Resumen de Inversion tectonics of the northern margin of the Basque Cantabrian Basin

Manuel Gómez, Jaume Vergés i Masip, C. Riaza Molina

• English

  The northern margin of the Basque-Cantabrian Basin was analysed combining stratigraphic and structural data from both surface and subsurface together with reflectance of vitrinite data from oil wells. The use of cross-section balancing techniques in addition to thermal modelling enabled us to reconstruct the tectonic, burial and thermal evolutions of the basin margin as well as those of the Landes High to the N in two different periods. The section restoration at the end of the Cretaceous shows a northern basin margin structure influenced by evaporites related to south-dipping normal faults. The reconstruction in middle Eocene times yielded up to 1 800 m of Paleocene-middle Eocene deposits on top of the basin margin. Subsequent tectonic inversion related to the Pyrenean compression led to the north-directed thrusting of basement units and to the formation of thrust slices or inverted folds in the cover along the northern margin of the basin. Tectonic subsidence analysis together with maturity data provided evidence that oil was generated in the basin during the late syn-rift and post-rift stages in the Late Cretaceous and became overmature during the period of incipient inversion after 55 Ma. In the autochthonous Landes High, the oil was generated after the tectonic inversion period 37 Ma.

• français

  La bordure du Bassin basque-cantabrique a été analysée en combinant des données structurales de surface et de subsurface avec des données de réflectance de vitrinites en puits. L'utilisation des techniques d'équilibrage de coupes et de modèles thermiques a permis de reconstruire les évolutions tectoniques, thermiques et l'enfouissement de l'extrémité du bassin ainsi que du plateau des Landes au nord, à deux époques différentes. La restauration des coupes à la fin du Crétacé montre une structure de la bordure du bassin fortement influencée par la présence d'évaporites liées aux failles normales à regard sud. La reconstruction a l'Eocène moyen met en évidence 1 800 m de dépôts allant du Paléocène à l'Eocène moyen au sommet de la bordure du bassin. Postérieurement l'inversion tectonique liée à la compression pyrénéenne a conduit au charriage d'unités de socle vers le nord et à la formation de chevauchements ou des plis dans la couverture sédimentaire sur la bordure septentrionale du bassin. En outre, l'analyse combinée de la subsidence tectonique et des données de maturité indique que la formation du pétrole a commencé dans l'allochtone à l'étape finale du syn-rift et post-rift pendant le Crétacé supérieur et à l'autochtone après la phase d'inversion au Tertiaire à partir de 37 Ma.