Géologie économique

@article{degolyer1918the,
    author = "DeGolyer, E.",
    title = "The Geology of Cuban Petroleum Deposits",
    year = "1918",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d932509-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d932509-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    number = "1",
    openalex = "W2055650813",
    pages = "133-167",
    volume = "2"
}

@book{moore1940coal25,
    author = "Moore, E. S",
    title = "Coal",
    year = "1940",
    publisher = "Ses propriétés, analyse, classification, extraction, utilisations et répartition [2e éd.] : New York, John Wiley \& Sons, 473 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Moore, E. S., 1940, Coal: Ses propriétés, analyse, classification, extraction, utilisations et répartition [2e éd.] : New York, John Wiley \& Sons, 473 p.}"
}

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

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

@misc{popova1965organic27,
    author = "Popova, Z. P. et Glazunova, N. N",
    title = "Résidus organiques dans le pétrole du champ pétrolifère de Markovskii",
    year = "1965",
    howpublished = "Rapports de l'Académie des sciences de l'URSS, v. 161, no. 3, p. 673-675 ; traduction anglaise par l'American Geological Institute, 1965, Académie des sciences, URSS, Rapports, v.161, p. 67-69",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Popova, Z. P., et Glazunova, N. N., 1965, Résidus organiques dans le pétrole du champ pétrolifère de Markovskii : Rapports de l'Académie des sciences de l'URSS, v. 161, no. 3, p. 673-675 ; traduction anglaise par l'American Geological Institute, 1965, Académie des sciences, URSS, Rapports, v.161, p. 67-69.}"
}

RÉSUMÉ Le bassin du Cuanza se trouve dans le nord-ouest de l'Angola, sur la côte atlantique de l'Afrique de l'Ouest. Ce bassin mesure environ 300 km de long du nord au sud et 170 km de large de l'est à l'ouest, et contient une séquence carbonatée-évaporitique du Crétacé inférieur et une séquence argileuse-arenacée du Crétacé supérieur et du Tertiaire. Le socle cristallin précambrien est partiellement recouvert par des roches volcaniques et des sédiments de type granite-wash. Les sédiments de surface et de sous-surface du bassin consistent en des strates du Crétacé inférieur et supérieur, du Paléocène, de l'Éocène et du Miocène. Des occurrences de pétrole et de gaz ont été signalées dans presque toutes les unités stratigraphiques du bassin du Cuanza, et il existe une production importante à partir des roches du Crétacé. L'étude de ces occurrences d'hydrocarbures et de l'histoire géologique du bassin montre qu'il existe des relations étroites entre les sources, la migration et l'enfermement du pétrole, et l'environnement de dépôt contrôlé par le socle et la tectonique des sels. Pendant le Crétacé inférieur, l'affaissement de la partie centrale d'un bassin restreint a déterminé le dépôt régional cyclique d'une séquence carbonatée-évaporitique, offrant une situation favorable à la genèse et à l'enfermement du pétrole. Ainsi, le dépôt pendant le temps aptien d'une très fine calcaire cristalline, intercalée avec du calcaire argileux et recouverte par une calcarenite sableuse oolitique, elle-même sous-jacente à des évaporites, a eu une influence importante sur l'étendue ultérieure des accumulations de pétrole dans la Formation de Binga. Pendant le temps aptien-albien, l'affaissement différentiel sur la marge occidentale du bassin a provoqué une interférence latérale de calcarenite de marge arrière de récif, de carbonate argileux et d'évaporite. Cette interférence est considérée comme étant étroitement liée aux accumulations de pétrole dans cette zone. Un développement vertical très important des dépôts de récif dans la zone de Tonga est lié à la migration latérale du Sel Massif sous-jacent, qui s'est écoulé avec l'aide de l'excès de poids introduit par le récif en croissance. Sur la marge orientale, les constructions de récif albiennes supérieures, coiffées par du shale marin, ont également offert une situation favorable à la génération et à l'accumulation de pétrole. Pendant le Crétacé supérieur et le Tertiaire, une flexure majeure du socle ou une zone de faille semble avoir été associée génétiquement en direction du flanc aval avec des dépôts qui se sont accumulés avec une épaisseur supérieure à celle d'ailleurs. Cette flexure et les lieux de dépôt maximum se sont déplacés vers l'est pendant le Crétacé supérieur et le Paléocène, puis vers l'ouest pendant l'Éocène et le Miocène. Ces formations épaisses, qui sont principalement argileuses-arenacées et qui ont été déposées partiellement dans des environnements deltaïques et lagunaires, passent vers l'ouest à des dépôts marins plus fins et vers l'est à des dépôts continentaux plus fins. Pendant chaque époque particulière correspondant à une stabilisation de cette flexure mobile, les conditions favorables à la genèse des hydrocarbures semblent être liées à ces environnements de transition. La production de pétrole est située au-dessus du Sel Massif au sommet des anticlinaux salins, et un petit champ pétrolifère a été découvert en dessous du Sel Massif le long d'une crête du Complexe du Socle dans une épuration de grès entre du mica-schiste précambrien en dessous et du sel au-dessus.

@article{doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d,
    author = "Brognon, Georges P. et Verrier, Georges R.",
    title = "Pétrole et géologie dans le bassin du Cuanza en Angola",
    year = "1966",
    journal = "Bulletin AAPG",
    abstract = "RÉSUMÉ Le bassin du Cuanza se trouve dans le nord-ouest de l'Angola, sur la côte atlantique de l'Afrique de l'Ouest. Ce bassin mesure environ 300 km de long du nord au sud et 170 km de large d'est en ouest, et contient une séquence carbonatée-évaporitique du Crétacé inférieur et une séquence argileuse-arenacée du Crétacé supérieur et du Tertiaire. Le socle cristallin précambrien est partiellement recouvert par des roches volcaniques et des sédiments de type granite-wash. Les sédiments de surface et de subsurface du bassin consistent en des strates du Crétacé inférieur et supérieur, du Paléocène, de l'Éocène et du Miocène. Des occurrences de pétrole et de gaz ont été signalées dans presque toutes les unités stratigraphiques du bassin du Cuanza, et il existe une production majeure à partir des roches du Crétacé. L'étude de ces occurrences d'hydrocarbures et de l'histoire géologique du bassin montre qu'il existe des relations étroites entre les sources, la migration et l'enfermement du pétrole, et l'environnement de dépôt contrôlé par le socle et la tectonique des sels. Pendant le Crétacé inférieur, l'affaissement de la partie centrale d'un bassin restreint a déterminé le dépôt régional cyclique d'une séquence carbonatée-évaporitique, offrant une situation favorable à la genèse et à l'enfermement du pétrole. Ainsi, le dépôt pendant le temps aptien d'une très fine calcaire cristalline, intercalée avec du calcaire argileux et recouverte par une calcarenite sableuse oolitique, elle-même sous-jacente à des évaporites, a eu une influence importante sur l'étendue ultérieure des accumulations de pétrole dans la formation de Binga. Pendant le temps aptien-albien, l'affaissement différentiel sur la marge occidentale du bassin a provoqué une interférence latérale de calcarenite de fond de récif, de carbonate argileux et d'évaporite. Cette interférence est considérée comme étant étroitement liée aux accumulations de pétrole dans cette région. Un développement vertical très important des dépôts de récif dans la région de Tonga est lié à la migration latérale du Sel Massif sous-jacent, qui s'est écoulé avec l'aide de l'excès de poids introduit par le récif en croissance. Sur la marge orientale, les constructions de récif albiennes supérieures, coiffées par du shale marin, ont également offert une situation favorable à la génération et à l'accumulation de pétrole. Pendant le Crétacé supérieur et le Tertiaire, une flexure majeure du socle ou une zone de faille semble avoir été associée génétiquement en direction de la pente avec des dépôts qui se sont accumulés avec une épaisseur supérieure à celle d'ailleurs. Cette flexure et les lieux de dépôt maximum se sont déplacés vers l'est pendant le Crétacé supérieur et le Paléocène, puis vers l'ouest pendant l'Éocène et le Miocène. Ces formations épaisses, qui sont principalement argileuses-arenacées et qui ont été déposées partiellement dans des environnements deltaïques et lagunaires, passent vers l'ouest à des dépôts marins plus fins et vers l'est à des dépôts continentaux plus fins. Pendant chaque époque particulière correspondant à une stabilisation de cette flexure mobile, les conditions favorables à la genèse des hydrocarbures semblent être liées à ces environnements de transition. La production de pétrole est située au-dessus du Sel Massif au sommet des anticlinaux de sel, et un petit champ pétrolifère a été découvert en dessous du Sel Massif le long d'une crête du Complexe du Socle dans une épuration de grès entre du mica-schiste précambrien en dessous, et du sel au-dessus.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25b471-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25b471-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2029859313"
}

@article{drobot1966new10,
    author = "Drobot, D. I. et Isayev, V. P",
    title = "Nouvelles données sur la composition et les propriétés du pétrole cambrien inférieur de la région de Prilenskii du bassin pétrolifère d'Irkoutsk",
    year = "1966",
    journal = "Académie des Sciences de l'URSS, Département sibérien, Géologie et Géophysique, v. 10, p. 32-41 ; traduction anglaise par l'American Geological Institute, 1967, International Geological Review, v.9, No.8, p. 1028-1035",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Drobot, D. I., et Isayev, V. P., 1966, Nouvelles données sur la composition et les propriétés du pétrole cambrien inférieur de la région de Prilenskii du bassin pétrolifère d'Irkoutsk : Académie des Sciences de l'URSS, Département sibérien, Géologie et Géophysique, v. 10, p. 32-41 ; traduction anglaise par l'American Geological Institute, 1967, International Geological Review, v.9, No.8, p. 1028-1035.}"
}

@misc{levorson1967geology24,
    author = "Levorson, A. I",
    title = "Geology of Petroleum [2nd ed.]",
    year = "1967",
    howpublished = "San Francisco, W.H. Freeman, 724 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Levorson, A. I., 1967, Geology of Petroleum [2nd ed.]: San Francisco, W.H. Freeman, 724 p.}"
}

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

@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. et Ryabuknin, G. Y",
    title = "Zones et régions de la URSS riches en pétrole et en gaz",
    year = "1969",
    howpublished = "Moscou, Éditions Nedra, 477 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., et Ryabuknin, G. Y., 1969, Zones et régions de la URSS riches en pétrole et en gaz : Moscou, Éditions Nedra, 477 p.}"
}

@misc{gladkov1970about15,
    author = "Gladkov, V. G. et Nikitin, V. P. et Khrenov, P. M",
    title = "À propos de la question de la cinématique de l'halogénation dans les profils et dans la ceinture plissée de la partie sud de la Plateforme sibérienne",
    year = "1970",
    howpublished = "Rapports de l'Académie des sciences de l'URSS, v. 190, no. 2, p. 405-408 ; traduction anglaise par l'American Geological Institute, 1970, Académie des sciences, URSS Doklady, v.190, p. 42- 45",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gladkov, V. G., Nikitin, V. P., et Khrenov, P. M., 1970, À propos de la question de la cinématique de l'halogénation dans les profils et dans la ceinture plissée de la partie sud de la Plateforme sibérienne : Rapports de l'Académie des sciences de l'URSS, v. 190, no. 2, p. 405-408 ; traduction anglaise par l'American Geological Institute, 1970, Académie des sciences, URSS Doklady, v.190, p. 42- 45.}"
}

@article{vassoyevich1970more32,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "More about the question of oil and gas prospects in late Cambrian deposits",
    year = "1970",
    journal = "Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; English translation by American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Vassoyevich, N. B. et al., 1970, More about the question of oil and gas prospects in late Cambrian deposits: Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; English translation by American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
}

@misc{fassett1971geology11,
    author = "Fassett, J. E. et Hinds, J. S",
    title = "Géologie et ressources énergétiques de la Formation de Fruitland et du Shale de Kirtland du bassin de San Juan, Nouveau-Mexique et Colorado",
    year = "1971",
    howpublished = "United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Fassett, J. E., et Hinds, J. S., 1971, Géologie et ressources énergétiques de la Formation de Fruitland et du Shale de Kirtland du bassin de San Juan, Nouveau-Mexique et Colorado: United States Geological Survey, Professional Paper, v. 676; 76 pp.}"
}

@misc{garilov1971about14,
    author = "Garilov, Y. Y. et Kulibakina, I. B. et Teplinskiy, G. I",
    title = "À propos de la formation des gisements de hydrocarbures du champ pétrolifère de Markovskii",
    year = "1971",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 30-31",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Garilov, Y. Y., Kulibakina, I. B., et Teplinskiy, G. I., 1971, À propos de la formation des gisements de hydrocarbures du champ pétrolifère de Markovskii: Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 30-31.}"
}

@misc{bazanov1973geological4,
    author = "Bazanov, E. A",
    title = "Structure géologique du champ pétrolifère de Yaraktinskoye dans la région d'Irkoutsk",
    year = "1973",
    howpublished = "Géologie du pétrole et du gaz, v. 7, p. 15-18",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bazanov, E. A., 1973, Structure géologique du champ pétrolifère de Yaraktinskoye dans la région d'Irkoutsk: Géologie du pétrole et du gaz, v. 7, p. 15-18.}"
}

Résumé L'objectif de ce travail est de relier les observations principales des divers contributeurs au volume dans un contexte général de géologie régionale et d'effectuer une estimation du potentiel pétrolier canadien en s'appuyant fortement sur ces matériaux de base. Les 38 bassins sédimentaires non métamorphosés reconnus dans cette étude ont été classés en 7 types afin de fournir un cadre dans lequel le potentiel pétrolier pourrait être estimé de manière uniforme et pour permettre une comparaison avec les bassins sédimentaires du monde. Dans la région stable, 4 catégories de bassins sont reconnues : le centre du craton, la marge du craton, la marge du craton perturbée (celle-ci se trouvant à l'interface avec la ceinture mobile), et le bassin de rift ou de subsidence. Deux types de bassins de marge côtière sont définis : les types stables et instables. Enfin, dans la ceinture mobile, se trouvent les bassins intermontains. Chacun de ces types est géométriquement assez distinct en raison de son contexte tectonique unique qui contrôle à son tour ses propriétés sédimentologiques. Le caractère tectono-sédimentaire de chaque style de bassin est lié à son tour à une association limitée et caractéristique de types de gisements pétroliers. Les bassins de tendance relativement plus négative, c'est-à-dire les types marge du craton, rift et marge côtière instable, ont un potentiel pétrolier plus élevé en raison de leurs attributs structuraux et stratigraphiques particuliers. Un aperçu de l'histoire géologique de l'Amérique du Nord septentrionale basé sur l'étude de quatre séquences stratigraphiques majeures dans le Phanérozoïque sert à décrire l'évolution des bassins canadiens dans le temps et l'espace. Les mégaséquences de distribution continentale ont été choisies pour souligner les événements tectoniques significatifs responsables de la formation des bassins, en particulier par rapport aux concepts généralement acceptés de la tectonique globale. Les estimations du potentiel sont basées sur une variété de méthodes, mais toutes impliquent une analyse géologique. La méthode volumétrique est utilisée pour tester la raisonabilité des résultats par rapport à d'autres régions du monde. Le potentiel des divers bassins varie considérablement, de très faible pour ceux du centre du craton à élevé pour ceux des marges côtières instables. Ces valeurs sont présentées dans un tableau qui affiche les estimations des ressources pétrolières et gazières et des volumes sédimentaires pour tous les bassins, ainsi qu'une série de paramètres calculés pour chacun, tels que les rendements pétroliers et gaziers par mille cube, le rendement combiné de pétrole plus gaz équivalent, etc. En outre, une description géologique tabulaire pour chaque bassin fournit un résumé de la documentation pour les estimations suivi d'une description agrégée de chaque type de bassin basée sur les exemples décrits. Le Canada possède un potentiel pétrolier conventionnel assez confortable (incluant le pétrole et le gaz déjà découverts) estimé à 85 milliards de barils de pétrole et 577 billions de pieds cubes de gaz se trouvant dans 3,5 millions de miles cubes de roche sédimentaire non métamorphosée, excluant les pentes continentales. La majeure partie de la future ressource se trouve dans des zones géographiquement éloignées et dans des zones impliquant des problèmes logistiques sévères. Aucune étude économique accompagne ce travail de sorte qu'il est impossible de dire à quel prix et à quel moment l'approvisionnement sera disponible. Il est sûr de dire, cependant, que la majeure partie sera obtenue uniquement à un coût relativement élevé. Il est également assez apparent que l'approvisionnement futur à faible coût à court terme dans les zones plus accessibles du pays est relativement faible, s'élevant à un peu plus de 6 milliards de barils de pétrole et 55 billions de pieds cubes de gaz au-delà de ce qui a déjà été découvert. Il est évident également que toute possibilité de réserves futures majeures ne peut résider que dans trois régions possibles assez volumineuses ou assez riches pour les contenir : le bassin du Mackenzie, le bassin de Sverdrup et des parties de la zone hors côte de la côte est.

@article{openalexw2207850532,
    author = "McCrossan, R. G. and Porter, J. W.",
    title = "La géologie et le potentiel pétrolier des bassins sédimentaires canadiens — Une synthèse",
    year = "1973",
    abstract = "Résumé Le but de ce travail est de relier les observations principales des divers contributeurs au volume dans un contexte large de géologie régionale et d'effectuer une estimation du potentiel pétrolier canadien en s'appuyant fortement sur ces matériaux de base. Les 38 bassins sédimentaires non métamorphosés reconnus dans cette étude ont été classés en 7 types pour fournir un cadre dans lequel le potentiel pétrolier pourrait être estimé de manière uniforme, et pour permettre une comparaison avec les bassins sédimentaires du monde. Dans la région stable, 4 catégories de bassins sont reconnues : le centre du craton, la marge du craton, la marge du craton perturbée (celle-ci se trouvant à l'interface avec la ceinture mobile), et le bassin de rift ou de subsidence. Deux types de bassins de marge côtière sont définis : les types stables et instables. Enfin, dans la ceinture mobile, se trouvent les bassins intermontains. Chacun de ces types est géométriquement assez distinct en raison de son contexte tectonique unique qui contrôle à son tour ses propriétés sédimentologiques. Le caractère tectono-sédimentaire de chaque style de bassin est lié à son tour à une association limitée et caractéristique de types de gisements pétroliers. Les bassins d'une tendance relativement plus négative, c'est-à-dire les types marge du craton, rift et marge côtière instable, ont un potentiel pétrolier plus élevé en raison de leurs attributs structuraux et stratigraphiques particuliers. Un aperçu de l'histoire géologique de l'Amérique du Nord septentrionale basé sur l'étude de quatre séquences stratigraphiques majeures dans le Phanérozoïque sert à décrire l'évolution des bassins canadiens dans le temps et l'espace. Les mégaséquences de distribution continentale ont été choisies pour souligner les événements tectoniques significatifs responsables de la formation des bassins, en particulier par rapport aux concepts généralement acceptés de la tectonique globale. Les estimations du potentiel sont basées sur une variété de méthodes, mais toutes impliquent une analyse géologique. La méthode volumétrique est utilisée pour tester la raisonabilité des résultats par rapport à d'autres régions du monde. Le potentiel des divers bassins varie considérablement, de très faible pour ceux du centre du craton à élevé pour ceux des marges côtières instables. Ces valeurs sont présentées dans un tableau qui affiche les estimations des ressources pétrolières et gazières et des volumes sédimentaires pour tous les bassins, ainsi qu'une série de paramètres calculés pour chacun, tels que les rendements pétroliers et gaziers par mille cube, le rendement combiné de pétrole plus gaz équivalent, etc. En outre, une description géologique tabulaire pour chaque bassin fournit un résumé de la documentation pour les estimations, suivi d'une description agrégée de chaque type de bassin basée sur les exemples décrits. Le Canada possède un potentiel pétrolier conventionnel assez confortable (incluant le pétrole et le gaz déjà découverts) estimé à 85 milliards de barils de pétrole et 577 billions de pieds cubes de gaz se trouvant dans 3,5 millions de miles cubes de roche sédimentaire non métamorphosée, excluant les pentes continentales. La majeure partie de la future ressource se trouve dans des zones géographiquement éloignées et dans des zones impliquant des problèmes logistiques sévères. Aucune étude économique accompagne ce travail, de sorte qu'il est impossible de dire à quel prix et à quel moment l'approvisionnement sera disponible. Il est sûr de dire, cependant, que la majeure partie sera obtenue uniquement à un coût relativement élevé. Il est également assez apparent que l'approvisionnement futur à faible coût à court terme dans les zones plus accessibles du pays est relativement faible, s'élevant à un peu plus de 6 milliards de barils de pétrole et 55 billions de pieds cubes de gaz au-delà de ce qui a déjà été découvert. Il est évident également que toute possibilité de réserves futures majeures ne peut résider que dans trois régions possibles suffisamment volumineuses ou riches pour les contenir : le bassin du Mackenzie, le bassin de Sverdrup et des parties de la zone hors côte de la côte est.",
    openalex = "W2207850532"
}

@techreport{sozansky1973origin31,
    author = "Sozansky, V. I",
    title = "Origine des dépôts salins dans les bassins sous-marins de l'océan Atlantique",
    year = "1973",
    howpublished = "Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 57, p. 589-590",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Sozansky, V. I., 1973, Origine des dépôts salins dans les bassins sous-marins de l'océan Atlantique: Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, v. 57, p. 589-590.}"
}

Les sédiments du bassin du Gabon, d'une épaisseur de 16 000 à 18 000 m, couvrent une période allant du Crétacé inférieur, ou peut-être du Jurassique terminal, à l'époque récente. Une couche de sel d'âge aptien terminal sépare les faciès presque entièrement continentaux de la séquence présel ou de Cocobeach des sédiments postsel majoritairement marins. Depuis son apparition, le bassin a pris la forme d'un graben demi-graben dont le bord oriental était constitué d'une série de trois, ou peut-être plus, zones de charnière qui ont migré successivement vers l'ouest et qui ont contrôlé la distribution des environnements de dépôt et des changements de faciès. La reconnaissance des zones de charnière est d'une grande importance pour prédire les tendances des réservoirs. Dans sa partie centrale, le bassin était bordé à l'ouest par le socle élevé d'Anguille, et comme la position de ce socle est restée plus ou moins fixe au (présent) margin continental, le bassin s'est rétréci avec le temps. Ce n'est qu'à l'époque miocène que le socle élevé d'Anguille s'est affaissé fortement et a cessé d'influencer le dépôt. Principalement pendant le dépôt tardif de Cocobeach, la zone horst Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba a été formée. Après la pénéplanation des horsts et des grabens, la mer a envahi le bassin du Gabon pour la première fois. La séquence relativement mince, transgressive, côtière-marine entre l'discordance et le sel surjacent est appelée la « formation de Gamba », dont les grès sont des producteurs d'huile importants. La principale tendance productive est liée à la configuration structurale des horsts et grabens sous-jacents. La troisième zone de charnière (ceinture de charnière atlantique) était active pendant le dépôt d'une grande partie de la séquence postsel. Cette zone de charnière s'étend probablement sur toute la longueur du bassin et a contrôlé la séparation des environnements marins profonds (source) à l'ouest des environnements de plateau (réservoir) à l'est. L'absence de membres de schiste pour capoter les roches réservoir potentielles le long d'au moins une partie de la ceinture de charnière peut expliquer pourquoi aucune accumulation d'huile importante n'a été trouvée jusqu'à présent. Les principaux champs pétrolifères produisant à partir des sédiments postsels sont situés à 60–100 km à l'ouest de la ceinture de charnière atlantique, en partie sur la pente orientale du socle élevé d'Anguille. Les environnements de dépôt des sédiments producteurs varient de l'estuaire d'eau saumâtre au delta distal marin ; les plus grands champs pétrolifères sont à l'ouest non pas à cause de conditions de réservoir optimales, mais en raison du développement opportun de structures domiales induites par le sel non pénétrantes d'une grande étendue areale. Des pénétrations de sel raides sont présentes plus à l'est dans les parties plus profondes du bassin de dépôt, et les accumulations d'huile liées à ces pénétrations ont tendance à être plus petites.

@article{brink1974petroleum,
    author = "Brink, A. H.",
    title = "Petroleum Geology of Gabon Basin",
    year = "1974",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Sédiments du bassin du Gabon, d'une épaisseur de 16 000 à 18 000 m, couvrent une période allant du Crétacé inférieur, ou peut-être du Jurassique terminal, à l'époque récente. Une couche de sel d'âge aptien terminal sépare les faciès presque entièrement continentaux de la séquence présel ou de Cocobeach des sédiments postsel majoritairement marins. Depuis son apparition, le bassin a pris la forme d'un graben demi-graben dont le bord oriental était constitué d'une série de trois, ou peut-être plus, zones de charnière qui ont migré successivement vers l'ouest et qui ont contrôlé la distribution des environnements de dépôt et des changements de faciès. La reconnaissance des zones de charnière est d'une grande importance pour prédire les tendances des réservoirs. Dans sa partie centrale, le bassin était bordé à l'ouest par le socle élevé d'Anguille, et comme la position de ce socle est restée plus ou moins fixe au (présent) margin continental, le bassin s'est rétréci avec le temps. Ce n'est qu'à l'époque miocène que le socle élevé d'Anguille s'est affaissé fortement et a cessé d'influencer le dépôt. Principalement pendant le dépôt tardif de Cocobeach, la zone horst Lambarene-Ikassa Kongo-Gamba a été formée. Après la pénéplanation des horsts et des grabens, la mer a envahi le bassin du Gabon pour la première fois. La séquence relativement mince, transgressive, côtière-marine entre l'discordance et le sel surjacent est appelée la « formation de Gamba », dont les grès sont des producteurs d'huile importants. La principale tendance productive est liée à la configuration structurale des horsts et grabens sous-jacents. La troisième zone de charnière (ceinture de charnière atlantique) était active pendant le dépôt d'une grande partie de la séquence postsel. Cette zone de charnière s'étend probablement sur toute la longueur du bassin et a contrôlé la séparation des environnements marins profonds (source) à l'ouest des environnements de plateau (réservoir) à l'est. L'absence de membres de schiste pour capoter les roches réservoir potentielles le long d'au moins une partie de la ceinture de charnière peut expliquer pourquoi aucune accumulation d'huile importante n'a été trouvée jusqu'à présent. Les principaux champs pétrolifères produisant à partir des sédiments postsels sont situés à 60–100 km à l'ouest de la ceinture de charnière atlantique, en partie sur la pente orientale du socle élevé d'Anguille. Les environnements de dépôt des sédiments producteurs varient de l'estuaire d'eau saumâtre au delta distal marin ; les plus grands champs pétrolifères sont à l'ouest non pas à cause de conditions de réservoir optimales, mais en raison du développement opportun de structures domiales induites par le sel non pénétrantes d'une grande étendue areale. Des pénétrations de sel raides sont présentes plus à l'est dans les parties plus profondes du bassin de dépôt, et les accumulations d'huile liées à ces pénétrations ont tendance à être plus petites.",
    url = "https://doi.org/10.1306/83d913bc-16c7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/83d913bc-16c7-11d7-8645000102c1865d",
    number = "2",
    openalex = "W2067055967",
    pages = "216-235",
    volume = "58",
    references = "doi1013060bda61ca16bd11d78645000102c1865d, doi1013065d25b47116c111d78645000102c1865d, openalexw2269081355"
}

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

@misc{richards1975lead28,
    author = "Richards, J. R",
    title = "Données sur les isotopes du plomb de trois gisements de galène du nord de l'Australie",
    year = "1975",
    howpublished = "Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Richards, J. R., 1975, Données sur les isotopes du plomb de trois gisements de galène du nord de l'Australie: Mineralium Deposita, v. 10, p. 287-301.}"
}

@book{degens1976stratabound8,
    author = "Degens, E. T. et Ross, D. A",
    title = "Dépôts métallifères liés aux strates découverts dans ou à proximité de rifts actifs, dans Wolf, K. H., éd., Handbook of Strata-Bound Ore Deposits",
    year = "1976",
    publisher = "Amsterdam, Elsevier, v. 4, p. 165-202 ; 1976 [429 pp.]",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Degens, E. T., et Ross, D. A., 1976, Dépôts métallifères liés aux strates découverts dans ou à proximité de rifts actifs, dans Wolf, K. H., éd., Handbook of Strata-Bound Ore Deposits : Amsterdam, Elsevier, v. 4, p. 165-202 ; 1976 [429 pp.].}"
}

@misc{nevins1976the26,
    author = "Nevins, S. E",
    title = "L'origine du charbon",
    year = "1976",
    howpublished = "ICR Impact Series, v. 41, p. i-iv",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Nevins, S. E., 1976, L'origine du charbon : ICR Impact Series, v. 41, p. i-iv.}"
}

@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "À propos de la genèse des huiles sulfurées et du sulfure d'hydrogène dans les gaz du niveau d'Osinskii du cirque d'Irkutsk",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Balitov, N. V., 1977, À propos de la genèse des huiles sulfurées et du sulfure d'hydrogène dans les gaz du niveau d'Osinskii du cirque d'Irkutsk: Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55.}"
}

@misc{dikenshteyn1977oil9,
    author = "Dikenshteyn, G. K. et al",
    title = "Oil and Gas Regions of the USSR",
    year = "1977",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 328 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Dikenshteyn, G. K. et al., 1977, Oil and Gas Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 328 p.}"
}

@techreport{gretener1977on17,
    author = "Gretener, P. E",
    title = "On the character of thrust faults with particular reference to the basal tongues",
    year = "1977",
    howpublished = "Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 25, p. 110-122",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Gretener, P. E., 1977, On the character of thrust faults with particular reference to the basal tongues: Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 25, p. 110-122.}"
}

@misc{kontorovich1977main20,
    author = "Kontorovich, A. A. et al",
    title = "Principaux étapes et résultats de la reconnaissance dans la province pétrolière et gazière de Sibérie occidentale",
    year = "1977",
    howpublished = "Géologie du pétrole et du gaz, v. 11, p. 21- 25",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kontorovich, A. A. et al., 1977, Principaux étapes et résultats de la reconnaissance dans la province pétrolière et gazière de Sibérie occidentale : Géologie du pétrole et du gaz, v. 11, p. 21- 25.}"
}

@misc{kutukov1977prospects21,
    author = "Kutukov, A. V. et Vinnikovskiy, S. A. et Shershnev, K. S",
    title = "Perspectives sur le pétrole et le gaz dans les dépôts vendéens du Permskii Prikam'ya",
    year = "1977",
    howpublished = "Géologie du pétrole et du gaz, v. 11, p. 37-43",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kutukov, A. V., Vinnikovskiy, S. A., et Shershnev, K. S., 1977, Perspectives sur le pétrole et le gaz dans les dépôts vendéens du Permskii Prikam'ya: Géologie du pétrole et du gaz, v. 11, p. 37-43.}"
}

@misc{belenkiy1978ways6,
    author = "Belen'kiy, V. Y. et Kunin, N. Y",
    title = "Moyens d'améliorer l'efficacité de la reconnaissance sismique lors de la préparation [de l'investigation] de structures en Yakoutie occidentale",
    year = "1978",
    howpublished = "Géologie du pétrole et du gaz, v. 5, p. 22-30",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Belen'kiy, V. Y., et Kunin, N. Y., 1978, Moyens d'améliorer l'efficacité de la reconnaissance sismique lors de la préparation [de l'investigation] de structures en Yakoutie occidentale: Géologie du pétrole et du gaz, v. 5, p. 22-30.}"
}

@misc{kazanskii1978methods19,
    author = "Kazanskii, V. V. et al",
    title = "Méthodes d'influence des couches collectrices à faible perméabilité de l'Est de la Sibérie pendant les tétées",
    year = "1978",
    howpublished = "Géologie du pétrole et du gaz, v. 4, p. 60-64",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Kazanskii, V. V. et al., 1978, Méthodes d'influence des couches collectrices à faible perméabilité de l'Est de la Sibérie pendant les tétées: Géologie du pétrole et du gaz, v. 4, p. 60-64.}"
}

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

@techreport{shibaoka1978hydrocarbon30,
    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.}"
}

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

@misc{bakirov1979oil1,
    author = "Bakirov, A. A",
    title = "Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR",
    year = "1979",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 456 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Bakirov, A. A., 1979, Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 456 p.}"
}

@misc{finlowbates1979cyclicity12,
    author = "Finlow-Bates, T",
    title = "Cyclicity in the lead-zinc-silver bearing sediments at Mount Isa mine, Queensland, Austrailia, and rates of sulfide accumulation",
    year = "1979",
    howpublished = "Economic Geology, v. 74, p. 1408-1419",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Finlow-Bates, T., 1979, Cyclicity in the lead-zinc-silver bearing sediments at Mount Isa mine, Queensland, Austrailia, and rates of sulfide accumulation: Economic Geology, v. 74, p. 1408-1419.}"
}

@misc{fuks1979genesis13,
    author = "Fuks, A. B. et Fuks, B. A",
    title = "Genesis of the oil belt of the Nepsko- Butoubiskoy anticline deposits",
    year = "1979",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 13-18",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Fuks, A. B., et Fuks, B. A., 1979, Genesis of the oil belt of the Nepsko- Butoubiskoy anticline deposits: Geology of Oil and Gas, v. 2, p. 13-18.}"
}

@misc{hunt1979petroleum18,
    author = "Hunt, J. M",
    title = "Petroleum Geochemistry and Geology",
    year = "1979",
    howpublished = "San Francisco, W.H. Freeman \& Co., 617 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Hunt, J. M., 1979, Petroleum Geochemistry and Geology: San Francisco, W.H. Freeman \& Co., 617 p.}"
}

@misc{goldberg1981razdelnyi16,
    author = "Gol'dberg, I. S. et Lebedev, B. A. et Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Prévision séparée de la distribution du gaz, du pétrole et des bitumes sur la plateforme sibérienne] [en russe]",
    year = "1981",
    howpublished = "Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gol'dberg, I. S., Lebedev, B. A., et Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Prévision séparée de la distribution du gaz, du pétrole et des bitumes sur la plateforme sibérienne] [en russe]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
}

RÉSUMÉ Les roches sédimentaires non marines et porteuses de pétrole du tertiaire et du quaternaire du bassin de Qaidam, dans l'ouest lointain de la Chine, ont été fortement déformées par des forces compressives. Ces forces ont créé de nombreuses plis qui sont actuellement des cibles des programmes d'exploration chinois. Des techniques manuelles d'analyse et d'interprétation d'images ont été appliquées à des images Landsat améliorées par ordinateur de la partie occidentale du bassin de Qaidam dans un effort visant à évaluer la contribution des images Landsat pour définir les conditions géologiques du bassin et à déterminer leur utilité comme outil d'exploration dans la région. Le plus grand succès a été réalisé dans la définition du cadre géologique structural de la région. Les interprétations dérivées des images des plis, des failles de glissement latéral, des failles de chevauchement, des failles normales ou inverses, et des fractures se sont comparées très favorablement, en termes de localisations et de nombres cartographiés, avec les données chinoises compilées à partir d'années de cartographie de terrain extensive. Les études d'images ont conduit à l'identification d'au moins un pli souterrain qui n'avait pas été détecté par la cartographie de terrain. Les résultats de cette étude ont une signification directe pour l'exploration. De nombreuses structures potentielles de piégeage des hydrocarbures ont été précisément localisées et des informations ont été obtenues qui peuvent avoir des implications significatives quant à la migration des fluides ou aux tentatives de localisation de réservoirs décalés et de plis enfouis. De plus, les orientations des tendances structurales majeures définies à partir des images Landsat corrélatent bien avec celles prédites pour la zone en fonction de la théorie tectonique globale. Ces corrélations suggèrent que des orientations similaires existent dans la moitié orientale du bassin où les roches plissées sont principalement obscurcies par des sédiments de surface non consolidés et où une exploration limitée a eu lieu.

@article{doi10130603b5a7a016d111d78645000102c1865d,
    author = "Bailey, GM et Anderson, Patrick D.",
    title = "Applications of Landsat Imagery to Problems of Petroleum Exploration in Qaidam Basin, China",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RÉSUMÉ Les roches sédimentaires non marines et porteuses de pétrole du tertiaire et du quaternaire du bassin de Qaidam, dans l'ouest lointain de la Chine, ont été fortement déformées par des forces compressives. Ces forces ont créé de nombreuses plis qui sont actuellement des cibles des programmes d'exploration chinois. Des techniques manuelles d'analyse et d'interprétation d'images ont été appliquées à des images Landsat améliorées par ordinateur de la partie occidentale du bassin de Qaidam dans un effort visant à évaluer la contribution des images Landsat pour définir les conditions géologiques du bassin et à déterminer leur utilité comme outil d'exploration dans la région. Le plus grand succès a été réalisé dans la définition du cadre géologique structural de la région. Les interprétations dérivées des images des plis, des failles de glissement latéral, des failles de chevauchement, des failles normales ou inverses, et des fractures se sont comparées très favorablement, en termes de localisations et de nombres cartographiés, avec les données chinoises compilées à partir d'années de cartographie de terrain extensive. Les études d'images ont conduit à l'identification d'au moins un pli souterrain qui n'avait pas été détecté par la cartographie de terrain. Les résultats de cette étude ont une signification directe pour l'exploration. De nombreuses structures potentielles de piégeage des hydrocarbures ont été précisément localisées et des informations ont été obtenues qui peuvent avoir des implications significatives quant à la migration des fluides ou aux tentatives de localisation de réservoirs décalés et de plis enfouis. De plus, les orientations des tendances structurales majeures définies à partir des images Landsat corrélatent bien avec celles prédites pour la zone en fonction de la théorie tectonique globale. Ces corrélations suggèrent que des orientations similaires existent dans la moitié orientale du bassin où les roches plissées sont principalement obscurcies par des sédiments de surface non consolidés et où une exploration limitée a eu lieu.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a7a0-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a7a0-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2129403815",
    references = "doi103133ofr80609"
}

@book{doi1010160167527382900481,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Géologie et ressources pétrolières des bassins en Chine occidentale",
    year = "1984",
    journal = "International Journal of Cardiology",
    url = "https://doi.org/10.1016/0167-5273(82)90048-1",
    doi = "10.1016/0167-5273(82)90048-1",
    openalex = "W7152732"
}

Ce rapport est basé principalement sur la littérature publiée disponible de manière généralisée ; une énonciation détaillée de la géologie n'est pas disponible. Le bassin de Chaidamu est une dépression intermontagne dans la partie nord-ouest de la province du Qinghai, Chine du Nord-Ouest. Le cadre de dépôt du bassin a été initialement formé sur le socle paléozoïque du système de plis de l'est Kunlun varisque lors de l'épisode tardif de l'orogenèse indosinienne, du Trias supérieur tardif au Jurassique inférieur précoce. Ce bassin a évolué vers sa forme actuelle durant l'orogenèse himalayenne du Tertiaire, Éocène et Oligocène-Miocène.

@article{doi103133ofr84413,
    author = "Lee, Key-Woo",
    title = "Géologie du bassin de Chaidamu, province du Qinghai, Chine du Nord-Ouest",
    year = "1984",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    abstract = "Ce rapport est basé principalement sur la littérature publiée disponible de manière généralisée ; une énonciation détaillée de la géologie n'est pas disponible. Le bassin de Chaidamu est une dépression intermontagne dans la partie nord-ouest de la province du Qinghai, Chine du Nord-Ouest. Le cadre de dépôt du bassin a été initialement formé sur le socle paléozoïque du système de plis de l'est Kunlun varisque lors de l'épisode tardif de l'orogenèse indosinienne, du Trias supérieur tardif au Jurassique inférieur précoce. Ce bassin a évolué vers sa forme actuelle durant l'orogenèse himalayenne du Tertiaire, Éocène et Oligocène-Miocène.",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr84413",
    doi = "10.3133/ofr84413",
    openalex = "W1599921694",
    references = "doi103133ofr80609"
}

RÉSUMÉ Dans les grands bassins lacustres, les roches mères contenant du kérogène sapropelique ont un taux de transformation élevé et un fort potentiel pétrolier, et elles offrent la base matérielle pour la formation d'un grand champ pétrolifère non marin. Sur la base de données géologiques et géochimiques et des résultats de la simulation thermique du kérogène, il est confirmé que la séquence de maturation du kérogène est de type I, type II et type III.

@article{doi101306ad462b8c16f711d78645000102c1865d,
    author = "Yang, Wanli et Yongkang, Li et Ruiqi, Gao",
    title = "Formation and Evolution of Nonmarine Petroleum in Songliao Basin, China",
    year = "1985",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RÉSUMÉ Dans les grands bassins lacustres, les roches mères contenant du kérogène sapropelique ont un taux de transformation élevé et un fort potentiel pétrolier, et elles offrent la base matérielle pour la formation d'un grand champ pétrolifère non marin. Sur la base de données géologiques et géochimiques et des résultats de la simulation thermique du kérogène, il est confirmé que la séquence de maturation du kérogène est de type I, type II et type III.",
    url = "https://doi.org/10.1306/ad462b8c-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/ad462b8c-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2100019949"
}

@misc{lee1985geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Géologie des dépôts de pétrole et de charbon dans le bassin de Junggar (Zhungaer), Xinjiang Uygur Zizhiqu, Chine du Nord-Ouest",
    year = "1985",
    booktitle = "Rapport à fichier ouvert",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr85230",
    doi = "10.3133/ofr85230",
    openalex = "W1555213978",
    references = "doi10100797836426157406, doi101111j174754571980tb00982x, doi10113000167606198495295aootpt20co2, doi101306bf9ab5c50eb611d78643000102c1865d, doi103133ofr80609, openalexw120412751, openalexw617865741"
}

Le bassin de Songliao du Nord-Est de la Chine couvre environ 260 000 km² avec un remplissage de roches sédimentaires d'environ 1 560 000 km². Il se situe généralement entre les latitudes 42°20' et 49°20' N. et les longitudes 120°00' et 128°00' E. Ce grand bassin s'est développé sur un socle cratonique plissé varisque marginal à la ceinture de plis eugeosyncinaux varisques de Da Hinggan Ling* à l'ouest et au nord-ouest, à la ceinture de plis eugeosyncinaux varisques de Xiao Hinggan Ling et de Zhangguangcai Ling au nord-est et au sud-est, et aux collines de Kangping de l'axe du bouclier Précambrien de Nei Mong de la plateforme sino-coréenne au sud. Il a acquis sa forme générale par la fragmentation du rift continental lors de l'orogenèse indosinienne du Trias supérieur. Par la suite, il a atteint son plein développement grâce au développement de grabens extensionnels du Jurassique supérieur au Crétacé inférieur, suivi de la subsidence à l'échelle du bassin et du chevauchement normal syndépositionnel durant l'orogenèse yanshanienne (fig. Le bassin a acquis d'autres éléments de sa configuration actuelle durant l'orogenèse himalayenne du Néogène.

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

@misc{lee1986geology,
    author = "Lee, K.Y.",
    title = "Géologie des dépôts de charbon et de pétrole dans le bassin d'Ordos, Chine",
    year = "1986",
    booktitle = "Rapport à fichier ouvert",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr86278",
    doi = "10.3133/ofr86278",
    openalex = "W908642540"
}

@misc{crossref1989geology,
    title = "Géologie des dépôts de pétrole et de charbon dans le bassin de la Chine du Nord, Chine de l'Est",
    year = "1989",
    url = "https://doi.org/10.3133/b1871",
    doi = "10.3133/b1871",
    openalex = "W1562598360",
    references = "doi1010079783642878138, doi1010079783642964466, doi101017s0016756800030740, doi101306ad4616a616f711d78645000102c1865d, doi101306ad4616ab16f711d78645000102c1865d, doi101306ad4616b016f711d78645000102c1865d, doi101306m32427c19, doi101306m32427c20, doi103133ofr80609, openalexw1585657202, openalexw2508127278"
}

Résumé Ce chapitre examine le potentiel pétrolier des bassins sédimentaires le long des marges continentales de la plaque tectonique nord-américaine dans la région de l'océan Arctique, y compris ceux situés sous le continent lui-même et ceux situés sous ses terrasses continentales bordières. Les bassins situés dans les îles de l'Arctique canadien en Amérique du Nord et dans les régions de la baie de Baffin sont examinés dans d'autres volumes de cette série. Le grand potentiel pétrolier de certains bassins sédimentaires de la marge de l'océan Arctique de la plaque tectonique nord-américaine, en particulier ceux situés sur la plate-forme continentale, est déjà bien établi. Le potentiel des ressources pétrolières des plaines abyssales de l'océan Arctique est mal compris mais est considéré comme ne représentant qu'une part mineure du potentiel total de la région. Les bassins situés à la périphérie du bassin de l'océan Arctique sont principalement des coins de terrasses continentales sur des marges continentales passives submergées et des bassins successeurs sur des plate-formes continentales étirées. Le bassin Kronprins Christian sur la plate-forme de l'Est du Groenland est séparé des bassins européens par la dorsale médio-atlantique au nord de l'Islande (Fig. 1). Le reste des bassins le long du bord de la zone continentale nord-américaine, de l'est à l'ouest, sont le bassin de Wandel Sea au Groenland, le bassin de Lincoln Sea, les diverses sous-bassins de la plaine côtière et de la plate-forme de l'Arctique canadien, le bassin du delta de Mackenzie–mer de Beaufort au Canada, et le bassin de Kaktovik, le sous-bassin de Demarcation, le graben de Dinkum, et le bassin de Nuwuk au large de l'Alaska. À l'ouest de l'Alaska et au nord de la Sibérie, la large plate-forme continentale contient des successeurs du Paléozoïque supérieur au Mésozoïque

@incollection{doi101130dnaggnal503,
    author = "Haimila, N. E. et Kirschner, C. E. et Nassichuk, W W et Ulmichek, G. et Procter, R M",
    title = "Bassins sédimentaires et potentiel des ressources pétrolières de la région de l'océan Arctique",
    year = "1990",
    booktitle = "Geological Society of America eBooks",
    abstract = "Résumé Ce chapitre examine le potentiel pétrolier des bassins sédimentaires le long des marges continentales de la plaque tectonique nord-américaine dans la région de l'océan Arctique, y compris ceux situés sous le continent lui-même et ceux situés sous ses terrasses continentales bordières. Les bassins situés dans les îles de l'Arctique canadien en Amérique du Nord et dans les régions de la baie de Baffin sont examinés dans d'autres volumes de cette série. Le grand potentiel pétrolier de certains bassins sédimentaires de la marge de l'océan Arctique de la plaque tectonique nord-américaine, en particulier ceux situés sur la plate-forme continentale, est déjà bien établi. Le potentiel des ressources pétrolières des plaines abyssales de l'océan Arctique est mal compris mais est considéré comme ne représentant qu'une part mineure du potentiel total de la région. Les bassins situés à la périphérie du bassin de l'océan Arctique sont principalement des coins de terrasses continentales sur des marges continentales passives submergées et des bassins successeurs sur des plate-formes continentales étirées. Le bassin Kronprins Christian sur la plate-forme de l'Est du Groenland est séparé des bassins européens par la dorsale médio-atlantique au nord de l'Islande (Fig. 1). Le reste des bassins le long du bord de la zone continentale nord-américaine, de l'est à l'ouest, sont le bassin de Wandel Sea au Groenland, le bassin de Lincoln Sea, les diverses sous-bassins de la plaine côtière et de la plate-forme de l'Arctique canadien, le bassin du delta de Mackenzie–mer de Beaufort au Canada, et le bassin de Kaktovik, le sous-bassin de Demarcation, le graben de Dinkum, et le bassin de Nuwuk au large de l'Alaska. À l'ouest de l'Alaska et au nord de la Sibérie, la large plate-forme continentale contient des successeurs du Paléozoïque supérieur au Mésozoïque",
    url = "https://doi.org/10.1130/dnag-gna-l.503",
    doi = "10.1130/dnag-gna-l.503",
    openalex = "W2489644352"
}

RÉSUMÉ Les bassins sédimentaires de la Région autonome ouïghoure du Xinjiang, en Chine, sont modérément à mal explorés pour le pétrole. L'adéquation volumétrique des roches mères pétrolières constitue un risque d'exploration critique dans ces bassins, en particulier parce que les données sur les roches mères sont limitées. Cette étude fournit de nouvelles données sur les roches mères et évalue de manière spéculative le potentiel des roches mères des bassins du Xinjiang. Le bassin de Junggar (Zhungaer), le mieux exploré des bassins du Xinjiang et contenant un gigantesque champ pétrolifère, est sous-tendu dans de nombreuses zones par une séquence de schiste pétrolier lacustre du Permien supérieur remarquable par sa richesse organique et la qualité de la source pétrolière. Selon sa position dans le bassin, la section permienne varie de l'immaturation à la surmaturité et est considérée comme la source principale de pétrole du bassin. Les mesures de charbon du Trias supérieur au Jurassique moyen, y compris les roches lacustres, constituent une séquence secondaire de roches mères dans le bassin. Le plus petit bassin intermontagnard de Turpan (Tulufan) contient une séquence très similaire du Trias supérieur au Jurassique moyen, qui, lorsqu'elle est suffisamment enfouie, constitue probablement la seule séquence de source pétrolière significative du bassin. Le vaste bassin de Tarim (Talimu) offre la plus grande variété de roches mères potentielles de tous les bassins du Xinjiang, mais reste le moins bien documenté. À partir d'un échantillonnage limité mais géologiquement planifié et ciblé, les strates cambriennes, carbonifères et permien ne sont pas considérées comme des contributeurs majeurs au pétrole dans la section dominée par le marin peu profond du Paléozoïque du bassin nord de Tarim. Seules les schistes noirs ordoviciens semblent avoir un potentiel significatif. La séquence du Trias supérieur au Jurassique moyen du bassin nord de Tarim est similaire à celle des bassins de Junggar et de Turpan — une section riche en charbon et en schiste lacustre qui constitue une autre source pétrolière potentiellement significative. En raison de la taille, de l'emballage stratigraphique et du relief structural du bassin nord de Tarim, les lits de source pétrolière potentiels du Paléozoïque et du Mésozoïque varient de l'immaturation à la surmaturité.

@article{doi1013060c9b233f171011d78645000102c1865d,
    author = "Graham, Stephen et Brassell, S. et Carroll, A. R. et Xiao, X. et Demaison, G. et Mcknight, C. L. et Liang, Y. et Chu, J. et Hendrix, M. S.",
    title = "Caractéristiques de certaines roches mères pétrolières, Région autonome ouïghoure de Xianjiang, Nord-ouest de la Chine",
    year = "1990",
    journal = "Bulletin AAPG",
    abstract = "RÉSUMÉ Les bassins sédimentaires de la Région autonome ouïghoure du Xinjiang, en Chine, sont modérément à mal explorés pour le pétrole. L'adéquation volumétrique des roches mères pétrolières constitue un risque d'exploration critique dans ces bassins, en particulier parce que les données sur les roches mères sont limitées. Cette étude fournit de nouvelles données sur les roches mères et évalue de manière spéculative le potentiel des roches mères des bassins du Xinjiang. Le bassin de Junggar (Zhungaer), le mieux exploré des bassins du Xinjiang et contenant un gigantesque champ pétrolifère, est sous-tendu dans de nombreuses zones par une séquence de schiste pétrolier lacustre du Permien supérieur remarquable par sa richesse organique et la qualité de la source pétrolière. Selon sa position dans le bassin, la section permienne varie de l'immaturation à la surmaturité et est considérée comme la source principale de pétrole du bassin. Les mesures de charbon du Trias supérieur au Jurassique moyen, y compris les roches lacustres, constituent une séquence secondaire de roches mères dans le bassin. Le plus petit bassin intermontagnard de Turpan (Tulufan) contient une séquence très similaire du Trias supérieur au Jurassique moyen, qui, lorsqu'elle est suffisamment enfouie, constitue probablement la seule séquence de source pétrolière significative du bassin. Le vaste bassin de Tarim (Talimu) offre la plus grande variété de roches mères potentielles de tous les bassins du Xinjiang, mais reste le moins bien documenté. À partir d'un échantillonnage limité mais géologiquement planifié et ciblé, les strates cambriennes, carbonifères et permien ne sont pas considérées comme des contributeurs majeurs au pétrole dans la section dominée par le marin peu profond du Paléozoïque du bassin nord de Tarim. Seules les schistes noirs ordoviciens semblent avoir un potentiel significatif. La séquence du Trias supérieur au Jurassique moyen du bassin nord de Tarim est similaire à celle des bassins de Junggar et de Turpan — une section riche en charbon et en schiste lacustre qui constitue une autre source pétrolière potentiellement significative. En raison de la taille, de l'emballage stratigraphique et du relief structural du bassin nord de Tarim, les lits de source pétrolière potentiels du Paléozoïque et du Mésozoïque varient de l'immaturation à la surmaturité.",
    url = "https://doi.org/10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0c9b233f-1710-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1841833721",
    references = "lee1985geology"
}

Basins Cratoniques Intérieurs, un produit de la série World Petroleum Basins de l'American Association of Petroleum Geologists (AAPG), a été approuvé en 1984 et initié au début de 1985.1 Les contributeurs se sont engagés à fournir des informations géologiques utiles sur le cadre régional, la stratigraphie, la structure, la tectonique et l'évolution des bassins, ainsi que sur les systèmes pétroliers et gaziers de sept bassins cratoniques. Un aperçu détaillé du bassin de l'Illinois, sélectionné par le comité ad hoc de l'AAPG comme type représentatif (voir Avant-propos), est suivi de revues moins détaillées de six autres bassins cratoniques intérieurs sélectionnés : les bassins de Williston, Michigan, Baltique, Paris, Paraná et Carpentaria. L'objectif est de développer une meilleure compréhension des processus de formation, de remplissage et de modification des bassins qui contrôlent les réservoirs de hydrocarbures et les champs pétroliers et gaziers résultants dans cette classe de bassins. L'idée est de décrire et de documenter les variations, les opportunités et les problèmes d'exploration qui peuvent être attendus. Nous avons sélectionné sept bassins, productifs et non productifs, de quatre continents (Figure 1) : cinq bassins formés sur une croûte précambrienne (bassins de l'Illinois, Michigan, Williston, Baltique et Paraná) ; un formé sur une croûte paléozoïque accrétée (bassin de Paris) ; et un formé sur des volcanites et sédiments paléozoïques et protérozoïques et des roches métamorphiques protérozoïques (bassin de Carpentaria). Certains sont liés à des rifts ; d'autres ne le sont pas. Les informations provenant d'autres bassins cratoniques intérieurs équilibrent la couverture. À la conclusion de l'introduction, une sélection de cartes paléogéographiques est présentée pour référence ultérieure dans tout le volume sur le temps, le lieu et le cadre des sept bassins. Nous concluons le volume avec une section sur les bassins cratoniques intérieurs et leur place dans le schéma de la tectonique globale, et un épilogue met en évidence ce que nous savons et ce que nous ne savons toujours pas sur ces bassins. Craton et cratonique (Sloss et Speed, 1974) ont été difficiles à définir. Le mot craton a été utilisé à l'origine par Stille (1936, 1941) dans le sens d'un bouclier ou d'un bouclier fort et inflexible (Sloss, 1998a). Supposément, le bouclier immobile était circonscrit par des miogéosynclinaux périphériques. Kay (1947, 1951) a reconnu des flexures limitantes, la « ligne de Wasatch » et la « ligne d'Adirondack », qui marquaient les limites occidentales et orientales internes des miogéosynclinaux nord-américains et définissaient la large région stable entre les flexures comme le craton. Les miogéosynclinaux sont tombés en désuétude lorsqu'il a été reconnu que les coins ou prismes de sédiments associés à eux sont une conséquence de la sédimentation sur des marges continentales subsidentes (Sloss, 1988a). Cette reconnaissance a laissé en suspens la définition des cratons et de ce qui EST ou n'est pas cratonique ou extracratonique.

@incollection{doi101306m51530c32,
    author = "Ulmishek, Gregory F.",
    title = "Geologic Evolution and Petroleum Resources of the Baltic Basin",
    year = "1990",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = {Basins Cratoniques Intérieurs, un produit de la série World Petroleum Basins de l'American Association of Petroleum Geologists (AAPG), a été approuvé en 1984 et initié au début de 1985.1 Les contributeurs se sont engagés à fournir des informations géologiques utiles sur le cadre régional, la stratigraphie, la structure, la tectonique et l'évolution des bassins, ainsi que sur les systèmes pétroliers et gaziers de sept bassins cratoniques. Un aperçu détaillé du bassin de l'Illinois, sélectionné par le comité ad hoc de l'AAPG comme type représentatif (voir Avant-propos), est suivi de revues moins détaillées de six autres bassins cratoniques intérieurs sélectionnés : les bassins de Williston, Michigan, Baltique, Paris, Paraná et Carpentaria. L'objectif est de développer une meilleure compréhension des processus de formation, de remplissage et de modification des bassins qui contrôlent les réservoirs de hydrocarbures et les champs pétroliers et gaziers résultants dans cette classe de bassins. L'idée est de décrire et de documenter les variations, les opportunités et les problèmes d'exploration qui peuvent être attendus. Nous avons sélectionné sept bassins, productifs et non productifs, de quatre continents (Figure 1) : cinq bassins formés sur une croûte précambrienne (bassins de l'Illinois, Michigan, Williston, Baltique et Paraná) ; un formé sur une croûte paléozoïque accrétée (bassin de Paris) ; et un formé sur des volcanites et sédiments paléozoïques et protérozoïques et des roches métamorphiques protérozoïques (bassin de Carpentaria). Certains sont liés à des rifts ; d'autres ne le sont pas. Les informations provenant d'autres bassins cratoniques intérieurs équilibrent la couverture. À la conclusion de l'introduction, une sélection de cartes paléogéographiques est présentée pour référence ultérieure dans tout le volume sur le temps, le lieu et le cadre des sept bassins. Nous concluons le volume avec une section sur les bassins cratoniques intérieurs et leur place dans le schéma de la tectonique globale, et un épilogue met en évidence ce que nous savons et ce que nous ne savons toujours pas sur ces bassins. Craton et cratonique (Sloss et Speed, 1974) ont été difficiles à définir. Le mot craton a été utilisé à l'origine par Stille (1936, 1941) dans le sens d'un bouclier ou d'un bouclier fort et inflexible (Sloss, 1998a). Supposément, le bouclier immobile était circonscrit par des miogéosynclinaux périphériques. Kay (1947, 1951) a reconnu des flexures limitantes, la « ligne de Wasatch » et la « ligne d'Adirondack », qui marquaient les limites occidentales et orientales internes des miogéosynclinaux nord-américains et définissaient la large région stable entre les flexures comme le craton. Les miogéosynclinaux sont tombés en désuétude lorsqu'il a été reconnu que les coins ou prismes de sédiments associés à eux sont une conséquence de la sédimentation sur des marges continentales subsidentes (Sloss, 1988a). Cette reconnaissance a laissé en suspens la définition des cratons et de ce qui EST ou n'est pas cratonique ou extracratonique.},
    url = "https://doi.org/10.1306/m51530c32",
    doi = "10.1306/m51530c32",
    openalex = "W3127101473"
}

@book{sawkins1990metal29,
    author = "Sawkins, F. J",
    title = "Metal Deposits in Relation to Plate Tectonics [2nd ed.], 17 of Minerals and Rocks",
    year = "1990",
    publisher = "New York, Springer-Verlag, 461 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Sawkins, F. J., 1990, Metal Deposits in Relation to Plate Tectonics [2nd ed.], 17 of Minerals and Rocks: New York, Springer-Verlag, 461 p.}"
}

La province pétrolière et gazière de Sibérie occidentale comprend la plus grande étendue de terrain plat au monde (3,5 millions de km2, soit 1,3 million de mi2). Sur la majeure partie de la région, les altitudes dépassent rarement 100 m (330 pi). Le bassin est bordé à l'ouest par les soulèvements ouraliens et de Novaya Zemlya, à l'est par le craton sibérien et le soulèvement de Taymyr, au sud par les soulèvements kazakh et d'Altay-Sayan, et au nord par le sill sibérien du Nord. Structuralement, le bassin est un large affaissement relatif et doux rempli de 3 à 10 km (10 000 à 33 000 pi) de roches sédimentaires clastiques marines, littorales et continentales post-paléozoïques. Le socle est composé de systèmes de plis précambriens et paléozoïques avec de vastes zones de carbonates et de roches clastiques paléozoïques partiellement métamorphosées et de nombreuses zones de corps magmatiques granitiques et mafiques paléozoïques ou plus anciens. Dans la partie centrale du bassin, le socle est traversé par un vaste système de rift triasique orienté vers le nord. La piégeage paléostructural et stratigraphique sont des aspects importants de la géologie pétrolière de Sibérie occidentale. Les roches mères pétrolières sont principalement des schistes bitumineux jurassiques marins et du Crétacé inférieur. Les roches mères gazières sont principalement des schistes humiques et charbonneux du Crétacé supérieur. La production pétrolière dans le bassin se produit dans quatre zones majeures : (1) Ob moyen : principalement du pétrole des réservoirs clastiques deltaico-marins du Crétacé inférieur sur de vastes soulèvements régionaux ; les champs supergéants de Samotlor et d'autres sont situés dans cette zone ; (2) Près de l'Oural : principalement du pétrole au sud et du gaz au nord à partir de réservoirs clastiques du Jurassique supérieur et du Crétacé inférieur dans des pièges paléo-structuraux et stratigraphiques ; (3) Bassin du Sud : pétrole et pétrole-gaz des réservoirs clastiques jurassiques, principalement sur des anticlinaux ou des arches héritées des hauts du socle ; et (4) Bassin du Nord : gaz principalement du Crétacé supérieur (Cénomanien) et gaz-condensé des réservoirs clastiques du Crétacé inférieur et du Jurassique sur de grands pièges anticlinaux scellés par des schistes du Crétacé ou le pergélisol. Urengoy, le plus grand champ gazier au monde, et plusieurs autres champs supergéants de gaz sont situés dans cette dernière zone. De grandes parties du bassin sont relativement inexplorées, en particulier les segments offshore du nord. Le caractère paléostructural et sédimentaire interdépendant de ce bassin énorme offre d'excellentes perspectives pour les accumulations de pièges stratigraphiques. Il a été estimé que 70 milliards de barils de pétrole et 1000 tcf (trillions de pieds cubes) de gaz ont été découverts dans le bassin. Les estimations du U.S. Geological Survey (1987) des ressources pétrolières conventionnelles non découvertes et récupérables sont de 30 milliards de barils de pétrole et 350 tcf de gaz.

@book{doi101306st32544,
    author = "Peterson, James A. and Clarke, James W.",
    title = "Geology and Hydrocarbon Habitat of the West Siberian Basin",
    year = "1991",
    booktitle = "American Association of Petroleum Geologists eBooks",
    abstract = "La province pétrolière et gazière de Sibérie occidentale comprend la plus grande étendue de terrain plat au monde (3,5 millions de km2, soit 1,3 million de mi2). Sur la majeure partie de la région, les altitudes dépassent rarement 100 m (330 pi). Le bassin est bordé à l'ouest par les soulèvements ouraliens et de Novaya Zemlya, à l'est par le craton sibérien et le soulèvement de Taymyr, au sud par les soulèvements kazakh et d'Altay-Sayan, et au nord par le sill sibérien du Nord. Structuralement, le bassin est un large affaissement relatif et doux rempli de 3 à 10 km (10 000 à 33 000 pi) de roches sédimentaires clastiques marines, littorales et continentales post-paléozoïques. Le socle est composé de systèmes de plis précambriens et paléozoïques avec de vastes zones de carbonates et de roches clastiques paléozoïques partiellement métamorphosées et de nombreuses zones de corps magmatiques granitiques et mafiques paléozoïques ou plus anciens. Dans la partie centrale du bassin, le socle est traversé par un vaste système de rift triasique orienté vers le nord. La piégeage paléostructural et stratigraphique sont des aspects importants de la géologie pétrolière de Sibérie occidentale. Les roches mères pétrolières sont principalement des schistes bitumineux jurassiques marins et du Crétacé inférieur. Les roches mères gazières sont principalement des schistes humiques et charbonneux du Crétacé supérieur. La production pétrolière dans le bassin se produit dans quatre zones majeures : (1) Ob moyen : principalement du pétrole des réservoirs clastiques deltaico-marins du Crétacé inférieur sur de vastes soulèvements régionaux ; les champs supergéants de Samotlor et d'autres sont situés dans cette zone ; (2) Près de l'Oural : principalement du pétrole au sud et du gaz au nord à partir de réservoirs clastiques du Jurassique supérieur et du Crétacé inférieur dans des pièges paléo-structuraux et stratigraphiques ; (3) Bassin du Sud : pétrole et pétrole-gaz des réservoirs clastiques jurassiques, principalement sur des anticlinaux ou des arches héritées des hauts du socle ; et (4) Bassin du Nord : gaz principalement du Crétacé supérieur (Cénomanien) et gaz-condensé des réservoirs clastiques du Crétacé inférieur et du Jurassique sur de grands pièges anticlinaux scellés par des schistes du Crétacé ou le pergélisol. Urengoy, le plus grand champ gazier au monde, et plusieurs autres champs supergéants de gaz sont situés dans cette dernière zone. De grandes parties du bassin sont relativement inexplorées, en particulier les segments offshore du nord. Le caractère paléostructural et sédimentaire interdépendant de ce bassin énorme offre d'excellentes perspectives pour les accumulations de pièges stratigraphiques. Il a été estimé que 70 milliards de barils de pétrole et 1000 tcf (trillions de pieds cubes) de gaz ont été découverts dans le bassin. Les estimations du U.S. Geological Survey (1987) des ressources pétrolières conventionnelles non découvertes et récupérables sont de 30 milliards de barils de pétrole et 350 tcf de gaz.",
    url = "https://doi.org/10.1306/st32544",
    doi = "10.1306/st32544",
    openalex = "W2311921368"
}

Les bassins de rift ne sont pas seulement la fondation d'une grande partie de l'histoire géologique de la Terre, mais ils constituent également des zones très attrayantes pour les accumulations d'hydrocarbures. Klemme a déclaré que cette zone géographique a fourni des réserves d'hydrocarbures significatives : « Par superficie, ces bassins représentent légèrement plus de 5 % des bassins du monde (50 % productifs). Cependant, un taux de récupération élevé en a résulté, car ils contiennent 10 % des réserves mondiales actuelles (12 % des réserves pétrolières et 4 % des réserves gazières) ». Les bassins de rift discutés dans ce volume ne sont qu'une poignée des bassins de rift productifs et, plus important encore, potentiellement productifs dans le monde. Le terme « rift » a été inventé par Gregory (1896) pour le graben qui porte désormais son nom dans la portion kenyane du système de rift de l'Afrique de l'Est. L'étude de la géologie des bassins de rift a commencé dans le graben du Rhin. La découverte d'hydrocarbures dans les bassins de rift vers le tournant du siècle a fourni une nouvelle motivation pour comprendre ces bassins. Cette publication a été initiée par le Comité des publications de l'AAPG en 1985 et les contributeurs ont été invités à écrire. L'AAPG a conçu sa série « World Petroleum Basins » et a cherché à publier le volume définitif sur chacun de plusieurs types de bassins. Dans ce volume, « Interior Rift Basins », un aperçu détaillé de trois papiers a été écrit sur le bassin de rift de Suez à titre représentatif des bassins de rift intérieurs. Les papiers clés ont été suivis de revues moins détaillées de trois autres bassins intérieurs sélectionnés : bassins de Pripyat et de Dnieper-Donets ; bassin du Reconcavo, Brésil ; segment du bassin d'Albuquerque du rift du Rio Grande.

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

@article{doi103133ofr94426,
    author = "Ryder, Robert T. et Rice, Dudley D. et Zhao-cai, Sun et Yigang, Zhang et Yun-yu, Qiu et Zhengwu, Guo",
    title = "Géologie pétrolière du bassin du Sichuan, Chine ; rapport sur les investigations et réunions de terrain du U.S. Geological Survey et du ministère chinois de la Géologie et des Ressources minérales, octobre 1991",
    year = "1994",
    journal = "Antarctica A Keystone in a Changing World",
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr94426",
    doi = "10.3133/ofr94426",
    openalex = "W1549098449",
    references = "doi103133ofr934"
}

RÉSUMÉ Les couches contenant du charbon du Jurassique inférieur et moyen sont largement réparties dans toute l'Asie centrale et sont bien développées dans le nord-ouest de la Chine, où leurs épaisseurs dans les bassins du Junggar du sud, du Tarim du nord et de Turpan dépassent respectivement 2500, 2300 et 1500 m. L'examen de ces couches le long de 13 transects à travers les ceintures d'affleurements des marges de bassin indique qu'elles sont entièrement constituées de dépôts fluviaux méandres non marins, avec un développement local de faciès fluviaux braqués et lacustres deltaïques. Les données chinoises de sous-surface suggèrent que les faciès lacustres jurassiques régionaux sont présents en direction du pendage de dépôt, ce qui est cohérent avec les prédictions issues de la modélisation de la circulation globale des précipitations monsoniques du Jurassique inférieur et moyen. Les analyses de laboratoire de charbons et de schistes riches en organiques montrent une dominance de composants végétaux terrestres supérieurs. L'analyse visuelle du kérogène indique que la vitrinite, l'inertinite et l'exinite sont les macéraux dominants, et l'analyse élémentaire caractérise la plupart des kérogènes comme de type III. Les analyses Rock-Eval donnent des valeurs d'indice d'hydrogène modérées (50-300) et des valeurs d'indice d'oxygène très faibles (<20). Les extraits de roche mère jurassique sont caractérisés par des distributions d'alcane normal pair-impair, des rapports pristane/phytane et hopane/sterane élevés, une dominance des homologues de sterane C29, une abondance locale de composés diterpénoides et une faible abondance de terpènes tricycliques. La corrélation géochimique avec quatre pétroles des bassins du Junggar, du Tarim et de Turpan suggère fortement que les dépôts charbonneux jurassiques et leurs équivalents lacustres en direction du pendage sont des roches mères pétrolières. Les distributions de steranes et de hopanes des pétroles et des extraits de leur roche mère jurassique supposée sont similaires et peuvent être facilement distinguées des distributions publiées de ces composés dans d'autres couches de roche mère. Les paramètres de corrélation supplémentaires incluent un rapport pristane/phytane élevé ; une faible abondance ou absence de terpènes tricycliques, mais des distributions similaires lorsqu'ils sont présents ; et l'absence de gammacerane (avec une exception) et de carotanes, des composés qui caractérisent les roches mères du Permien et de l'Ordovicien et leurs pétroles respectifs. La pyrolyse-chromatographie en phase gazeuse d'échantillons jurassiques sélectionnés suggère qu'ils possèdent un potentiel de génération d'hydrocarbures liquides. L'expulsion d'hydrocarbures C15+ des roches mères jurassiques semble probable, malgré la vision traditionnelle selon laquelle les charbons bitumineux sont incapables d'expulser des hydrocarbures à longue chaîne.

@article{doi1013068d2b2187171e11d78645000102c1865d,
    author = "Hendrix, Marc S. and Brassell, Simon C. and Carroll, Alan R. and Graham, Stephan A.",
    title = "Sédimentologie, géochimie organique et potentiel pétrolier des mesures de charbon jurassiques : bassins du Tarim, du Junggar et de Turpan, nord-ouest de la Chine",
    year = "1995",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "RÉSUMÉ Les couches contenant du charbon du Jurassique inférieur et moyen sont largement réparties dans toute l'Asie centrale et sont bien développées dans le nord-ouest de la Chine, où leurs épaisseurs dans les bassins du Junggar du sud, du Tarim du nord et de Turpan dépassent respectivement 2500, 2300 et 1500 m. L'examen de ces couches le long de 13 transects à travers les ceintures d'affleurements des marges de bassin indique qu'elles sont entièrement constituées de dépôts fluviaux méandres non marins, avec un développement local de faciès fluviaux braqués et lacustres deltaïques. Les données chinoises de sous-surface suggèrent que les faciès lacustres jurassiques régionaux sont présents en direction du pendage de dépôt, ce qui est cohérent avec les prédictions issues de la modélisation de la circulation globale des précipitations monsoniques du Jurassique inférieur et moyen. Les analyses de laboratoire de charbons et de schistes riches en organiques montrent une dominance de composants végétaux terrestres supérieurs. L'analyse visuelle du kérogène indique que la vitrinite, l'inertinite et l'exinite sont les macéraux dominants, et l'analyse élémentaire caractérise la plupart des kérogènes comme de type III. Les analyses Rock-Eval donnent des valeurs d'indice d'hydrogène modérées (50-300) et des valeurs d'indice d'oxygène très faibles (\<20). Les extraits de roche mère jurassique sont caractérisés par des distributions d'alcane normal pair-impair, des rapports pristane/phytane et hopane/sterane élevés, une dominance des homologues de sterane C29, une abondance locale de composés diterpénoides et une faible abondance de terpènes tricycliques. La corrélation géochimique avec quatre pétroles des bassins du Junggar, du Tarim et de Turpan suggère fortement que les dépôts charbonneux jurassiques et leurs équivalents lacustres en direction du pendage sont des roches mères pétrolières. Les distributions de steranes et de hopanes des pétroles et des extraits de leur roche mère jurassique supposée sont similaires et peuvent être facilement distinguées des distributions publiées de ces composés dans d'autres couches de roche mère. Les paramètres de corrélation supplémentaires incluent un rapport pristane/phytane élevé ; une faible abondance ou absence de terpènes tricycliques, mais des distributions similaires lorsqu'ils sont présents ; et l'absence de gammacerane (avec une exception) et de carotanes, des composés qui caractérisent les roches mères du Permien et de l'Ordovicien et leurs pétroles respectifs. La pyrolyse-chromatographie en phase gazeuse d'échantillons jurassiques sélectionnés suggère qu'ils possèdent un potentiel de génération d'hydrocarbures liquides. L'expulsion d'hydrocarbures C15+ des roches mères jurassiques semble probable, malgré la vision traditionnelle selon laquelle les charbons bitumineux sont incapables d'expulser des hydrocarbures à longue chaîne.",
    url = "https://doi.org/10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8d2b2187-171e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2121406728",
    references = "doi101306a25fe3dd171b11d78645000102c1865d, lee1985geology"
}

@article{crossref1996the,
    title = "L'effet loups dans les systèmes symétriques sphériques",
    year = "1996",
    journal = "Journal of Modern Optics",
    url = "https://doi.org/10.1080/09500349608232755",
    doi = "10.1080/09500349608232755",
    number = "2",
    pages = "433-433",
    volume = "43"
}

@article{postma1997the,
    author = "Postma, George",
    title = "La géologie des dépôts fluviaux, faciès sédimentaires, analyse de bassin et géologie pétrolière",
    year = "1997",
    journal = "Sedimentary Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/s0037-0738(96)00081-4",
    doi = "10.1016/s0037-0738(96)00081-4",
    number = "1-2",
    openalex = "W2936162658",
    pages = "149-150",
    volume = "110"
}

Résumé Basé sur de nombreuses observations empiriques des strates de bassins lacustres, nous proposons une classification en trois catégories des associations de faciès lacustres qui prend en compte les caractéristiques les plus importantes des roches mères pétrolières lacustres et fournit un cadre prédictif pour l'exploration dans les bassins non marins où les faciès lacustres ne sont pas entièrement délimités. 1. L'association de faciès fluvio-lacustre se caractérise par des mudstones lacustres d'eau douce intercalés avec des dépôts fluvio-deltaïques, incluant souvent du charbon. La progradation du littoral domine le remplissage du bassin, entraînant l'empilement de cycles peu distincts d'une épaisseur allant jusqu'à 10 m. En vue de carte, les dépôts peuvent être régionalement étendus mais latéralement discontinus et présenter de forts contrastes de faciès. La matière organique terrestre transportée contribue à des kérogènes de type mixte I-III qui génèrent du pétrole cireux (le kérogène de type I est riche en hydrogène et propice à la formation de pétrole ; le kérogène de type III est pauvre en hydrogène et principalement propice à la formation de gaz). La Luman Tongue de la Green River Formation (Wyoming) et la Honyanchi Formation (bassin de Junggar, Chine) fournissent des exemples de cette association de faciès, qui est également présente dans le bassin de Songliao du nord-est de la Chine, le bassin de Sumatra central, et les bassins crétacés de Doba/Doseo en Afrique de l'ouest-centrale. 2. L'association de faciès fluctuant profond représente une combinaison de remplissage progradant et aggradant du bassin et inclut certaines des roches mères les plus riches du monde. Les dépôts sont étendus à l'échelle régionale en vue de carte, présentant des faciès sources relativement homogènes contenant du kérogène de type I propice à la formation de pétrole. Les exemples incluent le membre Laney de la Green River Formation (Wyoming), la formation Lucaogou (bassin de Junggar, Chine), la formation Bucomazi (offshore ouest africain), et la formation Lagoa Feia (bassin de Campos, Brésil). 3. L'association de faciès évaporatif représente un remplissage principalement aggradant lié aux cycles de dessiccation dans les lacs salins à hypersalins et peut inclure des dépôts évaporitiques et éoliens. Les faciès de mudstone riches en matière organique sublittoraux sont relativement minces mais peuvent être très riches et étendus. L'enrichissement organique le plus élevé coïncide avec les stades les plus profonds du lac. Une faible entrée de matière organique végétale terrestre entraîne des contrastes latéraux minimaux dans la teneur en matière organique. Dans certains cas, un kérogène de type I-S (riche en soufre) distinctif peut générer du pétrole à des maturités thermiques aussi basses que 0,45 % de réflectance équivalente de vitrinite. Les exemples incluent le membre Wilkins Peak de la Green River Formation (Wyoming), la formation Jingjingzigou (bassin de Junggar, Chine), les bassins de Jianghan et Qaidam (Chine), et la formation Blanca Lila (Argentine).

@article{doi1013068626ca5f173b11d78645000102c1865d,
    author = "Carroll, Alan R. and Bohacs, Kevin M.",
    title = "Lake-Type Controls on Petroleum Source Rock Potential in Nonmarine Basins",
    year = "2001",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Résumé Basé sur de nombreuses observations empiriques des strates de bassins lacustres, nous proposons une classification en trois catégories des associations de faciès lacustres qui prend en compte les caractéristiques les plus importantes des roches mères pétrolières lacustres et fournit un cadre prédictif pour l'exploration dans les bassins non marins où les faciès lacustres ne sont pas entièrement délimités. 1. L'association de faciès fluvio-lacustre se caractérise par des mudstones lacustres d'eau douce intercalés avec des dépôts fluvio-deltaïques, incluant souvent du charbon. La progradation du littoral domine le remplissage du bassin, entraînant l'empilement de cycles peu distincts d'une épaisseur allant jusqu'à 10 m. En vue de carte, les dépôts peuvent être régionalement étendus mais latéralement discontinus et présenter de forts contrastes de faciès. La matière organique terrestre transportée contribue à des kérogènes de type mixte I-III qui génèrent du pétrole cireux (le kérogène de type I est riche en hydrogène et propice à la formation de pétrole ; le kérogène de type III est pauvre en hydrogène et principalement propice à la formation de gaz). La Luman Tongue de la Green River Formation (Wyoming) et la Honyanchi Formation (bassin de Junggar, Chine) fournissent des exemples de cette association de faciès, qui est également présente dans le bassin de Songliao du nord-est de la Chine, le bassin de Sumatra central, et les bassins crétacés de Doba/Doseo en Afrique de l'ouest-centrale. 2. L'association de faciès fluctuant profond représente une combinaison de remplissage progradant et aggradant du bassin et inclut certaines des roches mères les plus riches du monde. Les dépôts sont étendus à l'échelle régionale en vue de carte, présentant des faciès sources relativement homogènes contenant du kérogène de type I propice à la formation de pétrole. Les exemples incluent le membre Laney de la Green River Formation (Wyoming), la formation Lucaogou (bassin de Junggar, Chine), la formation Bucomazi (offshore ouest africain), et la formation Lagoa Feia (bassin de Campos, Brésil). 3. L'association de faciès évaporatif représente un remplissage principalement aggradant lié aux cycles de dessiccation dans les lacs salins à hypersalins et peut inclure des dépôts évaporitiques et éoliens. Les faciès de mudstone riches en matière organique sublittoraux sont relativement minces mais peuvent être très riches et étendus. L'enrichissement organique le plus élevé coïncide avec les stades les plus profonds du lac. Une faible entrée de matière organique végétale terrestre entraîne des contrastes latéraux minimaux dans la teneur en matière organique. Dans certains cas, un kérogène de type I-S (riche en soufre) distinctif peut générer du pétrole à des maturités thermiques aussi basses que 0,45 % de réflectance équivalente de vitrinite. Les exemples incluent le membre Wilkins Peak de la Green River Formation (Wyoming), la formation Jingjingzigou (bassin de Junggar, Chine), les bassins de Jianghan et Qaidam (Chine), et la formation Blanca Lila (Argentine).",
    url = "https://doi.org/10.1306/8626ca5f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8626ca5f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2135030700",
    references = "doi1010160016703795000739, doi1013060c9b238f171011d78645000102c1865d, doi101306bdff8b0a171811d78645000102c1865d"
}

Résumé Le gaz des lits de charbon a été produit commercialement depuis le bassin appalachien du nord depuis les années 1930 et depuis le bassin de San Juan depuis le début des années 1950. Cependant, l'ampleur et l'importance économique des ressources en gaz des lits de charbon n'ont été comprises qu'au cours des années 1970 et du début des années 1980, lorsque le Bureau of Mines des États-Unis, le Département de l'Énergie des États-Unis, l'Institut de recherche sur le gaz et les exploitants de pétrole et de gaz ont fait un effort concerté pour démontrer la production commerciale de gaz des lits de charbon à partir de puits verticaux. L'exploration et le développement se sont étendus à la fin des années 1980 et au début des années 1990, en partie grâce à un crédit d'impôt pour les combustibles non conventionnels. En 2000, le gaz des lits de charbon représentait 8,8 % des réserves (15,7 tcf [0,44 Tm3]) et 9,2 % de la production annuelle (1,38 tcf [40 Gm3]) de gaz sec aux États-Unis. De 1989 à 2000, la production cumulative de gaz des lits de charbon aux États-Unis était de 9,63 tcf (272 Gm3). Aujourd'hui, le développement du gaz des lits de charbon s'est étendu à une douzaine de bassins aux États-Unis, et l'exploration progresse dans le monde entier. Les lits de charbon sont des réservoirs auto-alimentés qui peuvent contenir du gaz thermogénique, du gaz thermogénique migré, du gaz biogénique ou un mélange de gaz. Le gaz des lits de charbon est stocké principalement dans les micropores de la matrice de charbon à l'état adsorbé et secondairement dans les micropores et les fractures sous forme de gaz libre ou de gaz en solution dans l'eau. Les paramètres clés qui contrôlent les ressources en gaz et leur productibilité sont la maturité thermique, la composition macérale, la teneur en gaz, l'épaisseur du charbon, la densité de fractures, les contraintes in situ, la perméabilité, l'histoire de l'enfouissement et le contexte hydrologique. Ces paramètres varient considérablement dans les champs producteurs des États-Unis et dans le monde. En 2000, le bassin de San Juan représentait plus de 80 % de la production de gaz des lits de charbon aux États-Unis. Ce bassin contient un immense gisement de gaz des lits de charbon, le fairway de Fruitland, qui a produit plus de 7 tcf (0,2 Tm3) de gaz. Le système de gaz des lits de charbon de Fruitland et ses éléments clés contrastent avec le gisement de gaz des lits de charbon de Fort Union dans le bassin de Powder River. Le gisement de gaz des lits de charbon de Fort Union est l'un des gisements de gaz en développement le plus rapide aux États-Unis. Sa production a augmenté de 14 bcf (0,4 Gm3) en 1997 à 147,3 bcf (4,1 Gm3) en 2000, date à laquelle il représentait 10,7 % de la production de gaz des lits de charbon aux États-Unis. En 2001, la production annuelle était de 244,7 bcf (6,9 Gm3). Les différences entre les systèmes pétroliers de Fruitland et de Fort Union les rendent idéaux pour élucider les éléments clés de systèmes pétroliers de gaz des lits de charbon contrastés.

@article{doi10130661eeddaa173e11d78645000102c1865d,
    author = "Ayers, Walter B.",
    title = "Coalbed Gas Systems, Resources, and Production and a Review of Contrasting Cases from the San Juan and Powder River Basins",
    year = "2002",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Résumé Le gaz des lits de charbon a été produit commercialement depuis le bassin appalachien du nord depuis les années 1930 et depuis le bassin de San Juan depuis le début des années 1950. Cependant, l'ampleur et l'importance économique des ressources en gaz des lits de charbon n'ont été comprises qu'au cours des années 1970 et du début des années 1980, lorsque le Bureau of Mines des États-Unis, le Département de l'Énergie des États-Unis, l'Institut de recherche sur le gaz et les exploitants de pétrole et de gaz ont fait un effort concerté pour démontrer la production commerciale de gaz des lits de charbon à partir de puits verticaux. L'exploration et le développement se sont étendus à la fin des années 1980 et au début des années 1990, en partie grâce à un crédit d'impôt pour les combustibles non conventionnels. En 2000, le gaz des lits de charbon représentait 8,8\% des réserves (15,7 tcf [0,44 Tm3]) et 9,2\% de la production annuelle (1,38 tcf [40 Gm3]) de gaz sec aux États-Unis. De 1989 à 2000, la production cumulative de gaz des lits de charbon aux États-Unis était de 9,63 tcf (272 Gm3). Aujourd'hui, le développement du gaz des lits de charbon s'est étendu à une douzaine de bassins aux États-Unis, et l'exploration progresse dans le monde entier. Les lits de charbon sont des réservoirs auto-alimentés qui peuvent contenir du gaz thermogénique, du gaz thermogénique migré, du gaz biogénique ou un mélange de gaz. Le gaz des lits de charbon est stocké principalement dans les micropores de la matrice de charbon à l'état adsorbé et secondairement dans les micropores et les fractures sous forme de gaz libre ou de gaz en solution dans l'eau. Les paramètres clés qui contrôlent les ressources en gaz et leur productibilité sont la maturité thermique, la composition macérale, la teneur en gaz, l'épaisseur du charbon, la densité de fractures, les contraintes in situ, la perméabilité, l'histoire de l'enfouissement et le contexte hydrologique. Ces paramètres varient considérablement dans les champs producteurs des États-Unis et dans le monde. En 2000, le bassin de San Juan représentait plus de 80\% de la production de gaz des lits de charbon aux États-Unis. Ce bassin contient un immense gisement de gaz des lits de charbon, le fairway de Fruitland, qui a produit plus de 7 tcf (0,2 Tm3) de gaz. Le système de gaz des lits de charbon de Fruitland et ses éléments clés contrastent avec le gisement de gaz des lits de charbon de Fort Union dans le bassin de Powder River. Le gisement de gaz des lits de charbon de Fort Union est l'un des gisements de gaz en développement le plus rapide aux États-Unis. Sa production a augmenté de 14 bcf (0,4 Gm3) en 1997 à 147,3 bcf (4,1 Gm3) en 2000, date à laquelle il représentait 10,7\% de la production de gaz des lits de charbon aux États-Unis. En 2001, la production annuelle était de 244,7 bcf (6,9 Gm3). Les différences entre les systèmes pétroliers de Fruitland et de Fort Union les rendent idéaux pour élucider les éléments clés de systèmes pétroliers de gaz des lits de charbon contrastés.",
    url = "https://doi.org/10.1306/61eeddaa-173e-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/61eeddaa-173e-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2031982848",
    references = "doi101016s0166516297000128, doi101016s0166516299000646, doi101029jb085ib11p06113, doi1011300016760619788959peotsj20co2, doi101306a25feaa9171b11d78645000102c1865d, doi101306m60585c1, doi101306st38577c7, doi101306st38577c9, doi10211836737ms, doi10211852607pa, doi103133pp676, fassett1971geology"
}

Les données géochronologiques, structurales et sédimentologiques constituent la base d'une synthèse régionale de l'évolution de la ceinture de chevauchement rétroarc cordillérienne et du système de bassin avant-arc aux États-Unis occidentaux. Dans cette région, la ceinture orogénique cordillérienne s'est consolidée tectoniquement au Jurassique supérieur (∼155 Ma) avec la fermeture des bassins océaniques marginaux et l'accrétion d'arcs bordiers le long du bord occidental de la plaque nord-américaine. Au cours des 100 Myr suivants, la déformation contractile s'est propagée d'environ 1000 kilomètres vers l'est, aboutissant à la formation des chaînes de montagnes laramidiennes des Rocheuses. Au sommet de son développement, le côté rétroarc de la Cordillère était divisé en cinq zones tectonomorphiques, incluant, de l'ouest vers l'est, la ceinture de chevauchement Luning-Fencemaker ; la ceinture de chevauchement du Nevada central (ou d'Eureka) ; un plateau à haute altitude (le « Nevadaplano ») ; la ceinture de plis et de chevauchements sévieriens topographiquement accidentée ; et la zone laramidienne de soulèvements et de bassins de socle intra-avant-arc. Les roches de la croûte moyenne sous le Nevadaplano ont subi une métamorphose de haut grade et un raccourcissement au Jurassique supérieur et au Crétacé moyen à supérieur, et le locus du chevauchement majeur de la croûte supérieure a migré sporadiquement vers l'est. Au Crétacé supérieur, la croûte moyenne sous le Nevadaplano subissait une décompression et un refroidissement, peut-être en réponse à une extension ductile de grande ampleur et à une exhumation isostatique, concomitamment avec un chevauchement continu dans la ceinture sévierienne frontale. L'histoire tectonique de la ceinture sévierienne était remarquablement cohérente le long de l'axe de la ceinture orogénique, avec l'implantation de mégathrusts de l'échelle régionale du Protérozoïque et du Paléozoïque au Crétacé inférieur et de multiples feuilles de chevauchement du Paléozoïque et du Mésozoïque plus étroitement espacées au Crétacé supérieur-Paléocène. Contemporain de l'implantation des feuilles de chevauchement frontales, de grandes culminations structurales dans le socle cristallin archéen-protérozoïque se sont développées le long de l'escalier de socle formé par le rift néoproterozoïque. Un système de bassin avant-arc complexe s'est évolué en concert avec le coin orogénique. Au cours de sa première et dernière histoire (∼155 - 110 Ma et ∼70 - 55 Ma), le bassin a été dominé par des dépôts non marins, tandis que les eaux marines ont inondé le bassin au cours de sa vie moyenne (∼110 - 70 Ma). Le développement du bassin au Jurassique supérieur était contrôlé à la fois par la subsidence flexurale et dynamique. Du Crétacé inférieur jusqu'au début du Crétacé supérieur, le bassin a été dominé par la subsidence flexurale. Du Crétacé supérieur au Cénozoïque moyen, le bassin a été de plus en plus partitionné par des structures laramidiennes impliquant le socle. Les liens entre le magmatisme arcien cordillérien du Jurassique supérieur et du Crétacé supérieur et le chevauchement vers l'ouest de la lithosphère continentale nord-américaine sous l'arc ne sont pas clairement démontrables à partir du registre géologique dans la ceinture de chevauchement cordillérienne. Un délai significatif (∼20 Myr) entre le raccourcissement et le chevauchement contemporain, d'une part, et la génération de magmas arciques, d'autre part, est nécessaire pour qu'un lien existe. Cependant, la délaminisation lithosphérique inférée du Jurassique supérieur aurait pu fournir une condition préalable nécessaire pour permettre un chevauchement continental relativement rapide au Crétacé inférieur, qui à son tour aurait pu catalyser la flambée arcique du Crétacé supérieur.

@article{doi102475ajs3042105,
    author = "DeCelles, Peter G.",
    title = "Évolution du système de ceinture de chevauchement et de bassin avant-chaîne cordillérien du Jurassique supérieur à l'Éocène, États-Unis occidentaux.",
    year = "2004",
    journal = "American Journal of Science",
    abstract = {Les données géochronologiques, structurales et sédimentologiques constituent la base d'une synthèse régionale de l'évolution de la ceinture de chevauchement rétroarc cordillérienne et du système de bassin avant-chaîne dans l'ouest des États-Unis. Dans cette région, la ceinture orogénique cordillérienne s'est consolidée tectoniquement au Jurassique supérieur (∼155 Ma) avec la fermeture des bassins océaniques marginaux et l'accrétion d'arcs bordiers le long du bord occidental de la plaque nord-américaine. Au cours des 100 Myr suivants, la déformation contractile s'est propagée d'environ 1000 kilomètres vers l'est, aboutissant à la formation des chaînes de montagnes laramidiennes des Rocheuses. Au sommet de son développement, le côté rétroarc de la Cordillère était divisé en cinq zones tectonomorphiques, de l'ouest vers l'est : la ceinture de chevauchement Luning-Fencemaker ; la ceinture de chevauchement du Nevada central (ou d'Eureka) ; un plateau à haute altitude (le « Nevadaplano ») ; la ceinture de plis et de chevauchements sévier, topographiquement accidentée ; et la zone laramidienne de soulèvements et de bassins de socle intra-bassin. Les roches de la croûte moyenne sous le Nevadaplano ont subi une métamorphose de haut grade et un raccourcissement au Jurassique supérieur et au Crétacé moyen à supérieur, et le locus des chevauchements majeurs de la croûte supérieure a migré sporadiquement vers l'est. Au Crétacé supérieur, la croûte moyenne sous le Nevadaplano subissait une décompression et un refroidissement, peut-être en réponse à une extension ductile de grande ampleur et à une exhumation isostatique, concomitante avec la poursuite du chevauchement dans la ceinture sévier frontale. L'histoire tectonique de la ceinture sévier était remarquablement cohérente le long de l'axe de la ceinture orogénique, avec l'emplacemen de feuilles de chevauchement mégathrustes proterozoïques et paléozoïques à l'échelle régionale au Crétacé inférieur et de multiples feuilles de chevauchement paléozoïques et mésozoïques plus rapprochées au Crétacé supérieur–Paléocène. Contemporain de l'emplacemen des feuilles de chevauchement frontales, de grandes culminations structurales dans le socle cristallin archéen–proterozoïque se sont développées le long de l'escalier de socle formé par le rift néoproterozoïque. Un système complexe de bassin avant-chaîne s'est développé en concert avec le coin orogénique. Au cours de son histoire précoce et tardive (∼155 - 110 Ma et ∼70 - 55 Ma), le bassin a été dominé par des dépôts non marins, tandis que les eaux marines ont inondé le bassin au cours de sa période intermédiaire (∼110 - 70 Ma). Le développement du bassin au Jurassique supérieur était contrôlé à la fois par la subsidence flexurale et dynamique. Du Crétacé inférieur jusqu'au début du Crétacé supérieur, le bassin a été dominé par la subsidence flexurale. Du Crétacé supérieur au Cénozoïque moyen, le bassin a été de plus en plus partitionné par des structures laramidiennes impliquant le socle. Les liens entre le magmatisme d'arc cordillérien du Jurassique supérieur et du Crétacé supérieur et le chevauchement vers l'ouest de la lithosphère continentale nord-américaine sous l'arc ne sont pas clairement démontrables à partir du registre géologique dans la ceinture de chevauchement cordillérienne. Un délai significatif (∼20 Myr) entre le raccourcissement et le chevauchement contemporain, d'une part, et la génération de magmas d'arc, d'autre part, est nécessaire pour qu'un lien existe. Cependant, la délaminisation lithosphérique inférée du Jurassique supérieur aurait pu fournir une condition préalable nécessaire pour permettre un chevauchement continental relativement rapide au Crétacé inférieur, qui à son tour aurait pu catalyser la flambée d'arc du Crétacé supérieur.},
    url = "https://doi.org/10.2475/ajs.304.2.105",
    doi = "10.2475/ajs.304.2.105",
    openalex = "W2135909516",
    references = "doi101016004019519390295u, doi10102993rg02030, doi101029jb075i014p02625, doi101029jb088ib02p01153, doi101029jb093ib04p03211, doi101029tc005i002p00227, doi101038270403a0, doi101038386061a0, doi101046j13652117199601491x, doi1011300016760619881001023papsol23co2, doi101130001676062000112324tothas20co2, doi101130dnaggnac2463, doi101130dnaggnag3261, doi101130mem151p355, doi101130spe206, doi101130spe206p1, doi1013062f9188fb16ce11d78645000102c1865d"
}

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

Résumé Les ciments calcitiques zonés contenant des hydrocarbures se rencontrent largement dans les noyaux de zones de faille et les affleurements de grès du bassin du Junggar nord-occidental (nord-ouest de la Chine). Les bandes contenant des hydrocarbures alternent avec des bandes presque dépourvues d'hydrocarbures à l'échelle du micron. Les résultats analytiques issus de la géochimie organique des biomarqueurs, de la microspectroscopie infrarouge par transformée de Fourier et de la géochimie des éléments traces sur ces ciments zonés suggèrent que au moins trois types différents de fluides ont participé à leur formation. Le premier type de fluide est probablement une eau de formation lacustre primaire non modifiée, à partir de laquelle sont formées les bandes pauvres en hydrocarbures et qui se caractérise par un calcite riche en magnésium. Les deux autres types de fluides incluent les fluides basinaux (par exemple, des fluides chauds contenant des hydrocarbures) et les eaux météoriques. Les bandes riches en hydrocarbures dans lesquelles les hydrocarbures ont subi une biodégradation et dont la teneur en manganèse est relativement élevée suggèrent un mélange de fluide basinal contenant des hydrocarbures et d'eau météorique. La croissance alternée de bandes de ciment calcitique contenant des hydrocarbures et dépourvues d'hydrocarbures implique que la formation du ciment est épisodique ; elle est liée à des épisodes alternés de fluide pétrolier mélangé et d'eaux de formation primaires non modifiées, respectivement. La faille semble avoir été une zone de mélange où la pompage sismique lors du mouvement des failles régionales associées s'est produit. Ainsi, dans le bassin du Junggar nord-occidental, la structure zonée à l'échelle du micron des ciments calcitiques contenant des hydrocarbures est probablement une réflexion de la migration épisodique des fluides pétroliers dans les zones de faille.

@article{doi10130606050807124,
    author = "Jin, Zhijun et Cao, Jian et Hu, Wenxuan et Zhang, Yijie et Yao, Suping et Wang, Xulong et Zhang, Yueqian et Tang, Yong et Xinpu, Shi",
    title = "Migration épisodique des fluides pétroliers dans les zones de faille du bassin du Junggar nord-occidental (nord-ouest de la Chine) : Preuves apportées par le ciment calcitique zoné contenant des hydrocarbures",
    year = "2008",
    journal = "Bulletin AAPG",
    abstract = "Résumé Les ciments calcitiques zonés contenant des hydrocarbures se rencontrent largement dans les noyaux de zones de faille et les affleurements de grès du bassin du Junggar nord-occidental (nord-ouest de la Chine). Les bandes contenant des hydrocarbures alternent avec des bandes presque dépourvues d'hydrocarbures à l'échelle du micron. Les résultats analytiques issus de la géochimie organique des biomarqueurs, de la microspectroscopie infrarouge par transformée de Fourier et de la géochimie des éléments traces sur ces ciments zonés suggèrent que au moins trois types différents de fluides ont participé à leur formation. Le premier type de fluide est probablement une eau de formation lacustre primaire non modifiée, à partir de laquelle sont formées les bandes pauvres en hydrocarbures et qui se caractérise par un calcite riche en magnésium. Les deux autres types de fluides incluent les fluides basinaux (par exemple, des fluides chauds contenant des hydrocarbures) et les eaux météoriques. Les bandes riches en hydrocarbures dans lesquelles les hydrocarbures ont subi une biodégradation et dont la teneur en manganèse est relativement élevée suggèrent un mélange de fluide basinal contenant des hydrocarbures et d'eau météorique. La croissance alternée de bandes de ciment calcitique contenant des hydrocarbures et dépourvues d'hydrocarbures implique que la formation du ciment est épisodique ; elle est liée à des épisodes alternés de fluide pétrolier mélangé et d'eaux de formation primaires non modifiées, respectivement. La faille semble avoir été une zone de mélange où la pompage sismique lors du mouvement des failles régionales associées s'est produit. Ainsi, dans le bassin du Junggar nord-occidental, la structure zonée à l'échelle du micron des ciments calcitiques contenant des hydrocarbures est probablement une réflexion de la migration épisodique des fluides pétroliers dans les zones de faille.",
    url = "https://doi.org/10.1306/06050807124",
    doi = "10.1306/06050807124",
    openalex = "W2133461810",
    references = "lee1985geology"
}

La répartition des réservoirs de gaz issus de charbon est contrôlée par de nombreux facteurs géologiques en Chine. Le processus d'accumulation et de formation des réservoirs de gaz des mesures de charbon est étudié sous les aspects de la structure, de l'évolution de la roche mère, du réservoir, de l'histoire de formation des réservoirs, etc. Les résultats de comparaison montrent qu'il existe de nombreuses similitudes géologiques entre les réservoirs de gaz du Paléozoïque supérieur dans le bassin d'Ordos et les réservoirs de gaz de la formation du Trias supérieur de Xujiahe dans le bassin du Sichuan, et la différence des caractéristiques des réservoirs de gaz dans les deux bassins est causée par des évolutions structurales et des processus de formation des réservoirs différents. Dans le bassin d'Ordos, l'eau poussée par le gaz a migré des positions inférieures aux positions supérieures dans le processus de formation des réservoirs de gaz, et l'anomalie de la faible pression du réservoir de gaz a été causée par l'inversion de l'eau et du gaz. Dans le bassin du Sichuan, les pièges structuraux ont contrôlé la répartition des réservoirs de gaz dans la formation de Xujiahe, des réservoirs de gaz lithologiques ont été trouvés localement, et les principaux facteurs de la pression anormalement élevée sont la sous-consolidation due à une sédimentation rapide, la génération d'hydrocarbures des roches mères et la compression structurale pendant la période de l'Himalaya.

@article{doi101016s1876380409601294,
    author = "Shuichang, Zhang et Mi, Jingkui et Liuhong, Liu et Shizhen, Tao",
    title = "Caractéristiques géologiques et formation des réservoirs de gaz à grains fins issus de charbon en Chine : Études de cas sur les réservoirs de gaz du Paléozoïque supérieur, bassin d'Ordos et réservoirs de gaz de la formation de Xujiahe, bassin du Sichuan",
    year = "2009",
    journal = "Exploration et développement pétrolier",
    abstract = "La répartition des réservoirs de gaz issus de charbon est contrôlée par de nombreux facteurs géologiques en Chine. Le processus d'accumulation et de formation des réservoirs de gaz des mesures de charbon est étudié sous les aspects de la structure, de l'évolution de la roche mère, du réservoir, de l'histoire de formation des réservoirs, etc. Les résultats de comparaison montrent qu'il existe de nombreuses similitudes géologiques entre les réservoirs de gaz du Paléozoïque supérieur dans le bassin d'Ordos et les réservoirs de gaz de la formation du Trias supérieur de Xujiahe dans le bassin du Sichuan, et la différence des caractéristiques des réservoirs de gaz dans les deux bassins est causée par des évolutions structurales et des processus de formation des réservoirs différents. Dans le bassin d'Ordos, l'eau poussée par le gaz a migré des positions inférieures aux positions supérieures dans le processus de formation des réservoirs de gaz, et l'anomalie de la faible pression du réservoir de gaz a été causée par l'inversion de l'eau et du gaz. Dans le bassin du Sichuan, les pièges structuraux ont contrôlé la répartition des réservoirs de gaz dans la formation de Xujiahe, des réservoirs de gaz lithologiques ont été trouvés localement, et les principaux facteurs de la pression anormalement élevée sont la sous-consolidation due à une sédimentation rapide, la génération d'hydrocarbures des roches mères et la compression structurale pendant la période de l'Himalaya.",
    url = "https://doi.org/10.1016/s1876-3804(09)60129-4",
    doi = "10.1016/s1876-3804(09)60129-4",
    openalex = "W2071384249"
}

La structure et l'histoire géologique du Caucase sont largement déterminées par sa position entre les plaques lithosphériques eurasiatique et Afrique-Arabique, toujours en convergence, au sein d'une large zone de collision continentale. Au Proterozoïque tardif-Cénozoïque précoce, la région appartenait à l'Océan Téthys et à ses marges eurasiatique et Afrique-Arabique, où existait un système d'arcs insulaires, de rifts intra-arcs et de bassins arrière-arcs caractéristiques de la phase pré-collisionnelle de l'évolution de la région. La région, ainsi que d'autres fragments maintenant exposés dans le socle cristallin du Précambrien supérieur-Cambrien de la ceinture orogénique alpine, a été séparée de la Gondwana occidentale au Paléozoïque précoce en raison du rift arrière-arcs au-dessus d'une zone de subduction plongeant vers le sud. Le rift continu et l'extension océanique ont produit l'Océan Paléotéthys à la suite de la migration vers le nord des terranes péri-gondwaniques. Le déplacement des terranes caucasiens et autres péri-gondwaniques vers la marge sud de l'Eurasie a été achevé vers ~350 Ma. L'implantation généralisée de plutons de granite microclinique le long de la marge continentale active du sud de l'Eurasie entre 330 et 280 Ma s'est produite au-dessus d'une zone de subduction paléotéthysienne plongeant vers le nord. Cependant, les événements varisques et éo-cimmériens-alpins précoces n'ont pas conduit à la fermeture complète de l'Océan Paléozoïque. La Téthys du Mésozoïque au Caucase a été héritée de la Paléotéthys. Au Mésozoïque et au Cénozoïque précoce, le Grand Caucase et le Transcaucasie représentaient le domaine Nordtéthys - la marge active sud de la plaque lithosphérique eurasiatique. Les bassins oligocène-néogène et quaternaires situés dans la dépression intermontagneuse transcaucasienne marquent l'évolution syn- et post-collisionnelle de la région ; ces bassins représentaient une partie de la Paratéthys et ont accumulé des sédiments de type fermé et semi-fermé. La collision finale des plaques Afrique-Arabique et Eurasiatique et la formation de l'édifice montagneux intracontinental actuel du Caucase ont eu lieu à la période Néogène-Quaternaire. Du Miocène tardif (c. 9-7 Ma) à la fin du Pléistocène, dans la partie centrale de la région, des éruptions volcaniques en conditions subaériennes se sont produites simultanément à la formation des fossés de molasse. La géométrie des déformations tectoniques dans le Transcaucasie est largement déterminée par le bloc arabe rigide en forme de coin s'enfonçant intensément dans la région Asie Mineure-Caucasienne. Toutes les lignes structurales et morphologiques présentent une configuration arciforme clairement exprimée, convexe vers le nord, reflétant les contours du bloc arabe. Cependant, plus au nord, la géométrie des ceintures de plis et de charriages est quelque peu différente - la ceinture de plis et de charriages d'Achara-Trialeti est, dans l'ensemble, orientée W-E ; la ceinture de plis et de charriages du Grand Caucase s'étend dans une direction WNW-ESE.

@article{doi103906yer100511,
    author = "Adamia, Shota et al.",
    title = "Géologie du Caucase : une revue",
    year = "2011",
    journal = "TURKISH JOURNAL OF EARTH SCIENCES",
    abstract = "La structure et l'histoire géologique du Caucase sont largement déterminées par sa position entre les plaques lithosphériques eurasiatique et africaine-arabienne, toujours en convergence, au sein d'une large zone de collision continentale. Au Proterozoïque tardif-Cénozoïque débutant, la région appartenait à l'Océan Téthys et à ses marges eurasiatique et africaine-arabienne, où existait un système d'arcs insulaires, de rifts intra-arcs et de bassins arrière-arcs caractéristiques de la phase pré-collisionnelle de l'évolution de la région. La région, ainsi que d'autres fragments maintenant exposés dans le socle cristallin du domaine Précambrien supérieur-Cambrien de la ceinture orogénique alpine, a été séparée de la Gondwana occidentale au Paléozoïque débutant en raison du rift arrière-arcs au-dessus d'une zone de subduction plongeant vers le sud. Le rift continu et l'extension du plancher océanique ont produit l'Océan Paléotéthys à la suite de la migration vers le nord des terranes péri-gondwanéens. Le déplacement des terranes caucasiens et autres péri-gondwanéens vers la marge sud de l'Eurasie a été achevé vers 350 Ma. L'implantation généralisée de plutons de granite microclinique le long de la marge continentale active du sud de l'Eurasie entre 330 et 280 Ma s'est produite au-dessus d'une zone de subduction paléotéthysienne plongeant vers le nord. Cependant, les événements varisque et éo-cimmérien-alpin précoce n'ont pas conduit à la fermeture complète de l'Océan Paléozoïque. La Téthys du Mésozoïque au Caucase a été héritée de la Paléotéthys. Au Mésozoïque et au Cénozoïque débutant, le Grand Caucase et le Transcaucasie représentaient le domaine Nordtéthys - la marge active sud de la plaque lithosphérique eurasiatique. Les bassins oligocène-néogène et quaternaires situés dans la dépression intermontagneuse transcaucasienne marquent l'évolution syn- et post-collisionnelle de la région ; ces bassins représentaient une partie de la Paratéthys et ont accumulé des sédiments de type fermé et semi-fermé. La collision finale des plaques africaine-arabienne et eurasiatique et la formation de l'édifice montagneux intracontinental actuel du Caucase ont eu lieu à la période Néogène-Quaternaire. Du Miocène tardif (env. 9-7 Ma) à la fin du Pléistocène, dans la partie centrale de la région, des éruptions volcaniques en conditions subaériennes se sont produites simultanément à la formation des fossés de molasse. La géométrie des déformations tectoniques dans le Transcaucasie est largement déterminée par le bloc arabe rigide en forme de coin s'enfonçant intensément dans la région Asie Mineure-Caucasienne. Toutes les lignes structurales et morphologiques ont une configuration clairement exprimée en arc convexe vers le nord, reflétant les contours du bloc arabe. Cependant, plus au nord, la géométrie des ceintures de plis et de charriages est quelque peu différente - la ceinture de plis et de charriages d'Achara-Trialeti est, dans l'ensemble, orientée W-E ; la ceinture de plis et de charriages du Grand Caucase s'étend dans une direction WNW-ESE.",
    url = "https://doi.org/10.3906/yer-1005-11",
    doi = "10.3906/yer-1005-11",
    openalex = "W2142982425",
    references = "doi101016004019518690199x, doi101016037702739090018b, doi101016jtecto200206004, doi1010291996jb900351, doi1010291999jb900351, doi1010292003gl018019, doi1010292003tc001530, doi1010292005jb004051, doi101111j1365246x1988tb01387x, doi101111j1365246x1990tb06579x"
}

Ce rapport traite du cadre géologique et de la géologie pétrolière utilisés pour évaluer les ressources pétrolières non découvertes dans la province du bassin du Bohaiwan pour le Projet d'évaluation mondiale de l'énergie de 2000 du U.S. Geological Survey. Le bassin du Bohaiwan, dans le nord-est de la Chine, est la plus grande région productrice de pétrole de Chine. Deux systèmes pétroliers totaux ont été identifiés dans le bassin. Le premier, le système pétrolier total Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan, implique du pétrole et du gaz générés à partir de poches matures de roche source lacustre associées à six sous-bassins majeurs contrôlés par des rifts. Deux unités d'évaluation sont définies dans ce système pétrolier total : (1) une unité d'évaluation lacustre tertiaire composée de réservoirs de grès intercalés avec des roches sources de schistes lacustres, et (2) une unité d'évaluation de collines enfouies pré-tertiaire composée de réservoirs carbonatés recouverts de manière discordante par des roches sources de schistes lacustres tertiaires. Le deuxième système pétrolier total identifié dans le bassin du Bohaiwan est le système pétrolier total Carbonifère/Permien Charbon–Paléozoïque, un système pétrolier total hypothétique impliquant du gaz naturel généré à partir de multiples poches de couches de charbon thermiquement matures. Les grès permien à faible perméabilité et les couches de charbon carbonifère sont les roches réservoirs. La plupart du gaz naturel est supposé être piégé dans des accumulations continues près du centre des sous-bassins. Ce système pétrolier total est largement inexploré et présente un bon potentiel pour des accumulations de gaz non découvertes. Une unité d'évaluation, le gaz d'origine charbonnière, est définie dans ce système pétrolier total.

@article{doi103133sir20115010,
    author = "Ryder, Robert T. et Qiang, Jin et McCabe, Peter J. et Nuccio, Vito F. et Persits, Felix",
    title = "Shahejie-Shahejie/Guantao/Wumishan et Carbonifère/Permien Charbon-Paléozoïque Systèmes pétroliers totaux dans le bassin du Bohaiwan, Chine (basé sur des études géologiques pour le Projet d'évaluation mondiale de l'énergie de 2000 du U.S. Geological Survey)",
    year = "2012",
    journal = "Rapport d'enquête scientifique",
    abstract = "Ce rapport traite du cadre géologique et de la géologie pétrolière utilisés pour évaluer les ressources pétrolières non découvertes dans la province du bassin du Bohaiwan pour le Projet d'évaluation mondiale de l'énergie de 2000 du U.S. Geological Survey. Le bassin du Bohaiwan, dans le nord-est de la Chine, est la plus grande région productrice de pétrole de Chine. Deux systèmes pétroliers totaux ont été identifiés dans le bassin. Le premier, le système pétrolier total Shahejie–Shahejie/Guantao/Wumishan, implique du pétrole et du gaz générés à partir de poches matures de roche source lacustre associées à six sous-bassins majeurs contrôlés par des rifts. Deux unités d'évaluation sont définies dans ce système pétrolier total : (1) une unité d'évaluation lacustre tertiaire composée de réservoirs de grès intercalés avec des roches sources de schistes lacustres, et (2) une unité d'évaluation de collines enfouies pré-tertiaire composée de réservoirs carbonatés recouverts de manière discordante par des roches sources de schistes lacustres tertiaires. Le deuxième système pétrolier total identifié dans le bassin du Bohaiwan est le système pétrolier total Carbonifère/Permien Charbon–Paléozoïque, un système pétrolier total hypothétique impliquant du gaz naturel généré à partir de multiples poches de couches de charbon thermiquement matures. Les grès permien à faible perméabilité et les couches de charbon carbonifère sont les roches réservoirs. La plupart du gaz naturel est supposé être piégé dans des accumulations continues près du centre des sous-bassins. Ce système pétrolier total est largement inexploré et présente un bon potentiel pour des accumulations de gaz non découvertes. Une unité d'évaluation, le gaz d'origine charbonnière, est définie dans ce système pétrolier total.",
    url = "https://doi.org/10.3133/sir20115010",
    doi = "10.3133/sir20115010",
    openalex = "W1498596239",
    references = "crossref1989geology, doi1010160016703788903705, doi101016004019518790268x, doi101016014663809090067a, doi1010160264817287900456, doi101016s0146638096000496, doi101016s0264817297000275, doi101016s0920410503001426, doi101038313444a0, doi10130664eda0d2172411d78645000102c1865d, doi101306m60585, doi103133ofr934"
}

Une revue de la géologie et des potentiels pétroliers du Benue Trough nigérian et du bassin d'Anambra est réalisée afin d'identifier les systèmes pétroliers potentiels dans les bassins. Les évaluations tectoniques, stratigraphiques et géochimiques organiques de ces bassins suggèrent une similitude avec les bassins contigus du Tchad, de la République du Niger et du Soudan, où des découvertes commerciales de pétrole ont été réalisées. Au moins deux systèmes pétroliers potentiels peuvent être présentés dans les bassins : le système pétrolier du Crétacé inférieur, probablement capable de la fois de la génération de pétrole et de gaz, et le système pétrolier du Crétacé supérieur qui pourrait être principalement générateur de gaz. Ces systèmes sont étroitement corrélés en disposition temporelle, structures, roches sources et réservoirs et peut-être mécanisme de génération à ce qui se produit dans le bassin de Muglad du Soudan et le bassin de Termit de la République du Niger et du Tchad. Ils sont très efficaces pour planifier les futures campagnes d'exploration dans les bassins.

@article{doi104236nr201451005,
    author = "Abubakar, M.B.",
    title = "Potentiels pétroliers du Benue Trough nigérian et du bassin d'Anambra : une synthèse régionale",
    year = "2014",
    journal = "Natural Resources",
    abstract = "Une revue de la géologie et des potentiels pétroliers du Benue Trough nigérian et du bassin d'Anambra est réalisée afin d'identifier les systèmes pétroliers potentiels dans les bassins. Les évaluations tectoniques, stratigraphiques et géochimiques organiques de ces bassins suggèrent une similitude avec les bassins contigus du Tchad, de la République du Niger et du Soudan, où des découvertes commerciales de pétrole ont été réalisées. Au moins deux systèmes pétroliers potentiels peuvent être présentés dans les bassins : le système pétrolier du Crétacé inférieur, probablement capable de la fois de la génération de pétrole et de gaz, et le système pétrolier du Crétacé supérieur qui pourrait être principalement générateur de gaz. Ces systèmes sont étroitement corrélés en disposition temporelle, structures, roches sources et réservoirs et peut-être mécanisme de génération à ce qui se produit dans le bassin de Muglad du Soudan et le bassin de Termit de la République du Niger et du Tchad. Ils sont très efficaces pour planifier les futures campagnes d'exploration dans les bassins.",
    url = "https://doi.org/10.4236/nr.2014.51005",
    doi = "10.4236/nr.2014.51005",
    openalex = "W1975787804",
    references = "doi101111j174754571980tb00982x"
}

@article{doi101016jmarpetgeo201802010,
    author = "Chen, Xiaoyan et Hao, Fang et Guo, Liuxi et Wang, Daojun et Yin, Jie et Yang, Fan et Zou, Huayao",
    title = "Origine de l'accumulation de pétrole dans la ceinture structurale de Chaheji-gaojiapu du bassin de Baxian Sag, bassin de la baie de Bohai, Chine : Apports des analyses de biomarqueurs et géologiques",
    year = "2018",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.02.010",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2018.02.010",
    openalex = "W2789468233",
    references = "doi101306ad4616ab16f711d78645000102c1865d"
}

Les bassins sédimentaires ont été bien documentés depuis de nombreuses années, mais leurs limites sont souvent mal représentées. Cette étude a délimité 764 bassins en utilisant des données géologiques mondiales pour créer des contours de bassin plus cohérents qui peuvent être utilisés pour mener des études globales futures. Chaque bassin sédimentaire contient un registre incomplet de l'histoire de la Terre, mais l'étude de tous les bassins mondiaux offre une vue plus complète de l'évolution de la planète ainsi qu'un meilleur cadre pour étudier les ressources contenues dans ces bassins. D'autres attributs des bassins ont été capturés qui aideront la recherche et la modélisation futures (nom, type, âge, superficie, profondeur, présence d'évaporites, type d'évaporite, présence de volcaniques, etc.). La plupart des bassins sédimentaires se sont formés lors de la rupture de Rodinia, Pannotia et Pangea (Protérozoïque-Cambrien et Mésozoïque). De nombreux bassins plus anciens sont maintenant situés à l'intérieur des continents en tant que bassins intracratoniques et de foreland, tandis que la plupart des bassins plus jeunes sont situés aux bords des continents en tant que marges passives, décrochantes ou bassins liés aux arcs. Le type de bassin a également été trouvé lié à l'épaisseur maximale des sédiments, les bassins de marge passive, de foreland, de ceinture de plis et de failles inverses, et intracratoniques ayant souvent les séquences sédimentaires les plus épaisses (>3,0–4,0 km). Il a également été trouvé que 217 bassins contenaient 369 intervalles d'évaporites et que ces séquences étaient le plus souvent situées dans les marges passives et les bassins de foreland, et presque jamais observées dans les bassins arrière-arc - mer marginale et avant-arc. Temporellement, la dépôt d'évaporites était quelque peu intermittent tout au long de l'histoire de la Terre, mais il y a eu un dépôt généralisé pendant les intervalles du Permien supérieur et du Trias supérieur avec d'autres événements notables pendant les périodes de temps Néoprotérozoïque-Cambrien précoce, Aptien-Albien, Éocène moyen et Miocène supérieur (Messinien). Sur la base de reconstructions paléogéographiques, presque toutes les 369 unités d'évaporites ont été déposées dans un rayon de 45 degrés de l'équateur et ont probablement été influencées par la convergence de facteurs régionaux et globaux (par exemple, événements tectoniques, restrictions géographiques et climat).

@article{doi101016jearscirev2021103564,
    author = "Evenick, Jonathan C.",
    title = "Aperçus de l'histoire de la Terre à l'aide d'une carte révisée des bassins sédimentaires mondiaux",
    year = "2021",
    journal = "Earth-Science Reviews",
    abstract = "Les bassins sédimentaires ont été bien documentés depuis de nombreuses années, mais leurs limites sont souvent mal représentées. Cette étude a délimité 764 bassins en utilisant des données géologiques mondiales pour créer des contours de bassin plus cohérents qui peuvent être utilisés pour mener des études globales futures. Chaque bassin sédimentaire contient un registre incomplet de l'histoire de la Terre, mais l'étude de tous les bassins mondiaux offre une vue plus complète de l'évolution de la planète ainsi qu'un meilleur cadre pour étudier les ressources contenues dans ces bassins. D'autres attributs des bassins ont été capturés qui aideront la recherche et la modélisation futures (nom, type, âge, superficie, profondeur, présence d'évaporites, type d'évaporite, présence de volcaniques, etc.). La plupart des bassins sédimentaires se sont formés lors de la rupture de Rodinia, Pannotia et Pangea (Protérozoïque-Cambrien et Mésozoïque). De nombreux bassins plus anciens sont maintenant situés à l'intérieur des continents en tant que bassins intracratoniques et de foreland, tandis que la plupart des bassins plus jeunes sont situés aux bords des continents en tant que marges passives, décrochantes ou bassins liés aux arcs. Le type de bassin a également été trouvé lié à l'épaisseur maximale des sédiments, les bassins de marge passive, de foreland, de ceinture de plis et de failles inverses, et intracratoniques ayant souvent les séquences sédimentaires les plus épaisses (>3,0–4,0 km). Il a également été trouvé que 217 bassins contenaient 369 intervalles d'évaporites et que ces séquences étaient le plus souvent situées dans les marges passives et les bassins de foreland, et presque jamais observées dans les bassins arrière-arc - mer marginale et avant-arc. Temporellement, la dépôt d'évaporites était quelque peu intermittent tout au long de l'histoire de la Terre, mais il y a eu un dépôt généralisé pendant les intervalles du Permien supérieur et du Trias supérieur avec d'autres événements notables pendant les périodes de temps Néoprotérozoïque-Cambrien précoce, Aptien-Albien, Éocène moyen et Miocène supérieur (Messinien). Sur la base de reconstructions paléogéographiques, presque toutes les 369 unités d'évaporites ont été déposées dans un rayon de 45 degrés de l'équateur et ont probablement été influencées par la convergence de facteurs régionaux et globaux (par exemple, événements tectoniques, restrictions géographiques et climat).",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2021.103564",
    doi = "10.1016/j.earscirev.2021.103564",
    openalex = "W3131383366",
    references = "doi101017s0016756818000110, doi101111j174754571980tb00982x"
}

Le Carbonifère-Permien a été une période importante pour la formation de mines de charbon et de roches mères charbonneuses à travers le monde. Contrôlé par le paléoclimat, la flore de Cathaysia et l'environnement sédimentaire transitionnel du delta, la formation de Shanxi du Permien inférieur dans la dépression de Huanghua a formé plusieurs couches de charbon et de roches mères charbonneuses qui peuvent être exploitées dans toute la dépression. Cependant, la régularité de développement et la prédiction de distribution des roches mères charbonneuses de haute qualité ne sont toujours pas bien comprises. Les roches mères charbonneuses de la formation de Shanxi dans la dépression de Huanghua ont été prises comme objet d'étude. Avec la détermination et l'analyse de la teneur en carbone organique, de la pyrolyse de roche et de la réflectance de la vitrinite, nous avons trouvé que l'abondance de matière organique (c'est-à-dire le COT qui a varié de 20,3 % à 80,0 %), le potentiel de génération d'hydrocarbures (c'est-à-dire S1 + S2 qui a varié de 7,82 mg/g à 208,81 mg/g) et les types de kérogène (principalement type II2) du charbon étaient meilleurs que ceux de l'argilite carbonée et du shale charbonneux. L'identification des composants macéraux a indiqué que le charbon et l'argilite carbonée avaient plus de liptinite (c'est-à-dire cutinite et sporinite) et de vitrinite riche en hydrogène, tandis que le shale charbonneux était principalement composé de vitrinite pauvre en hydrogène et d'une petite quantité de liptinite. L'analyse des rapports des éléments majeurs et traces, des alcanes normaux et des isoparaffines a suggéré que la salinité paléo-eau du dépôt de charbon et d'argilite carbonée était supérieure à celle d'une partie du shale charbonneux. Révélé par la faible réduction de leur environnement de dépôt, le développement de charbon et d'argilite carbonée de haute qualité était principalement contrôlé par l'apport de matière organique propice au pétrole et au gaz. La formation de shale charbonneux de haute qualité était principalement dominée par un environnement de forte réduction avec une quantité insignifiante d'apport de matière organique. Le modèle de formation des roches mères charbonneuses de haute qualité a été établi. Ce modèle peut être utilisé pour prédire la distribution des mines de charbon et des roches mères charbonneuses dans la dépression de Huanghua et le bassin de la baie de Bohai.

@article{doi101016joregeorev2023105315,
    author = "Xu, Jinjun et Cheng, Xiangang et Peng, Shunan et Jin, Qiang et Cheng, Fuqi et Lou, Da et Zhang, Feipeng et Li, Fulai",
    title = "Environnement de dépôt et potentiel en hydrocarbures des dépôts de charbon du Permien inférieur dans la dépression de Huanghua, bassin de la baie de Bohai",
    year = "2023",
    journal = "Ore Geology Reviews",
    abstract = "Le Carbonifère-Permien a été une période importante pour la formation de mines de charbon et de roches mères charbonneuses à travers le monde. Contrôlé par le paléoclimat, la flore de Cathaysia et l'environnement sédimentaire transitionnel du delta, la formation de Shanxi du Permien inférieur dans la dépression de Huanghua a formé plusieurs couches de charbon et de roches mères charbonneuses qui peuvent être exploitées dans toute la dépression. Cependant, la régularité de développement et la prédiction de distribution des roches mères charbonneuses de haute qualité ne sont toujours pas bien comprises. Les roches mères charbonneuses de la formation de Shanxi dans la dépression de Huanghua ont été prises comme objet d'étude. Avec la détermination et l'analyse de la teneur en carbone organique, de la pyrolyse de roche et de la réflectance de la vitrinite, nous avons trouvé que l'abondance de matière organique (c'est-à-dire le COT qui a varié de 20,3 % à 80,0 %), le potentiel de génération d'hydrocarbures (c'est-à-dire S1 + S2 qui a varié de 7,82 mg/g à 208,81 mg/g) et les types de kérogène (principalement type II2) du charbon étaient meilleurs que ceux de l'argilite carbonée et du shale charbonneux. L'identification des composants macéraux a indiqué que le charbon et l'argilite carbonée avaient plus de liptinite (c'est-à-dire cutinite et sporinite) et de vitrinite riche en hydrogène, tandis que le shale charbonneux était principalement composé de vitrinite pauvre en hydrogène et d'une petite quantité de liptinite. L'analyse des rapports des éléments majeurs et traces, des alcanes normaux et des isoparaffines a suggéré que la salinité paléo-eau du dépôt de charbon et d'argilite carbonée était supérieure à celle d'une partie du shale charbonneux. Révélé par la faible réduction de leur environnement de dépôt, le développement de charbon et d'argilite carbonée de haute qualité était principalement contrôlé par l'apport de matière organique propice au pétrole et au gaz. La formation de shale charbonneux de haute qualité était principalement dominée par un environnement de forte réduction avec une quantité insignifiante d'apport de matière organique. Le modèle de formation des roches mères charbonneuses de haute qualité a été établi. Ce modèle peut être utilisé pour prédire la distribution des mines de charbon et des roches mères charbonneuses dans la dépression de Huanghua et le bassin de la baie de Bohai.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    doi = "10.1016/j.oregeorev.2023.105315",
    openalex = "W4317725994",
    references = "doi103133sir20115010"
}