Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on biomarker ratios

• German Javier Tomas ^[2] ; Walter Vargas ^[3] ; Adrián Javier Acuña ^[1]
  1. [1] Universidad Tecnológica Nacional

     Universidad Tecnológica Nacional

     Argentina

     
  2. [2] Centro de Investigación y Transferencia de la Provincia de Santa Cruz, Río Gallegos, Argentina
  3. [3] acimientos Petrolíferos Fiscales-Tecnología, Ensenada, Argentina

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• Localización: DYNA: revista de la Facultad de Minas. Universidad Nacional de Colombia. Sede Medellín, ISSN 0012-7353, Vol. 88, Nº. 216, 2021, págs. 62-68
• Idioma: inglés
• Títulos paralelos:
  • Crudos de las cuencas Austral y del Golfo San Jorge. Similitudes y diferencias basadas en relaciones de biomarcadores
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• Resumen
  • español

    Los perfiles de biomarcadores son característicos de cada crudo. El objetivo de este estudio fue evaluar los biomarcadores en muestras de petróleo mediante análisis geoquímicos. Se obtuvieron muestras de las cuencas Austral y del Golfo San Jorge. Se analizaron las fracciones alifáticas y aromáticas por cromatografía de gases acoplada a espectrometría de masas. Se calcularon relaciones de biomarcadores a partir de isoprenoides, terpanos y esteranos para sugerir la materia orgánica precursora, el ambiente de depositación y roca madre para diferenciar las distintas fuentes de petróleo. Según los parámetros específicos, el crudo de la cuenca Austral pudo generarse a partir de materia orgánica tipo II-III, en ambientes de deposición con concentración moderada de oxígeno, litología siliciclástica y madurez térmica moderada a alta. Por el contrario, los crudos de la cuenca del Golfo San Jorge mostraron características asociadas a un kerógeno tipo II, en un entorno anóxico, litología carbonatada y baja madurez térmica

  • English

    Biomarker profiles are characteristic of oils. The goal of this study was to evaluate the biomarkers in oil samples using geochemical analysis. Oil samples were obtained from Austral Basin and Golfo San Jorge Basins. Specifically, aliphatic and aromatic fractions were analyzed by Gas Chromatography coupled to Mass Spectrometry. Biomarker ratios were calculated for isoprenoids, terpanes and steranes to correlate the organic matter precursor, deposition environment and source rock to differentiate distinct crude oil sources. Based on the specific parameters, crude from the Austral Basin appears to have been generated from organic matter types II-III (mixed), in deposition environments with moderate oxygen concentration, associated with a siliciclastic lithology and a moderate to high thermal maturity. On the contrary, the crude oils from the Golfo San Jorge Basin displayed biomarkers profiles characteristics of a type II (marine) kerogen, corresponding to an anoxic deposition environment, carbonated lithology and low thermal maturity