Formación Frio

Resumen: El campo petrolífero East White Point se encuentra en el centro-sur del condado de San Patricio y el centro-norte del condado de Nueces, Texas, en la llanura costera del Golfo de Texas. Está situado aproximadamente a mitad de camino entre Galveston y Brownsville, a 20 millas tierra adentro del Golfo de México, y a 5 millas al norte, a través de la Bahía de Nueces, de la ciudad y puerto de aguas profundas de Corpus Christi. Tras el descubrimiento de petróleo en la arena de 5.600 pies, por la Plymouth Oil Company en febrero de 1938, el campo ha sido sometido a un desarrollo continuo. A partir del 1 de enero de 1941, se habían completado aproximadamente 240 pozos de petróleo y gas en las cuatro arenas productivas entre las profundidades de 4.100 pies y 5.900 pies, los cuales han producido aproximadamente 512 millones de barriles de petróleo. Dentro del alcance de este artículo, las estratificaciones encontradas en la mayoría de los pozos por debajo de una profundidad de 4.000 pies se han agrupado en la formación del Oligoceno, y los autores han limitado su estudio a los lechos incluidos en el intervalo por debajo de esa profundidad y por encima de la arena de 5.600 pies (arena principal productora de petróleo). Los estudios isopacos y otros estudios geológicos de las varias zonas de arena y arcilla han planteado problemas interesantes. Los movimientos estructurales intermitentes y periódicos, así como los períodos de quietud, se reflejan en los intervalos sedimentarios de las respectivas estratificaciones. Sin embargo, la característica más destacada de la estratigrafía es la bien desarrollada topografía erosiva en la parte superior de la arena de 5.400 pies (Zona E). Los mapas isopacos de esta estratificación muestran las características típicas de degradación y planación comunes al ciclo de erosión de los ríos normales en un área que está sufriendo una rejuvenecimiento cíclico. Mapas similares de la arcilla de 5.300 pies (Zona D) que yace encima reflejan los efectos de una deposición desigual sobre la topografía erosionada. Como sugieren las terrazas y pendientes reconstruidas asociadas a ellas, están presentes tres períodos de levantamiento y erosión. La discordancia erosiva así establecida y defendida por los autores ofrece criterios y evidencia adicionales para lo siguiente: primero, el retroceso o regresión del Golfo de México al final del tiempo Frio con el consiguiente desarrollo de la red de drenaje fluvial y la topografía erosiva en la superficie terrestre; segundo, la ubicación de un antiguo Golfo de México a cierta distancia de la ubicación actual del campo East White Point tras la deposición de la arena de 5.400 pies; y tercero, la delimitación de la parte superior de la formación Frio en la ruptura erosiva de la estratigrafía.

@article{doi1013063d93340416b111d78645000102c1865d,
    author = "Martyn, Phil F. and Sample, Charles H.",
    title = "ESTRATIGRAFÍA DEL OLILOCENO DEL CAMPO EAST WHITE POINT, CONDADOS DE SAN PATRICIO Y NUECES, TEXAS",
    year = "1941",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen: El campo petrolífero East White Point se encuentra en el centro-sur del condado de San Patricio y el centro-norte del condado de Nueces, Texas, en la llanura costera del Golfo de Texas. Está situado aproximadamente a mitad de camino entre Galveston y Brownsville, a 20 millas tierra adentro del Golfo de México, y a 5 millas al norte, a través de la Bahía de Nueces, de la ciudad y puerto de aguas profundas de Corpus Christi. Tras el descubrimiento de petróleo en la arena de 5.600 pies, por la Plymouth Oil Company en febrero de 1938, el campo ha sido sometido a un desarrollo continuo. A partir del 1 de enero de 1941, se habían completado aproximadamente 240 pozos de petróleo y gas en las cuatro arenas productivas entre las profundidades de 4.100 pies y 5.900 pies, los cuales han producido aproximadamente 512 millones de barriles de petróleo. Dentro del alcance de este artículo, las estratificaciones encontradas en la mayoría de los pozos por debajo de una profundidad de 4.000 pies se han agrupado en la formación del Oligoceno, y los autores han limitado su estudio a los lechos incluidos en el intervalo por debajo de esa profundidad y por encima de la arena de 5.600 pies (arena principal productora de petróleo). Los estudios isopacos y otros estudios geológicos de las varias zonas de arena y arcilla han planteado problemas interesantes. Los movimientos estructurales intermitentes y periódicos, así como los períodos de quietud, se reflejan en los intervalos sedimentarios de las respectivas estratificaciones. Sin embargo, la característica más destacada de la estratigrafía es la bien desarrollada topografía erosiva en la parte superior de la arena de 5.400 pies (Zona E). Los mapas isopacos de esta estratificación muestran las características típicas de degradación y planación comunes al ciclo de erosión de los ríos normales en un área que está sufriendo una rejuvenecimiento cíclico. Mapas similares de la arcilla de 5.300 pies (Zona D) que yace encima reflejan los efectos de una deposición desigual sobre la topografía erosionada. Como sugieren las terrazas y pendientes reconstruidas asociadas a ellas, están presentes tres períodos de levantamiento y erosión. La discordancia erosiva así establecida y defendida por los autores ofrece criterios y evidencia adicionales para lo siguiente: primero, el retroceso o regresión del Golfo de México al final del tiempo Frio con el consiguiente desarrollo de la red de drenaje fluvial y la topografía erosiva en la superficie terrestre; segundo, la ubicación de un antiguo Golfo de México a cierta distancia de la ubicación actual del campo East White Point tras la deposición de la arena de 5.400 pies; y tercero, la delimitación de la parte superior de la formación Frio en la ruptura erosiva de la estratigrafía.",
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    doi = "10.1306/3d933404-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2031148693"
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RESUMEN El desarrollo reciente en la costa del Golfo de Texas ha indicado las posibilidades productivas de muchas de las arenas que componen la parte inferior de la espesa formación Frio de edad oligocena (considerada por algunos trabajadores como miocena). La exploración hacia las arenas más profundas de la Formación Frio revela hechos sobre las condiciones de deposición de esta formación, que son tan críticas como la estructura para la acumulación de petróleo. En los condados de Orange y Jefferson, la formación Frio se divide en tres unidades litológicas: una unidad superior compuesta principalmente de arenas; una unidad intermedia de lutita marina; y una unidad inferior compuesta de arenas y lutita. Los mapas isopacos revelan la ubicación de antiguas barras costeras y cuencas reentrantes, y también muestran el adelgazamiento local de los lechos en áreas de levantamiento estructural. Se cree que la variación en la posición estratigráfica de ciertas asociaciones foraminíferas se debe a cambios ecológicos y a la superposición progresiva marina.

@article{doi1013063d933e1816b111d78645000102c1865d,
    author = "Reedy, Milton Frank",
    title = "Estratigrafía de la Formación Frio en los condados de Orange y Jefferson, Texas",
    year = "1949",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN El desarrollo reciente en la costa del Golfo de Texas ha indicado las posibilidades productivas de muchas de las arenas que componen la parte inferior de la espesa formación Frio de edad oligocena (considerada por algunos trabajadores como miocena). La exploración hacia las arenas más profundas de la Formación Frio revela hechos sobre las condiciones de deposición de esta formación, que son tan críticas como la estructura para la acumulación de petróleo. En los condados de Orange y Jefferson, la formación Frio se divide en tres unidades litológicas: una unidad superior compuesta principalmente de arenas; una unidad intermedia de lutita marina; y una unidad inferior compuesta de arenas y lutita. Los mapas isopacos revelan la ubicación de antiguas barras costeras y cuencas reentrantes, y también muestran el adelgazamiento local de los lechos en áreas de levantamiento estructural. Se cree que la variación en la posición estratigráfica de ciertas asociaciones foraminíferas se debe a cambios ecológicos y a la superposición progresiva marina.",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d933e18-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d933e18-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1980941728",
    references = "doi1013061013063d93378a16b111d78645000102c1865d, doi1013063d9331b216b111d78645000102c1865d, doi1013063d93340416b111d78645000102c1865d, doi1013063d93340616b111d78645000102c1865d, doi1013063d93372616b111d78645000102c1865d, doi1013063d9337c416b111d78645000102c1865d, doi1013063d9337c816b111d78645000102c1865d, doi1013063d93393816b111d78645000102c1865d, doi1013063d93398c16b111d78645000102c1865d"
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@article{hinyard1951big,
    author = "Hinyard, Paul B.",
    title = "Big Foot Field, Frio County, Texas: RESUMEN",
    year = "1951",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d93437c-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d93437c-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1964735752",
    volume = "35"
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@article{hudgins1951history,
    author = "Hudgins, Mary D. y Lackey, Walter F.",
    title = "History of Newton County, Arkansas",
    year = "1951",
    journal = "The Arkansas Historical Quarterly",
    url = "https://doi.org/10.2307/40018485",
    doi = "10.2307/40018485",
    number = "2",
    openalex = "W2978962423",
    pages = "231",
    volume = "10"
}

RESUMEN Se determinó el carácter, la distribución y la probable génesis de un cuerpo arenoso típico de forma lenticular portador de petróleo del Terciario de la Costa del Golfo, a saber, la Zona 19B, una arena oligocena del campo de Seeligson, Texas, con el fin de desarrollar y definir criterios mediante los cuales tales cuerpos arenosos puedan identificarse y delimitarse fácilmente en el subsuelo. El marco estratigráfico se especificó mediante secciones transversales, diagramas de valla, mapas isopacos y mapas de facies, preparados a partir de registros eléctricos y descripciones de núcleos, y los sedimentos se caracterizaron por tamaño, forma, análisis de láminas delgadas, rayos X, térmico diferencial y químico. Los resultados principales son: (1) la tendencia isopaca del cuerpo arenoso es casi normal a la dirección de deposición regional; (2) la arena pasa de grano medio en la base a fino en la parte superior y puede dividirse en tres zonas según el tamaño máximo de grano; (3) una muestra típica es una mezcla de (a) arena bien clasificada, la fracción de tamaño de la estructura, (b) arcilla intersticial, la cola de la curva de distribución de tamaños, y (c) cemento calcítico intersticial; (4) la composición mineral es similar a la de una arena fluvial reciente, pero diferente a la de las playas, de la misma provincia geológica. El cuerpo arenoso es probablemente un depósito de llanura aluvial oligoceno, como lo indica su similitud con tales depósitos recientes en forma externa, zonación textural vertical, colores de las arcillas asociadas, mineralogía, presencia de fragmentos de lodo y ausencia de fauna indígena. La opinión a menudo expresada de que las tendencias de los campos petrolíferos de la Costa del Golfo, como la Frio-Vicksburg, son tendencias de «línea de costa», ha llevado a muchos geólogos a inferir que las arenas de los reservorios de estos campos petrolíferos son depósitos de línea de costa. Las conclusiones del presente estudio enfatizan el riesgo de tales deducciones. Las tendencias pueden estar indirectamente relacionadas con las líneas de costa debido a las capas de origen marinas, pero muchas, o posiblemente la mayoría, de las arenas de los reservorios pueden ser de origen continental. El atrapamiento en esta zona surge de la falla normal hacia arriba y el domo suave de un cuerpo arenoso aluvional lenticular que está orientado en la dirección de la inclinación regional. El mayor valor de estos hallazgos radica en la extrapolación y extensión de este conocimiento de la génesis local a otras partes de la sección. De tal manera se puede trazar una historia deposicional y tectónica regional, delimitar centros de deposición para diversas edades geológicas y acercarse a áreas favorables para la presencia de capas permeables y acumulación de petróleo.

@article{doi1013065ceadeb716bb11d78645000102c1865d,
    author = "Nanz, Robert Hamilton",
    title = "Genesis of Oligocene Sandstone Reservoir, Seeligson Field, Jim Wells and Kleberg Counties, Texas",
    year = "1954",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Se determinó el carácter, la distribución y la probable génesis de un cuerpo arenoso típico de forma lenticular portador de petróleo del Terciario de la Costa del Golfo, a saber, la Zona 19B, una arena oligocena del campo de Seeligson, Texas, con el fin de desarrollar y definir criterios mediante los cuales tales cuerpos arenosos puedan identificarse y delimitarse fácilmente en el subsuelo. El marco estratigráfico se especificó mediante secciones transversales, diagramas de valla, mapas isopacos y mapas de facies, preparados a partir de registros eléctricos y descripciones de núcleos, y los sedimentos se caracterizaron por tamaño, forma, análisis de láminas delgadas, rayos X, térmico diferencial y químico. Los resultados principales son: (1) la tendencia isopaca del cuerpo arenoso es casi normal a la dirección de deposición regional; (2) la arena pasa de grano medio en la base a fino en la parte superior y puede dividirse en tres zonas según el tamaño máximo de grano; (3) una muestra típica es una mezcla de (a) arena bien clasificada, la fracción de tamaño de la estructura, (b) arcilla intersticial, la cola de la curva de distribución de tamaños, y (c) cemento calcítico intersticial; (4) la composición mineral es similar a la de una arena fluvial reciente, pero diferente a la de las playas, de la misma provincia geológica. El cuerpo arenoso es probablemente un depósito de llanura aluvial oligoceno, como lo indica su similitud con tales depósitos recientes en forma externa, zonación textural vertical, colores de las arcillas asociadas, mineralogía, presencia de fragmentos de lodo y ausencia de fauna indígena. La opinión a menudo expresada de que las tendencias de los campos petrolíferos de la Costa del Golfo, como la Frio-Vicksburg, son tendencias de «línea de costa», ha llevado a muchos geólogos a inferir que las arenas de los reservorios de estos campos petrolíferos son depósitos de línea de costa. Las conclusiones del presente estudio enfatizan el riesgo de tales deducciones. Las tendencias pueden estar indirectamente relacionadas con las líneas de costa debido a las capas de origen marinas, pero muchas, o posiblemente la mayoría, de las arenas de los reservorios pueden ser de origen continental. El atrapamiento en esta zona surge de la falla normal hacia arriba y el domo suave de un cuerpo arenoso aluvional lenticular que está orientado en la dirección de la inclinación regional. El mayor valor de estos hallazgos radica en la extrapolación y extensión de este conocimiento de la génesis local a otras partes de la sección. De tal manera se puede trazar una historia deposicional y tectónica regional, delimitar centros de deposición para diversas edades geológicas y acercarse a áreas favorables para la presencia de capas permeables y acumulación de petróleo.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5ceadeb7-16bb-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5ceadeb7-16bb-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2124852108"
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RESUMEN La tendencia del Frio de Texas del Sur se extiende a lo largo de la costa desde el río Río Grande al sur, pasando por los condados de Calhoun y Victoria al norte. El descubrimiento de petróleo en el campo de Refugio del condado de Refugio en 1928 llevó al desarrollo de la Tendencia Dorada. Los sedimentos de la formación Frio se depositaron en una plataforma continental hundida por mares transgresivos y regresivos, sobre una superficie de Vicksburg erosionada. El cuña marina de Anahuac se superpone al Frio en dirección hacia abajo de la pendiente. Las arenas y arcillas de Catahoula cubren y están en contacto con la cuña de Anahuac en dirección hacia abajo de la pendiente y la formación Frio en dirección hacia arriba de la pendiente. Numerosos cambios de facies y sistemas de fallas hacia la costa han explicado la mayoría de los grandes campos productores. Aproximadamente el noventa por ciento de los campos Frio y Anahuac que han producido más de 25 millones de barriles de petróleo se encuentran a lo largo de la Flexura de Vicksburg,(NOTA 2) Los campos con un total acumulativo de menos de 25 millones de barriles de petróleo constituyen una gran parte de las enormes reservas de esta llamada Tendencia Dorada. Las estructuras productivas incluyen acumulaciones a lo largo del segmento hundido de las fallas hacia la costa, cierres de fallas hacia la costa, cierres en el lado levantado de las fallas hacia la costa y estructuras generadas por sal.

@article{openalexw1845753970,
    author = "Johnson, Ray B. y Mathy, Harold E.",
    title = "The South Texas Frio Trend",
    year = "1957",
    abstract = "RESUMEN La tendencia del Frio de Texas del Sur se extiende a lo largo de la costa desde el río Río Grande al sur, pasando por los condados de Calhoun y Victoria al norte. El descubrimiento de petróleo en el campo de Refugio del condado de Refugio en 1928 llevó al desarrollo de la Tendencia Dorada. Los sedimentos de la formación Frio se depositaron en una plataforma continental hundida por mares transgresivos y regresivos, sobre una superficie de Vicksburg erosionada. El cuña marina de Anahuac se superpone al Frio en dirección hacia abajo de la pendiente. Las arenas y arcillas de Catahoula cubren y están en contacto con la cuña de Anahuac en dirección hacia abajo de la pendiente y la formación Frio en dirección hacia arriba de la pendiente. Numerosos cambios de facies y sistemas de fallas hacia la costa han explicado la mayoría de los grandes campos productores. Aproximadamente el noventa por ciento de los campos Frio y Anahuac que han producido más de 25 millones de barriles de petróleo se encuentran a lo largo de la Flexura de Vicksburg,(NOTA 2) Los campos con un total acumulativo de menos de 25 millones de barriles de petróleo constituyen una gran parte de las enormes reservas de esta llamada Tendencia Dorada. Las estructuras productivas incluyen acumulaciones a lo largo del segmento hundido de las fallas hacia la costa, cierres de fallas hacia la costa, cierres en el lado levantado de las fallas hacia la costa y estructuras generadas por sal.",
    openalex = "W1845753970"
}

El campo de Northwest Hartburg, ubicado en el condado de Newton sur, Texas, se encuentra en una banda estructural que forma parte de la tendencia productora de Gulf Coast Frio (Oligoceno-Mioceno) y para la cual se sugiere el nombre de flexión Hartburg. Las diversas características estructurales y de deposición (pliegues, fallas, truncamiento, canales, etc.) observadas en esta tendencia se exhiben particularmente bien en el área del campo de Northwest Hartburg e indican un desarrollo estructural que, alcanzando su clímax durante el tiempo Frio temprano, puede dividirse en cuatro etapas. Etapa 1.—Durante la etapa 1, prevalecieron las condiciones de plataforma continental en toda el área y se depositó una serie sedimentaria, que consiste esencialmente en lutita en su parte inferior y una sección arenosa en su parte superior, sobre la plataforma continental que se hundía lentamente. La sección arenosa se subdivide, en orden ascendente, en la arena Nodosaria, y las arenas Hartburg inferior y superior, los dos últimos nombres reemplazando los nombres más comúnmente utilizados pero engañosos "arenas Hackberry inferior y superior". Etapa 2.—Hacia el final de la sedimentación de la arena Hartburg superior, el área experimentó una perturbación estructural a gran escala y semi-regional en forma de un colapso de un segmento del fondo geosinclinal de la costa del Golfo. Este evento inclinó la plataforma continental, produciendo la flexión Hartburg (acantilado) y una bahía que luego fue rellenada por la lutita Hackberry. Etapa 3.—La inclinación del área de la plataforma continental indujo un flujo gravitacional en los lechos sedimentarios que fue esencialmente un proceso de hundimiento. Los pliegues sinclinales resultantes formaron valles y trincheras profundas convirtiendo el acantilado en uno de considerable relieve que se asemejaba a la topografía de la pendiente continental actual del noroeste del Golfo de México. La mayoría de los valles muestran efectos de erosión submarina local en forma de canales y marcas de arrastre, algunas de las cuales también se extendieron a través del pliegue anticlinal adyacente al valle. Además de inclinar la plataforma continental, el hundimiento regional también bajó el nivel base de erosión y deposición a través del área de la plataforma. En ajuste al nuevo perfil de equilibrio, los pliegues anticlinales fueron truncados como se evidencia por la presencia de una discordancia angular local entre la lutita Hackberry y las formaciones subyacentes. Etapa 4.—Después de que el flujo gravitacional cesó y se alcanzó el nuevo nivel base de erosión, las corrientes de turbidez y los flujos sedimentarios rellenaron los valles y canales con depósitos de "relleno de canal". Al completarse la acción de peneplanación, comenzó la deposición de la lutita Hackberry restaurando nuevamente al área condiciones de deposición más normales. El plegamiento suave y el fallamiento continuaron o se rejuvenecieron durante este y ciclos de deposición posteriores en algunos de los pliegues locales en la tendencia Hartburg.

@article{bornhauser1960depositional,
    author = "Bornhauser, Max",
    title = "Historia de la Deposición y Estructura del Campo de Northwest Hartburg, Condado de Newton, Texas",
    year = "1960",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "El campo de Northwest Hartburg, ubicado en el sur del condado de Newton, Texas, se encuentra en una zona estructural que forma parte de la tendencia productora de la costa del Golfo Frio (Oligoceno-Mioceno), para la cual se sugiere el nombre de flexión de Hartburg. Las diversas características estructurales y de deposición (pliegues, fallas, truncamiento, canales, etc.) observadas en esta tendencia se exhiben particularmente bien en el área del campo de Northwest Hartburg e indican un desarrollo estructural que, alcanzando su clímax durante el tiempo Frio temprano, puede dividirse en cuatro etapas. Etapa 1.—Durante la etapa 1, las condiciones de plataforma continental prevalecieron en toda el área y se depositó una serie sedimentaria, que consiste esencialmente en lutita en su parte inferior y una sección arenosa en su parte superior, sobre la plataforma continental que se hundía lentamente. La sección arenosa se subdivide, en orden ascendente, en la arena de Nodosaria, y las arenas de Hartburg inferior y superior, los dos últimos nombres reemplazando los nombres más comúnmente utilizados pero engañosos de "arenas de Hackberry inferior y superior". Etapa 2.—Hacia el final de la sedimentación de la arena de Hartburg superior, el área experimentó una perturbación estructural a gran escala y semirregional en forma de un colapso de un segmento del suelo geosinclinal de la costa del Golfo. Este evento inclinó la plataforma continental, produciendo la flexión de Hartburg (escarpa) y una bahía que luego fue rellenada por la lutita de Hackberry. Etapa 3.—La inclinación del área de la plataforma continental indujo un flujo gravitacional en los lechos sedimentarios que fue esencialmente un proceso de hundimiento. Los pliegues sinclinales resultantes formaron valles y trincheras profundas convirtiendo la escarpa en una de considerable relieve que se asemejaba a la topografía de la pendiente continental actual del noroeste del Golfo de México. La mayoría de los valles muestran efectos de erosión submarina local en forma de canales y cicatrices de arrastre, algunas de las cuales también se extendieron a través del pliegue anticlinal adyacente al valle. Además de inclinar la plataforma continental, el hundimiento regional también bajó el nivel base de erosión y deposición a través del área de la plataforma. En ajuste al nuevo perfil de equilibrio, los pliegues anticlinales fueron truncados como se evidencia por la presencia de una discordancia angular local entre la lutita de Hackberry y las formaciones subyacentes. Etapa 4.—Después de que el flujo gravitacional cesó y se alcanzó el nuevo nivel base de erosión, las corrientes de turbidez y los flujos sedimentarios rellenaron los valles y canales con depósitos de "relleno de canal". Al completarse la acción de peneplanación, comenzó la deposición de la lutita de Hackberry restaurando nuevamente al área condiciones de deposición más normales. El plegamiento suave y el fallamiento continuaron o se reactivaron durante este y ciclos de deposición posteriores en algunos de los pliegues locales en la tendencia de Hartburg.",
    url = "https://doi.org/10.1306/0bda5fff-16bd-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0bda5fff-16bd-11d7-8645000102c1865d",
    number = "4",
    openalex = "W2045835314",
    pages = "458-470",
    volume = "44",
    references = "doi10113000167606195566203totcsi20co2, doi1013060bda5a8316bd11d78645000102c1865d, doi1013060bda5c2a16bd11d78645000102c1865d, doi1013063d933e1816b111d78645000102c1865d, doi1013063d933e2d16b111d78645000102c1865d, openalexw1565983386, openalexw2601390057"
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@techreport{bornhauser1960depositional1,
    author = "Bornhauser, M",
    title = "Historia de la deposición y estructura del campo de Northwest Hartburg, condado de Newton, Texas",
    year = "1960",
    howpublished = "American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 44, p. 458-470",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bornhauser, M., 1960, Historia de la deposición y estructura del campo de Northwest Hartburg, condado de Newton, Texas: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 44, p. 458-470.}"
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RESUMEN Los Campos de Gas y Destilados Port Acres y Port Arthur se encuentran inmediatamente al oeste de la ciudad de Port Arthur, condado de Jefferson, Texas, a lo largo de la porción de pendiente descendente de la tendencia de arena productora Frio y sobre una característica positiva semi-regional, generalmente conocida como la Plataforma de Vicksburg. Port Acres es un ejemplo clásico de un campo que produce desde una trampa estratigráfica, mientras que Port Arthur es un ejemplo igualmente clásico de un campo que produce desde un cierre anticlinal desarrollado en el lado hundido de una falla contemporánea. Se resumen los puntos destacados de la exploración previa al descubrimiento entre 1944 y 1957. Se han preparado dos mapas estructurales y dos secciones transversales para mostrar la interrelación entre la estructura, la estratigrafía y la acumulación. Un breve historial geológico describe la ocurrencia de la sección de arena Hackberry inferior como un delta depositado en la boca de un antiguo curso de agua e influenciado primero por el ascenso de la cúpula salina Spindletop al noroeste y luego por el crecimiento de la cúpula salina Port Neches al noreste. Las estadísticas de los campos muestran que Port Acres cubre 3200 acres en los que se han completado con éxito 54 pozos y Port Arthur cubre aproximadamente 1700 acres en los que se han completado 14 pozos. Las estimaciones de reservas para ambos campos indican 400 a 500 mil millones de pies cúbicos de gas recuperable y 20 a 25 millones de barriles de destilado. Se concluye que otras arenas de la sección Hackberry inferior deberían encontrarse productivas en un punto de cierre adecuado al norte y al este de Port Acres y que se pueden esperar otros deltas Hackberry inferior en otro lugar a través de la superficie erosionada de la Plataforma de Vicksburg.

@article{openalexw1526438593,
    author = "Halbouty, Michael T. y Barber, Thomas D.",
    title = "Campos Port Acres y Port Arthur, condado de Jefferson, Texas",
    year = "1961",
    abstract = "RESUMEN Los Campos de Gas y Destilados Port Acres y Port Arthur se encuentran inmediatamente al oeste de la ciudad de Port Arthur, condado de Jefferson, Texas, a lo largo de la porción de pendiente descendente de la tendencia de arena productora Frio y sobre una característica positiva semi-regional, generalmente conocida como la Plataforma de Vicksburg. Port Acres es un ejemplo clásico de un campo que produce desde una trampa estratigráfica, mientras que Port Arthur es un ejemplo igualmente clásico de un campo que produce desde un cierre anticlinal desarrollado en el lado hundido de una falla contemporánea. Se resumen los puntos destacados de la exploración previa al descubrimiento entre 1944 y 1957. Se han preparado dos mapas estructurales y dos secciones transversales para mostrar la interrelación entre la estructura, la estratigrafía y la acumulación. Un breve historial geológico describe la ocurrencia de la sección de arena Hackberry inferior como un delta depositado en la boca de un antiguo curso de agua e influenciado primero por el ascenso de la cúpula salina Spindletop al noroeste y luego por el crecimiento de la cúpula salina Port Neches al noreste. Las estadísticas de los campos muestran que Port Acres cubre 3200 acres en los que se han completado con éxito 54 pozos y Port Arthur cubre aproximadamente 1700 acres en los que se han completado 14 pozos. Las estimaciones de reservas para ambos campos indican 400 a 500 mil millones de pies cúbicos de gas recuperable y 20 a 25 millones de barriles de destilado. Se concluye que otras arenas de la sección Hackberry inferior deberían encontrarse productivas en un punto de cierre adecuado al norte y al este de Port Acres y que se pueden esperar otros deltas Hackberry inferior en otro lugar a través de la superficie erosionada de la Plataforma de Vicksburg.",
    openalex = "W1526438593"
}

RESUMEN El campo Big Hill se encuentra en la tendencia de arena Frio en la flanco occidental del domo salino Big Hill. Múltiples yacimientos en areniscas del Mioceno y Oligoceno están en el lado hundido de una falla de crecimiento regional, hacia la costa, a través de la cual los sedimentos del Mioceno temprano y más antiguos aumentan su espesor en un 57%. Un yacimiento en el Oligoceno Hackberry está delimitado por dos fallas de crecimiento y una discordancia (discordancia de Hackberry). Los hidrocarburos atrapados en este yacimiento evidentemente fueron generados dentro de las rocas circundantes. Un mapa isopáco del intervalo entre la parte superior del Frio y la discordancia de Hackberry indica que el crecimiento del domo salino Big Hill ocurrió antes del cierre del tiempo Frio, y que la cresta del domo estaba al norte de la espina salina actual. Este mapa también sugiere la presencia de una falla de crecimiento enterrada, hacia la costa, que atraviesa el flanco occidental del campo Big Hill pero que no intersecta ningún pozo. Las historias de presión-rendimiento de dos yacimientos y de dos pozos productores de otros yacimientos se muestran gráficamente con el fin de ilustrar los problemas involucrados en explicar pozos que están en comunicación de presión. Cuatro contactos gas-fluido en un yacimiento continuo de arenisca Marginulina difieren en elevación por 600± pies. Estos contactos originales gas-fluido fueron establecidos por la migración de hidrocarburos hacia un área complejamente fallada. La acumulación de petróleo hacia abajo de la pendiente desde estos contactos gas-fluido puede explicarse razonablemente en términos de efectos de segregación por gravedad.

@article{doi101306a66337d416c011d78645000102c1865d,
    author = "Dollison, Robert S.",
    title = "Big Hill Field, Jefferson County, Texas",
    year = "1965",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN El campo Big Hill se encuentra en la tendencia de arena Frio en la flanco occidental del domo salino Big Hill. Múltiples yacimientos en areniscas del Mioceno y Oligoceno están en el lado hundido de una falla de crecimiento regional, hacia la costa, a través de la cual los sedimentos del Mioceno temprano y más antiguos aumentan su espesor en un 57\%. Un yacimiento en el Oligoceno Hackberry está delimitado por dos fallas de crecimiento y una discordancia (discordancia de Hackberry). Los hidrocarburos atrapados en este yacimiento evidentemente fueron generados dentro de las rocas circundantes. Un mapa isopáco del intervalo entre la parte superior del Frio y la discordancia de Hackberry indica que el crecimiento del domo salino Big Hill ocurrió antes del cierre del tiempo Frio, y que la cresta del domo estaba al norte de la espina salina actual. Este mapa también sugiere la presencia de una falla de crecimiento enterrada, hacia la costa, que atraviesa el flanco occidental del campo Big Hill pero que no intersecta ningún pozo. Las historias de presión-rendimiento de dos yacimientos y de dos pozos productores de otros yacimientos se muestran gráficamente con el fin de ilustrar los problemas involucrados en explicar pozos que están en comunicación de presión. Cuatro contactos gas-fluido en un yacimiento continuo de arenisca Marginulina difieren en elevación por 600± pies. Estos contactos originales gas-fluido fueron establecidos por la migración de hidrocarburos hacia un área complejamente fallada. La acumulación de petróleo hacia abajo de la pendiente desde estos contactos gas-fluido puede explicarse razonablemente en términos de efectos de segregación por gravedad.",
    url = "https://doi.org/10.1306/a66337d4-16c0-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/a66337d4-16c0-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2270779054"
}

RESUMEN Un estudio de los datos subsuperficiales disponibles de pozos perforados en los condados de Texas del sur de Aransas, Nueces, Refugio y San Patricio revela la presencia de un sistema de barreras en la formación Frio (de edad oligocena) que se puede dividir fácilmente en tres ambientes deposicionales distintos. Con la terminación de la mayor transgresión de Vicksburg, los mares comenzaron su lenta retirada y la deposición de clásticos de Frio comenzó. Dentro de este marco regresivo de Frio, se desarrolló una masiva barra de arena que es análoga al complejo actual de Padre-Mustang-St. Joseph-Matagorda Island. Estas arenas de barra de Frio fueron transportadas por corrientes litorales desde un área al suroeste donde se estaban construyendo extensos deltas por el río ancestral Rio Grande. Dentro del sistema de barras de Frio, son reconocibles los ambientes de plataforma continental, barra y lagunal. Se ha establecido una producción prolífica en arenas que ocurren en cada uno de estos ambientes. El éxito de futuras exploraciones dentro de Frio depende en gran medida de una comprensión exhaustiva del marco deposicional de este sistema de barreras de Frio.

@article{doi1013065d25b47916c111d78645000102c1865d,
    author = "Boyd, Don R. y Dyer, Byron F.",
    title = "Sistema de barreras de Frio en el sur de Texas",
    year = "1966",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN Un estudio de los datos subsuperficiales disponibles de pozos perforados en los condados de Texas del sur de Aransas, Nueces, Refugio y San Patricio revela la presencia de un sistema de barreras en la formación Frio (de edad oligocena) que se puede dividir fácilmente en tres ambientes deposicionales distintos. Con la terminación de la mayor transgresión de Vicksburg, los mares comenzaron su lenta retirada y la deposición de clásticos de Frio comenzó. Dentro de este marco regresivo de Frio, se desarrolló una masiva barra de arena que es análoga al complejo actual de Padre-Mustang-St. Joseph-Matagorda Island. Estas arenas de barra de Frio fueron transportadas por corrientes litorales desde un área al suroeste donde se estaban construyendo extensos deltas por el río ancestral Rio Grande. Dentro del sistema de barras de Frio, son reconocibles los ambientes de plataforma continental, barra y lagunal. Se ha establecido una producción prolífica en arenas que ocurren en cada uno de estos ambientes. El éxito de futuras exploraciones dentro de Frio depende en gran medida de una comprensión exhaustiva del marco deposicional de este sistema de barreras de Frio.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25b479-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25b479-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2113372090",
    references = "doi1013060bda5c2a16bd11d78645000102c1865d, openalexw1565983386"
}

Resumen El Domo Day, a 1 milla al oeste de Madisonville, Condado de Madison, Texas, se encuentra en la extensión meridional de la cuenca de East Texas. El techo rocoso (anhidrita) está presente a una profundidad promedio de 2.600 pies y la sal rocosa a una profundidad de aproximadamente 3.100 pies. El domo se formó en el extremo norte de una depresión de tipo trinchera con tendencia NNW-SSE. Esta trinchera, de unos 12-13 millas de longitud, está flanqueada a cada lado por una cresta, siendo el campo de Madisonville la occidental. Las capas sedimentarias que cubren el núcleo salino se elevaron ligeramente, pero el techo colapsó posteriormente y ahora forma una depresión local central en la parte superior del domo salino. Las capas sedimentarias en las laderas del domo muestran muy poco o ningún levantamiento (arrastre) contra el núcleo salino; este hecho parece estar asociado con el modo de emplazamiento de la sal. El contexto geológico sugiere que la presente trinchera fue anteriormente ocupada por un anticlinal salino que aparentemente proporcionó la sal para la formación del Domo Day. Para explicar la ausencia de arrastre en las capas sedimentarias flanqueantes y la presencia de un techo rocoso de anhidrita relativamente grueso, se concluye que el crecimiento del domo fue principalmente por hundimiento y por flujo extrusivo de sal, manteniéndose la parte superior del núcleo salino continuamente cerca de la superficie de deposición, al menos hasta el momento de la deposición de Wilcox. Como se evidencia por el techo abovedado y también por la presencia de una discordancia de truncación formada antes de la deposición de las arenas de Sparta, tuvo lugar algún crecimiento ascendente menor después de la deposición de Wilcox, pero fue ralentizado y finalmente detenido por un aumento y mayor rapidez en la carga sedimentaria, disolución de sal y disminución del suministro de sal. El historial de crecimiento del Domo Day parece haber sido controlado en gran medida por la resistencia de las rocas sedimentarias circundantes. Las formaciones mesozoicas más fuertes y competentes que rodean el domo permitieron muy poco movimiento intrusivo de sal, y su presencia parece explicar la ausencia de arrastre.

@article{doi1013065d25c85b16c111d78645000102c1865d,
    author = "Bornhauser, Max",
    title = "Geología del Domo Day (Condado de Madison, Texas)—Un Estudio de la Emplazación de la Sal",
    year = "1969",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen El Domo Day, a 1 milla al oeste de Madisonville, Condado de Madison, Texas, se encuentra en la extensión meridional de la cuenca de East Texas. El techo rocoso (anhidrita) está presente a una profundidad promedio de 2.600 pies y la sal rocosa a una profundidad de aproximadamente 3.100 pies. El domo se formó en el extremo norte de una depresión de tipo trinchera con tendencia NNW-SSE. Esta trinchera, de unos 12-13 millas de longitud, está flanqueada a cada lado por una cresta, siendo el campo de Madisonville la occidental. Las capas sedimentarias que cubren el núcleo salino se elevaron ligeramente, pero el techo colapsó posteriormente y ahora forma una depresión local central en la parte superior del domo salino. Las capas sedimentarias en las laderas del domo muestran muy poco o ningún levantamiento (arrastre) contra el núcleo salino; este hecho parece estar asociado con el modo de emplazamiento de la sal. El contexto geológico sugiere que la presente trinchera fue anteriormente ocupada por un anticlinal salino que aparentemente proporcionó la sal para la formación del Domo Day. Para explicar la ausencia de arrastre en las capas sedimentarias flanqueantes y la presencia de un techo rocoso de anhidrita relativamente grueso, se concluye que el crecimiento del domo fue principalmente por hundimiento y por flujo extrusivo de sal, manteniéndose la parte superior del núcleo salino continuamente cerca de la superficie de deposición, al menos hasta el momento de la deposición de Wilcox. Como se evidencia por el techo abovedado y también por la presencia de una discordancia de truncación formada antes de la deposición de las arenas de Sparta, tuvo lugar algún crecimiento ascendente menor después de la deposición de Wilcox, pero fue ralentizado y finalmente detenido por un aumento y mayor rapidez en la carga sedimentaria, disolución de sal y disminución del suministro de sal. El historial de crecimiento del Domo Day parece haber sido controlado en gran medida por la resistencia de las rocas sedimentarias circundantes. Las formaciones mesozoicas más fuertes y competentes que rodean el domo permitieron muy poco movimiento intrusivo de sal, y su presencia parece explicar la ausencia de arrastre.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25c85b-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25c85b-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2018923972",
    references = "bornhauser1960depositional, doi10119011439861, doi1013060bda5a8316bd11d78645000102c1865d, doi1013060bda5cfc16bd11d78645000102c1865d, doi1013060bda61ca16bd11d78645000102c1865d, doi1013063d932b9c16b111d78645000102c1865d, doi1013065ceae2dd16bb11d78645000102c1865d, openalexw2259904668"
}

@article{dgbebout1978deltaic,
    author = "D. G. Bebout, R. G. Loucks",
    title = "Estilo de depósito deltaico en cuenca de retiro de sal, Formación Frio, Condado de Brazoria, Texas: RESUMEN",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea48dd-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea48dd-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2327269921",
    volume = "62"
}

La diagénesis progresiva de enterramiento de la Formación Frio del Oligoceno en el Condado de Brazoria, Texas, ha resultado en una extensa reacción entre los fluidos de poro y el sedimento en un cambio importante hacia el equilibrio agua/roca. Los datos isotópicos de carbono y oxígeno, combinados con datos isotópicos de fluidos de la literatura, indican que el cemento de cuarzo se formó a 75 a 80°C y la caolinita a aproximadamente 100°C. La zona de albilitación más rápida se encuentra cerca de 150°C. Los carbonatos autígenas se formaron en un amplio rango de temperaturas, y aquellos dentro de la zona de pico de generación de hidrocarburos están empobrecidos en 13C. A profundidades menores a aproximadamente 2.600 m, la cementación de cuarzo y carbonato en espacios porosos intergranulares primarios (diagénesis pasiva) dominó. Por debajo de 2.600 m, dentro de la zona geopresurizada, la reacción de componentes detríticos (diagénesis activa) es el proceso principal. La maduración orgánica, la albilitación y la transición de esmectita a illita son los procesos que aportan la mayoría de los componentes necesarios para la precipitación de cementos. La cementación de cuarzo ocurrió muy temprano en la historia de enterramiento del Frio (comenzando a aproximadamente 1.500 m de enterramiento), cuando las tasas de expulsión de fluidos eran máximas y cuando poca parte de la sección de arenisca del Frio había alcanzado la zona de albilitación.

@article{milliken1981history,
    author = "Milliken, K. L. y Land, L. S. y Loucks, R. G.",
    title = "Historia de la diagénesis de enterramiento determinada por geoquímica isotópica, Formación Frio, Condado de Brazoria, Texas",
    year = "1981",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "La diagénesis progresiva de enterramiento de la Formación Frio del Oligoceno en el Condado de Brazoria, Texas, ha resultado en una extensa reacción entre los fluidos de poro y el sedimento en un cambio importante hacia el equilibrio agua/roca. Los datos isotópicos de carbono y oxígeno, combinados con datos isotópicos de fluidos de la literatura, indican que el cemento de cuarzo se formó a 75 a 80°C y la caolinita a aproximadamente 100°C. La zona de albilitación más rápida se encuentra cerca de 150°C. Los carbonatos autígenas se formaron en un amplio rango de temperaturas, y aquellos dentro de la zona de pico de generación de hidrocarburos están empobrecidos en 13C. A profundidades menores a aproximadamente 2.600 m, la cementación de cuarzo y carbonato en espacios porosos intergranulares primarios (diagénesis pasiva) dominó. Por debajo de 2.600 m, dentro de la zona geopresurizada, la reacción de componentes detríticos (diagénesis activa) es el proceso principal. La maduración orgánica, la albilitación y la transición de esmectita a illita son los procesos que aportan la mayoría de los componentes necesarios para la precipitación de cementos. La cementación de cuarzo ocurrió muy temprano en la historia de enterramiento del Frio (comenzando a aproximadamente 1.500 m de enterramiento), cuando las tasas de expulsión de fluidos eran máximas y cuando poca parte de la sección de arenisca del Frio había alcanzado la zona de albilitación.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b59558-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b59558-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    number = "8",
    openalex = "W2124135935",
    pages = "1397-1413",
    volume = "65",
    references = "doi1010160016703769901781, doi101029jz071i016p03869, doi101038142234b0, doi10106311747785, doi10113000167606197687725mobmoa20co2, doi101306212f76bc2b2411d78648000102c1865d, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi101346ccmn19700180306, doi102110pec79260175, doi102110pec80280087"
}

RESUMEN La Formación Frio (Oligoceno-Mioceno) es uno de los principales conos progradacionales del Terciario de la llanura costera del Golfo de Texas y ha producido casi 6 mil millones de barriles de petróleo y 60 tcf de gas. La Formación Frio, y su equivalente updip, la Formación Catahoula, consiste en depósitos de dos grandes sistemas fluviales y deltas asociados, centrados en las bahías de Houston y Río Grande. La historia estructural en la bahía de Houston está dominada por la deformación sincrónica de la sal jurásica subyacente; la movilización de lodos espesos y subcompactados del prodelta y la pendiente caracterizó la evolución tectónica de la secuencia deltaica en la bahía de Río Grande. Estos dos grandes centros de depósito deltaicos están separados por un sistema de barrera costera y llanura de arena apilado verticalmente y paralelo a la falla. Las secuencias de lutita de plataforma, prodelta y pendiente continental subyacentes, intercaladas y transgresivas proporcionan facies principales de fuente y sellado. Los datos escasos de geoquímica orgánica, los gradientes térmicos regionales y los patrones de distribución de hidrocarburos muestran que grandes volúmenes de petróleo y gas probablemente se han generado dentro y expulsado efectivamente hacia arriba y tierra adentro desde secuencias térmicamente maduras, normalmente a moderadamente subcompactadas de facies de lutita de borde. Todos los sistemas de deposición de Frio contienen jugadas principales, geológicamente definidas, productoras de hidrocarburos. Los datos de productividad de campos de petróleo y gas muestran una distribución de frecuencia lognormal para todos los campos excepto los más grandes. La productividad por volumen, los estilos de producción y los tipos de hidrocarburos dentro de cada una de las diez jugadas reconocidas reflejan los tipos de roca fuente disponibles, historias térmicas y de compactación diferentes, y configuraciones variables de reservorio y trampa que caracterizan cada sistema de deposición. Los patrones de distribución sistemática de las propiedades físicas y químicas de los hidrocarburos producidos pueden relacionarse con las facies de fuente, el régimen térmico regional y la modificación postgeneración por (1) maduración continua, craqueo térmico y desasfaltado, (2) migración y separación cromatográfica concomitante, y (3) alteración bacteriana.

@article{doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d,
    author = "Galloway, William E. y Hobday, David K. y Magara, Kinji",
    title = "Formación Frio de la llanura costera del Golfo de Texas: Sistemas de deposición, marco estructural y distribución de hidrocarburos",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN La Formación Frio (Oligoceno-Mioceno) es uno de los principales conos progradacionales del Terciario de la llanura costera del Golfo de Texas y ha producido casi 6 mil millones de barriles de petróleo y 60 tcf de gas. La Formación Frio, y su equivalente updip, la Formación Catahoula, consiste en depósitos de dos grandes sistemas fluviales y deltas asociados, centrados en las bahías de Houston y Río Grande. La historia estructural en la bahía de Houston está dominada por la deformación sincrónica de la sal jurásica subyacente; la movilización de lodos espesos y subcompactados del prodelta y la pendiente caracterizó la evolución tectónica de la secuencia deltaica en la bahía de Río Grande. Estos dos grandes centros de depósito deltaicos están separados por un sistema de barrera costera y llanura de arena apilado verticalmente y paralelo a la falla. Las secuencias de lutita de plataforma, prodelta y pendiente continental subyacentes, intercaladas y transgresivas proporcionan facies principales de fuente y sellado. Los datos escasos de geoquímica orgánica, los gradientes térmicos regionales y los patrones de distribución de hidrocarburos muestran que grandes volúmenes de petróleo y gas probablemente se han generado dentro y expulsado efectivamente hacia arriba y tierra adentro desde secuencias térmicamente maduras, normalmente a moderadamente subcompactadas de facies de lutita de borde. Todos los sistemas de deposición de Frio contienen jugadas principales, geológicamente definidas, productoras de hidrocarburos. Los datos de productividad de campos de petróleo y gas muestran una distribución de frecuencia lognormal para todos los campos excepto los más grandes. La productividad por volumen, los estilos de producción y los tipos de hidrocarburos dentro de cada una de las diez jugadas reconocidas reflejan los tipos de roca fuente disponibles, historias térmicas y de compactación diferentes, y configuraciones variables de reservorio y trampa que caracterizan cada sistema de deposición. Los patrones de distribución sistemática de las propiedades físicas y químicas de los hidrocarburos producidos pueden relacionarse con las facies de fuente, el régimen térmico regional y la modificación postgeneración por (1) maduración continua, craqueo térmico y desasfaltado, (2) migración y separación cromatográfica concomitante, y (3) alteración bacteriana.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a2f5-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a2f5-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2105289954",
    references = "doi1010079783642964466, doi1010160016703780901404, doi101111j174754571980tb00707x, doi1013065ceadeb716bb11d78645000102c1865d, doi10130683d90e9416c711d78645000102c1865d, doi101306c1ea47ed16c911d78645000102c1865d, doi101306c1ea525616c911d78645000102c1865d, doi101306ce15408, openalexw1497775251, openalexw1526438593, openalexw1849800232"
}

@article{freed1982clay,
    author = "Freed, Robert L.",
    title = "Mineralogía de arcillas e historia de deposición de la Formación Frio en dos pozos geopresurizados, condado de Brazoria, Texas: RESUMEN",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a836-16d1-11d7-8645000102c1865d",
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    openalex = "W1993469805",
    volume = "66"
}

La Formación Haynesville del Jurásico Superior en el Campo de Townsite de Teague, Condado de Freestone, Texas, consiste en calcáreas arenosas, calcáreas limosas, arcillas y conglomerados de cuarzo. Los granos constituyentes en las calcáreas son principalmente no esqueléticos, siendo los ooides el tipo de grano más común. Los datos de composición y textura de estudios petrográficos se agruparon en siete microfacies. Estas microfacies representan tres ambientes depositacionales: (1) barra de marea, (2) mar abierto y (3) mar restringido. La distribución de estos ambientes fue controlada por el movimiento de sal contemporáneo. Una secuencia principal de ensanchamiento hacia arriba está presente en la Formación Haynesville. También están presentes nueve ciclos locales más pequeños; estos ciclos locales probablemente fueron causados por el movimiento intermitente de sal durante la deposición. Se reconocen cuatro ambientes diagenéticos principales: (1) freático marino, (2) freático mixto o salobre, (3) freático meteórico y (4) ambientes subsuperficiales. La disolución de ooides en el ambiente freático meteórico creó porosidad intragranular muy fina en grainstones de oolita. Las zonas lixiviadas ocurren en las crestas de los ciclos de ensanchamiento superiores. Virtualmente toda la porosidad intergranular ha sido rellenada por cemento de spar grueso y mosaico subsuperficial. La producción proviene de la porosidad intragranular creada por la lixiviación meteórica temprana.

@incollection{faucette1984depositional,
    author = "FAUCETTE, ROBERT C. and AHR, WAYNE M.",
    title = "DEPOSITIONAL AND DIAGENETIC HISTORY OF UPPER JURASSIC HAYNESVILLE FORMATION, TEAGUE TOWNSITE FIELD, FREESTONE COUNTY, TEXAS",
    year = "1984",
    booktitle = "The Jurassic of the Gulf Rim",
    abstract = "The Upper Jurassic Haynesville Formation in Teague Townsite Field, Freestone County, Texas, consists of grainy limestones, muddy limestones, shales, and quartz conglomerates. Constituent grains in the limestones are primarily non-skeletal with ooids being the most common grain type. Composition and textural data from petrographic studies were grouped into seven microfacies. These microfacies represent three depositional environments: (1) tidal bar, (2) open marine, and (3) restricted marine. The distribution of these environments was controlled by contemporaneous salt movement. A major shoaling upwards sequence is present in the Haynesville Formation. Nine smaller, local cycles are also present; these local cycles were probably caused by intermittent salt movement during deposition. Four major diagenetic environments are recognized: (1) marine phreatic, (2) mixed or brackish phreatic, (3) meteoric phreatic, and (4) subsurface environments. Dissolution of ooids in the meteoric phreatic environment created very fine, intragranular porosity in oolite grainstones. Leached zones occur at the crests of the upper shoaling cycles. Virtually all intergranular porosity has been filled by subsurface coarse, mosaic spar cement. Production is from the intragranular porosity created by early meteoric leaching.",
    url = "https://doi.org/10.5724/gcs.84.03.0103",
    doi = "10.5724/gcs.84.03.0103",
    openalex = "W2271998934",
    pages = "103-120",
    references = "doi1013062f918a6316ce11d78645000102c1865d, doi1013062f91941d16ce11d78645000102c1865d, doi1013062f91999516ce11d78645000102c1865d, openalexw1575605242, openalexw1834345359"
}

RESUMEN La producción de gas y condensado en el campo de North Sabine Lake proviene de arenas de la cuña de Hackberry de la Formación Frio del Oligoceno. Estas arenas de Hackberry inferior se depositaron en un cañón submarino preexistente. Están presentes múltiples cuerpos de arena, y se reconocen cinco patrones de deposición de arena a partir de registros de SP: (1) relleno de canal inciso, (2) canal de abanillo trenzado, (3) suprafan intermedio, (4) suprafan proximal y (5) sobrebanco. Aunque tres fallas rodean el campo, el mecanismo de atrapamiento principal es estratigráfico. La historia de desarrollo y producción del campo indica que muchas pequeñas lentes de arena se han fusionado para formar un único gran reservorio; sin embargo, las diferencias en permeabilidad han causado variaciones en el influxo de agua y en los niveles de contacto gas-agua. Las lentes de arena que no están conectadas al reservorio más grande son de tamaño limitado y han producido pequeñas cantidades de hidrocarburo. El desarrollo del campo se ha complicado por daños en el revestimiento, probablemente causados por la compactación del reservorio.

@article{doi101306703c803d170711d78645000102c1865d,
    author = "Eubanks, L. G.",
    title = "North Sabine Lake Field: Compleja Deposición y Morfología de Reservorio de Hackberry Inferior (Oligoceno), Suroeste de Luisiana",
    year = "1987",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN La producción de gas y condensado en el campo de North Sabine Lake proviene de arenas de la cuña de Hackberry de la Formación Frio del Oligoceno. Estas arenas de Hackberry inferior se depositaron en un cañón submarino preexistente. Están presentes múltiples cuerpos de arena, y se reconocen cinco patrones de deposición de arena a partir de registros de SP: (1) relleno de canal inciso, (2) canal de abanillo trenzado, (3) suprafan intermedio, (4) suprafan proximal y (5) sobrebanco. Aunque tres fallas rodean el campo, el mecanismo de atrapamiento principal es estratigráfico. La historia de desarrollo y producción del campo indica que muchas pequeñas lentes de arena se han fusionado para formar un único gran reservorio; sin embargo, las diferencias en permeabilidad han causado variaciones en el influxo de agua y en los niveles de contacto gas-agua. Las lentes de arena que no están conectadas al reservorio más grande son de tamaño limitado y han producido pequeñas cantidades de hidrocarburo. El desarrollo del campo se ha complicado por daños en el revestimiento, probablemente causados por la compactación del reservorio.",
    url = "https://doi.org/10.1306/703c803d-1707-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/703c803d-1707-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1986714408",
    references = "bornhauser1960depositional, doi1013062f9195d516ce11d78645000102c1865d, doi1013065d25c2d316c111d78645000102c1865d, doi101306a66337d416c011d78645000102c1865d, doi101306c1ea4f7c16c911d78645000102c1865d, doi1021183479ms, doi1023867gc8407d, openalexw1490157941, openalexw1526438593, openalexw2601390057"
}

@article{mazzullo1987stratigraphy,
    author = "Mazzullo, Louis J.",
    title = "Estratigrafía e Historia de la Deposición, Formación Bone Spring, Condado de Lea, Nuevo México: RESUMEN",
    year = "1987",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/94886e20-1704-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/94886e20-1704-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2085067229",
    volume = "71"
}

RESUMEN La Formación Vicksburg del Oligoceno inferior de la llanura costera del Golfo contiene importantes yacimientos petrolíferos en la embocadura del Río Grande y es un objetivo económicamente viable en otras áreas de Texas. El conocimiento de la distribución de los sistemas de deposición de Vicksburg es esencial para comprender las concentraciones de arenisca y, por lo tanto, es fundamental para la exploración y producción efectivas de la sección de Vicksburg. El entorno de deposición de los yacimientos de Vicksburg, su posición en un marco estratigráfico de secuencias y la influencia que estos factores tienen sobre la geología petrolífera de Vicksburg son el foco de este artículo. Los datos geológicos y geofísicos superficiales y subsuperficiales proporcionaron el marco para un análisis de los sistemas de deposición y la geología petrolífera de Vicksburg. Los dos depocentros principales de Texas Vicksburg, la embocadura del Río Grande y la embocadura de Houston, están separados por el arco de San Marcos, una protuberancia estructural de raíces profundas. Dentro de las embocaduras, complejos deltaicos ricos en arena se fusionaron a lo largo de la dirección de la falla con llanuras de barrera/cresta. La falla de crecimiento contemporánea controló los patrones de deposición de los deltas del borde de la plataforma en la embocadura del Río Grande, pero tuvo solo un efecto menor en la configuración de los deltas de la plataforma en la embocadura de Houston. Complejos deltaicos de plataforma dominados por olas más pequeños, intercalados con llanuras de barrera/cresta, se extendieron a través del arco de San Marcos. En dirección a la pendiente de estos depocentros paralicos arenosos, los sistemas fluviales atravesaron unidades de llanura costera ricas en lodo. Mar adentro de los sistemas paralicos, los depósitos de arena y lodo progradaron y se acumularon sobre la plataforma relicta de Jackson y las arcillas del margen de la plataforma. Estos complejos de deposición están contenidos en los tramos de sistemas de una secuencia eustática (Exxon). La producción de Vicksburg de cada una de las tres regiones estructurales de Texas se caracteriza por yacimientos de diferentes tramos de sistemas y de orígenes deposicionales distintos.

@article{doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d,
    author = "Combes, Janet M.",
    title = "The Vicksburg Formation of Texas: Depositional Systems Distribution, Sequence Stratigraphy, and Petroleum Geology",
    year = "1993",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN La Formación Vicksburg del Oligoceno inferior de la llanura costera del Golfo contiene importantes yacimientos petrolíferos en la embocadura del Río Grande y es un objetivo económicamente viable en otras áreas de Texas. El conocimiento de la distribución de los sistemas de deposición de Vicksburg es esencial para comprender las concentraciones de arenisca y, por lo tanto, es fundamental para la exploración y producción efectivas de la sección de Vicksburg. El entorno de deposición de los yacimientos de Vicksburg, su posición en un marco estratigráfico de secuencias y la influencia que estos factores tienen sobre la geología petrolífera de Vicksburg son el foco de este artículo. Los datos geológicos y geofísicos superficiales y subsuperficiales proporcionaron el marco para un análisis de los sistemas de deposición y la geología petrolífera de Vicksburg. Los dos depocentros principales de Texas Vicksburg, la embocadura del Río Grande y la embocadura de Houston, están separados por el arco de San Marcos, una protuberancia estructural de raíces profundas. Dentro de las embocaduras, complejos deltaicos ricos en arena se fusionaron a lo largo de la dirección de la falla con llanuras de barrera/cresta. La falla de crecimiento contemporánea controló los patrones de deposición de los deltas del borde de la plataforma en la embocadura del Río Grande, pero tuvo solo un efecto menor en la configuración de los deltas de la plataforma en la embocadura de Houston. Complejos deltaicos de plataforma dominados por olas más pequeños, intercalados con llanuras de barrera/cresta, se extendieron a través del arco de San Marcos. En dirección a la pendiente de estos depocentros paralicos arenosos, los sistemas fluviales atravesaron unidades de llanura costera ricas en lodo. Mar adentro de los sistemas paralicos, los depósitos de arena y lodo progradaron y se acumularon sobre la plataforma relicta de Jackson y las arcillas del margen de la plataforma. Estos complejos de deposición están contenidos en los tramos de sistemas de una secuencia eustática (Exxon). La producción de Vicksburg de cada una de las tres regiones estructurales de Texas se caracteriza por yacimientos de diferentes tramos de sistemas y de orígenes deposicionales distintos.",
    url = "https://doi.org/10.1306/bdff8f88-1718-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/bdff8f88-1718-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2001605075",
    references = "doi1010079781468401707, doi101029pa002i001p00001, doi10113000917613198614535scaia20co2, doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d, openalexw1497775251, openalexw1599441881, openalexw1603938237, openalexw1604095676, openalexw1907683511, openalexw2232990748"
}

@article{djoebenson1996depositional,
    author = "D. Joe Benson, Lisa M. Pultz, D. D.",
    title = "Historia de la deposición de la Formación Smackover, Campo Appleton, Condado de Escambia, Alabama: RESUMEN",
    year = "1996",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/64eda4ec-1724-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/64eda4ec-1724-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2166413638",
    volume = "80"
}

Resumen Una base de datos de un Sistema de Información Geográfica (SIG) que incorpora información de 241 publicaciones, tesis y disertaciones; registros de pozos y reportes paleontológicos; y líneas sísmicas de cuenca profunda interpretadas por el Instituto de Geofísica de la Universidad de Texas (UTIG) se utilizó para mapear e interpretar 18 secuencias estratigráficas genéticas de cuenca que forman el relleno Cenozoico de la Cuenca del Golfo de México. Ocho ejes fluviales extracuenca principales proporcionaron la mayor parte del relleno sedimentario en la cuenca. El uso temporal y espacial de primer orden de estos ejes refleja cuatro fases a escala continental de levantamiento crustal. El abundante suministro de sedimentos ha progradado el margen norte y noroeste de la cuenca 150 a 180 millas (240 a 290 km) desde su posición heredada del Cretácico. La construcción del margen ha sido interrumpida local y brevemente por hipersubsistencia debido a la retirada de sal y la erosión masiva. Tres tracts de sistemas de deposición caracterizan las secuencias genéticas Cenozoicas: (1) fluvial -> delta -> abanico alimentado por delta, (2) llanura costera -> zona costera -> plataforma continental -> abanico alimentado por plataforma continental, y (3) flanco de delta -> abanico submarino. Uno o más ejemplos del tracto de sistema fluvial -> delta -> abanico alimentado por delta ocurren en cada una de las secuencias genéticas principales. Inmensos volúmenes de arena han evitado el margen de la plataforma para ser depositados en sistemas de pendiente y base de pendiente, principalmente dentro de los tracts de sistema fluvial -> delta -> abanico alimentado por delta, durante todos los episodios de deposición principales del Paleógeno y Neógeno. La deposición y preservación de tracts volumétricamente significativos de llanura costera -> zona costera -> plataforma continental -> abanico alimentado por plataforma continental es típica solo de episodios de deposición desde el Paleógeno hasta el Mioceno. El origen del sistema de abanico fue comúnmente asociado con fallas importantes del margen continental, pero los grandes cañones submarinos ocurren principalmente en secuencias del Pleistoceno. Cuerpos de arena espesos y potenciales de reservorio ocurren en pendientes alimentadas por delta y abanicos de suelo de cuenca subjacentes, en abanicos de pendiente autóctonos y rellenos relacionados de cicatrices de deslizamiento y cortes de cañones, y en abanicos submarinos.

@article{doi1013068626c37f173b11d78645000102c1865d,
    author = "Galloway, William E. y Ganey-Curry, Patricia y Li, Xiang y Buffler, Richard T.",
    title = "Historia de la deposición Cenozoica de la Cuenca del Golfo de México",
    year = "2000",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen Una base de datos de un Sistema de Información Geográfica (SIG) que incorpora información de 241 publicaciones, tesis y disertaciones; registros de pozos y reportes paleontológicos; y líneas sísmicas de cuenca profunda interpretadas por el Instituto de Geofísica de la Universidad de Texas (UTIG) se utilizó para mapear e interpretar 18 secuencias estratigráficas genéticas de cuenca que forman el relleno Cenozoico de la Cuenca del Golfo de México. Ocho ejes fluviales extracuenca principales proporcionaron la mayor parte del relleno sedimentario en la cuenca. El uso temporal y espacial de primer orden de estos ejes refleja cuatro fases a escala continental de levantamiento crustal. El abundante suministro de sedimentos ha progradado el margen norte y noroeste de la cuenca 150 a 180 millas (240 a 290 km) desde su posición heredada del Cretácico. La construcción del margen ha sido interrumpida local y brevemente por hipersubsistencia debido a la retirada de sal y la erosión masiva. Tres tracts de sistemas de deposición caracterizan las secuencias genéticas Cenozoicas: (1) fluvial -> delta -> abanico alimentado por delta, (2) llanura costera -> zona costera -> plataforma continental -> abanico alimentado por plataforma continental, y (3) flanco de delta -> abanico submarino. Uno o más ejemplos del tracto de sistema fluvial -> delta -> abanico alimentado por delta ocurren en cada una de las secuencias genéticas principales. Inmensos volúmenes de arena han evitado el margen de la plataforma para ser depositados en sistemas de pendiente y base de pendiente, principalmente dentro de los tracts de sistema fluvial -> delta -> abanico alimentado por delta, durante todos los episodios de deposición principales del Paleógeno y Neógeno. La deposición y preservación de tracts volumétricamente significativos de llanura costera -> zona costera -> plataforma continental -> abanico alimentado por plataforma continental es típica solo de episodios de deposición desde el Paleógeno hasta el Mioceno. El origen del sistema de abanico fue comúnmente asociado con fallas importantes del margen continental, pero los grandes cañones submarinos ocurren principalmente en secuencias del Pleistoceno. Cuerpos de arena espesos y potenciales de reservorio ocurren en pendientes alimentadas por delta y abanicos de suelo de cuenca subjacentes, en abanicos de pendiente autóctonos y rellenos relacionados de cicatrices de deslizamiento y cortes de cañones, y en abanicos submarinos.",
    url = "https://doi.org/10.1306/8626c37f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8626c37f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2105082865",
    references = "caughey1981deltaic, doi10100797814684827687, doi1010079783642610189, doi1010160025322771900533, doi101086629710, doi1011300091761319930210483nagmhf23co2, doi101130dnaggnaj245, doi1013060c9b2321171011d78645000102c1865d, doi1013061d9bc5bb172d11d78645000102c1865d, doi1013061d9bc5d9172d11d78645000102c1865d, doi101306703c9afa170711d78645000102c1865d, doi101306bdff8876171811d78645000102c1865d, doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d, doi102110pec95040129, doi105724gcs84050109, openalexw1599441881"
}

RESUMEN: La deformación frágil, junto con el reordenamiento de granos y la deformación dúctil de granos, es un mecanismo clave de compactación en las areniscas. La cementación de cuarzo, por su impacto en las propiedades mecánicas de las areniscas, se espera que afecte el progreso de la compactación mediante estos diversos mecanismos. Se utilizan muestras de arenisca de diferentes edades y composiciones, tomadas de dos cuencas con historias de enterramiento contrastantes, para cuantificar la relación entre la deformación frágil y la cementación de cuarzo en el contexto de la compactación de enterramiento. Se observan tendencias exponenciales de deformación creciente por microfisuración tanto en la Formación Frio rica en líticos de la cuenca del Golfo de México (r2 5 0.81) como en la Formación Mount Simon rica en cuarzo de la cuenca de Il-linois (r2 5 0.78). Las dos formaciones contrastan en términos de la tasa observada de aumento de fractura de granos con la profundidad. Un mayor número de granos de cuarzo en la Formación Mount Simon experimentan fracturación a enterramiento superficial (, 2 km) en comparación con la Formación Frio, mientras que a

@article{doi101306051003731007,
    author = "Makowitz, Astrid y Milliken, K.L.",
    title = "Cuantificación de la Deformación Frágil en la Compactación de Enterramiento, Areniscas de las Formaciones Frio y Mount Simon",
    year = "2003",
    journal = "Journal of Sedimentary Research",
    abstract = "RESUMEN: La deformación frágil, junto con el reordenamiento de granos y la deformación dúctil de granos, es un mecanismo clave de compactación en las areniscas. La cementación de cuarzo, por su impacto en las propiedades mecánicas de las areniscas, se espera que afecte el progreso de la compactación mediante estos diversos mecanismos. Se utilizan muestras de arenisca de diferentes edades y composiciones, tomadas de dos cuencas con historias de enterramiento contrastantes, para cuantificar la relación entre la deformación frágil y la cementación de cuarzo en el contexto de la compactación de enterramiento. Se observan tendencias exponenciales de deformación creciente por microfisuración tanto en la Formación Frio rica en líticos de la cuenca del Golfo de México (r2 5 0.81) como en la Formación Mount Simon rica en cuarzo de la cuenca de Il-linois (r2 5 0.78). Las dos formaciones contrastan en términos de la tasa observada de aumento de fractura de granos con la profundidad. Un mayor número de granos de cuarzo en la Formación Mount Simon experimentan fracturación a enterramiento superficial (, 2 km) en comparación con la Formación Frio, mientras que a",
    url = "https://doi.org/10.1306/051003731007",
    doi = "10.1306/051003731007",
    openalex = "W2143266529",
    references = "doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d"
}

Resumen Un análisis detallado de las subcuencas intrapendiente con fallas de crecimiento de la Formación Frio oligocena en la zona de Corpus Christi, Texas, indica que la deposición durante los bajos relativos del nivel del mar fue el principal iniciador, o detonante, de las fallas de crecimiento. Los centros de depósito de bajo nivel en la pendiente continental superior de bajo gradiente, que comprenden facies de abanico de fondo de cuenca, sistemas de abanico de pendiente y sistemas deltaicos de bajo nivel progradantes, ejercieron suficiente estrés gravitacional para provocar el fallo y el movimiento hacia la cuenca de secciones importantes de estratos de plataforma externa y pendiente superior. Las fallas se extienden profundamente en la cuenca, y la rotación de los bloques de cabecera movilizó los lodos de aguas profundas y obligó a los lodos a moverse hacia la cuenca y hacia arriba para formar crestas de lodo (arcilla) que constituyen la flanco hacia la cuenca de las subcuencas intrapendiente que yacen sobre los bloques de falla de pie. La sedimentación asociada con las caídas relativas de tercer orden del nivel del mar produjo estrés de carga que provocó un importante sistema regional de fallas de crecimiento sincrónico. Las subcuencas en el lado hundido de cada segmento de falla arqueado que constituyen un sistema de fallas regional se llenan durante los bajos del nivel del mar. En consecuencia, sistemas deposicionales de bajo nivel genéticamente similares pero no contemporáneos llenaron cada tendencia de subcuenca con fallas de crecimiento sucesiva. La estratigrafía de la subcuenca se vuelve más joven hacia la cuenca porque el proceso de desarrollo y llenado de la subcuenca extendió el borde de la plataforma Frio paso a paso hacia la Cuenca del Golfo de México oligocena, coincidiendo con los ciclos relativos de tercer orden del nivel del mar. Las subcuencas han sido objetivos petrolíferos prolíficos durante décadas y ahora son el foco de la prospección de gas profundo. Las areniscas de bajo nivel son los principales reservorios, y la tectónica sincedimentaria produjo trampas anticlinales y de falla y trampas estratigráficas de estrangulamiento asociadas en los flancos de las estructuras. Comprender el origen de las subcuencas falladas y sus relaciones cronestratigráficas y procesos deposicionales proporciona una perspectiva que puede mejorar la exploración de gas profundo.

@article{doi10130607010404023,
    author = "Brown, L. Frank y Loucks, Robert G. y Treviño, Ramón y Hammes, Ursula",
    title = "Comprender las subcuencas intrapendiente con fallas de crecimiento mediante la aplicación de principios estratigráficos de secuencias: Ejemplos de la Formación Frio oligocena del sur de Texas",
    year = "2004",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen Un análisis detallado de las subcuencas intrapendiente con fallas de crecimiento de la Formación Frio oligocena en la zona de Corpus Christi, Texas, indica que la deposición durante los bajos relativos del nivel del mar fue el principal iniciador, o detonante, de las fallas de crecimiento. Los centros de depósito de bajo nivel en la pendiente continental superior de bajo gradiente, que comprenden facies de abanico de fondo de cuenca, sistemas de abanico de pendiente y sistemas deltaicos de bajo nivel progradantes, ejercieron suficiente estrés gravitacional para provocar el fallo y el movimiento hacia la cuenca de secciones importantes de estratos de plataforma externa y pendiente superior. Las fallas se extienden profundamente en la cuenca, y la rotación de los bloques de cabecera movilizó los lodos de aguas profundas y obligó a los lodos a moverse hacia la cuenca y hacia arriba para formar crestas de lodo (arcilla) que constituyen la flanco hacia la cuenca de las subcuencas intrapendiente que yacen sobre los bloques de falla de pie. La sedimentación asociada con las caídas relativas de tercer orden del nivel del mar produjo estrés de carga que provocó un importante sistema regional de fallas de crecimiento sincrónico. Las subcuencas en el lado hundido de cada segmento de falla arqueado que constituyen un sistema de fallas regional se llenan durante los bajos del nivel del mar. En consecuencia, sistemas deposicionales de bajo nivel genéticamente similares pero no contemporáneos llenaron cada tendencia de subcuenca con fallas de crecimiento sucesiva. La estratigrafía de la subcuenca se vuelve más joven hacia la cuenca porque el proceso de desarrollo y llenado de la subcuenca extendió el borde de la plataforma Frio paso a paso hacia la Cuenca del Golfo de México oligocena, coincidiendo con los ciclos relativos de tercer orden del nivel del mar. Las subcuencas han sido objetivos petrolíferos prolíficos durante décadas y ahora son el foco de la prospección de gas profundo. Las areniscas de bajo nivel son los principales reservorios, y la tectónica sincedimentaria produjo trampas anticlinales y de falla y trampas estratigráficas de estrangulamiento asociadas en los flancos de las estructuras. Comprender el origen de las subcuencas falladas y sus relaciones cronestratigráficas y procesos deposicionales proporciona una perspectiva que puede mejorar la exploración de gas profundo.",
    url = "https://doi.org/10.1306/07010404023",
    doi = "10.1306/07010404023",
    openalex = "W4254427364",
    references = "doi10102992jb01090, doi10102994jb03098, doi101126science23547931156, doi101306703c9af5170711d78645000102c1865d, doi101306703c9afa170711d78645000102c1865d, doi102110pec83060139, doi102110pec88010125, doi102110pec95040129, doi105724gcs85040263, doi105724gcs90110321"
}

Resumen Integramos registros de pozos y datos sísmicos tridimensionales para describir una cuña de rocas someras deformadas de Frio que yace sobre un decollement paralelo a la capa principal dentro de la Formación Frio oligocena superior ubicada entre los deltas de Houston y Norias en la costa del Golfo de Texas sur. Nuestros análisis muestran que las rocas someras deformadas identificadas pueden dividirse en arcillas ricas en arcilla y areniscas de baja permeabilidad proximales caracterizadas por eventos sísmicos discontinuos, abultados y caóticos; areniscas proximales cercanas, pobres en arcilla y de alta permeabilidad caracterizadas por eventos sísmicos estratificados paralelos o subparalelos; y areniscas, limolitas y lutitas distales compuestas por una mezcla de rocas proximales y proximales cercanas. Todas las rocas deformadas están compuestas de materiales de impedancia acústica que son inferiores a los de las rocas someras de Frio indeformadas y están subyacentes a rocas ricas en lutita de baja velocidad y sobrepresurizadas. El mecanismo que desencadenó el colapso de las rocas someras de Frio y el desarrollo posterior de depósitos de transporte de masa se atribuye a un levantamiento, sobrepresurizado, alto rico en lutita y al desarrollo de una falla listrica de borde de plataforma. Datos bioestratigráficos propietarios muestran que el colapso de las rocas someras de Frio en áreas entre los deltas de Houston y Norias ocurrió entre 27,5 y 25,3 Ma, aproximadamente el mismo tiempo que el colapso de Hackberry en el delta del Misisipi. En el área proximal, las profundidades paleohidrológicas interpretadas a partir de datos bioestratigráficos basados en foraminíferos bentónicos oscilan entre 60 y 120 pies (20–40 m) en un ambiente nerítico somero. En contraste, el área distal se encuentra en profundidades paleohidrológicas interpretadas como entre 120 y 300 pies (40–90 m) en un ambiente nerítico medio.

@article{doi10130609191110205,
    author = "Ogiesoba, Osareni C. y Hammes, Ursula",
    title = "Interpretación sísmica de depósitos de transporte de masa dentro de la Formación Frio oligocena superior, costa del Golfo de Texas sur",
    year = "2012",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Resumen Integramos registros de pozos y datos sísmicos tridimensionales para describir una cuña de rocas someras deformadas de Frio que yace sobre un decollement paralelo a la capa principal dentro de la Formación Frio oligocena superior ubicada entre los deltas de Houston y Norias en la costa del Golfo de Texas sur. Nuestros análisis muestran que las rocas someras deformadas identificadas pueden dividirse en arcillas ricas en arcilla y areniscas de baja permeabilidad proximales caracterizadas por eventos sísmicos discontinuos, abultados y caóticos; areniscas proximales cercanas, pobres en arcilla y de alta permeabilidad caracterizadas por eventos sísmicos estratificados paralelos o subparalelos; y areniscas, limolitas y lutitas distales compuestas por una mezcla de rocas proximales y proximales cercanas. Todas las rocas deformadas están compuestas de materiales de impedancia acústica que son inferiores a los de las rocas someras de Frio indeformadas y están subyacentes a rocas ricas en lutita de baja velocidad y sobrepresurizadas. El mecanismo que desencadenó el colapso de las rocas someras de Frio y el desarrollo posterior de depósitos de transporte de masa se atribuye a un levantamiento, sobrepresurizado, alto rico en lutita y al desarrollo de una falla listrica de borde de plataforma. Datos bioestratigráficos propietarios muestran que el colapso de las rocas someras de Frio en áreas entre los deltas de Houston y Norias ocurrió entre 27,5 y 25,3 Ma, aproximadamente el mismo tiempo que el colapso de Hackberry en el delta del Misisipi. En el área proximal, las profundidades paleohidrológicas interpretadas a partir de datos bioestratigráficos basados en foraminíferos bentónicos oscilan entre 60 y 120 pies (20–40 m) en un ambiente nerítico somero. En contraste, el área distal se encuentra en profundidades paleohidrológicas interpretadas como entre 120 y 300 pies (40–90 m) en un ambiente nerítico medio.",
    url = "https://doi.org/10.1306/09191110205",
    doi = "10.1306/09191110205",
    openalex = "W2160799835",
    references = "crossref1995cenozoic, doi101016002532278290086x, doi101111j13652117200700340x, doi10130602210605052, doi10130605150808014, doi10130607010404023, doi1013065d25c2d316c111d78645000102c1865d, doi1013068626c37f173b11d78645000102c1865d, doi101306bdff8876171811d78645000102c1865d, doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d, doi102110pec95040129, openalexw1910865362, paine1968stratigraphy"
}

@article{doi101016jmarpetgeo201309009,
    author = "Olariu, Mariana I. y Hammes, Ursula y Ambrose, William A.",
    title = "Arquitectura de depósito de deltas de borde de plataforma dominados por olas relacionados con fallas de crecimiento de la Formación Frio del Oligoceno en la Bahía de Corpus Christi, Texas",
    year = "2013",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2013.09.009",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2013.09.009",
    openalex = "W2066721347",
    references = "doi101306070104023"
}

Las Formaciones Frio y Anahuac del Oligoceno fueron evaluadas como parte de la evaluación de 2007 del Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) de las estratigrafías terciarias de la cuenca del Golfo de México continental y aguas estatales de los EE. UU. La Formación Frio, que consiste en sistemas fluvio-deltaicos ricos en arena, ha sido uno de los mayores productores de hidrocarburos del Paleógeno en el Golfo de México. La Formación Anahuac, una extensa lutita marina transgresiva que yace sobre la Formación Frio, contiene areniscas deltaicas y de pendiente en Luisiana y Texas y rocas carbonatadas en el este del Golfo de México. En las áreas de mayor profundidad de las Formaciones Frio y Anahuac, son comunes las trampas asociadas a anticlinales de rollover fallados. Las trampas estructurales comúnmente ocurren en combinación con trampas estratigráficas. Las domos salinos fallados en las Formaciones Frio y Anahuac están presentes en la embocadura de Houston en Texas y en el sur de Luisiana. En la Formación Frio, las trampas estratigráficas se encuentran en sistemas fluviales, deltaicos, de barrera, de plataforma y de playa de marea. El Equipo de Evaluación Terciaria del USGS definió un único Sistema Total de Petróleo Compuesto Jurásico Superior-Cretácico-Terciario (TPS) para la cuenca de la costa del Golfo, basado en estudios previos y análisis geoquímico de petróleos en la cuenca de la costa del Golfo. Las rocas fuente primarias para petróleo y gas dentro de los sistemas petrolíferos cenozoicos, incluidas las reservas de la Formación Frio, en la región costera continental del norte del Golfo, consisten en carbón y lutita ricos en materia orgánica dentro del Grupo Wilcox (Paleoceno-Eoceno), con algunas contribuciones de la Arena Sparta del Grupo Claiborne (Eoceno). La Formación Smackover del Jurásico y la Formación Eagle Ford del Cretácico también pueden haber contribuido sustancialmente petróleo a las reservas cenozoicas. Los estudios de modelado de madurez térmica por el Equipo de Evaluación Terciaria del USGS indican que las porciones de mayor profundidad del Grupo Wilcox basal alcanzaron la madurez térmica suficiente para generar hidrocarburos a principios del Eoceno; esta maduración temprana es el resultado de la rápida acumulación de sedimentos en el Terciario temprano, combinada con los parámetros cinéticos de reacción utilizados en los modelos. Un número de estudios indican que la migración de petróleo y gas en la cuenca cenozoica del Golfo de México es principalmente vertical, ocurriendo a lo largo de abundantes fallas de crecimiento asociadas a la deposición de sedimentos o a lo largo de fallas asociadas a domos salinos. El equipo de evaluación terciaria del USGS desarrolló un modelo geológico basado en características estructurales y deposicionales a escala regional recurrentes en las estratigrafías del Paleógeno para definir unidades de evaluación (AUs). Tres áreas generales, como se describen en el modelo, se encuentran en cada uno de los intervalos estratigráficos del Paleógeno evaluados: zonas de "Plataforma Estable", "Zona de Falla Expandida" y "Pendiente y Fondo de Cuenca". Basándose en este modelo, se definieron tres AUs para la Formación Frio: (1) la AU de Petróleo y Gas de la Plataforma Estable Frio, que contiene reservas con una profundidad media de aproximadamente 4.800 pies en intervalos de presión normal; (2) la AU de Petróleo y Gas de la Zona de Falla Expandida Frio, que contiene reservas con una profundidad media de aproximadamente 9.000 pies en intervalos principalmente sobrepresurizados; y (3) la AU de Gas de la Pendiente y Fondo de Cuenca Frio, que actualmente no tiene producción pero tiene potencial para recursos de gas profundo (>15.000 pies). También se definieron AUs para la tendencia Hackberry, que consiste en una facies de pendiente estratigráficamente en la parte media de la Formación Frio, y la Formación Anahuac. La AU del Borde de la Cuenca Frio, una unidad de evaluación que se extiende hasta el afloramiento de la Formación Frio (o Mioceno basal), no fue evaluada cuantitativamente debido a su bajo potencial de producción. Se utilizaron dos bases de datos propietarias y comercialmente disponibles que contienen información de producción de campo y pozos en la evaluación. Las estimaciones de recursos no descubiertos para las cinco AUs se basaron en un total de 1.734 reservas y 586.500 pozos productores de las Formaciones Frio y Anahuac. Los valores medios totales estimados de recursos no descubiertos técnicamente recuperables son 172 millones de barriles de petróleo (MMBO), 9,4 trillones de pies cúbicos de gas natural (TCFG) y 542 millones de barriles de líquidos de gas natural para todas las AUs de Frio y Anahuac. De las cinco unidades evaluadas, la AU de Gas de la Pendiente y Fondo de Cuenca Frio tiene el mayor potencial para recursos de gas no descubiertos, con una media estimada de 5,6 TCFG. La AU de Petróleo y Gas Hackberry muestra el segundo mayor potencial para gas de las cinco unidades evaluadas, con una media estimada de 1,8 TCFG. El recurso de petróleo crudo convencional no descubierto más grande se estimó para la AU de Gas de la Pendiente y Fondo de Cuenca Frio; la media estimada para petróleo en esta AU es de 110 MMBO.

@article{doi103133ofr20131257,
    author = "Swanson, Sharon M. and Karlsen, Alexander W. and Valentine, Brett J.",
    title = "Evaluación geológica de recursos de petróleo y gas no descubiertos: Formaciones Frio y Anahuac del Oligoceno, llanura costera del Golfo de México de los Estados Unidos y aguas estatales",
    year = "2013",
    journal = "Antártica: un pilar en un mundo cambiante",
    abstract = {Las Formaciones Frio y Anahuac del Oligoceno fueron evaluadas como parte de la evaluación de 2007 del Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) de estratos terciarios de la cuenca del Golfo de México de los Estados Unidos en tierra y aguas estatales. La Formación Frio, que consiste en sistemas fluvio-deltaicos ricos en arena, ha sido uno de los mayores productores de hidrocarburos del Paleógeno en el Golfo de México. La Formación Anahuac, una extensa lutita marina transgresiva que yace sobre la Formación Frio, contiene areniscas deltaicas y de pendiente en Luisiana y Texas y rocas carbonatadas en el Golfo de México oriental. En las zonas de bajaflecha de las Formaciones Frio y Anahuac, son comunes las trampas asociadas a anticlinales fallados y de rollover. Las trampas estructurales comúnmente ocurren en combinación con trampas estratigráficas. Las domos salinos fallados en las Formaciones Frio y Anahuac están presentes en la embocadura de Houston en Texas y en el sur de Luisiana. En la Formación Frio, las trampas estratigráficas se encuentran en sistemas fluviales, deltaicos, de barrera, de plataforma continental y de playa de marea. El Equipo de Evaluación Terciaria del USGS definió un único Sistema Petrolífero Total Compuesto Jurásico Superior-Cretácico-Terciario (TPS) para la cuenca de la costa del Golfo, basado en estudios previos y análisis geoquímico de petróleos en la cuenca de la costa del Golfo. Las rocas fuente principales para petróleo y gas dentro de los sistemas petrolíferos cenozoicos, incluidas las reservas de la Formación Frio, en la región costera del Golfo continental en tierra al norte consisten en carbón y lutita ricos en materia orgánica dentro del Grupo Wilcox (Paleoceno-Eoceno), con algunas contribuciones de la Arena Sparta del Grupo Claiborne (Eoceno). La Formación Smackover del Jurásico y la Formación Eagle Ford del Cretácico también pueden haber contribuido sustancialmente petróleo a las reservas cenozoicas. Los estudios de modelado de madurez térmica por el Equipo de Evaluación Terciaria del USGS indican que las porciones de bajaflecha del Grupo Wilcox basal alcanzaron suficiente madurez térmica para generar hidrocarburos a principios del Eoceno; esta maduración temprana es el resultado de la rápida acumulación de sedimentos en el Terciario temprano, combinada con los parámetros cinéticos de reacción utilizados en los modelos. Una serie de estudios indican que la migración de petróleo y gas en la cuenca cenozoica del Golfo de México es principalmente vertical, ocurriendo a lo largo de abundantes fallas de crecimiento asociadas a la deposición de sedimentos o a lo largo de fallas asociadas a domos salinos. El equipo de evaluación terciaria del USGS desarrolló un modelo geológico basado en características estructurales y deposicionales a escala regional recurrentes en estratos paleógenos para definir unidades de evaluación (AUs). Tres áreas generales, como se describen en el modelo, se encuentran en cada uno de los intervalos estratigráficos paleógenos evaluados: zonas de "Plataforma Estable", "Zona de Falla Expandida" y "Pendiente y Fondo de Cuenca". Basándose en este modelo, se definieron tres AUs para la Formación Frio: (1) la AU de Petróleo y Gas de la Plataforma Estable de Frio, que contiene reservas con una profundidad media de aproximadamente 4.800 pies en intervalos de presión normal; (2) la AU de Petróleo y Gas de la Zona de Falla Expandida de Frio, que contiene reservas con una profundidad media de aproximadamente 9.000 pies en intervalos principalmente sobrepresurizados; y (3) la AU de Gas de la Pendiente y Fondo de Cuenca de Frio, que actualmente no tiene producción pero tiene potencial para recursos de gas profundo (>15.000 pies). También se definieron AUs para la tendencia Hackberry, que consiste en una facies de pendiente estratigráficamente en la parte media de la Formación Frio, y la Formación Anahuac. La AU del Borde de la Cuenca de Frio, una unidad de evaluación que se extiende hasta el afloramiento de la Formación Frio (o Mioceno basal), no fue evaluada cuantitativamente debido a su bajo potencial de producción. Se utilizaron dos bases de datos propietarias y comercialmente disponibles que contienen información de producción de campos y pozos en la evaluación. Las estimaciones de recursos no descubiertos para las cinco AUs se basaron en un total de 1.734 reservas y 586.500 pozos productores de las Formaciones Frio y Anahuac. Los valores medios totales estimados de recursos no descubiertos técnicamente recuperables son 172 millones de barriles de petróleo (MMBO), 9,4 trillones de pies cúbicos de gas natural (TCFG) y 542 millones de barriles de líquidos de gas natural para todas las AUs de Frio y Anahuac. De las cinco unidades evaluadas, la AU de Gas de la Pendiente y Fondo de Cuenca de Frio tiene el mayor potencial para recursos de gas no descubiertos, con una media estimada de 5,6 TCFG. La AU de Petróleo y Gas de Hackberry muestra el segundo mayor potencial para gas de las cinco unidades evaluadas, con una media estimada de 1,8 TCFG. El recurso de petróleo crudo convencional no descubierto más grande se estimó para la AU de Gas de la Pendiente y Fondo de Cuenca de Frio; la media estimada para petróleo en esta AU es de 110 MMBO.},
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr20131257",
    doi = "10.3133/ofr20131257",
    openalex = "W1528120486",
    references = "doi1010079783642878138, doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d, doi10130607010404023, doi1013060bda5c2a16bd11d78645000102c1865d, doi101306703c803d170711d78645000102c1865d, doi1013068626c37f173b11d78645000102c1865d, doi101306bdff8876171811d78645000102c1865d, doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d, doi101306m60585, doi101306m60585c1, openalexw1565983386, openalexw1910865362, openalexw2271041924, openalexw2601390057"
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RESUMEN La Formación Eagle Ford ha atraído considerable atención de la industria como un reservorio de esquisto no convencional de autoabastecimiento. El intervalo productivo en la Formación Eagle Ford es el tramo de sistemas transgresivos, que contiene parasecuencias cuyo contenido litológico varía hacia arriba con proporciones crecientes de calizas. El éxito óptimo tanto en exploración como en producción depende de la caracterización adecuada de los sistemas de fracturas como función de la litología. Los afloramientos presentes a lo largo de la Carretera 90 de EE. UU. en los condados de Val Verde y Terrell, Texas, proporcionan considerable información sobre el sistema regional de fracturas naturales de la Formación Eagle Ford. El análisis de la orientación de las fracturas revela dos conjuntos de fracturas de cizalla híbridas conjugadas y dos conjuntos de fracturas regionales. Las relaciones de abutamiento sugieren que las fracturas de cizalla híbridas se formaron primero, seguidas por el conjunto de fracturas regionales que se extienden hacia el noreste, y finalmente por un conjunto que se extiende hacia el noroeste, el cual tiende a estar confinado a unidades mecánicas individuales. La orientación de estas fracturas sugiere que se formaron durante la relajación del estrés post-Laramide y la exhumación progresiva. El análisis de la distribución de espaciado-frecuencia de la población de fracturas revela un sistema de fracturas hiper-saturado maduro que probablemente se formó a profundidad por la carga de sobrecarga y/o la presión de fluidos cerca del máximo enterramiento. Nuestros resultados indican que la Formación Eagle Ford muestra una red de fracturas bien desarrollada distribuida regionalmente en la Cuenca de Val Verde, y probablemente presente en el yacimiento productivo de Eagle Ford. Estas observaciones proporcionan evidencia de vías y conectividad vertical para posibles vías de fluidos a lo largo de toda la Formación Eagle Ford.

@article{doi10130603151817323,
    author = "Gottardi, Raphaël y Mason, Shanna L.",
    title = "Caracterización del sistema de fracturas naturales de la Formación Eagle Ford (Condado de Val Verde, Texas)",
    year = "2018",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RESUMEN La Formación Eagle Ford ha atraído considerable atención de la industria como un reservorio de esquisto no convencional de autoabastecimiento. El intervalo productivo en la Formación Eagle Ford es el tramo de sistemas transgresivos, que contiene parasecuencias cuyo contenido litológico varía hacia arriba con proporciones crecientes de calizas. El éxito óptimo tanto en exploración como en producción depende de la caracterización adecuada de los sistemas de fracturas como función de la litología. Los afloramientos presentes a lo largo de la Carretera 90 de EE. UU. en los condados de Val Verde y Terrell, Texas, proporcionan considerable información sobre el sistema regional de fracturas naturales de la Formación Eagle Ford. El análisis de la orientación de las fracturas revela dos conjuntos de fracturas de cizalla híbridas conjugadas y dos conjuntos de fracturas regionales. Las relaciones de abutamiento sugieren que las fracturas de cizalla híbridas se formaron primero, seguidas por el conjunto de fracturas regionales que se extienden hacia el noreste, y finalmente por un conjunto que se extiende hacia el noroeste, el cual tiende a estar confinado a unidades mecánicas individuales. La orientación de estas fracturas sugiere que se formaron durante la relajación del estrés post-Laramide y la exhumación progresiva. El análisis de la distribución de espaciado-frecuencia de la población de fracturas revela un sistema de fracturas hiper-saturado maduro que probablemente se formó a profundidad por la carga de sobrecarga y/o la presión de fluidos cerca del máximo enterramiento. Nuestros resultados indican que la Formación Eagle Ford muestra una red de fracturas bien desarrollada distribuida regionalmente en la Cuenca de Val Verde, y probablemente presente en el yacimiento productivo de Eagle Ford. Estas observaciones proporcionan evidencia de vías y conectividad vertical para posibles vías de fluidos a lo largo de toda la Formación Eagle Ford.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03151817323",
    doi = "10.1306/03151817323",
    openalex = "W2793765921",
    references = "doi1013065d25c58f16c111d78645000102c1865d"
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Se han realizado avances recientes en la exploración de hidrocarburos en los reservorios del complejo marginal de colinas y bancos microbianos del Miembro Deng-2 de la Formación Dengying en la cuenca del suroeste de Sichuan, China occidental, donde el proceso de deposición se considera confuso. Se han investigado las microfacies, los tipos de construcción y el modelo de deposición del complejo marginal de colinas y bancos microbianos del Miembro Deng-2 utilizando fotografía con drones, investigación de secciones aflorantes, identificación de láminas delgadas y reflejos sísmicos en la cuenca del suroeste de Sichuan. Las texturas litológicas de los microlitos en esta región incluyen trombolito, dendrolito, estromatolito, estromatolito fenestral, piedra spongiostromata, oncólito, arenisca agregada y uva botrioide. Basándose en el análisis integral de "texturas de deposición–litología–microfacies", se ha propuesto una asociación entre una subfacies de colina frontal, marco de colina y subfacies de colina trasera basada en la profundidad del agua, la dirección de la corriente, el nivel de energía y los conjuntos litológicos. Las microfacies de la base de la colina, el núcleo de la colina, el flanco de la colina, la tapa de la colina y la llanura de la colina pueden reconocerse entre las subfacies del marco de la colina. Se han determinado dos tipos de construcción del complejo marginal de colinas y bancos microbianos basándose en la ubicación de la deposición, la escala de la colina, la dirección de migración y la asociación de facies sedimentarias. Las construcciones de colinas microbianas del tipo Jinkouhe (TJMMCs) se desarrollan a lo largo del margen de barlovento debido a su proximidad a la subfacies de colina frontal de la plataforma mar adentro, con una colina microbiana migrada hacia el noreste sobre la colina de lodo, exhibiendo las características de colinas de gran tamaño y bancos de pequeño tamaño en el área circundante. Las construcciones de colinas microbianas del tipo E'bian (TEMMCs) ocurren principalmente en el margen de sotavento, como resultado de la presencia de la subfacies de colina trasera de la costa, con las colinas microbianas migradas hacia el suroeste de menor tamaño existentes sobre una llanura microbiana más gruesa. El modelo de deposición de colinas microbianas del margen de la plataforma puede correlacionarse con ciertos perfiles de comparación lateral y estructuras de reflejo sísmico en la sección sísmica 2D, lo que puede proporcionar referencias para la exploración mundial futura. Las colinas microbianas con mayores acumulaciones y reservorios verticales más gruesos suelen ser objetivo en el margen de barlovento, mientras que las colinas microbianas y llanuras de pequeño tamaño con mejores conexiones laterales suelen enfocarse en el margen de sotavento.

@article{doi101016jpetsci202312005,
    author = "Song, Jinmin and Jin, Xin and Luo, Zhong and Liu, Shugen and Liu, Shaobo and Ma, Xingzhi and Li, Zhiwu and Lu, Xuesong and Zhao, Lingli and Li, Keran and Ren, Jiaxin and Tian, Li-Zhou and Deng, Hao-Shuang",
    title = "Depositional model of the Member Deng-2 marginal microbial mound-bank complex of the Dengying Formation in the southwestern Sichuan Basin, SW China: Implications for the Ediacaran microbial mound construction and hydrocarbon exploration",
    year = "2023",
    journal = "Petroleum Science",
    abstract = "Se han realizado avances recientes en la exploración de hidrocarburos en los reservorios del complejo marginal de colinas y bancos microbianos del Miembro Deng-2 de la Formación Dengying en la cuenca del suroeste de Sichuan, China occidental, donde el proceso de deposición se considera confuso. Se han investigado las microfacies, los tipos de construcción y el modelo de deposición del complejo marginal de colinas y bancos microbianos del Miembro Deng-2 utilizando fotografía con drones, investigación de secciones aflorantes, identificación de láminas delgadas y reflejos sísmicos en la cuenca del suroeste de Sichuan. Las texturas litológicas de los microlitos en esta región incluyen trombolito, dendrolito, estromatolito, estromatolito fenestral, piedra spongiostromata, oncólito, arenisca agregada y uva botrioide. Basándose en el análisis integral de "texturas de deposición–litología–microfacies", se ha propuesto una asociación entre una subfacies de colina frontal, marco de colina y subfacies de colina trasera basada en la profundidad del agua, la dirección de la corriente, el nivel de energía y los conjuntos litológicos. Las microfacies de la base de la colina, el núcleo de la colina, el flanco de la colina, la tapa de la colina y la llanura de la colina pueden reconocerse entre las subfacies del marco de la colina. Se han determinado dos tipos de construcción del complejo marginal de colinas y bancos microbianos basándose en la ubicación de la deposición, la escala de la colina, la dirección de migración y la asociación de facies sedimentarias. Las construcciones de colinas microbianas del tipo Jinkouhe (TJMMCs) se desarrollan a lo largo del margen de barlovento debido a su proximidad a la subfacies de colina frontal de la plataforma mar adentro, con una colina microbiana migrada hacia el noreste sobre la colina de lodo, exhibiendo las características de colinas de gran tamaño y bancos de pequeño tamaño en el área circundante. Las construcciones de colinas microbianas del tipo E'bian (TEMMCs) ocurren principalmente en el margen de sotavento, como resultado de la presencia de la subfacies de colina trasera de la costa, con las colinas microbianas migradas hacia el suroeste de menor tamaño existentes sobre una llanura microbiana más gruesa. El modelo de deposición de colinas microbianas del margen de la plataforma puede correlacionarse con ciertos perfiles de comparación lateral y estructuras de reflejo sísmico en la sección sísmica 2D, lo que puede proporcionar referencias para la exploración mundial futura. Las colinas microbianas con mayores acumulaciones y reservorios verticales más gruesos suelen ser objetivo en el margen de barlovento, mientras que las colinas microbianas y llanuras de pequeño tamaño con mejores conexiones laterales suelen enfocarse en el margen de sotavento.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.petsci.2023.12.005",
    doi = "10.1016/j.petsci.2023.12.005",
    openalex = "W4389609682",
    references = "doi10130609092020054"
}