Abstract
This dissertation was carried out as part of the international and interdisciplinary graduate school StRATEGy. This group has set itself the goal of investigating geological processes that take place on different temporal and spatial scales and have shaped the southern central Andes. This study focuses on claystones and carbonates of the Yacoraite Fm. that were deposited between Maastricht and Dan in the Cretaceous Salta Rift Basin. The former rift basin is located in northwest Argentina and is divided into the sub-basins Tres Cruces, Metán-Alemanía and Lomas de Olmedo. The overall motivation for this study was to gain new knowledge about the evolution of marine and lacustrine conditions during the Yacoraite Fm. Deposit in the Tres Cruces and Metán-Alemanía sub-basins. Other important aspects that were examined within the scope of this dissertation are the conversion of organic matter from Yacoraite Fm. into oil and its genetic relationship to selected oils produced and natural oil spills. The results of my study show that the Yacoraite Fm. began to be deposited under marine conditions and that a lacustrine environment developed by the end of the deposition in the Tres Cruces and Metán-Alemanía Basins. In general, the kerogen of Yacoraite Fm. consists mainly of the kerogen types II, III and II / III mixtures. Kerogen type III is mainly found in samples from the Yacoraite Fm., whose TOC values are low. Due to the adsorption of hydrocarbons on the mineral surfaces (mineral matrix effect), the content of type III kerogen with Rock-Eval pyrolysis in these samples could be overestimated. Investigations using organic petrography show that the organic particles of Yacoraite Fm. mainly consist of alginites and some vitrinite-like particles. The pyrolysis GC of the rock samples showed that the Yacoraite Fm. generates low-sulfur oils with a predominantly low-wax, paraffinic-naphthenic-aromatic composition and paraffinic wax-rich oils. Small proportions of paraffinic, low-wax oils and a gas condensate-generating facies are also predicted. Here, too, mineral matrix effects were taken into account, which can lead to a quantitative overestimation of the gas-forming character.
The results of an additional 1D tank modeling carried out show that the beginning (10% TR) of the oil genesis took place between ≈10 Ma and ≈4 Ma. Most of the oil (from ≈50% to 65%) was generated prior to the development of structural traps formed during the Plio-Pleistocene Diaguita deformation phase. Only ≈10% of the total oil generated was formed and potentially trapped after the formation of structural traps. Important factors in the risk assessment of this petroleum system, which can determine the small amounts of generated and migrated oil, are the generally low TOC contents and the variable thickness of the Yacoraite Fm. Additional risks are associated with a low density of information about potentially existing reservoir structures and the quality of the overburden.
Diese Dissertation wurde im Rahmen des internationalen und interdisziplinären Graduiertenkollegs StRATEGy durchgeführt. Diese Gruppe hat sich zum Ziel gesetzt, geologische Prozesse zu untersuchen, die auf unterschiedlichen zeitlichen und räumlichen Skalen ablaufen und die südlichen Zentralanden geprägt haben. Diese Studie konzentriert sich auf die Tonsteine und Karbonate der Yacoraite Fm., die zwischen Maastricht und Dan im kreidezeitlichen Salta-Grabenbecken abgelagert wurden. Das ehemalige Riftbecken liegt im Nordwesten Argentiniens und gliedert sich in die Teilbecken Tres Cruces, Metán-Alemanía und Lomas de Olmedo. Die übergreifende Motivation für diese Studie war es, neue Erkenntnisse über die Entwicklung der marinen und lakustrinen Bedingungen während der Ablagerung der Yacoraite Fm. in den Tres Cruces und Metán-Alemanía Sub-Becken zu gewinnen. Weitere wichtige Aspekte, die im Rahmen dieser Dissertation untersucht wurden, sind die Umwandlung von organischer Materie der Yacoraite Fm. in Öl sowie deren genetische Beziehung zu ausgewählten produzierten Ölen und natürlichen Ölaustritten. Die Ergebnisse meiner Studie zeigen, dass die Ablagerung der Yacoraite Fm. unter marinen Bedingungen begann und sich bis zum Ende der Ablagerung in den Tres Cruces- und Metán-Alemanía-Becken ein lakustrines Milieu entwickelte. Im Allgemeinen besteht das Kerogen der Yacoraite Fm. überwiegend aus den Kerogentypen II, III und II/III-Mischungen. Der Kerogentyp III findet sich vor allem in Proben aus der Yacoraite Fm., deren TOC-Werte niedrig sind. Aufgrund der Adsorption von Kohlenwasserstoffen an den Mineraloberflächen (Mineralmatrixeffekt) könnte der Gehalt an Typ-III-Kerogen mit der Rock-Eval-Pyrolyse in diesen Proben überschätzt werden. Untersuchungen mittels organischer Petrographie zeigen, dass die organischen Partikel der Yacoraite Fm. hauptsächlich aus Alginiten und einigen Vitrinit-artigen Partikeln bestehen. Die Pyrolyse-GC der Gesteinsproben zeigte, dass die Yacoraite Fm. schwefelarme Öle mit einer überwiegend Wachs-armen paraffinisch-naphthenisch-aromatischen Zusammensetzung und paraffinische Wachs-reiche Öle generiert. Geringe Anteile paraffinischer, Wachs-armer Öle und einer Gaskondensat-generierenden Fazies werden ebenfalls vorausgesagt. Auch hier wurden Mineralmatrixeffekte berücksichtigt, die zu einer quantitativen Überschätzung des gasbildenden Charakters führen können.
Die Ergebnisse einer zusätzlich durchgeführten 1D-Beckenmodellierung zeigen, dass der Beginn (10 %TR) der Ölgenese zwischen ≈10 Ma und ≈4 Ma stattfand. Der größte Teil des Öls (von ≈50 % bis 65 %) wurde vor der Entwicklung struktureller Fallen gebildet, die während der plio-pleistozänen Diaguita Deformatiosphase gebildet wurden. Nur ≈10 % des insgesamt generierten Öls wurde nach der Entstehung struktureller Fallen gebildet und potentiell darin gefangen. Wichtige Faktoren in der Risikobewertung dieses Erdölsystems, welche die geringen Mengen an generiertem und migriertem Öl bestimmen können, stellen die allgemein niedrigen TOC-Gehalte und die variable Mächtigkeit der Yacoraite Fm. dar. Weitere Risiken sind mit einer niedrigen Informationsdichte über potentiell vorhandene Reservoirstrukturen und die Qualität der Deckgesteine verbunden.
