Publicado

2021-02-22

Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios

Crudos de las Cuencas Austral y del Golfo San Jorge. Similitudes y diferencias basadas en relaciones de Biomarcadores

DOI:

https://doi.org/10.15446/dyna.v88n216.86210

Palabras clave:

deposition environment, thermal maturity, organic material, mother rock lithology (en)
ambiente de deposición, madurez térmica, materia orgánica, litología de la roca madre (es)

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The 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 from Golfo San Jorge Basin. Specifically, the aliphatic and aromatic fractions were analyzed by Gas Chromatography coupled to Mass Spectrometry. Biomarker ratios were calculated for isoprenoids, terpanes, steranes to correlate the organic matter precursor, deposition environment, and others to differentiate distinct crude oil sources. Based on the specific parameters, the crude of the Austral Basin appears to have been generated from organic matter type 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 to a type II (marine) kerogen, corresponding to an anoxic deposition environment, carbonated lithology and low thermal maturity.
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 deposición, entre otros y 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.

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IEEE

[1]
G. J. Tomas, W. Vargas, y A. J. Acuña, «Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios», DYNA, vol. 88, n.º 216, pp. 62–68, feb. 2021.

ACM

[1]
Tomas, G.J., Vargas, W. y Acuña, A.J. 2021. Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios. DYNA. 88, 216 (feb. 2021), 62–68. DOI:https://doi.org/10.15446/dyna.v88n216.86210.

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(1)
Tomas, G. J.; Vargas, W.; Acuña, A. J. Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios. DYNA 2021, 88, 62-68.

APA

Tomas, G. J., Vargas, W. & Acuña, A. J. (2021). Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios. DYNA, 88(216), 62–68. https://doi.org/10.15446/dyna.v88n216.86210

ABNT

TOMAS, G. J.; VARGAS, W.; ACUÑA, A. J. Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios. DYNA, [S. l.], v. 88, n. 216, p. 62–68, 2021. DOI: 10.15446/dyna.v88n216.86210. Disponível em: https://revistas.unal.edu.co/index.php/dyna/article/view/86210. Acesso em: 22 mar. 2026.

Chicago

Tomas, Germán Javier, Walter Vargas, y Adrián Javier Acuña. 2021. «Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios». DYNA 88 (216):62-68. https://doi.org/10.15446/dyna.v88n216.86210.

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Tomas, G. J., Vargas, W. y Acuña, A. J. (2021) «Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios», DYNA, 88(216), pp. 62–68. doi: 10.15446/dyna.v88n216.86210.

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Tomas, G. J., W. Vargas, y A. J. Acuña. «Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios». DYNA, vol. 88, n.º 216, febrero de 2021, pp. 62-68, doi:10.15446/dyna.v88n216.86210.

Turabian

Tomas, Germán Javier, Walter Vargas, y Adrián Javier Acuña. «Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios». DYNA 88, no. 216 (febrero 22, 2021): 62–68. Accedido marzo 22, 2026. https://revistas.unal.edu.co/index.php/dyna/article/view/86210.

Vancouver

1.
Tomas GJ, Vargas W, Acuña AJ. Crude oils from Austral and Golfo San Jorge Basins. Similarity and differences based on Biomarker Ratios. DYNA [Internet]. 22 de febrero de 2021 [citado 22 de marzo de 2026];88(216):62-8. Disponible en: https://revistas.unal.edu.co/index.php/dyna/article/view/86210

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1. Axel D. Toledo, Mariana Geronés, Yanina B. Bava, Nicolás Orsetti, Lisandro J. Giovanetti, Leandro R. Andrini, María S. Islas, Mauricio F. Erben. (2026). Understanding metal speciation in Argentinian crude oil asphaltenes: A multi-technique approach. Fuel, 411, p.138014. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2025.138014.

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