Analyse des bassins

RÉSUMÉ Trois grands bassins du Mésozoïque-Tertiaire s'adjoignent dans une alignement est-ouest le long du tiers oriental de la côte sud de l'Australie, sur une distance d'environ 700 miles. La superficie totale embrassée par les trois bassins est d'environ 100 000 miles carrés et elle inclut une partie de trois des six États de l'Australie. Trois-quarts de la superficie sont situés sur la plateforme continentale en mer. L'alignement général est-ouest des bassins est le résultat d'une rupture taphrogénique aiguë à travers la tendance orogénique généralement nord-sud de l'Australie orientale et de la Tasmanie. Les principales failles et de nombreuses caractéristiques des bassins ont tendance à présenter des tendances nord-est ou nord-ouest, suggérant que des contraintes rotationnelles ou transcurrentes ont été impliquées dans la rupture et l'affaissement. La sédimentation a commencé au plus tôt au Jurassique supérieur. Le Mésozoïque est une série clastique terrigène pauvre à bien triée, d'estuarienne à marine. Le Tertiaire est largement marin et est plus uniformément développé dans son ensemble. Le tiers inférieur du Tertiaire contient des lits de grès côtiers étendus, généralement très poreux et perméables, ainsi que certains schistes et des quantités variables de charbon et de lits carbonifères. Les lits moyens consistent principalement en schistes. Le tiers supérieur ou plus contient une quantité considérable de calcaire et d'argile. Plusieurs discordances sont reconnues. Bien que tous les sédiments ne portent pas de fossiles marins, les eaux contenues sont salées au-delà des limites du lessivage en eau douce plutôt étendu sur la terre ferme. Le bassin de Gippsland ou bassin oriental comprend environ 20 000 miles carrés. Au moins 10 000 pieds de clastiques terrigènes du Jurassique supérieur-Crétacé déposés rapidement remplissent un trough central affaissé par faille et chevauchent les plateformes du bassin au nord et au sud ; et environ 9 000 pieds de grès, de schiste, d'argile et de calcaire tertiaires plus largement étendus constituent le reste du remplissage du bassin. Le Bass profondément sillonné sépare l'État insulaire de la Tasmanie du continent. Il occupe une superficie de 35 000 miles carrés. La section consiste en 12 000 pieds ou plus de grès, de schiste, d'argile et de calcaire, ainsi qu'un peu de charbon, d'âge Éocène et antérieur. Le dépôt a commencé dans la partie centrale du bassin, probablement au plus tôt au Crétacé supérieur, et il a continué tout au long du Tertiaire. Le dépôt a progressivement chevauché vers tous les flancs. Le bassin occidental, ou bassin d'Otway, comprend une superficie d'environ 45 000 miles carrés. Dans ce bassin, le Mésozoïque consiste en grès, schiste, siltite et argilite. Le dépôt a commencé durant la seconde partie du temps Jurassique et il a continué, sauf pour des intervalles reconnaissables de non-dépôt, jusqu'au Paléocène. L'épaisseur maximale dépasse 15 000 pieds. Un maximum d'environ 8 000 pieds de grès, de schiste, d'argile et de calcaire chevauchants tertiaires complète le remplissage du bassin. Des pièges pétroliers potentiels des types suivants se produisent : plis tectoniques ; structures de faille ou de blocs de faille ; corps massifs et allongés de grès associés à un chevauchement transgressif prononcé, interféringement de schistes et drapeau de compaction ; appui de porosité à la fois au-dessus et au-dessous de discordances à faible angle étendues ; chevauchement discordant par des sédiments de bassin-sink à travers des hauts à large fond et contre et au-dessus des escarpements de faille majeurs ; nez structuraux ; chevauchement progressif étendu des flancs autour d'un bassin profondément sillonné par une section de grès, de schiste, d'argile et de calcaire ; et étranglements de porosité. Depuis le milieu des années 1920, 130 forages exploratoires ont été réalisés sur la terre ferme sur les flancs du bassin largement lessivés en eau douce. De nombreuses manifestations non commerciales de pétrole et de gaz ont été enregistrées. En 1965 et 1966, cinq puits exploratoires ont été forés en mer, jusqu'à la date d'avril 1966 de ce document. Trois de ceux-ci étaient situés sur des fermetures bien définies dans le bassin de Gippsland et ont conduit à des découvertes majeures de gaz humide et de pétrole dans des réservoirs de grès du Crétacé supérieur et de l'Éocène. Avant la mise en ferme de chacun des trois bassins, successivement de l'est à l'ouest, 18 000 miles de levés magnétiques aériens et 5 320 miles de levés sismiques conventionnels ont été effectués sous la direction et l'assistance des auteurs. Des études et compilations de bassins complètes ont achevé les investigations préliminaires. Non inclus dans ce qui précède sont divers levés géophysiques à une échelle beaucoup plus petite par d'autres entreprises et agences gouvernementales. Non inclus non plus sont des centaines de miles de tirage additionnel par le fermier en préparation au forage.

@article{doi1013065d25c0cd16c111d78645000102c1865d,
    author = "Weeks, Lewis G. et Hopkins, Brian M.",
    title = "Géologie et exploration de trois bassins du détroit de Bass, en Australie",
    year = "1967",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RÉSUMÉ Trois principaux bassins du Mésozoïque au Tertiaire s'alignent est-ouest le long du tiers oriental de la côte sud de l'Australie, sur une distance d'environ 700 miles. La superficie totale englobée par les trois bassins est d'environ 100 000 miles carrés et elle inclut une partie de trois des six États de l'Australie. Trois-quarts de la superficie sont situés sur la plateforme continentale en mer. L'alignement général est-ouest des bassins est le résultat d'une rupture taphrogénique aiguë à travers la tendance orogénique généralement nord-sud de l'Australie orientale et de la Tasmanie. Les principales failles et de nombreuses caractéristiques des bassins ont tendance à présenter des tendances nord-est ou nord-ouest, ce qui suggère que des contraintes rotationnelles ou transcurrentes ont été impliquées dans la rupture et l'affaissement. La sédimentation a commencé au plus tôt au Jurassique supérieur. Le Mésozoïque est une série clastique terrigène de type estuarien à marin, mal à bien triée. Le Tertiaire est largement marin et est plus uniformément développé dans son ensemble. Le tiers inférieur du Tertiaire contient des lits de grès côtier étendus, généralement très poreux et perméables, ainsi que du schiste et des quantités variables de charbon et de lits carbonifères. Les lits moyens consistent principalement en schiste. Le tiers supérieur ou plus contient une quantité considérable de calcaire et d'argile. Plusieurs discordances sont reconnues. Bien que tous les sédiments ne portent pas de fossiles marins, les eaux contenues sont salées au-delà des limites du lessivage en eau douce plutôt étendu sur la terre ferme. Le bassin de Gippsland ou bassin oriental comprend environ 20 000 miles carrés. Au moins 10 000 pieds de clastiques terrigènes du Jurassique supérieur au Crétacé déposés rapidement remplissent un trough central affaissé par faille et chevauchent les plateformes du bassin au nord et au sud ; et environ 9 000 pieds de grès, de schiste, d'argile et de calcaire tertiaires plus largement étendus constituent le reste du remplissage du bassin. Le bassin de Bass, profondément sillonné, sépare l'État insulaire de la Tasmanie du continent. Il occupe une superficie de 35 000 miles carrés. La section consiste en 12 000 pieds ou plus de grès, de schiste, d'argile et de calcaire, ainsi que de charbon, d'âges éocène et antérieurs. La sédimentation a commencé dans la partie centrale du bassin, probablement au plus tôt au Crétacé supérieur, et elle s'est poursuivie tout au long du Tertiaire. La sédimentation a progressivement chevauché vers tous les flancs. Le bassin occidental, ou bassin d'Otway, comprend une superficie d'environ 45 000 miles carrés. Dans ce bassin, le Mésozoïque consiste en grès, schiste, siltite et argilite. La sédimentation a commencé durant la seconde partie du temps jurassique et elle s'est poursuivie, sauf pour des intervalles reconnaissables de non-sédimentation, jusqu'au Paléocène. L'épaisseur maximale dépasse 15 000 pieds. Un maximum d'environ 8 000 pieds de grès, de schiste, d'argile et de calcaire tertiaires chevauchants complète le remplissage du bassin. Les pièges pétroliers potentiels des types suivants se produisent : plis tectoniques ; structures de faille ou de blocs de faille ; corps massifs et allongés de grès associés à un chevauchement transgressif prononcé, interféringement de schistes et drapeau de compaction ; appui de porosité à la fois au-dessus et au-dessous de discordances à faible angle étendues ; chevauchement discordant par des sédiments de bassin-sink sur des hauts à large fond et contre et au-dessus des escarpements de faille majeurs ; nez structuraux ; chevauchement progressif étendu des flancs autour d'un bassin profondément sillonné par une section de grès, de schiste, d'argile et de calcaire ; et étranglements de porosité. Depuis le milieu des années 1920, 130 forages exploratoires ont été réalisés sur la terre ferme sur les flancs du bassin étendument lessivés en eau douce. De nombreuses manifestations pétrolières et gazières non commerciales ont été enregistrées. En 1965 et 1966, cinq puits exploratoires ont été forés en mer, jusqu'à la date d'avril 1966 de ce document. Trois de ceux-ci étaient situés sur des fermetures bien définies dans le bassin de Gippsland et ont conduit à des découvertes majeures de gaz humide et de pétrole dans des réservoirs de grès éocène et du Crétacé supérieur. Avant la mise en ferme de chacun des trois bassins, successivement de l'est à l'ouest, 18 000 miles de levés magnétiques aériens et 5 320 miles de levés sismiques conventionnels ont été effectués sous la direction et l'assistance des auteurs. Des études et compilations de bassins complètes ont achevé les investigations préliminaires. Non inclus dans ce qui précède sont divers levés géophysiques à une échelle beaucoup plus petite par d'autres entreprises et agences gouvernementales. Non inclus non plus sont des centaines de miles de tirage additionnels par le fermier en préparation au forage.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25c0cd-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25c0cd-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1997201393"
}

Le bassin de Gippsland, situé dans le sud-est de l'Australie, recouvre principalement la plateforme continentale entre l'Est de la Victoria et la Tasmanie. Il est rempli de sédiments du Crétacé inférieur à l'actuel et est devenu une source majeure d'hydrocarbures pour le marché australien. Quarante-deux puits de prospection et de développement, des puits de développement supplémentaires et plus de 7 000 milles de lignes sismiques fournissent un cadre sur lequel construire l'histoire géologique de la région. La chronostratigraphie du bassin est dérivée d'une utilisation extensive des assemblages de spores-pollens dans le Crétacé-Eocène principalement non marin et des foraminifères dans l'Oligocène-Pliocène marin, largement complétée par des corrélations sismiques et, dans une moindre mesure, par des corrélations de logs électriques. Dix zones de spores-pollens du Crétacé et cinq zones du Paléocène-Eocène et quatorze zonules foraminifères de l'Oligocène-Pliocène sont reconnues. Seuls les unités lithostratigraphiques à grande échelle, initialement reconnues le long de la marge nord, continentale du bassin, sont traçables en mer. Le Crétacé inférieur est représenté par au moins 10 000 pieds de greywacke non marine du groupe de Strzelecki. Le Crétacé supérieur-Eocène, avec une épaisseur cumulative de 15 000 pieds, est appelé groupe de Latrobe et consiste principalement en élastiques lacustres et fluviatiles. Des canaux ont découpé le sommet du groupe de Latrobe durant l'Eocène et ont été remplis de sédiments reconnaissables comme des séquences distinctes au sein du groupe et appelées formations Flounder et Turrum. Une phase marine destructive durant le dernier temps de l'Eocène a laissé la formation glauconitique de Gurnard comme le membre le plus jeune du groupe. L'inondation marine ultérieure du bassin a entraîné le dépôt de jusqu'à 1 500 pieds de mudstone calcaire appelé formation de Lakes Entrance et de jusqu'à 5 000 pieds de marne, calcarénite et calcaire du calcaire de Gippsland durant l'Oligocène et le Miocène. Jusqu'à 1 000 pieds de calcarénite, micrite et marne du Pliocène-actuel complètent la séquence sédimentaire.

@article{doi101071aj70012,
    author = "James, E. A. et Evans, P. R.",
    title = "LA STRATIGRAPHIE DU BASIN DE GIPPSLAND EN MER",
    year = "1971",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Le bassin de Gippsland, situé dans le sud-est de l'Australie, recouvre principalement la plateforme continentale entre l'Est de la Victoria et la Tasmanie. Il est rempli de sédiments du Crétacé inférieur à l'actuel et est devenu une source majeure d'hydrocarbures pour le marché australien. Quarante-deux puits de prospection et de développement, des puits de développement supplémentaires et plus de 7 000 milles de lignes sismiques fournissent un cadre sur lequel construire l'histoire géologique de la région. La chronostratigraphie du bassin est dérivée d'une utilisation extensive des assemblages de spores-pollens dans le Crétacé-Eocène principalement non marin et des foraminifères dans l'Oligocène-Pliocène marin, largement complétée par des corrélations sismiques et, dans une moindre mesure, par des corrélations de logs électriques. Dix zones de spores-pollens du Crétacé et cinq zones du Paléocène-Eocène et quatorze zonules foraminifères de l'Oligocène-Pliocène sont reconnues. Seuls les unités lithostratigraphiques à grande échelle, initialement reconnues le long de la marge nord, continentale du bassin, sont traçables en mer. Le Crétacé inférieur est représenté par au moins 10 000 pieds de greywacke non marine du groupe de Strzelecki. Le Crétacé supérieur-Eocène, avec une épaisseur cumulative de 15 000 pieds, est appelé groupe de Latrobe et consiste principalement en élastiques lacustres et fluviatiles. Des canaux ont découpé le sommet du groupe de Latrobe durant l'Eocène et ont été remplis de sédiments reconnaissables comme des séquences distinctes au sein du groupe et appelées formations Flounder et Turrum. Une phase marine destructive durant le dernier temps de l'Eocène a laissé la formation glauconitique de Gurnard comme le membre le plus jeune du groupe. L'inondation marine ultérieure du bassin a entraîné le dépôt de jusqu'à 1 500 pieds de mudstone calcaire appelé formation de Lakes Entrance et de jusqu'à 5 000 pieds de marne, calcarénite et calcaire du calcaire de Gippsland durant l'Oligocène et le Miocène. Jusqu'à 1 000 pieds de calcarénite, micrite et marne du Pliocène-actuel complètent la séquence sédimentaire.",
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    doi = "10.1071/aj70012",
    openalex = "W2746622122"
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RÉSUMÉ L'objectif de cette étude était d'examiner les conditions de formation et d'évolution des hydrocarbures lors de l'enfouissement et de la diagenèse associée des sédiments. Des schistes du Toarcien inférieur (Jurassique inférieur), dans le bassin de Paris, ont été sélectionnés car tous les paramètres, à l'exception de la température et de la pression (les deux liés à l'enfouissement des sédiments), restent constants : âge, nature des organismes fossiles et des minéraux argileux, et conditions de dépôt (qui étaient assez homogènes dans la formation sur la zone étudiée). Les quantités des différents constituants organiques et certaines propriétés structurales des molécules révèlent une variation ordonnée, en fonction de la profondeur maximale d'enfouissement. Au début de l'enfouissement, le taux de transformation de la matière organique en hydrocarbures est faible et ne change guère jusqu'à une profondeur de 1 500 m, où le taux augmente nettement avec la profondeur accrue. Une étude détaillée montre que les hydrocarbures présents à faible profondeur sont directement hérités de la matière vivante originale ou résultent d'une transformation précoce dans le sédiment, sans modifier la structure générale de la molécule (comme les molécules de types stéroïde et triterpénoïde). Lorsque l'enfouissement devient suffisamment profond, ces structures caractéristiques sont diluées parmi les nouveaux hydrocarbures formés par dégradation thermique de la matière organique. L'interprétation des observations conduit à la conclusion que l'enfouissement (c'est-à-dire l'augmentation de la pression et surtout de la température) constitue le facteur déterminant dans l'évolution de la matière organique. L'élévation de la température favorise la formation de composés pétroliers, en particulier d'hydrocarbures, au détriment du kérogène. Un schéma réactionnel général est proposé, basé sur des hypothèses concernant la structure du kérogène et sur les relations observées entre les différents composés organiques.

@article{doi101306819a3e2e16c511d78645000102c1865d,
    author = "Tissot, B. et Califet-Debyser, Y. et Deroo, G. et Oudin, J.L.",
    title = "Origin and Evolution of Hydrocarbons in Early Toarcian Shales, Paris Basin, France",
    year = "1971",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RÉSUMÉ L'objectif de cette étude était d'examiner les conditions de formation et d'évolution des hydrocarbures lors de l'enfouissement et de la diagenèse associée des sédiments. Des schistes du Toarcien inférieur (Jurassique inférieur), dans le bassin de Paris, ont été sélectionnés car tous les paramètres, à l'exception de la température et de la pression (les deux liés à l'enfouissement des sédiments), restent constants : âge, nature des organismes fossiles et des minéraux argileux, et conditions de dépôt (qui étaient assez homogènes dans la formation sur la zone étudiée). Les quantités des différents constituants organiques et certaines propriétés structurales des molécules révèlent une variation ordonnée, en fonction de la profondeur maximale d'enfouissement. Au début de l'enfouissement, le taux de transformation de la matière organique en hydrocarbures est faible et ne change guère jusqu'à une profondeur de 1 500 m, où le taux augmente nettement avec la profondeur accrue. Une étude détaillée montre que les hydrocarbures présents à faible profondeur sont directement hérités de la matière vivante originale ou résultent d'une transformation précoce dans le sédiment, sans modifier la structure générale de la molécule (comme les molécules de types stéroïde et triterpénoïde). Lorsque l'enfouissement devient suffisamment profond, ces structures caractéristiques sont diluées parmi les nouveaux hydrocarbures formés par dégradation thermique de la matière organique. L'interprétation des observations conduit à la conclusion que l'enfouissement (c'est-à-dire l'augmentation de la pression et surtout de la température) constitue le facteur déterminant dans l'évolution de la matière organique. L'élévation de la température favorise la formation de composés pétroliers, en particulier d'hydrocarbures, au détriment du kérogène. Un schéma réactionnel général est proposé, basé sur des hypothèses concernant la structure du kérogène et sur les relations observées entre les différents composés organiques.",
    url = "https://doi.org/10.1306/819a3e2e-16c5-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/819a3e2e-16c5-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2108200189"
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Le bassin de Gippsland, situé dans le sud-est de l'Australie, est un bassin de type marge continentale post-orogénique de l'âge Crétacé supérieur-Cainozoïque. L'évolution du bassin de Gippsland remonte à l'établissement du bassin de Strzelecki, ou bassin ancestral de Gippsland, durant le Jurassique. La sédimentation du bassin de Gippsland a commencé au Crétacé moyen à tardif et se représente comme un cycle transgressif-régressif grossier composé du groupe continental de la vallée de Latrobe (Crétacé supérieur à l'Éocène ou au Miocène), du groupe marin de Seaspray (Oligocène au Pliocène ou au Récent), et enfin du groupe continental de Sale (Pliocène au Récent). Les hydrocarbures de la province pétrolière du plateau de Gippsland ont été générés au sein du groupe de la vallée de Latrobe et sont piégés dans des grès fluviodeltaïques poreux de Latrobe. À Lakes Entrance, cependant, du pétrole et du gaz sont présents dans une facies sableuse marginale de la formation de Lakes Entrance (groupe de Seaspray). Le bassin enfoui de Strzelecki a joué un rôle fondamental dans le développement et la distribution de la ceinture de plis cainozoïques dans le bassin septentrional de Gippsland. Les accumulations d'hydrocarbures du plateau de Gippsland se situent dans cette ceinture et sont principalement des pièges structuraux. L'absence apparente d'accumulations structurales sur terre ferme à Gippsland est en grande partie due à un épisode de soulèvement cratonique du Pliocène au Pléistocène qui a été accompagné d'un inclinaison vers le bassin des structures et d'un afflux d'eau météorique. Le champ non commercial de Lakes Entrance, situé sur le flanc nord stable du bassin, est un piège stratigraphique et peut servir de guide pour les futures explorations.

@article{hocking1972geologic,
    author = "Hocking, J. Barry",
    title = "GEOLOGIC EVOLUTION AND HYDROCARBON HABITAT GIPPSLAND BASIN",
    year = "1972",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "Le bassin de Gippsland, situé dans le sud-est de l'Australie, est un bassin de type marge continentale post-orogénique de l'âge Crétacé supérieur-Cainozoïque. L'évolution du bassin de Gippsland remonte à l'établissement du bassin de Strzelecki, ou bassin ancestral de Gippsland, durant le Jurassique. La sédimentation du bassin de Gippsland a commencé au Crétacé moyen à tardif et se représente comme un cycle transgressif-régressif grossier composé du groupe continental de la vallée de Latrobe (Crétacé supérieur à l'Éocène ou au Miocène), du groupe marin de Seaspray (Oligocène au Pliocène ou au Récent), et enfin du groupe continental de Sale (Pliocène au Récent). Les hydrocarbures de la province pétrolière du plateau de Gippsland ont été générés au sein du groupe de la vallée de Latrobe et sont piégés dans des grès fluviodeltaïques poreux de Latrobe. À Lakes Entrance, cependant, du pétrole et du gaz sont présents dans une facies sableuse marginale de la formation de Lakes Entrance (groupe de Seaspray). Le bassin enfoui de Strzelecki a joué un rôle fondamental dans le développement et la distribution de la ceinture de plis cainozoïques dans le bassin septentrional de Gippsland. Les accumulations d'hydrocarbures du plateau de Gippsland se situent dans cette ceinture et sont principalement des pièges structuraux. L'absence apparente d'accumulations structurales sur terre ferme à Gippsland est en grande partie due à un épisode de soulèvement cratonique du Pliocène au Pléistocène qui a été accompagné d'un inclinaison vers le bassin des structures et d'un afflux d'eau météorique. Le champ non commercial de Lakes Entrance, situé sur le flanc nord stable du bassin, est un piège stratigraphique et peut servir de guide pour les futures explorations.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj71022",
    doi = "10.1071/aj71022",
    number = "1",
    openalex = "W2748450619",
    pages = "132-137",
    volume = "12"
}

Il est important que les géologues de l'exploration pétrolière connaissent les limites de profondeur critiques où le pétrole est généré à partir de la matière organique originale dans les sédiments et où le pétrole se transforme en gaz naturel. La matière organique est très sensible à la température. La température maximale subie est liée à sa profondeur d'enfouissement. Le CSIRO a utilisé la composition et les propriétés physiques de divers types de matière organique dans les roches argileuses comme indicateurs du degré de diagenèse causé par cette altération thermique. La réflectance de la vitrinite dans les charbons associés est utilisée comme norme primaire, et la teneur en carbone de tels charbons comme paramètre secondaire pour distinguer les différentes étapes de génération du pétrole et du gaz. Les courbes de profondeur-réflectance sont utiles 1., pour estimer les gradients paléogéothermiques, 2., pour déterminer le degré de diagenèse à une profondeur donnée et également 3., pour estimer l'épaisseur approximative des sédiments ultérieurement perdus après le dépôt. Le potentiel pétrolier de certains bassins sédimentaires australiens est révisé à la lumière de ces connaissances. Dans la zone du plateau nord-ouest et dans les bassins de Capricorn et Otway, la zone de génération du pétrole est plus profonde que dans les bassins de Cooper, Galilee et Surat. Dans les bassins de Bowen et Sydney et plusieurs autres petits bassins le long de la côte est de l'Australie, cette zone est très peu profonde, et dans certaines zones, la zone de génération du pétrole a été complètement perdue par érosion. Les zones les plus prometteuses pour les champs pétrolifères sont celles où peu d'érosion des sédiments s'est produite après le dépôt et la diagenèse, à condition que tous les autres facteurs géologiques pour l'accumulation d'hydrocarbures soient présents.

@article{doi101071aj72011,
    author = "Shibaoka, Michio et Bennett, Alan J. et Gould, Kathleen",
    title = "DIAGENÈSE DE LA MATIÈRE ORGANIQUE ET PRÉSENCE D'HYDROCARBURES DANS CERTAINS BASINS SÉDIMENTAIRES AUSTRALIENS",
    year = "1973",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "Il est important que les géologues de l'exploration pétrolière connaissent les limites de profondeur critiques où le pétrole est généré à partir de la matière organique originale dans les sédiments et où le pétrole se transforme en gaz naturel. La matière organique est très sensible à la température. La température maximale subie est liée à sa profondeur d'enfouissement. Le CSIRO a utilisé la composition et les propriétés physiques de divers types de matière organique dans les roches argileuses comme indicateurs du degré de diagenèse causé par cette altération thermique. La réflectance de la vitrinite dans les charbons associés est utilisée comme norme primaire, et la teneur en carbone de tels charbons comme paramètre secondaire pour distinguer les différentes étapes de génération du pétrole et du gaz. Les courbes de profondeur-réflectance sont utiles 1., pour estimer les gradients paléogéothermiques, 2., pour déterminer le degré de diagenèse à une profondeur donnée et également 3., pour estimer l'épaisseur approximative des sédiments ultérieurement perdus après le dépôt. Le potentiel pétrolier de certains bassins sédimentaires australiens est révisé à la lumière de ces connaissances. Dans la zone du plateau nord-ouest et dans les bassins de Capricorn et Otway, la zone de génération du pétrole est plus profonde que dans les bassins de Cooper, Galilee et Surat. Dans les bassins de Bowen et Sydney et plusieurs autres petits bassins le long de la côte est de l'Australie, cette zone est très peu profonde, et dans certaines zones, la zone de génération du pétrole a été complètement perdue par érosion. Les zones les plus prometteuses pour les champs pétrolifères sont celles où peu d'érosion des sédiments s'est produite après le dépôt et la diagenèse, à condition que tous les autres facteurs géologiques pour l'accumulation d'hydrocarbures soient présents.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj72011",
    doi = "10.1071/aj72011",
    openalex = "W2748659034"
}

Le bassin de Gippsland, avec ses ressources pétrolières et gazières, constitue une excellente zone pour la recherche en géochimie organique et en pétrologie sur la génération, la migration et l'altération des hydrocarbures. Les roches mères principales des gisements pétroliers et gaziers connus semblent se trouver à des profondeurs supérieures à celles atteintes par aucun des puits d'exploration. Le type de matière organique initialement présent dans les roches actuellement situées à des profondeurs supérieures à 4 000 m (et actuellement à des températures supérieures à 130°C) est inconnu, mais, au moins au sein du groupe de Latrobe, il semble avoir contenu une forte teneur en exinite, similaire à celle observée dans la partie supérieure du groupe. À de telles températures, la craquage thermique de l'exinite produirait une quantité considérable de pétrole, tandis que les produits issus de la vitrinite seraient principalement du gaz et des résidus solides. La migration vers les réservoirs situés en dessous de l'discordance au sommet du groupe de Latrobe en résulterait. La génération et la migration sont toutes deux considérées comme se produisant actuellement, car la matière carbonée immature est exposée à des températures plus élevées par un enfouissement plus profond. L'analyse chromatographique des pétroles bruts de Gippsland suggère que les pétroles proviennent de matière organique solide dérivée d'algues et de plantes terrestres, ces dernières contribuant à la forte teneur en cires. La génération de gaz dans le bassin de Cooper offre une comparaison intéressante avec le bassin de Gippsland en ce qui concerne le type de matière organique et l'histoire géothermique.

@article{shibaoka1978hydrocarbon,
    author = "Shibaoka, M. et Saxby, J. D. et Taylor, G. H.",
    title = "Hydrocarbon Generation in Gippsland Basin, Australia—Comparison with Cooper Basin, Australia",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Le bassin de Gippsland, avec ses ressources pétrolières et gazières, constitue une excellente zone pour la recherche en géochimie organique et en pétrologie sur la génération, la migration et l'altération des hydrocarbures. Les roches mères principales des gisements pétroliers et gaziers connus semblent se trouver à des profondeurs supérieures à celles atteintes par aucun des puits d'exploration. Le type de matière organique initialement présent dans les roches actuellement situées à des profondeurs supérieures à 4 000 m (et actuellement à des températures supérieures à 130°C) est inconnu, mais, au moins au sein du groupe de Latrobe, il semble avoir contenu une forte teneur en exinite, similaire à celle observée dans la partie supérieure du groupe. À de telles températures, la craquage thermique de l'exinite produirait une quantité considérable de pétrole, tandis que les produits issus de la vitrinite seraient principalement du gaz et des résidus solides. La migration vers les réservoirs situés en dessous de l'discordance au sommet du groupe de Latrobe en résulterait. La génération et la migration sont toutes deux considérées comme se produisant actuellement, car la matière carbonée immature est exposée à des températures plus élevées par un enfouissement plus profond. L'analyse chromatographique des pétroles bruts de Gippsland suggère que les pétroles proviennent de matière organique solide dérivée d'algues et de plantes terrestres, ces dernières contribuant à la forte teneur en cires. La génération de gaz dans le bassin de Cooper offre une comparaison intéressante avec le bassin de Gippsland en ce qui concerne le type de matière organique et l'histoire géothermique.",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea4fc7-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea4fc7-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    number = "7",
    openalex = "W2120810739",
    pages = "1151-1158",
    volume = "62",
    references = "doi1010160016703769900404, doi1010160016703776900326, doi101071aj69007, doi101071aj70012, doi101071aj72011, doi10130683d91f5116c711d78645000102c1865d"
}

@techreport{shibaoka1978hydrocarbon1,
    author = "Shibaoka, M. et Saxby, J. D. et Taylor, G. H",
    title = "Génération d'hydrocarbures dans le bassin de Gippsland, Australie--Comparaison avec le bassin de Cooper, Australie",
    year = "1978",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 62, no. 7, p. 1151-1158",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Shibaoka, M., Saxby, J. D., et Taylor, G. H., 1978, Génération d'hydrocarbures dans le bassin de Gippsland, Australie--Comparaison avec le bassin de Cooper, Australie: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 62, no. 7, p. 1151-1158.}"
}

Le flux de chaleur dans les champs de gaz de Moomba, Big Lake et Toolachee du bassin de Cooper est estimé à partir de températures de fond de puits corrigées et d'une conductivité thermique volumique supposée de 5 × 10–3 cal/cm sec °C. Les champs de Moomba et Big Lake ont des flux de chaleur de 2,61 et 2,60 microcal/cm2 sec C. Des échantillons de granite de socle des champs de Moomba et Big Lake donnent une production de chaleur de 17,5 × 10–13 et 24,2 × 10–13 cal/cm3sec, respectivement, ce qui est suffisant pour expliquer le flux de chaleur de surface observé si la couche de granite est comprise entre 7 et 10 km d'épaisseur. La maturation des hydrocarbures et le rang du charbon (exprimé comme la réflectance de la vitrinite) dans la région à fort flux de chaleur Moomba-Big Lake présentent une corrélation différente avec la paléo-température maximale et la profondeur que dans les régimes à faible flux de chaleur. Le degré de maturation peut dépendre de l'énergie thermique disponible pour la métamorphose (c'est-à-dire le flux de chaleur), plutôt que de la température du bassin.

@article{doi101071eg979149,
    author = "Middleton, M. F.",
    title = "Heat flow in the Moomba, Big lake and Toolachee gas fields of the Cooper Basin and implications for hydrocarbon maturation",
    year = "1979",
    journal = "Exploration Geophysics",
    abstract = "Heat flow in the Moomba, Big Lake and Toolachee gas fields of the Cooper Basin is estimated from corrected bottom hole temperatures and an assumed bulk thermal conductivity of 5 × 10–3 cal/cm sec °C. The Moomba and Big Lake fields have heat flows of 2.61 and 2.60 microcal/cm2 sec C. Samples of basement granite from the Moomba and Big Lake fields yield heat production of 17.5 × 10–13 and 24.2 × 10–13 cal/cm3sec, respectively, which are sufficient to account for observed surface heat flow if the granite layer is between 7 to 10 km thick. Hydrocarbon maturation and coal rank (expressed as vitrinite reflectance) in the high heat flow Moomba-Big Lake region exhibits a different correlation to maximum palaeo-temperature and depth than in lower heat flow regimes. The degree of maturation may be dependent on the thermal energy available for metamorphism (i.e. heat flux), rather than the temperature of the basin.",
    url = "https://doi.org/10.1071/eg979149",
    doi = "10.1071/eg979149",
    openalex = "W2055036038",
    references = "doi101071aj72011"
}

RÉSUMÉ Du pétrole a été trouvé dans les bassins frontaliers canadiens dans des réservoirs qui ont subi de faibles niveaux d'altération thermique (réflectance de la vitrinite ≤ 0,6 %Ro). Les indices paraffiniques, les teneurs en isotopes stables du carbone et de l'hydrogène, les rapports pristane à nC17 et les marqueurs biologiques diterpénoides ont été utilisés pour évaluer le niveau de maturité des hydrocarbures dans le réservoir indépendamment du niveau de maturité du réservoir lui-même et des unités de schiste environnantes. Dans le Tertiaire du bassin de Beaufort-Mackenzie, les huiles naphténiques et les condensats ont été générés à partir de matière organique d'origine terrestre dans les roches sources juxtaposées au réservoir à des niveaux de réflectance de 0,4 à 0,6 %R0. Cependant, les condensats découverts dans des réservoirs qui sont thermiquement immatures sur le plateau du Labrador ont subi une migration verticale étendue et peuvent être classés comme des condensats matures conventionnels à surmatures. Les hydrocarbures découverts dans le Crétacé inférieur du bassin de Beaufort-Mackenzie et ceux du plateau de Scotie sont plus ou moins en place dans la mesure où ils sont à un niveau d'altération thermique environ équivalent à celui des réservoirs dans lesquels ils sont piégés. La source des huiles et condensats précoces est considérée comme étant la résinite se produisant dispersée dans des fragments de charbon. La proportion de résinite, liptinite et vitrinite dans la matière organique des roches sources terrestres contrôle fortement à la fois le niveau d'altération thermique nécessaire pour que la section fonctionne comme une roche source efficace et le produit final (gaz, huile ou condensat) qui sera généré.

@article{doi10130603b5a31316d111d78645000102c1865d,
    author = "Snowdon, L R et Powell, T. G.",
    title = "Huiles et condensats immatures—Modification du modèle de génération d'hydrocarbures pour la matière organique terrestre",
    year = "1982",
    journal = "Bulletin AAPG",
    abstract = "RÉSUMÉ Du pétrole a été trouvé dans les bassins frontaliers canadiens dans des réservoirs qui ont subi de faibles niveaux d'altération thermique (réflectance de la vitrinite ≤ 0,6\%Ro). Les indices paraffiniques, les teneurs en isotopes stables du carbone et de l'hydrogène, les rapports pristane à nC17 et les marqueurs biologiques diterpénoides ont été utilisés pour évaluer le niveau de maturité des hydrocarbures dans le réservoir indépendamment du niveau de maturité du réservoir lui-même et des unités de schiste environnantes. Dans le Tertiaire du bassin de Beaufort-Mackenzie, les huiles naphténiques et les condensats ont été générés à partir de matière organique d'origine terrestre dans les roches sources juxtaposées au réservoir à des niveaux de réflectance de 0,4 à 0,6\%R0. Cependant, les condensats découverts dans des réservoirs qui sont thermiquement immatures sur le plateau du Labrador ont subi une migration verticale étendue et peuvent être classés comme des condensats matures conventionnels à surmatures. Les hydrocarbures découverts dans le Crétacé inférieur du bassin de Beaufort-Mackenzie et ceux du plateau de Scotie sont plus ou moins en place dans la mesure où ils sont à un niveau d'altération thermique environ équivalent à celui des réservoirs dans lesquels ils sont piégés. La source des huiles et condensats précoces est considérée comme étant la résinite se produisant dispersée dans des fragments de charbon. La proportion de résinite, liptinite et vitrinite dans la matière organique des roches sources terrestres contrôle fortement à la fois le niveau d'altération thermique nécessaire pour que la section fonctionne comme une roche source efficace et le produit final (gaz, huile ou condensat) qui sera généré.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a313-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a313-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2149556370",
    references = "doi101071aj72011"
}

RÉSUMÉ La distribution naturelle des isotopes du carbone entre les composants gazeux hydrocarbonés est utilisée pour (1) déterminer la maturité d'un gaz, (2) corrélérer un gaz réservoir à sa source, (3) corrélérer un gaz réservoir à un autre, et (4) reconnaître les mélanges de gaz. Les séparations calculées des isotopes du carbone entre les composants d'alcane normal d'un gaz naturel ont été reliées à la maturité de la roche mère par l'utilisation d'un seul diagramme continu, indépendant du type de source. Des données réelles provenant d'une grande variété de contextes géologiques et d'âges géologiques confirment cette relation et démontrent son applicabilité aux niveaux de métamorphisme organique de la roche mère allant de 8 à 13, couvrant l'ensemble de la gamme de génération du pétrole et du gaz humide. À des maturités plus élevées, les composants de gaz humide sont trouvés subir une dégradation thermique, perdant leur utilité pour la corrélation. Trois exemples montrant le gaz indigène (ouest du Texas), le gaz non indigène (bassin de Gippsland, Australie), et les mélanges de gaz provenant de multiples sources (Alberta sud-est) illustrent les applications d'exploration.

@article{doi10130603b5b72216d111d78645000102c1865d,
    author = "James, A. T.",
    title = "Corrélation du gaz naturel par utilisation de la distribution isotopique du carbone entre les composants hydrocarbonés",
    year = "1983",
    journal = "Bulletin AAPG",
    abstract = "RÉSUMÉ La distribution naturelle des isotopes du carbone entre les composants gazeux hydrocarbonés est utilisée pour (1) déterminer la maturité d'un gaz, (2) corrélérer un gaz réservoir à sa source, (3) corrélérer un gaz réservoir à un autre, et (4) reconnaître les mélanges de gaz. Les séparations calculées des isotopes du carbone entre les composants d'alcane normal d'un gaz naturel ont été reliées à la maturité de la roche mère par l'utilisation d'un seul diagramme continu, indépendant du type de source. Des données réelles provenant d'une grande variété de contextes géologiques et d'âges géologiques confirment cette relation et démontrent son applicabilité aux niveaux de métamorphisme organique de la roche mère allant de 8 à 13, couvrant l'ensemble de la gamme de génération du pétrole et du gaz humide. À des maturités plus élevées, les composants de gaz humide sont trouvés subir une dégradation thermique, perdant leur utilité pour la corrélation. Trois exemples montrant le gaz indigène (ouest du Texas), le gaz non indigène (bassin de Gippsland, Australie), et les mélanges de gaz provenant de multiples sources (Alberta sud-est) illustrent les applications d'exploration.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5b722-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5b722-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2045730984",
    references = "doi1010160009254177900419, doi1010160016703780901556, doi101038293289a0, doi101039jr9470000562, doi10106311746492, doi101146annurevea05050177000433, doi1013062f91976516ce11d78645000102c1865d, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi10130683d91f0616c711d78645000102c1865d, openalexw1558677347, shibaoka1978hydrocarbon"
}

Le bassin de Cooper est un bassin intracratonique complexe contenant une succession Permien-Trias qui est recouverte de manière discordante par des sédiments Jurassique-Crétacé du bassin d'Eromanga. Des roches mères riches en inertinite abondantes dans la séquence des gisements de charbon du Permien ont fourni environ 3 TCF de gaz récupérable et 300 millions de barils de gaz naturel liquéfié et de pétrole récupérables trouvés à ce jour dans les grès du Permien. Des roches mères humiques localement développées, riches en vitrinite et en exinite, dans la section du Jurassique au Crétacé inférieur ont, conjointement avec les roches mères du Permien, contribué à un supplément de 60 millions de barils de pétrole récupérable trouvé dans les grès fluviaux du Jurassique-Crétacé. Les tendances de maturité varient à travers le bassin en réponse à une histoire thermique complexe, résultant en un gradient géothermique actuel qui varie de 3,0°C/100 m à 6,0°C/100 m. Les roches mères du Permien sont généralement matures à postmatures pour la génération de pétrole, et des cuisines propices au pétrole/gaz condensé et au gaz sec existent dans des dépressions sédimentaires séparées. Les roches mères du Jurassique varient généralement de l'immature à la mature mais sont postmatures dans la dépression centrale de Nappamerri. La dépression de Nappamerri est considérée comme ayant été la cuisine pétrolière jurassique la plus productive en raison du caractère mature des crues trouvées dans les réservoirs jurassiques autour de ses flancs. En dehors de la dépression centrale de Nappamerri, les études de modélisation de la maturation montrent que la plupart de la génération d'hydrocarbures a suivi un affaissement rapide pendant le Cenomanien. La plupart des structures perméennes syndépositionnelles sont favorablement situées en temps et en espace pour recevoir cette charge d'hydrocarbures. Les structures formées tardivement (Miocène-Tertiaire supérieur) sont moins favorablement situées et sont rarement remplies jusqu'au point de débordement. Les fortes teneurs en CO2 du gaz du Permien (jusqu'à 50 %) peuvent être liées à la maturation des roches mères humiques du Permien et à la dégradation thermique des crues du Permien. Cependant, le fort δ13C du CO2 (moy. −6,9 %) suggère un certain mélange avec du CO2 dérivé de la décomposition thermique des carbonates à la fois dans la séquence prospective et dans le socle économique.

@article{kantsler1983hydrocarbon,
    author = "Kantsler, A. J. et Prudence, T. J. C. et Cook, A. C. et Zwigulis, M.",
    title = "HABITAT DES HYDROCARBURES DU BASSIN DE COOPER/EROMANGA, AUSTRALIE",
    year = "1983",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Le bassin de Cooper est un bassin intracratonique complexe contenant une succession Permien-Trias qui est recouverte de manière discordante par des sédiments Jurassique-Crétacé du bassin d'Eromanga. Des roches mères riches en inertinite abondantes dans la séquence des gisements de charbon du Permien ont fourni environ 3 TCF de gaz récupérable et 300 millions de barils de gaz naturel liquéfié et de pétrole récupérables trouvés à ce jour dans les grès du Permien. Des roches mères humiques localement développées, riches en vitrinite et en exinite, dans la section du Jurassique au Crétacé inférieur ont, conjointement avec les roches mères du Permien, contribué à un supplément de 60 millions de barils de pétrole récupérable trouvé dans les grès fluviaux du Jurassique-Crétacé. Les tendances de maturité varient à travers le bassin en réponse à une histoire thermique complexe, résultant en un gradient géothermique actuel qui varie de 3,0°C/100 m à 6,0°C/100 m. Les roches mères du Permien sont généralement matures à postmatures pour la génération de pétrole, et des cuisines propices au pétrole/gaz condensé et au gaz sec existent dans des dépressions sédimentaires séparées. Les roches mères du Jurassique varient généralement de l'immature à la mature mais sont postmatures dans la dépression centrale de Nappamerri. La dépression de Nappamerri est considérée comme ayant été la cuisine pétrolière jurassique la plus productive en raison du caractère mature des crues trouvées dans les réservoirs jurassiques autour de ses flancs. En dehors de la dépression centrale de Nappamerri, les études de modélisation de la maturation montrent que la plupart de la génération d'hydrocarbures a suivi un affaissement rapide pendant le Cenomanien. La plupart des structures perméennes syndépositionnelles sont favorablement situées en temps et en espace pour recevoir cette charge d'hydrocarbures. Les structures formées tardivement (Miocène-Tertiaire supérieur) sont moins favorablement situées et sont rarement remplies jusqu'au point de débordement. Les fortes teneurs en CO2 du gaz du Permien (jusqu'à 50 %) peuvent être liées à la maturation des roches mères humiques du Permien et à la dégradation thermique des crues du Permien. Cependant, le fort δ13C du CO2 (moy. −6,9 %) suggère un certain mélange avec du CO2 dérivé de la décomposition thermique des carbonates à la fois dans la séquence prospective et dans le socle économique.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj82008",
    doi = "10.1071/aj82008",
    number = "1",
    openalex = "W4238310343",
    pages = "75-92",
    volume = "23"
}

@incollection{kantsler1984hydrocarbon,
    author = "Kantsler, A.J. et Prudence, T.J.C. et Cook, A. C. et Zwigulis, M.",
    title = "Hydrocarbon Habitat of the Cooper/Eromanga Basin, Australia",
    year = "1984",
    booktitle = "Petroleum Geochemistry and Basin Evaluation",
    url = "https://doi.org/10.1306/m35439c21",
    doi = "10.1306/m35439c21",
    openalex = "W1549239232"
}

RÉSUMÉ Contrairement à la croyance conventionnelle selon laquelle le charbon humique génère principalement du gaz, 3 milliards de barils de pétrole récupérable ont été découverts dans la succession charbonneuse humique du groupe fluviodeltaïque de Latrobe (Crétacé supérieur-Tertiaire) qui sert à la fois de réservoir et de source pour les hydrocarbures dans le bassin offshore de Gippsland du sud-est de l'Australie. Les preuves de la génération d'hydrocarbures liquides à partir de la succession charbonneuse incluent : (1) la similitude de la distribution des n-alcanes dans le pétrole et dans les extraits de charbon ; (2) une teneur élevée en cire dans le pétrole (jusqu'à 27 % en poids) ; (3) un rapport élevé de pristane/phytane dans le pétrole (5-6) ; et (4) la dominance des stéranes C29 dans le pétrole. Dans le bassin de Gippsland, des forêts pluvieuses conifères dominées par la végétation de kauri ont prospéré dans un environnement de tourbière surélevée. Le climat tempéré actuel et la végétation de kauri de la Nouvelle-Zélande sont considérés comme l'analogie moderne du bassin de Gippsland. La végétation conifère a fourni de grandes quantités de macéraux exinites riches en hydrogène, tels que la cutinite et la résinite, avec un potentiel de génération de pétrole. Les conditions de forte précipitation, de niveau élevé des eaux souterraines, de faible teneur en oxygène, d'acidité élevée et de faible nutriments d'un environnement de tourbière surélevée étaient propices à la préservation de la matière organique. Une comparaison des chromatogrammes en gaz des pétroles du bassin de Gippsland avec les chromatogrammes en gaz des pétroles générés par pyrolyse hydrique en laboratoire à partir des roches mères immatures suggère que la fraction paraffinique du pétrole provenait du charbon, et la fraction naphténique provenait principalement de la résine.

@article{doi101306ad462bc316f711d78645000102c1865d,
    author = "Shanmugam, G.",
    title = "Importance des forêts pluvieuses conifères et de la matière organique associée pour la génération de quantités commerciales de pétrole, bassin de Gippsland, Australie1",
    year = "1985",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RÉSUMÉ Contrairement à la croyance conventionnelle selon laquelle le charbon humique génère principalement du gaz, 3 milliards de barils de pétrole récupérable ont été découverts dans la succession charbonneuse humique du groupe fluviodeltaïque de Latrobe (Crétacé supérieur-Tertiaire) qui sert à la fois de réservoir et de source pour les hydrocarbures dans le bassin offshore de Gippsland du sud-est de l'Australie. Les preuves de la génération d'hydrocarbures liquides à partir de la succession charbonneuse incluent : (1) la similitude de la distribution des n-alcanes dans le pétrole et dans les extraits de charbon ; (2) une teneur élevée en cire dans le pétrole (jusqu'à 27 % en poids) ; (3) un rapport élevé de pristane/phytane dans le pétrole (5-6) ; et (4) la dominance des stéranes C29 dans le pétrole. Dans le bassin de Gippsland, des forêts pluvieuses conifères dominées par la végétation de kauri ont prospéré dans un environnement de tourbière surélevée. Le climat tempéré actuel et la végétation de kauri de la Nouvelle-Zélande sont considérés comme l'analogie moderne du bassin de Gippsland. La végétation conifère a fourni de grandes quantités de macéraux exinites riches en hydrogène, tels que la cutinite et la résinite, avec un potentiel de génération de pétrole. Les conditions de forte précipitation, de niveau élevé des eaux souterraines, de faible teneur en oxygène, d'acidité élevée et de faible nutriments d'un environnement de tourbière surélevée étaient propices à la préservation de la matière organique. Une comparaison des chromatogrammes en gaz des pétroles du bassin de Gippsland avec les chromatogrammes en gaz des pétroles générés par pyrolyse hydrique en laboratoire à partir des roches mères immatures suggère que la fraction paraffinique du pétrole provenait du charbon, et la fraction naphténique provenait principalement de la résine.",
    url = "https://doi.org/10.1306/ad462bc3-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/ad462bc3-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2021207480",
    references = "doi1010160016703769900404, doi1010160016703779902576, doi1010160031018282900840, doi1010160031018284900373, doi101071aj70012, doi101126science2034383897, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi10130683d91f5116c711d78645000102c1865d, doi1023072257999, doi102973dsdpproc291171975, doi104319lo19671210079, hocking1972geologic, openalexw1558677347, openalexw296468733, openalexw364087571, shibaoka1978hydrocarbon"
}

@article{jbwillcox1990deep,
    author = "J. B. Willcox, J. B. Colwell, P. E.",
    title = "Structure profonde du bassin de Gippsland, Australie : Implications pour l'exploration des hydrocarbures : RÉSUMÉ",
    year = "1990",
    journal = "Bulletin AAPG",
    url = "https://doi.org/10.1306/44b4c04e-170a-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/44b4c04e-170a-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2328694126",
    volume = "74"
}

PARTIE 1 : LES FONDATIONS DES BASINS SÉDIMENTAIRES :. Chapitre 1 Bassins dans leur environnement tectonique des plaques. Résumé. 1.1 Zonation compositionnelle de la Terre. 1.2 Zonation rhéologique de la Terre. 1.3 Mouvement des plaques. 1.4 Schémas de classification des bassins sédimentaires. Chapitre 2 L'état physique de la lithosphère. Résumé. 2.1 Contraintes et déformations. 2.2 Flux de chaleur : conduction et convection. 2.3 Gravité et isostasie. 2.4 Rhéologie des roches. PARTIE 2 : LA MÉCANIQUE DE LA FORMATION DES BASINS SÉDIMENTAIRES :. Chapitre 3 Bassins dus à l'étirement de la lithosphère. Résumé. 3.1 Introduction aux rifts, aux rifts avortés et aux marges continentales passives. 3.2 Observations géologiques et géophysiques dans les régions d'extension continentale. 3.3 Introduction aux modèles d'extension continentale. 3.4 Étirement uniforme de la lithosphère continentale. 3.5 Modifications du modèle d'étirement uniforme. 3.6 Une approche dynamique de l'extension lithosphérique. 3.7 Plumes mantelliques et activité ignée associées à l'extension continentale. 3.8 Estimation du facteur d'étirement et de l'historique du taux de déformation. Chapitre 4 Bassins dus à la flexion. Résumé. 4.1 Observations de base dans les régions de flexion lithosphérique. 4.2 Flexion de la lithosphère : géométrie de la déflexion. 4.3 Rigidité flexurale de la lithosphère océanique et continentale. 4.4 Flambage lithosphérique. 4.5 La dynamique des wedges orogéniques. 4.6 La modélisation des bassins de foreland. Chapitre 5 Effets de la dynamique mantellique. Résumé. 5.1 Fondements et observations. 5.2 Topographie dynamique. Chapitre 6 Bassins associés à la déformation de glissement latéral. Résumé. 6.1 Aperçu. 6.2 Le motif structural des systèmes de failles de glissement latéral. 6.3 Bassins dans les zones de glissement latéral. PARTIE 3 LE COMBLANT SÉDIMENTAIRE DU BASSIN :. Chapitre 7 Le système de routage sédimentaire. Résumé. 7.1 Introduction. 7.2 Altération. 7.3 Rendements en sédiments terrestres et en solutés. 7.4 Mesures des taux d'érosion. 7.5 Le fonctionnement des systèmes de routage sédimentaire. Chapitre 8 Stratigraphie des bassins. Résumé. 8.1 Un aperçu sur la stratigraphie des processus. 8.2 Cycles stratigraphiques : définition et reconnaissance. 8.3 Mécanismes moteurs des motifs stratigraphiques. 8.4 Simulation numérique de la stratigraphie. 8.5 Systèmes de dépôt. 8.6 Relation entre le style de dépôt et le contexte du bassin. Chapitre 9 Subsidence et histoire thermique. Résumé. 9.1 Introduction à l'analyse de « géohistoire ». 9.2 Perte de porosité lors de la subsidence du bassin. 9.3 Histoire de la subsidence et backstripping. 9.4 Introduction à l'histoire thermique. 9.5 Théorie : l'équation d'Arrhenius et les indices de maturation. 9.6 Facteurs influençant les températures et les paléotempératures dans les bassins sédimentaires. 9.7 Mesures de la maturité thermique dans les bassins sédimentaires. 9.8 Application des mesures de maturité thermique. 9.9 Signatures géothermiques et paléogéothermiques des types de bassins. PARTIE 4 APPLICATION À L'ÉVALUATION DES PLAYS PÉTROLIFÈRES :. Chapitre 10 Le play pétrolifère. Résumé. 10.1 De l'analyse du bassin au concept de play. 10.2 Le système pétrolifère et le concept de play. 10.3 Le système de charge pétrolifère. 10.4 Le réservoir. 10.5 Le toit de confinement régional. 10.6 Le piège. Références. Index

@book{openalexw1980909228,
    author = "Allen, Philip A. and Allen, J.R.L.",
    title = "Analyse des bassins : Principes et applications",
    year = "1990",
    abstract = "PART 1: LES FONDATIONS DES BASSINS SÉDIMENTAIRES:. Chapitre 1 Bassins dans leur environnement tectonique de plaque. Résumé. 1.1 Zonation compositionnelle de la Terre. 1.2 Zonation rhéologique de la Terre. 1.3 Mouvement des plaques. 1.4 Schémas de classification des bassins sédimentaires. Chapitre 2 L'état physique de la lithosphère. Résumé. 2.1 Contraintes et déformations. 2.2 Flux de chaleur : conduction et convection. 2.3 Gravité et isostasie. 2.4 Rhéologie des roches. PART 2: LA MÉCANIQUE DE LA FORMATION DES BASSINS SÉDIMENTAIRES:. Chapitre 3 Bassins dus à l'étirement de la lithosphère. Résumé. 3.1 Introduction aux rifts, aux rifts avortés et aux marges continentales passives. 3.2 Observations géologiques et géophysiques dans les régions d'extension continentale. 3.3 Introduction aux modèles d'extension continentale. 3.4 Étirement uniforme de la lithosphère continentale. 3.5 Modifications du modèle d'étirement uniforme. 3.6 Une approche dynamique de l'extension lithosphérique. 3.7 Plumes mantelliques et activité ignée associées à l'extension continentale. 3.8 Estimation du facteur d'étirement et de l'historique du taux de déformation. Chapitre 4 Bassins dus à la flexion. Résumé. 4.1 Observations de base dans les régions de flexion lithosphérique. 4.2 Flexion de la lithosphère : géométrie de la déviation. 4.3 Rigidité flexurale de la lithosphère océanique et continentale. 4.4 Flambage lithosphérique. 4.5 La dynamique des wedges orogéniques. 4.6 La modélisation des bassins de foreland. Chapitre 5 Effets de la dynamique mantellique. Résumé. 5.1 Fondements et observations. 5.2 Topographie dynamique. Chapitre 6 Bassins associés à la déformation de cisaillement. Résumé. 6.1 Aperçu. 6.2 Le motif structural des systèmes de failles de cisaillement. 6.3 Bassins dans les zones de cisaillement. PART 3 LE COMBLANT DES BASSINS SÉDIMENTAIRES:. Chapitre 7 Le système de routage sédimentaire. Résumé. 7.1 Introduction. 7.2 Altération. 7.3 Rendements de sédiments terrestres et de solutés. 7.4 Mesures des taux d'érosion. 7.5 Le fonctionnement des systèmes de routage sédimentaire. Chapitre 8 Stratigraphie des bassins. Résumé. 8.1 Un aperçu sur la stratigraphie des processus. 8.2 Cycles stratigraphiques : définition et reconnaissance. 8.3 Mécanismes moteurs des motifs stratigraphiques. 8.4 Simulation numérique de la stratigraphie. 8.5 Systèmes de dépôt. 8.6 Relation entre le style de dépôt et le contexte du bassin. Chapitre 9 Subsidence et histoire thermique. Résumé. 9.1 Introduction à l'analyse de 'géohistoire'. 9.2 Perte de porosité lors de la subsidence du bassin. 9.3 Histoire de la subsidence et backstripping. 9.4 Introduction à l'histoire thermique. 9.5 Théorie : l'équation d'Arrhenius et les indices de maturation. 9.6 Facteurs influençant les températures et les paléotempératures dans les bassins sédimentaires. 9.7 Mesures de la maturité thermique dans les bassins sédimentaires. 9.8 Application des mesures de maturité thermique. 9.9 Signatures géothermiques et paléogéothermiques des types de bassins. PART 4 APPLICATION À L'ÉVALUATION DES PLAYS PÉTROLIFÈRES:. Chapitre 10 Le play pétrolifère. Résumé. 10.1 De l'analyse des bassins au concept de play. 10.2 Le système pétrolifère et le concept de play. 10.3 Le système de charge pétrolifère. 10.4 Le réservoir. 10.5 Le toit de confinement régional. 10.6 Le piège. Références. Index",
    openalex = "W1980909228"
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@incollection{crossref1991evaporite,
    title = "Analyse des bassins évaporitiques",
    year = "1991",
    booktitle = "Dépôts minéraux sédimentaires et diagenétiques",
    url = "https://doi.org/10.5382/rev.05.12",
    doi = "10.5382/rev.05.12",
    pages = "159-169"
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La géochimie des biomarqueurs, la modélisation de la maturation et l'analyse des voies de migration ont été utilisées dans une nouvelle analyse intégrée du bassin de Gippsland. L'analyse a abouti à l'élaboration d'un modèle prédictif pour la charge en hydrocarbures et le rapport pétrole contre gaz. L'étude a été menée en 4 parties : géochimie analytique, cartographie de la distribution des sources, modélisation de la maturation et analyse des voies de migration. De nouvelles études géochimiques de biomarqueurs confirment une source non marine pour les pétroles, mais placent la génération maximale de pétrole dans la partie supérieure de la fenêtre pétrolière traditionnelle. Le gaz dans le bassin provient principalement de roches mères surmatures. Les charbons ont été reconnus comme contribuant significativement à la génération de pétrole. L'épaisseur et la distribution des roches mères pour l'ensemble du bassin ont été cartographiées à l'aide de techniques analytiques plus l'analyse de logs de puits, couplées à la cartographie structurale sismique et à l'analyse des faciès. Les roches mères les plus propices au pétrole ont été trouvées situées dans l'environnement de dépôt de la plaine côtière inférieure. Des extrapolations ont été nécessaires pour les roches plus anciennes, en utilisant des modèles stratigraphiques. La modélisation de la maturation de puits et synclinaux sélectionnés a été réalisée et un modèle global du bassin a été construit. Les rendements post-structuraux de pétrole et de gaz ont également été dérivés. Un résultat clé a été l'absence de génération de gaz surmature post-structurale dans la partie sud-est du bassin propice au pétrole, en raison de hautes paléo-températures associées à un rift antérieur. L'analyse des voies de migration actuelles et paléomigratoires a donné une excellente correspondance entre les rapports pétrole contre gaz prédits et les découvertes, tant géographiquement que stratigraphiquement. L'outil est maintenant utilisé en mode prédictif pour évaluer la prospectivité du bassin.

@article{moore1992integrated,
    author = "Moore, P. S. et Burns, B. J. et Emmett, J. K. et Guthrie, D. A.",
    title = "INTEGRATED SOURCE, MATURATION AND MIGRATION ANALYSIS, GIPPSLAND BASIN, AUSTRALIA",
    year = "1992",
    journal = "The APEA Journal",
    abstract = "La géochimie des biomarqueurs, la modélisation de la maturation et l'analyse des voies de migration ont été utilisées dans une nouvelle analyse intégrée du bassin de Gippsland. L'analyse a abouti à l'élaboration d'un modèle prédictif pour la charge en hydrocarbures et le rapport pétrole contre gaz. L'étude a été menée en 4 parties : géochimie analytique, cartographie de la distribution des sources, modélisation de la maturation et analyse des voies de migration. De nouvelles études géochimiques de biomarqueurs confirment une source non marine pour les pétroles, mais placent la génération maximale de pétrole dans la partie supérieure de la fenêtre pétrolière traditionnelle. Le gaz dans le bassin provient principalement de roches mères surmatures. Les charbons ont été reconnus comme contribuant significativement à la génération de pétrole. L'épaisseur et la distribution des roches mères pour l'ensemble du bassin ont été cartographiées à l'aide de techniques analytiques plus l'analyse de logs de puits, couplées à la cartographie structurale sismique et à l'analyse des faciès. Les roches mères les plus propices au pétrole ont été trouvées situées dans l'environnement de dépôt de la plaine côtière inférieure. Des extrapolations ont été nécessaires pour les roches plus anciennes, en utilisant des modèles stratigraphiques. La modélisation de la maturation de puits et synclinaux sélectionnés a été réalisée et un modèle global du bassin a été construit. Les rendements post-structuraux de pétrole et de gaz ont également été dérivés. Un résultat clé a été l'absence de génération de gaz surmature post-structurale dans la partie sud-est du bassin propice au pétrole, en raison de hautes paléo-températures associées à un rift antérieur. L'analyse des voies de migration actuelles et paléomigratoires a donné une excellente correspondance entre les rapports pétrole contre gaz prédits et les découvertes, tant géographiquement que stratigraphiquement. L'outil est maintenant utilisé en mode prédictif pour évaluer la prospectivité du bassin.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj91025",
    doi = "10.1071/aj91025",
    number = "1",
    openalex = "W2745579435",
    pages = "313-324",
    volume = "32"
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@book{crossref1993computerized,
    title = "Analyse de bassin informatisée",
    year = "1993",
    booktitle = "Applications informatiques dans les sciences de la Terre",
    url = "https://doi.org/10.1007/978-1-4615-2826-5",
    doi = "10.1007/978-1-4615-2826-5"
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@incollection{armentrout1999sedimentary,
    author = "Armentrout, John M.",
    title = "Analyse des bassins sédimentaires",
    year = "1999",
    booktitle = "Exploration des pièges pétroliers et gaziers",
    url = "https://doi.org/10.1306/trhbk624c4",
    doi = "10.1306/trhbk624c4"
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Le Groupe de Strzelecki englobe des sédiments fluviaux du Berriasien à l'Albien, déposés dans le bassin de Gippsland lors du rift initial entre l'Australie et l'Antarctique. Les strates néocomiennes du Groupe de Strzelecki le plus bas sont attribuées au Sous-groupe de la rivière Tyers (exposé dans la région de Tyers) et à l'Arkose de Rhyll (exposé sur l'île Phillip et la péninsule de Mornington). Le Sous-groupe de la rivière Tyers englobe deux formations : le Conglomérat de Tyers et la Formation de Rintoul Creek. Cette dernière est subdivisée en Membres de Locmany et d'Exalt. Dix faciès sédimentaires fluviaux sont identifiés dans le Groupe de Strzelecki le plus bas : deux faciès graveleux ; quatre faciès sableux ; et quatre faciès de roches argileuses. Les associations de ces faciès indiquent : (i) la prédominance de milieux de rivières à méandres graveleux et de cônes alluviaux lors du dépôt du Conglomérat de Tyers ; (ii) des systèmes fluviaux plus lents, sableux, à méandres ou à méandres lors de la sédimentation du Membre de Locmany ; et (iii) un retour à des milieux de rivières à méandres sableux actifs pour le dépôt du Membre d'Exalt. Le Conglomérat de Tyers et l'Arkose de Rhyll reposent sur une surface érosive irrégulière incisée dans les roches paléozoïques de la ceinture de plis de Lachlan. La formation de Rintoul Creek surmontante englobe des sédiments plus matures où les associations de lithofaciès ont varié selon les changements du niveau de base, les variations des taux de subsidence et/ou le soulèvement tectonique des terranes sources de sédiments principaux au nord-ouest.

@article{doi101046j14400952199900757x,
    author = "Tosolini, Anne-Marie P. et McLoughlin, Stephen et Drinnan, Andrew N.",
    title = "Stratigraphie et faciès sédimentaires fluviaux du Groupe néocomien inférieur de Strzelecki, bassin de Gippsland, Victoria",
    year = "1999",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Le Groupe de Strzelecki englobe des sédiments fluviaux du Berriasien à l'Albien, déposés dans le bassin de Gippsland lors du rift initial entre l'Australie et l'Antarctique. Les strates néocomiennes du Groupe de Strzelecki le plus bas sont attribuées au Sous-groupe de la rivière Tyers (exposé dans la région de Tyers) et à l'Arkose de Rhyll (exposé sur l'île Phillip et la péninsule de Mornington). Le Sous-groupe de la rivière Tyers englobe deux formations : le Conglomérat de Tyers et la Formation de Rintoul Creek. Cette dernière est subdivisée en Membres de Locmany et d'Exalt. Dix faciès sédimentaires fluviaux sont identifiés dans le Groupe de Strzelecki le plus bas : deux faciès graveleux ; quatre faciès sableux ; et quatre faciès de roches argileuses. Les associations de ces faciès indiquent : (i) la prédominance de milieux de rivières à méandres graveleux et de cônes alluviaux lors du dépôt du Conglomérat de Tyers ; (ii) des systèmes fluviaux plus lents, sableux, à méandres ou à méandres lors de la sédimentation du Membre de Locmany ; et (iii) un retour à des milieux de rivières à méandres sableux actifs pour le dépôt du Membre d'Exalt. Le Conglomérat de Tyers et l'Arkose de Rhyll reposent sur une surface érosive irrégulière incisée dans les roches paléozoïques de la ceinture de plis de Lachlan. La formation de Rintoul Creek surmontante englobe des sédiments plus matures où les associations de lithofaciès ont varié selon les changements du niveau de base, les variations des taux de subsidence et/ou le soulèvement tectonique des terranes sources de sédiments principaux au nord-ouest.",
    url = "https://doi.org/10.1046/j.1440-0952.1999.00757.x",
    doi = "10.1046/j.1440-0952.1999.00757.x",
    openalex = "W2012848802",
    references = "doi101071aj70012"
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Après 35 ans d'exploration et de développement fructueux, le bassin de Gippsland est perçu comme un bassin mature. Plusieurs gisements de classe mondiale ont produit 3,6 milliards (109) BBL (569 GL) de pétrole et 5,2 TCF (148 Gm3) de gaz. Sans découvertes supplémentaires, il est prévu que la production subisse une baisse significative au cours de la prochaine décennie. Cependant, le bassin de Gippsland reste relativement sous-exploité par rapport à d'autres provinces pétrolières prolifiques. De vastes zones n'ont pas encore été forées, en particulier dans la partie en eau profonde de l'est du bassin. Ici, une interprétation de nouveaux jeux de données aéromagnétiques régionaux et sismiques en eau profonde, acquises grâce à des initiatives gouvernementales étatiques et fédérales, ainsi que des études de modélisation stratigraphique, sédimentologique et de maturation des roches mères, ont été utilisées pour délimiter des systèmes pétroliers potentiels. Dans les blocs en eau profonde actuellement annoncés, huit tendances de pièges structuraux sont présentes, chacune présentant une gamme de types de réservoirs et un potentiel considérable pour le pétrole et le gaz. Ceux-ci incluent des réservoirs de creusement de chenaux majeurs, des structures anticlinales soulevées et effondrées contenant des séquences de grès et d'argiles marins (analogues en eau profonde des gisements Marlin et Turrum), ainsi que de grands horsts de socle drapés par des argiles marines. L'étude a délimité une association facies étendue de marine près des côtes, de plaine côtière inférieure et deltaïque dans le sous-groupe Golden Beach. Ces strates du Crétacé supérieur sont comparables à des facies similaires des siliciclastiques du Latrobe du Tertiaire et étendent la distribution potentielle des roches mères au-delà de celle des évaluations précédentes. Dans la partie occidentale des blocs, le recouvrement est suffisamment épais pour entraîner la génération et l'expulsion d'hydrocarbures. Les strates au-dessus de vastes zones de la cuisine des roches mères plongent généralement vers le nord et l'ouest, favorisant la migration plus loin vers les zones annoncées. Une grande partie de la zone en eau profonde du bassin partage ainsi la stratigraphie plus profonde et l'histoire favorable de subsidence des zones productrices en eau peu profonde. Les efforts futurs d'exploration et de production seront cependant confrontés aux profondeurs d'eau de 200–2500 m et aux gradients bathymétriques locaux raides, qui affectent la conversion de la profondeur des prospectifs et la faisabilité des projets de développement en cas d'exploration réussie.

@article{bernecker2001hydrocarbon,
    author = "Bernecker, T. et Woollands, M.A. et Wong, D. et Moore, D.H. et Smith, M.A.",
    title = "PROSPECTIVITÉ EN HYDROCARBURES DU BASIN DE GIPPSLAND EN EAU PROFONDE, VICTORIA, AUSTRALIE",
    year = "2001",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Après 35 ans d'exploration et de développement fructueux, le bassin de Gippsland est perçu comme un bassin mature. Plusieurs gisements de classe mondiale ont produit 3,6 milliards (109) BBL (569 GL) de pétrole et 5,2 TCF (148 Gm3) de gaz. Sans découvertes supplémentaires, il est prévu que la production subisse une baisse significative au cours de la prochaine décennie. Cependant, le bassin de Gippsland reste relativement sous-exploité par rapport à d'autres provinces pétrolières prolifiques. De vastes zones n'ont pas encore été forées, en particulier dans la partie en eau profonde de l'est du bassin. Ici, une interprétation de nouveaux jeux de données aéromagnétiques régionaux et sismiques en eau profonde, acquises grâce à des initiatives gouvernementales étatiques et fédérales, ainsi que des études de modélisation stratigraphique, sédimentologique et de maturation des roches mères, ont été utilisées pour délimiter des systèmes pétroliers potentiels. Dans les blocs en eau profonde actuellement annoncés, huit tendances de pièges structuraux sont présentes, chacune présentant une gamme de types de réservoirs et un potentiel considérable pour le pétrole et le gaz. Ceux-ci incluent des réservoirs de creusement de chenaux majeurs, des structures anticlinales soulevées et effondrées contenant des séquences de grès et d'argiles marins (analogues en eau profonde des gisements Marlin et Turrum), ainsi que de grands horsts de socle drapés par des argiles marines. L'étude a délimité une association facies étendue de marine près des côtes, de plaine côtière inférieure et deltaïque dans le sous-groupe Golden Beach. Ces strates du Crétacé supérieur sont comparables à des facies similaires des siliciclastiques du Latrobe du Tertiaire et étendent la distribution potentielle des roches mères au-delà de celle des évaluations précédentes. Dans la partie occidentale des blocs, le recouvrement est suffisamment épais pour entraîner la génération et l'expulsion d'hydrocarbures. Les strates au-dessus de vastes zones de la cuisine des roches mères plongent généralement vers le nord et l'ouest, favorisant la migration plus loin vers les zones annoncées. Une grande partie de la zone en eau profonde du bassin partage ainsi la stratigraphie plus profonde et l'histoire favorable de subsidence des zones productrices en eau peu profonde. Les efforts futurs d'exploration et de production seront cependant confrontés aux profondeurs d'eau de 200–2500 m et aux gradients bathymétriques locaux raides, qui affectent la conversion de la profondeur des prospectifs et la faisabilité des projets de développement en cas d'exploration réussie.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj00005",
    doi = "10.1071/aj00005",
    number = "1",
    openalex = "W2738745763",
    pages = "91-113",
    volume = "41"
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@misc{crossref2003basin,
    title = "Analyse des bassins",
    year = "2003",
    booktitle = "Principes de la stratigraphie",
    url = "https://doi.org/10.1002/9780470694015.ch8",
    doi = "10.1002/9780470694015.ch8",
    pages = "171-185"
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Les sédiments du Pliocène et du Pléistocène de la plate-forme de Gippsland sont dominés par des carbonates mélangés et des siliciclastiques. À partir d'une étude stratigraphique détaillée qui combine des techniques de géologie marine conventionnelles avec des images magnétiques, l'histoire tectonique et eustatique du Néogène supérieur peut être interprétée et corrélée à la section continentale. Les analyses stratigraphiques de huit forages de fondation de champs pétroliers et gaziers forés jusqu'à 150 m sous le fond marin ont révélé trois types de faciès principaux : (i) le Faciès A est un calcaire et un marne calcaire à grain fin plus de 50 m sous le fond marin, d'âge Pliocène supérieur (zones de nannofossiles CN11–12) ; (ii) le Faciès B est un sable quartz-carbonate à galets fins et grossiers qui se trouve à 10–50 m sous le fond marin sur la plate-forme interne, passant progressivement au Faciès A dans les puits de la plate-forme externe, et est d'âge Pléistocène inférieur-moyen (sous-zones de nannofossiles CN13a-14b : env. 1,95–0,26 Ma) ; et (iii) des horizons discontinus du Faciès C composés de sable fin de quartz carbonacé et micacique pauvre en carbonates se trouvant à 10–50 m sous le fond marin. Les foraminifères benthiques rares du Faciès C sont des formes de plate-forme interne ou de Gippsland (euryhalines) de type lacs. Les sables du Holocène dominent les 1,5–2,5 m supérieurs de la plate-forme de Gippsland et recouvrent disconformément des calcaires cimentés avec dissolution d'aragonite, indiquant une exposition précédente aux eaux météoriques. La datation par nannofossiles des calcaires indique des âges situés dans la sous-zone CN14b (datée entre env. 0,26 et 0,47 Ma). L'imagerie magnétique aéroportée sur la plate-forme de Gippsland et sur la terre ferme fournit des détails sur les canaux paléofluviaux magnétiques enfouis et les systèmes de barrières. Les systèmes fluviaux s'orientent du sud-sud-est depuis les rivières Snowy, Tambo, Mitchell, Avon, Macalister et Latrobe à travers la plate-forme. Les levés sismiques à sparker montrent les canaux paléofluviaux magnétiques comme des « taches » sismiques à 20–40 m sous le fond marin. Ils semblent correspondre aux lentilles du Faciès C (c'est-à-dire sont des caractéristiques du Pléistocène inférieur à moyen). Les systèmes paléobarrières magnétiques s'orientant du sud-sud-ouest sur la plate-forme interne et sur la terre ferme sous les lacs de Gippsland sont orientés à 15° différemment de la tendance moderne de la barrière de Ninety Mile Beach. En mer, ils se corrèlent stratigraphiquement à des packages de progradation du Faciès B. L'analyse des données de forage dans les lacs de Gippsland continentaux adjacents suggère qu'une séquence de barrière du Pliocène à 100–120 m sous la surface est recouverte par des faciès de sable-gravier fluvial et de boue lacustre. Les lits de grès ferrugineux ressemblent au Faciès C en mer et sont situés là où se trouvent des systèmes de canaux paléofluviaux magnétiques, impliquant des âges du Pléistocène inférieur à moyen. La présence de la bivalve estuarienne Anadara trapezia dans le faciès de boue lacustre supérieur suggère que les barrières de type lacs de Gippsland/Ninety Mile Beach se sont développées au cours des 0,2 million d'années derniers. Plus à l'intérieur des terres, les canaux fluviaux magnétiques qui traversent des structures soulevées actuelles, telles que l'anticlinal de Baragwanath, suggèrent que le soulèvement continental de Gippsland a continué jusqu'au Pléistocène moyen.

@article{doi101046j14400952200301004x,
    author = "Holdgate, G. R. and Wallace, Malcolm W. and Gallagher, Stephen J. and Smith, Andrew J. and Keene, J. B. and Moore, D. H. and Shafik, Samir",
    title = "Tectonique et eustasie plio-pléistocène dans le bassin de Gippsland, sud-est de l'Australie : Preuves issues d'imagerie magnétique et de données géologiques marines",
    year = "2003",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Les sédiments pliocènes et pléistocènes de la plate-forme de Gippsland sont dominés par des carbonates et des siliciclastiques mélangés. À partir d'une étude stratigraphique détaillée qui combine des techniques de géologie marine conventionnelles avec l'imagerie magnétique, l'histoire tectonique et eustatique du Néogène tardif peut être interprétée et corrélée à la section terrestre. Les analyses stratigraphiques de huit forages de fondation de champs pétroliers et gaziers forés jusqu'à 150 m sous le fond marin ont révélé trois types de faciès principaux : (i) le Faciès A est un calcaire et un marne calcaire à grain fin plus profonds que 50 m sous le fond marin, d'âge pliocène tardif (zones de nannofossiles CN11–12) ; (ii) le Faciès B est un sable quartz-carbonate à galets fins et grossiers qui se trouve à 10–50 m sous le fond marin sur la plate-forme interne, passant progressivement dans le Faciès A dans les puits de la plate-forme externe, et est d'âge pléistocène ancien à moyen (sous-zones de nannofossiles CN13a-14b : environ 1,95–0,26 Ma) ; et (iii) des horizons discontinus du Faciès C composés de sable fin de quartz carbonacé et micacique pauvre en carbonates se trouvant à 10–50 m sous le fond marin. Les foraminifères benthiques rares dans le Faciès C sont des formes de plate-forme interne ou de lacs de Gippsland (euryhalines). Les sables holocènes dominent les 1,5–2,5 m supérieurs de la plate-forme de Gippsland et recouvrent discordamment des calcaires cimentés avec dissolution d'aragonite, indiquant une exposition précédente aux eaux météoriques. La datation par nannofossiles des calcaires indique des âges dans la sous-zone CN14b (datée entre environ 0,26 et 0,47 Ma). L'imagerie magnétique aéroportée sur la plate-forme de Gippsland et sur la terre ferme fournit des détails sur les canaux paléofluviaux enfouis et les systèmes de barrières. Les systèmes fluviaux s'étendent du sud-sud-est depuis les rivières Snowy, Tambo, Mitchell, Avon, Macalister et Latrobe à travers la plate-forme. Les levés sismiques par sparker montrent les canaux paléofluviaux magnétiques comme des « taches » sismiques à 20–40 m sous le fond marin. Ils semblent correspondre aux lentilles du Faciès C (c'est-à-dire sont des caractéristiques pléistocènes anciennes à moyennes). Les systèmes paléobarrières magnétiques s'étendant du sud-sud-ouest sur la plate-forme interne et sur la terre ferme sous les lacs de Gippsland sont orientés à 15° différemment de la tendance moderne de la barrière de Ninety Mile Beach. Hors côte, ils se corrèlent stratigraphiquement à des packages de progradation du Faciès B. L'analyse des données de forage dans les lacs de Gippsland adjacents sur la terre ferme suggère qu'une séquence de barrière pliocène à 100–120 m sous la surface est recouverte par des faciès de sable-gravier fluvial et de boue lacustre. Les lits de grès ferrugineux ressemblent au Faciès C offshore et sont situés là où se trouvent des systèmes de canaux paléofluviaux magnétiques, impliquant des âges pléistocènes anciens à moyens. La présence de la bivalve estuarienne Anadara trapezia dans le faciès de boue lacustre supérieur suggère que les barrières de type lacs de Gippsland/Ninety Mile Beach se sont développées au cours des 0,2 million d'années derniers. Plus à l'intérieur des terres, les canaux fluviaux magnétiques qui traversent des structures soulevées actuelles, telles que l'anticlinal de Baragwanath, suggèrent que le soulèvement terrestre de Gippsland a continué jusqu'au pléistocène moyen.",
    url = "https://doi.org/10.1046/j.1440-0952.2003.01004.x",
    doi = "10.1046/j.1440-0952.2003.01004.x",
    openalex = "W2025653188",
    references = "doi101071aj70012, hocking1972geologic"
}

@article{mckenna2006geothermal,
    author = "McKenna, Jason R. et Beardsmore, Graeme",
    title = "Potentiel géothermique associé à la production d'hydrocarbures, bassin de Cooper, Australie",
    year = "2006",
    journal = "ASEG Extended Abstracts",
    url = "https://doi.org/10.1071/aseg2006ab108",
    doi = "10.1071/aseg2006ab108",
    number = "1",
    openalex = "W2332670684",
    pages = "1-1",
    volume = "2006"
}

L'histoire de la subsidence des bassins sédimentaires est enregistrée et peut être relativement facilement reconstituée à partir de la séquence stratigraphique préservée. Les événements de soulèvement, au-dessus du niveau de base sédimentaire, ne sont exprimés que par des hiatus ou des discordances. Par conséquent, quantifier l'exhumation associée au soulèvement est intrinsèquement plus problématique que quantifier l'enfouissement associé à la subsidence. L'étude détaillée de l'exhumation dans les bassins revêt une importance particulière car elle peut fournir des informations cruciales sur l'exploration pétrolière et pour l'investigation des forces dynamiques motrices des événements de soulèvement des bassins. L'objectif de cet article est d'évaluer les magnitudes de l'exhumation dans deux bassins pétrolifères bien connus, les bassins de Cooper-Eromanga en Australie du Sud et au Queensland, sur la base de différentes techniques et d'envisager les implications pour l'exploration pétrolière.

@article{doi1021741874834100801010001,
    author = "Mavromatidis, Angelos et Soupios, Pantelis",
    title = "Revue de l'exhumation et de ses implications pour l'exploration des hydrocarbures en Australie",
    year = "2008",
    journal = "The Open Petroleum Engineering Journal",
    abstract = "L'histoire de la subsidence des bassins sédimentaires est enregistrée et peut être relativement facilement reconstituée à partir de la séquence stratigraphique préservée. Les événements de soulèvement, au-dessus du niveau de base sédimentaire, ne sont exprimés que par des hiatus ou des discordances. Par conséquent, quantifier l'exhumation associée au soulèvement est intrinsèquement plus problématique que quantifier l'enfouissement associé à la subsidence. L'étude détaillée de l'exhumation dans les bassins revêt une importance particulière car elle peut fournir des informations cruciales sur l'exploration pétrolière et pour l'investigation des forces dynamiques motrices des événements de soulèvement des bassins. L'objectif de cet article est d'évaluer les magnitudes de l'exhumation dans deux bassins pétrolifères bien connus, les bassins de Cooper-Eromanga en Australie du Sud et au Queensland, sur la base de différentes techniques et d'envisager les implications pour l'exploration pétrolière.",
    url = "https://doi.org/10.2174/1874834100801010001",
    doi = "10.2174/1874834100801010001",
    openalex = "W2144664905",
    references = "kantsler1983hydrocarbon"
}

Dans le cadre d'un programme plus large d'analyse des systèmes pétroliers et de recherche de réévaluation des ressources dans le bassin de Gippsland, plus de 400 échantillons provenant de 29 puits sélectionnés dans le bassin de Gippsland ont été étudiés à l'aide de techniques de fluorescence quantitative développées par CSIRO Petroleum, notamment les techniques de fluorescence quantitative des grains (QGF) et de la fluorescence quantitative des extraits (QGF-E) et de la fluorescence de balayage total (TSF). Les résultats préliminaires ont apporté de nouvelles perspectives sur la migration et l'histoire de la charge en hydrocarbures du bassin de Gippsland. L'enquête a révélé : une occurrence généralisée de colonnes de pétrole paléogénique dans certains des principaux champs de gaz, indiquant qu'une quantité importante de pétrole a été chargée dans ces réservoirs avant une accumulation ultérieure de gaz ; que certains des intervalles de pétrole actuels semblent avoir reçu une charge de pétrole relativement tardive, soit par une nouvelle charge, soit par une redistribution de pétrole paléogénique due à des ajustements au sein du système pétrolier ; que les colonnes de pétrole paléogénique semblent être limitées à une certaine plage de distance depuis les principales cuisines sources ; et, des preuves d'une migration et d'un déplacement séquentiels de pétrole le long des hauts structuraux où les réservoirs distaux aux cuisines sources ont reçu des pétroles paléogéniques de plus en plus légers et matures. Ces résultats sont cohérents avec le modèle de génération et de migration du pétrole proposé par O’Brien et al (2008). Les investigations pétrographiques des inclusions fluides et l'analyse de la composition moléculaire des inclusions (MCI) sont actuellement en cours et fourniront des informations supplémentaires sur l'histoire de la charge en hydrocarbures dans le bassin de Gippsland.

@article{liu2010hydrocarbon,
    author = "Liu, Keyu et Eadington, Peter et Mills, David et Kempton, Richard et Volk, Herbert et O’Brien, Geoffrey et Tingate, Peter et Goldie Divko, Louise et Harrison, Michael",
    title = "Historique de la charge en hydrocarbures du bassin de Gippsland*",
    year = "2010",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Dans le cadre d'un programme plus large d'analyse des systèmes pétroliers et de recherche de réévaluation des ressources dans le bassin de Gippsland, plus de 400 échantillons provenant de 29 puits sélectionnés dans le bassin de Gippsland ont été étudiés à l'aide de techniques de fluorescence quantitative développées par CSIRO Petroleum, notamment les techniques de fluorescence quantitative des grains (QGF) et de la fluorescence quantitative des extraits (QGF-E) et de la fluorescence de balayage total (TSF). Les résultats préliminaires ont apporté de nouvelles perspectives sur la migration et l'histoire de la charge en hydrocarbures du bassin de Gippsland. L'enquête a révélé : une occurrence généralisée de colonnes de pétrole paléogénique dans certains des principaux champs de gaz, indiquant qu'une quantité importante de pétrole a été chargée dans ces réservoirs avant une accumulation ultérieure de gaz ; que certains des intervalles de pétrole actuels semblent avoir reçu une charge de pétrole relativement tardive, soit par une nouvelle charge, soit par une redistribution de pétrole paléogénique due à des ajustements au sein du système pétrolier ; que les colonnes de pétrole paléogénique semblent être limitées à une certaine plage de distance depuis les principales cuisines sources ; et, des preuves d'une migration et d'un déplacement séquentiels de pétrole le long des hauts structuraux où les réservoirs distaux aux cuisines sources ont reçu des pétroles paléogéniques de plus en plus légers et matures. Ces résultats sont cohérents avec le modèle de génération et de migration du pétrole proposé par O’Brien et al (2008). Les investigations pétrographiques des inclusions fluides et l'analyse de la composition moléculaire des inclusions (MCI) sont actuellement en cours et fourniront des informations supplémentaires sur l'histoire de la charge en hydrocarbures dans le bassin de Gippsland.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj09093",
    doi = "10.1071/aj09093",
    number = "2",
    openalex = "W2748626350",
    pages = "729-729",
    volume = "50",
    references = "doi101016jorggeochem200502008"
}

numéro 99 sept 2010 Une évaluation récente réalisée par Geoscience Australia a apporté de nouvelles perspectives sur l'évolution géologique et le potentiel pétrolier des bassins de Capel et Faust. Ces bassins profonds et isolés, situés à environ 800 kilomètres au large de la côte est de l'Australie à des profondeurs marines de 1300 à 2500 mètres (figure 1), ont fait l'objet de peu d'efforts d'exploration scientifique ou pétrolière jusqu'à présent. Cette évaluation a été réalisée dans le cadre du Programme de sécurité énergétique offshore du gouvernement australien, dans le cadre des efforts continus de Geoscience Australia pour identifier une nouvelle province pétrolière offshore et fournir des informations géoscientifiques pré-compétitives (AusGeo News 84).

@article{openalexw2500434169,
    author = "Rollet, Nadège et Higgins, Karen et Petkovic, Peter et Hackney, Ron et Fraser, Geoff",
    title = "Évaluation intégrée des bassins de Capel et Faust, au large de l'est de l'Australie",
    year = "2010",
    abstract = "numéro 99 sept 2010 Une évaluation récente réalisée par Geoscience Australia a apporté de nouvelles perspectives sur l'évolution géologique et le potentiel pétrolier des bassins de Capel et Faust. Ces bassins profonds et isolés, situés à environ 800 kilomètres au large de la côte est de l'Australie à des profondeurs marines de 1300 à 2500 mètres (figure 1), ont fait l'objet de peu d'efforts d'exploration scientifique ou pétrolière jusqu'à présent. Cette évaluation a été réalisée dans le cadre du Programme de sécurité énergétique offshore du gouvernement australien, dans le cadre des efforts continus de Geoscience Australia pour identifier une nouvelle province pétrolière offshore et fournir des informations géoscientifiques pré-compétitives (AusGeo News 84).",
    openalex = "W2500434169",
    references = "bernecker2001hydrocarbon"
}

@article{doi101016jtecto201204007,
    author = "Lindsay, Mark et Aillères, Laurent et Jessell, Mark et de Kemp, E A et Betts, Peter",
    title = "Localisation et quantification de l'incertitude géologique dans des modèles tridimensionnels : Analyse du bassin de Gippsland, sud-est de l'Australie",
    year = "2012",
    journal = "Tectonophysics",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.tecto.2012.04.007",
    doi = "10.1016/j.tecto.2012.04.007",
    openalex = "W1964396403",
    references = "bernecker2001hydrocarbon, doi101016jpepi200806014"
}

Une analyse des systèmes pétroliers a été réalisée afin de mieux comprendre le potentiel de stockage géologique du CO2 du bassin de Gippsland. D'un point de vue régional, l'architecture de migration des hydrocarbures du bassin est interprétée comme étant dominée par deux corridors de migration d'hydrocarbures hautement connectés, remplis jusqu'à débordement ; les chaînes de remplissage-débordement du nord (dominées par le gaz) et du sud (dominées par le pétrole), formant un système convergent qui s'étend sur terre ferme le long de la Chaîne de Remplissage-Débordement de Golden Beach (GBFSC). Une chaîne de remplissage-débordement distincte, dominée par le pétrole, la Chaîne de Remplissage-Débordement Dolphin-Perch (DPFSC), est identifiée en mer au sud-ouest. Deux grandes provinces latérales, la Province de Migration Nord (NMP) et la Province de Migration Sud (SMP), sont également identifiées. Les deux provinces présentent des géométries globalement en rampe et des pentes relativement faibles. La migration à travers ces provinces n'est pas focalisée, et par conséquent, plusieurs voies sont présentes sur une vaste zone. La compréhension des systèmes d'hydrocarbures dans le bassin peut être utilisée pour caractériser le potentiel de stockage du CO2. Des études antérieures ont montré que le potentiel de couverture supérieure du bassin de Gippsland en mer est adapté au stockage géologique du carbone et que de vastes zones sont prometteuses en tant que régions de stockage. Cependant, la nature interconnectée des systèmes d'écoulement des fluides et les corridors d'écoulement focalisés entre les zones à haut potentiel de stockage et les systèmes perméables sur terre ferme nécessiteront à la fois une bonne compréhension géologique régionale et une gestion des ressources éclairée.

@article{doi101080081200992013755567,
    author = "O'Brien, Geoffrey et Tingate, Peter et Divko, L. M. Goldie et Miranda, J. A. et Campi, Monica et Liu, K.",
    title = "Écoulement des fluides à l'échelle du bassin dans le bassin de Gippsland : implications pour le stockage géologique du carbone",
    year = "2013",
    journal = "Australian Journal of Earth Sciences",
    abstract = "Une analyse des systèmes pétroliers a été réalisée afin de mieux comprendre le potentiel de stockage géologique du CO2 du bassin de Gippsland. D'un point de vue régional, l'architecture de migration des hydrocarbures du bassin est interprétée comme étant dominée par deux corridors de migration d'hydrocarbures hautement connectés, remplis jusqu'à débordement ; les chaînes de remplissage-débordement du nord (dominées par le gaz) et du sud (dominées par le pétrole), formant un système convergent qui s'étend sur terre ferme le long de la Chaîne de Remplissage-Débordement de Golden Beach (GBFSC). Une chaîne de remplissage-débordement distincte, dominée par le pétrole, la Chaîne de Remplissage-Débordement Dolphin-Perch (DPFSC), est identifiée en mer au sud-ouest. Deux grandes provinces latérales, la Province de Migration Nord (NMP) et la Province de Migration Sud (SMP), sont également identifiées. Les deux provinces présentent des géométries globalement en rampe et des pentes relativement faibles. La migration à travers ces provinces n'est pas focalisée, et par conséquent, plusieurs voies sont présentes sur une vaste zone. La compréhension des systèmes d'hydrocarbures dans le bassin peut être utilisée pour caractériser le potentiel de stockage du CO2. Des études antérieures ont montré que le potentiel de couverture supérieure du bassin de Gippsland en mer est adapté au stockage géologique du carbone et que de vastes zones sont prometteuses en tant que régions de stockage. Cependant, la nature interconnectée des systèmes d'écoulement des fluides et les corridors d'écoulement focalisés entre les zones à haut potentiel de stockage et les systèmes perméables sur terre ferme nécessiteront à la fois une bonne compréhension géologique régionale et une gestion des ressources éclairée.",
    url = "https://doi.org/10.1080/08120099.2013.755567",
    doi = "10.1080/08120099.2013.755567",
    openalex = "W1971990693",
    references = "liu2010hydrocarbon"
}

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

Dans le présent article, les lignites du bassin de Cambay ont été étudiés pour leur potentiel en hydrocarbures. Les échantillons ont été prélevés dans trois champs de lignite – Vastan, Rajpardi et Tadkeshwar – et ont été analysés par pétrographie, analyses chimiques et pyrolyse Rock-Eval. Les résultats sont bien comparables aux valeurs dérivées empiriquement. L'étude révèle que ces lignites de « rang C faible » sont extrêmement riches en macéraux réactifs (huminite + liptinite) tandis que l'inertinite se trouve à faible concentration. Ces lignites à forte volatilité ont généralement un faible rendement en cendres, sauf dans quelques sections. Les données Rock-Eval indiquent la dominance du kérogène de type-III avec un peu de type-II. L'étude révèle que les lignites de Vastan (couches inférieure et supérieure) et de la couche supérieure de Tadkeshwar sont plus propices au gaz, tandis que les couches inférieure de Rajpardi et de Tadkeshwar sont plus propices au pétrole. De plus, les hydrocarbures fixes sont plusieurs fois supérieurs aux hydrocarbures libres. La relation entre le COT (carbone organique total) et les hydrocarbures fixes indique que ces lignites sont une excellente roche mère pour les hydrocarbures, qui pourraient être obtenus principalement par craquage thermique. Les valeurs dérivées empiriquement révèlent une conversion élevée (94–96 %) et un rendement en pétrole élevé (64–66 %) pour ces lignites.

@article{doi101016jgsf201508001,
    author = "Singh, Prakash K. et Singh, Vijay Kumar et Rajak, P. K. et Singh, Mahendra et Naik, A. S. et Raju, S.V. et Mohanty, Debadutta",
    title = "Lignites éocènes du bassin de Cambay, Inde occidentale : une excellente source d'hydrocarbures",
    year = "2015",
    journal = "Geoscience Frontiers",
    abstract = "Dans le présent article, les lignites du bassin de Cambay ont été étudiés pour leur potentiel en hydrocarbures. Les échantillons ont été prélevés dans trois champs de lignite – Vastan, Rajpardi et Tadkeshwar – et ont été analysés par pétrographie, analyses chimiques et pyrolyse Rock-Eval. Les résultats sont bien comparables aux valeurs dérivées empiriquement. L'étude révèle que ces lignites de « rang C faible » sont extrêmement riches en macéraux réactifs (huminite + liptinite) tandis que l'inertinite se trouve à faible concentration. Ces lignites à forte volatilité ont généralement un faible rendement en cendres, sauf dans quelques sections. Les données Rock-Eval indiquent la dominance du kérogène de type-III avec un peu de type-II. L'étude révèle que les lignites de Vastan (couches inférieure et supérieure) et de la couche supérieure de Tadkeshwar sont plus propices au gaz, tandis que les couches inférieure de Rajpardi et de Tadkeshwar sont plus propices au pétrole. De plus, les hydrocarbures fixes sont plusieurs fois supérieurs aux hydrocarbures libres. La relation entre le COT et les hydrocarbures fixes indique que ces lignites sont une excellente roche mère pour les hydrocarbures, qui pourraient être obtenus principalement par craquage thermique. Les valeurs dérivées empiriquement révèlent une conversion élevée (94–96 %) et un rendement en pétrole élevé (64–66 %) pour ces lignites.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.gsf.2015.08.001",
    doi = "10.1016/j.gsf.2015.08.001",
    openalex = "W1452418695",
    references = "moore1992integrated"
}

@article{doi101016jorggeochem201511001,
    author = "Abbassi, Soumaya et Edwards, Dianne S. et George, Simon C. et Volk, Herbert et Mahlstedt, Nicolaj et di Primio, Rolando et Horsfield, Brian",
    title = "Potentiel pétrolier et modèles cinétiques pour la génération d'hydrocarbures à partir des charbons et des schistes du groupe de Latrobe du Crétacé supérieur au Paléogène dans le bassin de Gippsland, Australie",
    year = "2015",
    journal = "Organic Geochemistry",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.11.001",
    doi = "10.1016/j.orggeochem.2015.11.001",
    openalex = "W2111705365",
    references = "doi101071aj69007"
}

Résumé Le bassin d'Otway, au sud de Victoria, en Australie, a subi trois phases de déformation lors de la rupture de la marge sud-australienne. Nous évaluons la géométrie et la cinématique du cisaillement dans le bassin en analysant un volume de réflexion sismique 3-D. Huit horizons stratigraphiques et 24 failles normales plongeant vers le sud-ouest, ainsi que des failles antithétiques secondaires, ont été interprétées. Cela a abouti à un modèle géologique 3-D haute résolution (environ 8 km × 7 km × 4 km de profondeur) que nous présentons sous forme de PDF 3-D complémentaire (Données S1). Nous avons identifié des connexions de failles par liaison rigide et souple sur l'ensemble de la zone, telles que les failles antithétiques et les rampes de relais, respectivement. La plupart des failles majeures ont été continuellement actives du Crétacé inférieur au Crétacé supérieur, avec deux failles dans la partie nord de la zone d'étude actives jusqu'au moins à l'Oligocène. Les cartes d'Allan des failles montrent que l'activité tectonique a continuellement diminué au cours de cette période. Les cartes d'isopach des volumes stratigraphiques quantifient la quantité de mouvement syn-sédimentaire caractéristique des marges passives, telles que le bassin d'Otway. Nous montrons que les failles possèdent de fortes ondulations (avec des amplitudes supérieures à la résolution sismique), que nous avons illustrées par des techniques novatrices, telles que la cylindricité et la courbure. Nous soutenons que les ondulations sont produites par des suture entre des segments de faille sub-verticaux et que cette morphologie a été maintenue pendant la croissance de la faille. Ainsi, elles peuvent être utilisées pour indiquer le vecteur cinématique du mouvement de la faille. Cela prouve, conjointement avec les rampes de relais à pas gauche, que 40 % des failles avaient une petite composante (jusqu'à 25°) de glissement oblique dextre ainsi que de mouvement normal (glissement de pente).

@article{doi101111bre12146,
    author = "Ziesch, Jennifer et Aruffo, Chiara M. et Tanner, David C. et Beilecke, Thies et Dance, Tess et Henk, Andreas et Weber, Bastian et Tenthorey, Eric et Lippmann, Andrea et Krawczyk, Charlotte M.",
    title = "Structure géologique et cinématique des failles normales dans le bassin d'Otway, en Australie, basée sur une analyse quantitative de données de réflexion sismique 3-D",
    year = "2015",
    journal = "Basin Research",
    abstract = "Résumé Le bassin d'Otway, au sud de Victoria, en Australie, a subi trois phases de déformation lors de la rupture de la marge sud-australienne. Nous évaluons la géométrie et la cinématique du cisaillement dans le bassin en analysant un volume de réflexion sismique 3-D. Huit horizons stratigraphiques et 24 failles normales plongeant vers le sud-ouest, ainsi que des failles antithétiques secondaires, ont été interprétées. Cela a abouti à un modèle géologique 3-D haute résolution (environ 8 km × 7 km × 4 km de profondeur) que nous présentons sous forme de PDF 3-D complémentaire (Données S1). Nous avons identifié des connexions de failles par liaison rigide et souple sur l'ensemble de la zone, telles que les failles antithétiques et les rampes de relais, respectivement. La plupart des failles majeures ont été continuellement actives du Crétacé inférieur au Crétacé supérieur, avec deux failles dans la partie nord de la zone d'étude actives jusqu'au moins à l'Oligocène. Les cartes d'Allan des failles montrent que l'activité tectonique a continuellement diminué au cours de cette période. Les cartes d'isopach des volumes stratigraphiques quantifient la quantité de mouvement syn-sédimentaire caractéristique des marges passives, telles que le bassin d'Otway. Nous montrons que les failles possèdent de fortes ondulations (avec des amplitudes supérieures à la résolution sismique), que nous avons illustrées par des techniques novatrices, telles que la cylindricité et la courbure. Nous soutenons que les ondulations sont produites par des suture entre des segments de faille sub-verticaux et que cette morphologie a été maintenue pendant la croissance de la faille. Ainsi, elles peuvent être utilisées pour indiquer le vecteur cinématique du mouvement de la faille. Cela prouve, conjointement avec les rampes de relais à pas gauche, que 40\% des failles avaient une petite composante (jusqu'à 25°) de glissement oblique dextre ainsi que de mouvement normal (glissement de pente).",
    url = "https://doi.org/10.1111/bre.12146",
    doi = "10.1111/bre.12146",
    openalex = "W1930180229",
    references = "moore1992integrated"
}

@article{doi101016jcoal201806025,
    author = "Jiang, Lian et George, Simon C.",
    title = "Signatures de biomarqueurs des roches mères hydrocarbonées du groupe de Latrobe du Crétacé supérieur, bassin de Gippsland, Australie : Distribution et importance paléoenvironnementale des hydrocarbures aliphatiques",
    year = "2018",
    journal = "International Journal of Coal Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.coal.2018.06.025",
    doi = "10.1016/j.coal.2018.06.025",
    openalex = "W2875103904",
    references = "moore1992integrated"
}

@article{doi101016jsedgeo201907007,
    author = "Korasidis, Vera A. et Wallace, Malcolm W. et Dickinson, Julie A. et Hoffman, Nick",
    title = "Cadre de dépôt pour les « seat earths » du Cénozoïque et faciés associés du bassin de Gippsland, Australie",
    year = "2019",
    journal = "Sedimentary Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2019.07.007",
    doi = "10.1016/j.sedgeo.2019.07.007",
    openalex = "W2966438438",
    references = "doi101071aj70012, hocking1972geologic"
}

Le bassin de Cooper du Pennsylvanien au Trias moyen est la province pétrolière conventionnelle onshore principale de l'Australie. Le bassin abrite également une variété de types de jeux de gaz non conventionnels, y compris les gaz centrés sur le bassin et les accumulations de gaz serré, le gaz de charbon sec profond associé aux formations de Patchawarra et de Toolachee, ainsi que les jeux de gaz de schiste de Murteree et de Roseneath. Cette étude a utilisé l'analyse des systèmes pétroliers pour examiner le degré de maturité et le potentiel de génération de 10 roches mères du Permien dans le bassin de Cooper. Un modèle déterministe de système pétrolier a été utilisé pour quantifier le volume d'hydrocarbures expulsés et retenus, estimé à 1272 milliards de BOE (512 milliards de barils et 760 milliards de BOE) et 977 milliards de BOE (362 milliards de barils et 615 milliards de BOE), respectivement. Des simulations de Monte Carlo ont été utilisées pour quantifier l'incertitude des volumes générés et pour démontrer la sensibilité de ces résultats aux variations des caractéristiques des roches mères. Le grand potentiel de génération total du bassin de Cooper et la large distribution de la cuisine de source du Permien soulignent l'importance du bassin en tant que province pétrolière de classe mondiale. Le grand écart entre le volume calculé d'hydrocarbures générés et le volume trouvé à ce jour dans les réservoirs indique le potentiel de grands volumes restant dans le bassin, malgré des pertes significatives dues à la fuite et au lessivage par l'eau. Les hydrocarbures expulsés ont fourni une charge abondante aux accumulations conventionnelles ainsi qu'aux jeux de gaz serré et centrés sur le bassin, et la large distribution spatiale des hydrocarbures restants dans les roches mères, en particulier celles des formations de Toolachee et de Patchawarra, suggère le potentiel de jeux de schiste et de charbon sec profond étendus.

@article{hall2019hydrocarbon,
    author = "Hall, Lisa S. et Palu, Tehani J. et Murray, Andrew P. et Boreham, Christopher J. et Edwards, Dianne S. et Hill, Anthony J. et Troup, Alison",
    title = "Prospective en hydrocarbures du bassin de Cooper, Australie",
    year = "2019",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Le bassin de Cooper du Pennsylvanien au Trias moyen est la province pétrolière conventionnelle onshore principale de l'Australie. Le bassin abrite également une variété de types de jeux de gaz non conventionnels, y compris les gaz centrés sur le bassin et les accumulations de gaz serré, le gaz de charbon sec profond associé aux formations de Patchawarra et de Toolachee, ainsi que les jeux de gaz de schiste de Murteree et de Roseneath. Cette étude a utilisé l'analyse des systèmes pétroliers pour examiner le degré de maturité et le potentiel de génération de 10 roches mères du Permien dans le bassin de Cooper. Un modèle déterministe de système pétrolier a été utilisé pour quantifier le volume d'hydrocarbures expulsés et retenus, estimé à 1272 milliards de BOE (512 milliards de barils et 760 milliards de BOE) et 977 milliards de BOE (362 milliards de barils et 615 milliards de BOE), respectivement. Des simulations de Monte Carlo ont été utilisées pour quantifier l'incertitude des volumes générés et pour démontrer la sensibilité de ces résultats aux variations des caractéristiques des roches mères. Le grand potentiel de génération total du bassin de Cooper et la large distribution de la cuisine de source du Permien soulignent l'importance du bassin en tant que province pétrolière de classe mondiale. Le grand écart entre le volume calculé d'hydrocarbures générés et le volume trouvé à ce jour dans les réservoirs indique le potentiel de grands volumes restant dans le bassin, malgré des pertes significatives dues à la fuite et au lessivage par l'eau. Les hydrocarbures expulsés ont fourni une charge abondante aux accumulations conventionnelles ainsi qu'aux jeux de gaz serré et centrés sur le bassin, et la large distribution spatiale des hydrocarbures restants dans les roches mères, en particulier celles des formations de Toolachee et de Patchawarra, suggère le potentiel de jeux de schiste et de charbon sec profond étendus.",
    url = "https://doi.org/10.1306/05111817249",
    doi = "10.1306/05111817249",
    number = "1",
    openalex = "W2807279711",
    pages = "31-63",
    volume = "103",
    references = "doi1010022013jb010626, doi1010160016703789901361, doi1010160016703792902155, doi1010160264817295969045, doi101016026481729598381e, doi101016026481729598382f, doi101016s0146638002001833, doi101017cbo9780511606021, doi10103819953, openalexw1980909228"
}

@article{doi101016jmarpetgeo2020104243,
    author = "Mahon, Elizabeth et Wallace, Malcolm W.",
    title = "Histoire structurale du bassin de Gippsland au Cénozoïque : début de la tectonique compressive au début de l'Oligocène en Australie du sud-est",
    year = "2020",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104243",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2020.104243",
    openalex = "W2998963053",
    references = "hocking1972geologic"
}

@incollection{crossref2021selected,
    title = "Analyse sélective des bassins",
    year = "2021",
    booktitle = "Progrès de la coopération transfrontalière en matière d'eau dans le cadre de la Convention sur l'eau",
    url = "https://doi.org/10.18356/9789210057899c012",
    doi = "10.18356/9789210057899c012",
    pages = "70-83"
}

Une part importante des investissements prévus en énergie et en ressources minérales en Australie est désormais consacrée à l'hydrogène (H2). Qu'il provienne de combustibles fossiles avec capture et stockage du carbone ou de l'électrolyse de l'eau utilisant des énergies renouvelables, l'hydrogène manufacturé bénéficie d'une prime de prix. La production d'H2 à partir de sources géologiques (H2 géologique) pourrait être plus rentable. La majorité des sources d'H2 géologique sont abiotes et leur potentiel en ressources est largement inconnu. Des sources biogéniques (microbiennes et thermogéniques) existent également. L'objectif de cette étude porte sur une source thermogénique où la cinétique chimique de la génération d'H2 à partir de la décomposition thermique de la matière organique d'origine végétale terrestre a été appliquée dans un cadre de modélisation de système pétrolier pour la cuve de Cooper. La modélisation des charbons et des schistes de la formation de Patchawarra moyenne, les roches mères principales du pétrole, indique que l'H2 libre est disponible à des maturités >3,5 % de réflectance de la vitrinite et qu'un grand volume d'H2 libre est prédit pour se produire dans un « point chaud » profondément situé dans la cuve de Nappamerri. Les concentrations d'H2 libre in situ profondément dans la cuve de Nappamerri sont prédites comme étant comparables aux concentrations de méthane dans les jeux de gaz de schiste non conventionnels productifs. Néanmoins, les forages d'exploration au sein du centre de sédimentation de la cuve de Cooper sont rares et un système profond d'H2 reste largement inexploré.

@article{doi101071aj22084,
    author = "Boreham, Christopher J. et Edwards, Dianne S. et Feitz, Andrew et Murray, Andrew et Mahlstedt, Nicolaj et Horsfield, Brian",
    title = "Modélisation de la génération de gaz hydrogène à partir de matière organique surmûre dans la cuve de Cooper, en Australie",
    year = "2023",
    journal = "The APPEA Journal",
    abstract = "Une part importante des investissements prévus en énergie et en ressources minérales en Australie est désormais consacrée à l'hydrogène (H2). Qu'il provienne de combustibles fossiles avec capture et stockage du carbone ou de l'électrolyse de l'eau utilisant des énergies renouvelables, l'hydrogène manufacturé bénéficie d'une prime de prix. La production d'H2 à partir de sources géologiques (H2 géologique) pourrait être plus rentable. La majorité des sources d'H2 géologique sont abiotes et leur potentiel en ressources est largement inconnu. Des sources biogéniques (microbiennes et thermogéniques) existent également. L'objectif de cette étude porte sur une source thermogénique où la cinétique chimique de la génération d'H2 à partir de la décomposition thermique de la matière organique d'origine végétale terrestre a été appliquée dans un cadre de modélisation de système pétrolier pour la cuve de Cooper. La modélisation des charbons et des schistes de la formation de Patchawarra moyenne, les roches mères principales du pétrole, indique que l'H2 libre est disponible à des maturités \>3,5\% de réflectance de la vitrinite et qu'un grand volume d'H2 libre est prédit pour se produire dans un « point chaud » profondément situé dans la cuve de Nappamerri. Les concentrations d'H2 libre in situ profondément dans la cuve de Nappamerri sont prédites comme étant comparables aux concentrations de méthane dans les jeux de gaz de schiste non conventionnels productifs. Néanmoins, les forages d'exploration au sein du centre de sédimentation de la cuve de Cooper sont rares et un système profond d'H2 reste largement inexploré.",
    url = "https://doi.org/10.1071/aj22084",
    doi = "10.1071/aj22084",
    openalex = "W4376105451",
    references = "hall2019hydrocarbon"
}

@incollection{crossref2025selected,
    title = "Analyse sélective des bassins",
    year = "2025",
    booktitle = "Progrès de la coopération transfrontalière en matière d'eau dans le cadre de la Convention sur l'eau",
    url = "https://doi.org/10.18356/9789211065022c012",
    doi = "10.18356/9789211065022c012",
    pages = "92-113"
}

Les deltas dominés par les vagues sont des hôtes importants pour les réserves mondiales d'hydrocarbures, contenant des volumes significatifs dans des réservoirs de sable de bonne qualité et étendus latéralement. Ces deltas contiennent souvent une architecture interne ordonnée avec des modèles de distribution de faciès prédictibles identifiés à une échelle détaillée dans les affleurements, tels que la formation Blackhawk du Crétacé des Book Cliffs, Utah, États-Unis. Cette prédictibilité peut être utilisée pour soutenir la caractérisation et la modélisation des réservoirs dans les régions souterraines avec un contrôle limité par puits et une résolution uniquement à l'échelle sismique, réduisant ainsi les risques et l'incertitude dans la prévision des volumes d'hydrocarbures. Cette étude illustre comment la cartographie sismique détaillée et les extractions d'attributs ont été utilisées pour affiner un cadre de stratigraphie séquentielle pour une côte dominée par les vagues dans le bassin de Gippsland. La cyclicité naturelle des systèmes progradatifs, aggradatifs et transgressifs a été capturée dans cette évaluation, interprétée comme étant pilotée par un basculement autocyclique, influencée par l'apport fluvial et le tectonisme extensionnel actif, et remaniée par les vagues. L'intégration de ce cadre de stratigraphie séquentielle détaillé avec des analogues de classe mondiale a été utilisée pour informer les distributions de faciès, soutenant les prévisions pour la distribution et la qualité des réservoirs en dehors du contrôle des puits.

@article{doi101071ep24240,
    author = "Wilkinson, Lindsey and Lavin, Ciarán and Davies, Clare E.",
    title = "Reservoir prediction in wave-dominated fluvio-deltaic systems using seismic sequence stratigraphic techniques, an example from the cretaceous Golden Beach Formation, offshore Gippsland Basin",
    year = "2025",
    journal = "Australian Energy Producers journal.",
    abstract = "Wave-dominated deltas are important hosts for global hydrocarbon reserves, containing significant volumes within good quality, laterally extensive sandstone reservoirs. These deltas often contain an ordered internal architecture with predictable facies distribution patterns identified at a detailed scale in outcrops such as the Cretaceous Blackhawk Formation of the Book Cliffs, Utah, USA. This predictability can be utilised to support reservoir characterisation and modelling in subsurface regions with limited well control and only seismic scale resolution, reducing risk and uncertainty in predicting hydrocarbon volumes. This study illustrates how detailed seismic mapping and attribute extractions were used to refine a sequence stratigraphic framework for a wave-dominated shoreline in the Gippsland Basin. The natural cyclicity of progradational, aggradational and transgressive systems was captured in this assessment, interpreted to have been driven by autocyclic switching, influenced by fluvial input and active extensional tectonism, reworked by waves. Integration of this detailed sequence stratigraphic framework with world class analogues was used to inform facies distributions, supporting predictions for reservoir distribution and quality away from well control.",
    url = "https://doi.org/10.1071/ep24240",
    doi = "10.1071/ep24240",
    openalex = "W4410576924",
    references = "bernecker2001hydrocarbon"
}