácico Medio a Tardío, y el lugar de la falla de empuje de la corteza superior migró esporádicamente hacia el este. Para el Cretácico Tardío, la corteza media bajo el Nevadaplano experimentaba descompresión y enfriamiento, quizás en respuesta a una extensión dúctil de gran magnitud y exhumación isostática, concurrente con el empuje continuo en la zona frontal de Sevier. La historia tectónica de la zona de Sevier fue notablemente consistente a lo largo de la dirección de la cordillera orogénica, con el emplazamiento de láminas megatrujadas proterozoicas y paleozoicas de escala regional durante el Cretácico Temprano y múltiples láminas de empuje paleozoicas y mesozoicas más estrechamente espaciadas durante el Cretácico Tardío-Paleoceno. Coetáneo con el emplazamiento de las láminas de empuje frontales, grandes culminaciones estructurales en la base cristalina arcaica-proterozoica se desarrollaron a lo largo del escalón de la base formado por el rift neoproterozoico. Un complejo sistema de cuenca foreland evolucionó en concierto con el cuña orogénica. Durante su historia temprana y tardía (∼155 - 110 Ma y ∼70 - 55 Ma) la cuenca fue dominada por la deposición no marina, mientras que las aguas marinas inundaron la cuenca durante su madurez (∼110 - 70 Ma). El desarrollo de la cuenca del Jurásico Tardío fue controlado tanto por la subsidencia flexural como dinámica. Desde el Cretácico Temprano hasta el Cretácico Tardío temprano, la cuenca fue dominada por la subsidencia flexural. Desde el Cretácico Tardío hasta el Cenozoico Medio, la cuenca fue cada vez más particionada por estructuras laramidas que involucraban la base. Los vínculos entre el magmatismo de arco cordillerano del Jurásico Tardío y el Cretácico Tardío y el subempuje hacia el oeste de la litosfera continental norteamericana bajo el arco no son claramente demostrables a partir del registro geológico en la zona de empuje cordillerana. Un tiempo de retraso significativo (∼20 Myr) entre el acortamiento y el subempuje coetáneo, por un lado, y la generación de magmas de arco, por otro, es necesario para que exista cualquier vínculo. Sin embargo, la delaminación litosférica inferida del Jurásico Tardío pudo haber proporcionado una condición necesaria para permitir un subempuje continental relativamente rápido del Cretácico Temprano, lo cual a su vez pudo haber catalizado el estallido de arco del Cretácico Tardío.

@article{doi102475ajs3042105,
    author = "DeCelles, Peter G.",
    title = "Evolución del cinturón de empuje cordillerano y del sistema de cuenca foreland, de la Jurásica Tardía al Eoceno, en el oeste de los E.E.U.U.",
    year = "2004",
    journal = "American Journal of Science",
    abstract = {Los datos geocronológicos, estructurales y sedimentológicos proporcionan la base para una síntesis regional de la evolución del cinturón de empuje retroarco cordillerano y del sistema de cuenca foreland en el oeste de los E.E.U.U. En esta región, el cinturón orogénico cordillerano se consolidó tectónicamente durante el tiempo de la Jurásica Tardía (∼155 Ma) con el cierre de cuencas oceánicas marginales y la acreción de arcos costeros a lo largo del borde occidental de la placa norteamericana. Durante los subsiguientes 100 Myr, la deformación contráctil se propagó aproximadamente 1000 kilómetros hacia el este, culminando en la formación de las montañas rocosas laramidas. En el punto álgido de su desarrollo, el lado retroarco de la Cordillera se dividió en cinco zonas tectonomórficas, incluyendo de oeste a este el cinturón de empuje Luning-Fencemaker; el cinturón de empuje de Nevada central (o de Eureka); una meseta de gran altitud (el "Nevadaplano"); el estructuralmente accidentado cinturón de pliegues y empujes de Sevier; y la zona laramida de levantamientos y cuencas de la base del foreland. Las rocas de la corteza media bajo el Nevadaplano experimentaron metamorfismo de alto grado y acortamiento durante la Jurásica Tardía y el Cretácico medio a Tardío, y el lugar de la mayor falla de empuje de la corteza superior migró esporádicamente hacia el este. Para el tiempo del Cretácico Tardío, la corteza media bajo el Nevadaplano estaba experimentando descompresión y enfriamiento, quizás en respuesta a una extensión dúctil de gran magnitud y exhumación isostática, concurrente con el empuje continuo en el cinturón frontal de Sevier. La historia tectónica del cinturón de Sevier fue notablemente consistente a lo largo del rumbo del cinturón orogénico, con el emplazamiento de megacapas de empuje proterozoicas y paleozoicas de escala regional durante el Cretácico Temprano y múltiples capas de empuje paleozoicas y mesozoicas más estrechamente espaciadas durante el Cretácico Tardío-Paleoceno. Coetáneo con el emplazamiento de las capas de empuje frontales, grandes culminaciones estructurales en la base cristalina arcaico-proterozoica se desarrollaron a lo largo del escalón de la base formado por la rifting neoproterozoico. Un complejo sistema de cuenca foreland evolucionó en concierto con el cuña orogénica. Durante su historia temprana y tardía (∼155 - 110 Ma y ∼70 - 55 Ma) la cuenca fue dominada por la deposición no marina, mientras que las aguas marinas inundaron la cuenca durante su madurez (∼110 - 70 Ma). El desarrollo de la cuenca de la Jurásica Tardía fue controlado tanto por la subsidencia flexural como dinámica. Desde el Cretácico Temprano hasta el Cretácico Tardío temprano, la cuenca fue dominada por la subsidencia flexural. Desde el Cretácico Tardío hasta el Cenozoico medio, la cuenca fue cada vez más particionada por estructuras laramidas que involucraban la base. Los vínculos entre el magmatismo de arco cordillerano de la Jurásica Tardía y el Cretácico Tardío y el subempuje hacia el oeste de la litosfera continental norteamericana bajo el arco no son claramente demostrables a partir del registro geológico en el cinturón de empuje cordillerano. Un tiempo de retraso significativo (∼20 Myr) entre el acortamiento y el subempuje coetáneo, por un lado, y la generación de magmas de arco, por otro, es necesario para que exista cualquier vínculo. Sin embargo, la delaminación litosférica inferida de la Jurásica Tardía pudo haber proporcionado una condición necesaria para permitir un subempuje continental relativamente rápido del Cretácico Temprano, lo cual a su vez pudo haber catalizado el estallido de arco del Cretácico Tardío.},
    url = "https://doi.org/10.2475/ajs.304.2.105",
    doi = "10.2475/ajs.304.2.105",
    openalex = "W2135909516",
    references = "doi101016004019519390295u, doi10102993rg02030, doi101029jb075i014p02625, doi101029jb088ib02p01153, doi101029jb093ib04p03211, doi101029tc005i002p00227, doi101038270403a0, doi101038386061a0, doi101046j13652117199601491x, doi1011300016760619881001023papsol23co2, doi101130001676062000112324tothas20co2, doi101130dnaggnac2463, doi101130dnaggnag3261, doi101130mem151p355, doi101130spe206, doi101130spe206p1, doi1013062f9188fb16ce11d78645000102c1865d"
}

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

Resumen Los cementos calcíticos zonados portadores de hidrocarburos se encuentran ampliamente en los núcleos de zonas de falla y afloramientos de arenisca del Jurásico–Cretácico de la cuenca de Junggar noroccidental (noroeste de China). Las bandas portadoras de hidrocarburos alternan con bandas casi libres de hidrocarburos a escala micrométrica. Los resultados analíticos de geoquímica orgánica de biomarcadores, microespectroscopía infrarroja de transformada de Fourier y geoquímica de elementos traza en estos cementos zonados sugieren que al menos tres tipos diferentes de fluidos han participado en su formación. El primer tipo de fluido es probablemente agua de formación lacustre primaria no modificada, de la cual se forman las bandas pobres en hidrocarburos y que se caracteriza por calcita rica en magnesio. Los otros dos tipos de fluidos incluyen fluidos basinales (por ejemplo, fluidos calientes portadores de hidrocarburos) y agua meteórica. Las bandas ricas en hidrocarburos en las que los hidrocarburos han sido biodegradados y el contenido de Mn es relativamente alto sugieren una mezcla de fluido basinal portador de hidrocarburos y agua meteórica. El crecimiento alternado de bandas de cemento calcítico portadoras y libres de hidrocarburos implica que la formación del cemento es episódica; está relacionada con episodios alternados de fluido petrolífero mezclado y aguas de formación primaria no modificadas, respectivamente. La falla parece haber sido una zona de mezcla donde ocurrió bombeo sísmico durante el movimiento de fallas regionales asociadas. Por lo tanto, en la cuenca de Junggar noroccidental, la estructura zonada a escala micrométrica de los cementos calcíticos portadores de hidrocarburos es probablemente una reflexión de la migración episódica de fluidos petrolíferos en zonas de falla.

@article{doi10130606050807124,
    author = "Jin, Zhijun y Cao, Jian y Hu, Wenxuan y Zhang, Yijie y Yao, Suping y Wang, Xulong y Zhang, Yueqian y Tang, Yong y Xinpu, Shi",
    title = "Migración episódica de fluidos petrolíferos en zonas de falla del cuencas de Junggar noroccidental (noroeste de China): Evidencia de cemento calcítico zonado portador de hidrocarburos",
    year = "2008",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen Los cementos calcíticos zonados portadores de hidrocarburos se encuentran ampliamente en los núcleos de zonas de falla y afloramientos de arenisca del Jurásico–Cretácico de la cuenca de Junggar noroccidental (noroeste de China). Las bandas portadoras de hidrocarburos alternan con bandas casi libres de hidrocarburos a escala micrométrica. Los resultados analíticos de geoquímica orgánica de biomarcadores, microespectroscopía infrarroja de transformada de Fourier y geoquímica de elementos traza en estos cementos zonados sugieren que al menos tres tipos diferentes de fluidos han participado en su formación. El primer tipo de fluido es probablemente agua de formación lacustre primaria no modificada, de la cual se forman las bandas pobres en hidrocarburos y que se caracteriza por calcita rica en magnesio. Los otros dos tipos de fluidos incluyen fluidos basinales (por ejemplo, fluidos calientes portadores de hidrocarburos) y agua meteórica. Las bandas ricas en hidrocarburos en las que los hidrocarburos han sido biodegradados y el contenido de Mn es relativamente alto sugieren una mezcla de fluido basinal portador de hidrocarburos y agua meteórica. El crecimiento alternado de bandas de cemento calcítico portadoras y libres de hidrocarburos implica que la formación del cemento es episódica; está relacionada con episodios alternados de fluido petrolífero mezclado y aguas de formación primaria no modificadas, respectivamente. La falla parece haber sido una zona de mezcla donde ocurrió bombeo sísmico durante el movimiento de fallas regionales asociadas. Por lo tanto, en la cuenca de Junggar noroccidental, la estructura zonada a escala micrométrica de los cementos calcíticos portadores de hidrocarburos es probablemente una reflexión de la migración episódica de fluidos petrolíferos en zonas de falla.",
    url = "https://doi.org/10.1306/06050807124",
    doi = "10.1306/06050807124",
    openalex = "W2133461810",
    references = "lee1985geology"
}

La distribución de los yacimientos de gas de carbón está controlada por muchos factores geológicos en China. El proceso de acumulación y formación de yacimientos de gas de medidas de carbón se estudia desde aspectos de estructura, evolución de la roca madre, reservorio, historia de formación de yacimientos, etc. Los resultados de la comparación muestran que hay muchas similitudes geológicas entre los yacimientos de gas del Paleozoico Superior en la Cuenca de Ordos y los yacimientos de gas de la Formación Xujiahe del Triásico Superior en la Cuenca de Sichuan, y la diferencia en las características de los yacimientos de gas en ambas cuencas es causada por diferentes evoluciones estructurales y procesos de formación de yacimientos. En la Cuenca de Ordos, el agua empujada por el gas migró desde posiciones bajas a altas durante el proceso de formación de los yacimientos de gas, y la anomalía de baja presión del reservorio de gas fue causada por la inversión de agua y gas. En la Cuenca de Sichuan, las trampas estructurales controlaron la distribución de los yacimientos de gas en la Formación Xujiahe, se encontraron localmente yacimientos litológicos, y los principales factores para la presión anormalmente alta son la subcompactación debido a la deposición rápida, la generación de hidrocarburos de las rocas madre y la compresión estructural durante el período Himalaya.

@article{doi101016s1876380409601294,
    author = "Shuichang, Zhang y Mi, Jingkui y Liuhong, Liu y Shizhen, Tao",
    title = "Características geológicas y formación de yacimientos de gas en areniscas compactas de carbón en China: Casos de yacimientos de gas del Paleozoico Superior, Cuenca de Ordos y yacimientos de gas de la Formación Xujiahe, Cuenca de Sichuan",
    year = "2009",
    journal = "Exploración y Desarrollo de Petróleo",
    abstract = "La distribución de los yacimientos de gas de carbón está controlada por muchos factores geológicos en China. El proceso de acumulación y formación de yacimientos de gas de medidas de carbón se estudia desde aspectos de estructura, evolución de la roca madre, reservorio, historia de formación de yacimientos, etc. Los resultados de la comparación muestran que hay muchas similitudes geológicas entre los yacimientos de gas del Paleozoico Superior en la Cuenca de Ordos y los yacimientos de gas de la Formación Xujiahe del Triásico Superior en la Cuenca de Sichuan, y la diferencia en las características de los yacimientos de gas en ambas cuencas es causada por diferentes evoluciones estructurales y procesos de formación de yacimientos. En la Cuenca de Ordos, el agua empujada por el gas migró desde posiciones bajas a altas durante el proceso de formación de los yacimientos de gas, y la anomalía de baja presión del reservorio de gas fue causada por la inversión de agua y gas. En la Cuenca de Sichuan, las trampas estructurales controlaron la distribución de los yacimientos de gas en la Formación Xujiahe, se encontraron localmente yacimientos litológicos, y los principales factores para la presión anormalmente alta son la subcompactación debido a la deposición rápida, la generación de hidrocarburos de las rocas madre y la compresión estructural durante el período Himalaya.",
    url = "https://doi.org/10.1016/s1876-3804(09)60129-4",
    doi = "10.1016/s1876-3804(09)60129-4",
    openalex = "W2071384249"
}

La estructura y la historia geológica del Cáucaso están en gran parte determinadas por su posición entre las placas litosféricas de Eurasia y África-Arábica, que aún convergen, dentro de una amplia zona de colisión continental. Durante el Proterozoico Tardío-Cenozoico Temprano, la región pertenecía al Océano Tetis y a sus márgenes de Eurasia y África-Arábica, donde existía un sistema de arcos insulares, rifts intra-arcos y cuencas retroarcas característico de la etapa precollisional de la evolución de la región. La región, junto con otros fragmentos que ahora están expuestos en el basement cristalino del cinturón orogénico alpino del Precámbrico Superior-Cámbrico, se separó de Gondwana occidental durante el Paleozoico Temprano como resultado del rift retroarco sobre una zona de subducción con inclinación hacia el sur. El rift continuo y la expansión del fondo marino produjeron el Océano Paleotetis a la estela de los terrenos peri-gondwánicos migrando hacia el norte. El desplazamiento de los terrenos caucásicos y otros peri-gondwánicos hacia el margen sur de Eurasia se completó alrededor de ~350 Ma. El emplazamiento generalizado de plutones de granito microclínico a lo largo del margen continental activo del sur de Eurasia durante 330-280 Ma ocurrió sobre una zona de subducción paleotética con inclinación hacia el norte. Sin embargo, los eventos variscos y eocimerianos-alpinos tempranos no condujeron al cierre completo del Océano Paleozoico. El Tetis mesozoico en el Cáucaso fue heredado del Paleotetis. En el Mesozoico y el Cenozoico Temprano, el Gran Cáucaso y el Transcaucasia representaron el reino Nortetis - el margen activo sur de la placa litosférica eurasiática. Las cuencas oligoceno-neógenas y cuaternarias situadas dentro de la depresión intermontana del Transcaucasia marcan la evolución sincollisional y postcollisional de la región; estas cuencas representaron una parte de la Paratetis y acumularon sedimentos de tipo cerrado y semicerrado. La colisión final de las placas África-Arábica y Eurasia y la formación del actual edificio montañoso intracontinental del Cáucaso ocurrieron en el período neógeno-cuaternario. Desde el Mioceno Tardío (c. 9-7 Ma) hasta el final del Pleistoceno, en la parte central de la región, las erupciones volcánicas en condiciones subaéreas ocurrieron simultáneamente con la formación de los valles de molasa. La geometría de las deformaciones tectónicas en el Transcaucasia está en gran parte determinada por el bloque árabe rígido en forma de cuña que se introduce intensamente en la región Asia Menor-Caucásica. Todas las líneas estructurales y morfológicas tienen una configuración claramente expresada en arco convexa hacia el norte que refleja los contornos del bloque árabe. Sin embargo, más al norte, la geometría de los cinturones de pliegues y cabalgamientos es algo diferente - el cinturón de pliegues y cabalgamientos de Achara-Trialeti es, en general, de orientación W-E; el cinturón de pliegues y cabalgamientos del Gran Cáucaso se extiende en una dirección WNW-ESE.

@article{doi103906yer100511,
    author = "Adamia, Shota y Zakariadze, Guram y Chkhotua, Tamar y Sadradze, Nino y Tsereteli, Nino y Chabukiani, A. y Gventsadze, Aleksandre",
    title = "Geología del Cáucaso: Una Revisión",
    year = "2011",
    journal = "REVISTA TURCA DE CIENCIAS DE LA TIERRA",
    abstract = "La estructura y la historia geológica del Cáucaso están en gran parte determinadas por su posición entre las placas litosféricas euroasiática y africo-arabia, que aún convergen, dentro de una amplia zona de colisión continental. Durante el Proterozoico Tardío-Cenozoico Temprano, la región pertenecía al Océano Tetis y a sus márgenes euroasiáticos y africo-arabios, donde existía un sistema de arcos insulares, rifts intra-arcos y cuencas retroarcas característico de la etapa precollisional de la evolución de la región. La región, junto con otros fragmentos que ahora están expuestos en el basement cristalino del cinturón orogénico alpino del Precámbrico Superior-Cámbrico, se separó de Gondwana occidental durante el Paleozoico Temprano como resultado del rift retroarco sobre una zona de subducción con inclinación hacia el sur. El rift continuo y la expansión del fondo marino produjeron el Océano Paleotetis a la estela de los terrenos peri-gondwanianos migrando hacia el norte. El desplazamiento de los terrenos caucásicos y otros peri-gondwanianos hacia el margen sur de Eurasia se completó hace ~350 Ma. El emplazamiento generalizado de plutones de granito microclínico a lo largo del margen continental activo del sur de Eurasia durante 330-280 Ma ocurrió sobre una zona de subducción paleotetiana con inclinación hacia el norte. Sin embargo, los eventos variscos y eocimerianos-alpino temprano no condujeron al cierre completo del Océano Paleozoico. El Tetis Mesozoico en el Cáucaso fue heredado del Paleotetis. En el Mesozoico y el Cenozoico Temprano, el Gran Cáucaso y el Transcaucasia representaron el reino Nortetisiano - el margen activo sur de la placa litosférica eurasiática. Las cuencas oligoceno-neógenas y cuaternarias situadas dentro de la depresión intermontana transcaucásica marcan la evolución sincollisional y postcollisional de la región; estas cuencas representaron una parte de la Paratetis y acumularon sedimentos de tipo cerrado y semicerrado. La colisión final de las placas africo-arabia y euroasiática y la formación del actual edificio montañoso intracontinental del Cáucaso ocurrieron en el período neógeno-cuaternario. Desde el Mioceno Tardío (c. 9-7 Ma) hasta el final del Pleistoceno, en la parte central de la región, las erupciones volcánicas en condiciones subaéreas ocurrieron simultáneamente con la formación de depresiones molásicas. La geometría de las deformaciones tectónicas en el Transcaucasia está en gran parte determinada por el bloque árabe rígido en forma de cuña que se introduce intensamente en la región Asia Menor-Caucásica. Todas las líneas estructurales y morfológicas tienen una configuración claramente expresada en arco convexa hacia el norte que refleja los contornos del bloque árabe. Sin embargo, más al norte, la geometría de los cinturones de pliegues y cabalgamientos es algo diferente - el cinturón de pliegues y cabalgamientos de Achara-Trialeti es, en general, de dirección W-E; el cinturón de pliegues y cabalgamientos del Gran Cáucaso se extiende en una dirección WNW-ESE.",
    url = "https://doi.org/10.3906/yer-1005-11",
    doi = "10.3906/yer-1005-11",
    openalex = "W2142982425",
    references = "doi101016004019518690199x, doi101016037702739090018b, doi101016jtecto200206004, doi1010291996jb900351, doi1010291999jb900351, doi1010292003gl018019, doi1010292003tc001530, doi1010292005jb004051, doi101111j1365246x1988tb01387x, doi101111j1365246x1990tb06579x"
}

Este informe discute el marco geológico y la geología petrolífera utilizados para evaluar los recursos petrolíferos no descubiertos en la provincia de la cuenca de Bohaiwan para el Proyecto de Evaluación Mundial de Energía de 2000 del Servicio Geológico de los Estados Unidos. La cuenca de Bohaiwan en el noreste de China es la región productora de petróleo más grande de China. Se han identificado dos sistemas petrolíferos totales en la cuenca. El primero, el Sistema Petrolífero Total Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan, involucra petróleo y gas generados desde maduros pods de roca fuente lacustre que están asociados con seis subcuencas principales controladas por rift. Se definen dos unidades de evaluación en este sistema petrolífero total: (1) una unidad de evaluación lacustre terciaria consistente con reservorios de arenisca intercalados con rocas fuente de lutita lacustre, y (2) una unidad de evaluación de colinas enterradas preterciaria consistente con reservorios de carbonato que están cubiertos discordantemente por rocas fuente de lutita lacustre terciaria. El segundo sistema petrolífero total identificado en la cuenca de Bohaiwan es el Sistema Petrolífero Total Carbonífero/Permiano Carbón-Paleozoico, un sistema petrolífero total hipotético involucrando gas natural generado desde múltiples pods de lechos de carbón térmicamente maduros. Las areniscas permienses de baja permeabilidad y posiblemente los lechos de carbón carboníferos son las rocas reservorio. La mayor parte del gas natural se infiere que está atrapado en acumulaciones continuas cerca del centro de las subcuencas. Este sistema petrolífero total está en gran parte inexplorado y tiene buen potencial para acumulaciones de gas no descubiertas. Se define una unidad de evaluación, gas de origen carbón, en este sistema petrolífero total.

@article{doi103133sir20115010,
    author = "Ryder, Robert T. y Qiang, Jin y McCabe, Peter J. y Nuccio, Vito F. y Persits, Felix",
    title = "Shahejie-Shahejie/Guantao/Wumishan y Carbonífero/Permiano Carbón-Paleozoico Sistemas Petrolíferos Totales en la Cuenca de Bohaiwan, China (basado en estudios geológicos para el Proyecto de Evaluación Mundial de Energía de 2000 del Servicio Geológico de los Estados Unidos)",
    year = "2012",
    journal = "Informe de investigaciones científicas",
    abstract = "Este informe discute el marco geológico y la geología petrolífera utilizados para evaluar los recursos petrolíferos no descubiertos en la provincia de la cuenca de Bohaiwan para el Proyecto de Evaluación Mundial de Energía de 2000 del Servicio Geológico de los Estados Unidos. La cuenca de Bohaiwan en el noreste de China es la región productora de petróleo más grande de China. Se han identificado dos sistemas petrolíferos totales en la cuenca. El primero, el Sistema Petrolífero Total Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan, involucra petróleo y gas generados desde maduros pods de roca fuente lacustre que están asociados con seis subcuencas principales controladas por rift. Se definen dos unidades de evaluación en este sistema petrolífero total: (1) una unidad de evaluación lacustre terciaria consistente con reservorios de arenisca intercalados con rocas fuente de lutita lacustre, y (2) una unidad de evaluación de colinas enterradas preterciaria consistente con reservorios de carbonato que están cubiertos discordantemente por rocas fuente de lutita lacustre terciaria. El segundo sistema petrolífero total identificado en la cuenca de Bohaiwan es el Sistema Petrolífero Total Carbonífero/Permiano Carbón-Paleozoico, un sistema petrolífero total hipotético involucrando gas natural generado desde múltiples pods de lechos de carbón térmicamente maduros. Las areniscas permienses de baja permeabilidad y posiblemente los lechos de carbón carboníferos son las rocas reservorio. La mayor parte del gas natural se infiere que está atrapado en acumulaciones continuas cerca del centro de las subcuencas. Este sistema petrolífero total está en gran parte inexplorado y tiene buen potencial para acumulaciones de gas no descubiertas. Se define una unidad de evaluación, gas de origen carbón, en este sistema petrolífero total.",
    url = "https://doi.org/10.3133/sir20115010",
    doi = "10.3133/sir20115010",
    openalex = "W1498596239",
    references = "crossref1989geology, doi1010160016703788903705, doi101016004019518790268x, doi101016014663809090067a, doi1010160264817287900456, doi101016s0146638096000496, doi101016s0264817297000275, doi101016s0920410503001426, doi101038313444a0, doi10130664eda0d2172411d78645000102c1865d, doi101306m60585, doi103133ofr934"
}

Se realiza una revisión sobre la geología y los potenciales petrolíferos del Benue Trough y Anambra Basin de Nigeria para identificar sistemas petrolíferos potenciales en las cuencas. Las evaluaciones tectónicas, estratigráficas y geoquímicas orgánicas de estas cuencas sugieren similitudes con las cuencas contiguas de los países de Chad, Níger y Sudán, donde se han realizado descubrimientos comerciales de petróleo. Al menos dos sistemas petrolíferos potenciales pueden presentarse en las cuencas: el sistema petrolífero del Cretácico Inferior, probablemente capaz de generar tanto petróleo como gas, y el sistema petrolífero del Cretácico Superior, que podría ser principalmente generador de gas. Estos sistemas están estrechamente correlacionados en su disposición temporal, estructuras, rocas fuente y de reservorio y, quizás, en el mecanismo de generación con lo que ocurre en la cuenca de Muglad de Sudán y la cuenca de Termit de los países de Níger y Chad. Son muy efectivos para planificar futuras campañas de exploración en las cuencas.

@article{doi104236nr201451005,
    author = "Abubakar, M.B.",
    title = "Potenciales petrolíferos del Benue Trough y Anambra Basin de Nigeria: Una síntesis regional",
    year = "2014",
    journal = "Recursos Naturales",
    abstract = "Se realiza una revisión sobre la geología y los potenciales petrolíferos del Benue Trough y Anambra Basin de Nigeria para identificar sistemas petrolíferos potenciales en las cuencas. Las evaluaciones tectónicas, estratigráficas y geoquímicas orgánicas de estas cuencas sugieren similitudes con las cuencas contiguas de los países de Chad, Níger y Sudán, donde se han realizado descubrimientos comerciales de petróleo. Al menos dos sistemas petrolíferos potenciales pueden presentarse en las cuencas: el sistema petrolífero del Cretácico Inferior, probablemente capaz de generar tanto petróleo como gas, y el sistema petrolífero del Cretácico Superior, que podría ser principalmente generador de gas. Estos sistemas están estrechamente correlacionados en su disposición temporal, estructuras, rocas fuente y de reservorio y, quizás, en el mecanismo de generación con lo que ocurre en la cuenca de Muglad de Sudán y la cuenca de Termit de los países de Níger y Chad. Son muy efectivos para planificar futuras campañas de exploración en las cuencas.",
    url = "https://doi.org/10.4236/nr.2014.51005",
    doi = "10.4236/nr.2014.51005",
    openalex = "W1975787804",
    references = "doi101111j174754571980tb00982x"
}

@article{doi101016jmarpetgeo201802010,
    author = "Chen, Xiaoyan y Hao, Fang y Guo, Liuxi y Wang, Daojun y Yin, Jie y Yang, Fan y Zou, Huayao",
    title = "Origen de la acumulación de petróleo en la zona estructural Chaheji-gaojiapu de la cuenca sag Baxian, cuenca de la bahía de Bohai, China: Perspectivas desde análisis de biomarcadores y geológicos",
    year = "2018",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.02.010",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2018.02.010",
    openalex = "W2789468233",
    references = "doi101306ad4616ab16f711d78645000102c1865d"
}

Las cuencas sedimentarias han sido bien documentadas durante muchos años, pero sus límites a menudo se representan de manera inadecuada. Este estudio delimitó 764 cuencas utilizando conjuntos de datos geológicos globales para crear contornos de cuenca más consistentes que pueden utilizarse para realizar futuros estudios globales. Cada cuenca sedimentaria contiene un registro incompleto de la historia de la Tierra, pero el estudio de todas las cuencas globales proporciona una visión más completa de la evolución del planeta, así como un marco mejor para estudiar los recursos dentro de estas cuencas. Se capturaron atributos adicionales de la cuenca que ayudarán a la investigación y modelado futuros (nombre, tipo, edad, área, profundidad, presencia de evaporitas, tipo de evaporita, presencia de volcánicos, etc.). La mayoría de las cuencas sedimentarias se formaron durante la ruptura de Rodinia, Pannotia y Pangea (Proterozoico-Cámbrico y Mesozoico). Muchas de las cuencas más antiguas ahora se encuentran situadas en los interiores de los continentes como cuencas intracratónicas y de foreland, mientras que la mayoría de las cuencas más jóvenes se encuentran en los bordes de los continentes como márgenes pasivos, de falla transformante o relacionadas con arcos. También se encontró que el tipo de cuenca se relaciona con el espesor máximo del sedimento, con las cuencas de margen pasivo, de foreland, de pliegue y falla inversa, e intracratónicas que a menudo tienen las secuencias sedimentarias más gruesas (>3.0–4.0 km). También se encontró que 217 cuencas contenían 369 intervalos de evaporitas y que estas secuencias se encontraban con mayor frecuencia dentro de márgenes pasivos y cuencas de foreland, y casi nunca se observaban en cuencas de arco marginal y de arco frontal. En términos temporales, la deposición de evaporitas fue algo intermitente a lo largo de la historia de la Tierra, pero hubo una deposición generalizada durante los intervalos del Pérmico tardío y el Triásico tardío, con otros eventos notables durante los periodos de tiempo Neoproterozoico- Cámbrico temprano, Aptiano-Albiano, Eoceno medio y Mioceno tardío (Messiniano). Basado en reconstrucciones paleogeográficas, casi todas las 369 unidades de evaporitas se depositaron dentro de 45 grados del ecuador y probablemente fueron influenciadas por la confluencia de factores regionales y globales (por ejemplo, eventos tectónicos, restricciones geográficas y clima).

@article{doi101016jearscirev2021103564,
    author = "Evenick, Jonathan C.",
    title = "Glimpses into Earth's history using a revised global sedimentary basin map",
    year = "2021",
    journal = "Earth-Science Reviews",
    abstract = "Sedimentary basins have been well documented for many years, but their boundaries are often inadequately represented. This study delineated 764 basins using global geologic datasets to create more consistent basin outlines that can be utilized to conduct future global studies. Every sedimentary basin contains an incomplete record of Earth's history, but the study of all of the global basins provides a more complete view of the evolution of the planet as well as a better framework to study the resources within these basins. Additional basin attributes were captured that will aid future research and modeling (name, type, age, area, depth, presence of evaporites, evaporite type, presence of volcanics, etc.). Most sedimentary basins formed during the breakup of Rodinia, Pannotia, and Pangea (Proterozoic-Cambrian and Mesozoic). Many of the older basins are now situated in the interiors of continents as intracratonic and foreland basins, whereas most of the younger basins are located at the edges of the continents as passive margins, strike-slip, or arc-related basins. The basin type also was found to relate to the maximum sediment thickness with passive margin, foreland, fold and thrust belt, and intracratonic basins often having the thickest sedimentary sequences (>3.0–4.0 km). It was also found that 217 basins contained 369 evaporite intervals and that these sequences were most often located within passive margins and foreland basins, and almost never observed in backarc - marginal sea and forearc basins. Temporally, evaporite deposition was somewhat intermittent throughout Earth's history, but there was widespread deposition during the late Permian and late Triassic intervals with other notable events during the Neoproterozoic-early Cambrian, Aptian-Albian, middle Eocene, and late Miocene (Messinian) time periods. Based on paleogeographic reconstructions, almost all of the 369 evaporite units were deposited within 45 degrees of the equator and were likely influenced by confluence of regional and global factors (e.g., tectonic events, geographical restrictions, and climate).",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2021.103564",
    doi = "10.1016/j.earscirev.2021.103564",
    openalex = "W3131383366",
    references = "doi101017s0016756818000110, doi101111j174754571980tb00982x"
}

El Carbonífero-Pérmico fue un período importante para la formación de minas de carbón y rocas fuente carboníferas en todo el mundo. Controlado por el paleoclima, la flora de Cathaysia y el ambiente sedimentario transicional del delta, la Formación Shanxi del Pérmico Temprano en la Depresión de Huanghua formó varias capas de carbón y rocas fuente carboníferas que pueden explorarse en toda la depresión. Sin embargo, la regularidad de desarrollo y la predicción de distribución de las rocas fuente carboníferas de alta calidad aún no se comprenden bien. Las rocas fuente carboníferas de la Formación Shanxi en la Depresión de Huanghua fueron tomadas como objeto de estudio. Con la determinación y análisis del contenido de carbono orgánico, pirólisis de roca y reflectancia de vitrinita, encontramos que la abundancia de materia orgánica (es decir, TOC que varió del 20,3 % al 80,0 %), el potencial de generación de hidrocarburos (es decir, S1 + S2 que varió de 7,82 mg/g a 208,81 mg/g) y los tipos de querógeno (principalmente tipo II2) del carbón fueron mejores que los de la lutita carbonácea y la pizarras carbonífera. La identificación de componentes macreros indicó que el carbón y la lutita carbonácea tenían más liptinita (es decir, cutinita y esporinita) y vitrinita rica en hidrógeno, mientras que la pizarra carbonífera estaba compuesta principalmente por vitrinita pobre en hidrógeno y una pequeña cantidad de liptinita. El análisis de las proporciones de elementos mayoritarios y traza, alcanos normales e isoparafinas sugirió que la salinidad paleohidrológica de la deposición del carbón y la lutita carbonácea fue mayor que la de parte de la pizarra carbonífera. Revelado por la reducción débil de su ambiente de deposición, el desarrollo de carbón de alta calidad y lutita carbonácea fue controlado principalmente por la entrada de materia orgánica propensa a petróleo y gas. La formación de pizarra carbonífera de alta calidad fue dominada principalmente por un ambiente de reducción fuerte con una cantidad insignificante de entrada de materia orgánica. Se estableció el modelo de formación de rocas fuente carboníferas de alta calidad. Este modelo puede utilizarse para predecir la distribución de minas de carbón y rocas fuente carboníferas en la Depresión de Huanghua y la Cuenca del Golfo de Bohai.

@article{doi101016joregeorev2023105315,
    author = "Xu, Jinjun y Cheng, Xiangang y Peng, Shunan y Jin, Qiang y Cheng, Fuqi y Lou, Da y Zhang, Feipeng y Li, Fulai",
    title = "Ambiente de deposición y potencial de hidrocarburos de los depósitos de carbón del Pérmico Temprano en la Depresión de Huanghua, Cuenca del Golfo de Bohai",
    year = "2023",
    journal = "Ore Geology Reviews",
    abstract = "El Carbonífero-Pérmico fue un período importante para la formación de minas de carbón y rocas fuente carboníferas en todo el mundo. Controlado por el paleoclima, la flora de Cathaysia y el ambiente sedimentario transicional del delta, la Formación Shanxi del Pérmico Temprano en la Depresión de Huanghua formó varias capas de carbón y rocas fuente carboníferas que pueden explorarse en toda la depresión. Sin embargo, la regularidad de desarrollo y la predicción de distribución de las rocas fuente carboníferas de alta calidad aún no se comprenden bien. Las rocas fuente carboníferas de la Formación Shanxi en la Depresión de Huanghua fueron tomadas como objeto de estudio. Con la determinación y análisis del contenido de carbono orgánico, pirólisis de roca y reflectancia de vitrinita, encontramos que la abundancia de materia orgánica (es decir, TOC que varió del 20,3 % al 80,0 %), el potencial de generación de hidrocarburos (es decir, S1 + S2 que varió de 7,82 mg/g a 208,81 mg/g) y los tipos de querógeno (principalmente tipo II2) del carbón fueron mejores que los de la lutita carbonácea y la pizarra carbonífera. La identificación de componentes macreros indicó que el carbón y la lutita carbonácea tenían más liptinita (es decir, cutinita y esporinita) y vitrinita rica en hidrógeno, mientras que la pizarra carbonífera estaba compuesta principalmente por vitrinita pobre en hidrógeno y una pequeña cantidad de liptinita. El análisis de las proporciones de elementos mayoritarios y traza, alcanos normales e isoparafinas sugirió que la salinidad paleohidrológica de la deposición del carbón y la lutita carbonácea fue mayor que la de parte de la pizarra carbonífera. Revelado por la reducción débil de su ambiente de deposición, el desarrollo de carbón de alta calidad y lutita carbonácea fue controlado principalmente por la entrada de materia orgánica propensa a petróleo y gas. La formación de pizarra carbonífera de alta calidad fue dominada principalmente por un ambiente de reducción fuerte con una cantidad insignificante de entrada de materia orgánica. Se estableció el modelo de formación de rocas fuente carboníferas de alta calidad. Este modelo puede utilizarse para predecir la distribución de minas de carbón y rocas fuente carboníferas en la Depresión de Huanghua y la Cuenca del Golfo de Bohai.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    doi = "10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    openalex = "W4317725994",
    references = "doi103133sir20115010"
}