La caracterización y análisis evolutivo en subsuelo de los sistemas petroleros representados por las unidades cretácicas comprendidas entre los 46° y 47° latitud Sur y 67° y 69° longitud Oeste, Flanco Sur de la Cuenca Golfo San Jorge se realizó a partir de contar con 4.900 km2 de sísmica 3D, 88 pozos con registros eléctricos, reportes sedimentológicos, petrográficos, diagenéticos, mineralógicos, petrofísicos, geoquímicos, de microscopía electrónica de barrido, datos de producción e informes de terminación. Este volumen de información se completó con viajes de campo para observar las características de las unidades equivalentes en superficie y, de esta manera, realizar una analogía con la información de subsuelo. Este trabajo permitió conocer las características geológicas del área de estudio focalizando la atención en los elementos y procesos del sistema petrolero presente en el Flanco Sur de la Cuenca Golfo San Jorge, cuenca responsable del 49% de la producción de petróleo y del 12% de gas en el país. Así es que se realizó la descripción en detalle del basamento representado por el Gupo Bahía Laura, de las Formaciones Pozo Anticlinal Aguada Bandera y Pozo Cerro Guadal (rocas generadoras y potenciales reservorios no convencionales), de la Formación Pozo D-129 y Formación Matasiete (principal roca generadora y reservorio no convencional), de la Formación Mina del Carmen y Formación Castillo (rocas reservorio), de la Formación Bajo Barreal, Miembro Inferior; Formación Cañadón Seco, Miembros Caleta Olivia, Pozo O-12 y Cañadón Seco-1; Formación Bajo Barreal, Miembro Superior y Formación Meseta Espinosa (principales rocas reservorio de la cuenca) y de la sucesión terciaria que completan la secuencia. Además se describieron los distintos estilos estructurales, las características depositacionales y paleoambientales de cada unidad. Consecuentemente, se describieron la generación, migración, entrampamiento, preservación y paleobiodegradación de los hidrocarburos, con especial énfasis en caracterizar los reservorios desde la óptica petrofísica, incluyendo a los potenciales reservorios no convencionales de tipo shale y tight. Asimismo, se analizaron las distintas reservas y declinaciones por yacimiento. Finalmente, se presentó un modelo tectonoestratigráfico para explicar la evolución del sistema petrolero en conjunto con la Cuenca Golfo San Jorge.