Бенд-Арк - Бассейн Форт-Уэрт

Бенд-Арк - провинция Форт-Уэрт-Бэйсин
Страна	Соединенные Штаты
Область, край	Северо-Центральный Техас
Морские / наземные	На берегу
Операторы	Devon Energy , Chesapeake Energy , EOG Resources , Ovintiv , Range Resources , ConocoPhillips , Denbury Inc.
История поля
Открытие	1900-е годы
Начало производства	1917 г.
Пик производства	1960-е
Производство
Текущая добыча газа	200 × 10 6  куб футов / сутки (5,7 × 10 6  м 3 / сутки) (2002)^^
Добывающие формации	Barnett Shale, Пенсильванский, Пермский период

Bend Арх-Fort Worth провинция бассейн является одним из основных петролейной производства геологической системы , которая в основном находится в Северном Центральном Техасе и юго - западе штата Оклахом . Он официально обозначен Геологической службой США (USGS) как Провинция 045 и классифицируется как Барнетт-палеозойская общая нефтегазовая система (TPS).

Введение [ править ]

Нефть и газ в Провинции 045 добываются из карбонатных и обломочных коллекторов, возраст которых от ордовика до перми . Оценка неоткрытых технически извлекаемых запасов нефти и газа, проведенная в 1995 г. Геологической службой США (USGS ), выявила шесть традиционных месторождений в Провинции 045, которые перечислены ниже в Таблице 1: ^{[1] Также был рассмотрен} один непрерывный нетрадиционный участок, « Миссисипский сланец Барнетт » (4503). Совокупное среднее значение неоткрытых ресурсов для традиционных месторождений составило: 381 миллион баррелей (60,6 × 10 ⁶  м ³^) нефти, 103,6 миллиона баррелей (16,47 × 10 ⁶  м ³ ) сжиженного природного газа , 479 миллиардов кубических футов (13,6 × 10 ⁹  м ³ ) попутного газа и 1029 миллиардов кубических футов (29,1 × 10 ⁹  м ³ ) попутный газ.^^^

Таблица 1 [ править ]

Примечания:
1. Номер единицы оценки также указывает временной интервал стратиграфических единиц.

Проведенная Геологической службой США оценка неоткрытых традиционных месторождений нефти и газа и неоткрытых непрерывных (нетрадиционных) газов в провинции 045 привела к средним оценкам в 26,7 триллионов кубических футов (760 × 10 ⁹  м ³ ) ( трлн куб. Футов ) неоткрытого природного газа, или 98,5 миллионов баррелей. (15,66 × 10 ⁶  м ³ ) неоткрытой нефти и в среднем 1,1 миллиарда баррелей (170 × 10 ⁶  м ³ ) неоткрытых жидких углеводородов. Практически все неоткрытые запасы газа (98%, 2,62 × 10 ¹³ куб. Футов или 7,4 × 10 ¹¹ м ³ )^^^считаются в непрерывных скоплениях неассоциированного газа , захваченном в пластах двух из трех миссисипий возраста Barnett Shale Единица оценки (AUS) - Большой Newark East гидроразрыва-Barrier Continuous Barnett Shale Gas AU и расширенный Continuous Barnett Shale Gas AU ( 2,62 × 10 ¹³ куб футов в сумме). Оставшиеся 467 миллиардов кубических футов (13,2 × 10 ⁹  м ³ ) неоткрытых запасов газа в провинции находятся в традиционных скоплениях несвязанного газа (3586 × 8 ⁹ миллиардов кубических футов или 1,015 × 10 ¹⁰ м ³ ) и попутного / растворенного газа в традиционных скоплениях. скопления нефти (^1084 × 10 ⁸ миллиардов кубических футов или 3,07 × 10 ⁹ м ³ ) . Барнетт-палеозойская TPS, по оценкам, содержит в среднем 409,2 миллиарда кубических футов (11,59 × 10 ⁹  м ³ ) условного газа, или около 88% всего неоткрытого обычного газа, и около 64,6 млн баррелей (10,27 × 10 ⁶  м ^3). ) традиционной нефти, или около 65% всей неоткрытой нефти в Провинции 045.^^

Скопления непрерывного типа включают трещиноватый сланец и трещиноватый известняк, нефть и газ, бассейновый газ, газ угольных пластов и газ плотных коллекторов. Обычно они покрывают большие площади, имеют нефтематеринские породы, тесно связанные с этими нетрадиционными породами-коллекторами, и в основном содержат газ (а в некоторых случаях и нефть) по всей своей протяженности. ^[2] Сплошные скопления обычно имеют переходные зоны, переходящие в более обычные скопления. ^[3]

Граница [ править ]

Бассейн Форт-Уэрт и Арка Бенд полностью лежат в пределах северной части центрального Техаса, занимая площадь 54 000 квадратных миль (140 000 км ² ). Южные и восточные границы определяются линиями графств, которые обычно следуют за структурным фронтом Уашиты , хотя значительная часть этой структурной особенности находится недалеко от Далласа . Северная граница проходит по линии штата Техас-Оклахома на востоке, где провинция включает части бассейна Шерман и арки Мюнстер. На западе северная граница проходит по линии северо-востока трех юго-западных округов Оклахомы (округа Хармон, Джексон и Тиллман), которые включают южный фланг гор Уичито.и бассейн Холлис. Западная граница проходит с севера на юг вдоль уездных линий, определяющих стык с Пермским бассейном, где часть восточного шельфа Пермского бассейна находится в провинции 045.

Структурные элементы [ править ]

Основные структурные особенности включают арки Мюнстера и Ред-Ривер на севере, а также арки Бенд и Лампасас вдоль центральной части провинции 045. Вдоль восточной части находится область, которая включает Восточный шельф и арку Кончо, вместе известную как Платформа Кончо. . Разлом Mineral Wells проходит с северо-востока на юго-запад через округа Пало-Пинто , Паркер, Уайз и Дентон и соединяется с системой разломов Восточный Ньюарк. Система разломов делит пополам Newark East Field (NE-F), создавая зону низкой добычи в газовых коллекторах Barnett Shale. Несколько разломов, прорезающих фундамент и нижнепалеозойские породы в южной части провинции, выявлены в ордовикской элленбургской группе.стратиграфический уровень. Эти разломы и связанные с ними структуры сформировались во время развития поднятия Ллано и бассейна Форт-Уэрт с разломом, завершившимся ранним Миссурианским разломом. ^[4]

Тектоническая история [ править ]

Бассейн Форт-Уэрта [ править ]

Эволюция структур бассейна Форт-Уэрт и Бенд-Арка имеет решающее значение для понимания истории захоронений и образования углеводородов. Асимметричный клиновидный бассейн Форт-Уэрт представляет собой периферийный палеозойский форлендский бассейн с около 12000 футов (3700 м) слоев, сохранившихся в его самой глубокой северо-восточной части, прилегающей к Мюнстерской арке и структурному поясу Уашита. Бассейн напоминает другие бассейны структурного пояса Уашита, такие как бассейны Черного Воина, Аркома, Валь-Верде и Марфа, которые образовались перед наступающим структурным поясом Уашита, когда он был вытеснен на окраину Северной Америки . Надвиг произошел во время позднепалеозойского эпизода образования плиты.конвергенция. ^[4]

Bend Arch [ править ]

Изгибная арка простирается на север от поднятия Льяно. Это широкая подповерхностная, наклонная на север положительная структура. Арка образовалась в виде шарнирной линии в результате искривления ее восточного фланга из-за опускания бассейна Форт-Уэрт на ранних стадиях развития структурного пояса Уашита в конце Миссисипи и наклона на запад в конце палеозоя, который сформировал бассейн Мидленд. Существуют разногласия по поводу структурной истории изгибной арки. Флиппен (1982) предположил, что он действует как точка опоры, является изгибом и структурным возвышением, и что только незначительное поднятие произошло в этом районе, чтобы сформировать эрозионную поверхность на известняках эпохи Честера, которые откладывались непосредственно на вершине Барнетта. В отличие,Клауд и Барнс (1942) предположили, что периодическое поднятие прогиба Бенд с середины ордовика до раннего пенсильванского времени приводило к нескольким несогласиям. Арка Ред-Ривер и Мюнстерская арка также стали доминирующими структурными элементами во время позднего Миссисипи и раннего Пенсильвании.^[4]

Общая стратиграфия [ править ]

Добыча углеводородов из ордовикских и миссисипских формаций происходит в основном из карбонатных коллекторов, тогда как добыча в Пенсильвании через нижнепермские волчьи лагеря) происходит в основном из обломочных коллекторов. Осадочный разрез в Форт - Уорт бассейне залегает докембрия гранита и диорита . Кембрийские породы включают гранитный конгломерат, песчаники и сланцы, которые перекрываются морскими карбонатными породами и сланцами. О добыче из кембрийских пород не поступало. Силура , девона , юры и триаса отсутствуют в Форт - Уорт бассейне. ^[4]

С кембрийского периода до миссисипского времени район бассейна Форт-Уэрт был частью стабильного кратонного шельфа с преобладанием карбонатов в отложениях. Карбонатные породы группы Элленбургер представляют собой широкую эпейрическую карбонатную платформу, покрывающую большую часть Техаса и центральную часть Северной Америки в течение раннего ордовика . Заметное падение уровня моря где-то между поздним ордовиком и ранним пенсильванским периодом, возможно, связанное с широким несогласием в середине Северной Америки и в середине карбона, привело к длительному обнажению платформы. Это эрозионное событие удалило все силурийские и девонские породы, которые могли присутствовать. ^[5]Сланец Барнетт отложился поверх образовавшегося несогласия. Происхождение терригенного материала, из которого состоит сланец Барнетт, было связано с надвиговыми пластинами Уашиты и реактивацией более старых структур, таких как Мюнстерская арка. Постбарнеттовское отложение продолжалось без перерыва, поскольку откладывалась последовательность чрезвычайно твердых и плотных известняков. Эти известняки часто путали с нижней частью вышележащей формации Мраморного водопада (ранний пеннсилсвин), и они никогда официально не назывались, хотя в литературе они широко упоминаются как «формация Форестбург». ^[6] Поскольку обычно предполагается, что лежащий в основе Барнетт относится к позднему Миссисипскому Честеру, наложенный на него Форестбург иногда неофициально упоминается как «Честерские известняки».

По мере того, как мелководные моря поздней Миссисипи распространились на юг и запад от опускающегося авлакогена Южной Оклахомы, они затопили неровную поверхность нижнего палеозоя и почти сразу же инициировали рост рифообразующих органических сообществ. Было обнаружено, что все без исключения рифовые комплексы эпохи Миссисипи, основания которых пробиты скважинами, лежат непосредственно на подстилающих породах ордовика. Но хотя рост рифов начался одновременно с отложением сланцев Барнетта, рифы не сохранились до конца времен Барнетта; все известные рифы Чаппела немедленно перекрываются типичными фациями сланцев Барнетт, за исключением очень немногих в центральном округе Клэй, которые были очень глубоко прорваны доатоканской эрозией. Рифовые комплексы подразделяются на три составляющие фации: ядро ​​рифа, фланги рифа,и межрифовый район. Ядра рифов достаточно пористые, чтобы служить стратиграфическими ловушками для нефти и газа, и они обеспечивали отличную добычу в северной части бассейна Форт-Уэрт в течение трех четвертей века. Постройки Чаппела часто называют «вершинными рифами», но это неправильное название. Они могут выглядеть как вершины на поперечном сечении с увеличенным вертикальным масштабом (см. Поперечные сечения AA 'и BB' выше), но на самом деле они имеют почти такое же соотношение высоты и ширины, что и жареное куриное яйцо солнечной стороной вверх. Ядро рифа, конечно же, представлено яичным желтком, а обломки боковых поверхностей рифа представлены яичным белком. Межрифовые фации представлены черными известковистыми битуминозными сланцами. Там, где он встречается в округе Джек, он обычно имеет толщину от 30 до 40 футов (от 9 до 12 метров),и он является синонимом известковистой базальной сланцевой пачки Барнетт. Следовательно, близость данной скважины к соседнему рифовому комплексу может быть качественно оценена по степени пропитки этого нижнего элемента Барнетта кальцитом.^[7]

Обломочные породы с происхождением, подобным породам Барнетта, доминируют в пенсильванской части стратиграфического разреза в бассейне Бенд-Арк – Форт-Уэрт. С прогрессирующим опусканием бассейна в течение пенсильванского периода, западная линия шарнира бассейна и карбонатный шельф продолжали мигрировать на запад. В это время произошло отложение мощных бассейновых обломочных пород формаций Атока, Строун и Каньон. ^[8] Эти породы среднего и позднего пенсильванского периода состоят в основном из песчаников и конгломератов с меньшим количеством и более тонкими пластами известняка .

История добычи нефти [ править ]

Проявления углеводородов были впервые обнаружены в провинции 045 в середине девятнадцатого века при бурении водяных скважин. Спорадические исследования начались после гражданской войны, а первые коммерческие открытия нефти произошли в начале 1900-х годов. ^[1] В 1917 году открытие месторождения Рейнджер стимулировало один из крупнейших «бума» разведки и разработки в Техасе. Месторождение Рейнджер добывает из формации Атока-Бенд, коллектора из песчаника и конгломерата, который непосредственно перекрывает формацию Барнетт. Операторы пробурили более 1000 диких кошек в бассейне Форт-Уэрт и вокруг него, пытаясь повторить успех Ranger. Эти дикая кошкаУсилия привели к открытию большего количества месторождений и добыче из множества других коллекторов, включая речные / дельтовые песчаники Strawn, известняки карбонатных берегов Marble Falls, кремнистые сланцы Barnett и иногда доломитовые известняки верхнего Ellenburger . К 1960 году провинция достигла зрелой стадии разведки и разработки, о чем свидетельствует высокая плотность и распределение проходок и продуктивных скважин. Большинство промышленных углеводородов состоит из нефти в коллекторах Пенсильвании.

Провинция 045 является одним из наиболее активных районов бурения во время возрождения внутреннего бурения, которое началось после нефтяного эмбарго ОПЕК в 1973 году. Она постоянно фигурирует в списке десяти самых активных провинций с точки зрения количества завершенных скважин и пробуренных площадей. С 1974 по 1980 год на этом участке пробурено и закончено более 9100 нефтяных скважин и 4520 газовых скважин.

Накопленная добыча в провинции 045 из традиционных резервуаров до оценки USGS в 1995 г. составляла 2 миллиарда баррелей (320 × 10 ⁶  м ³ ) нефти, 7,8 триллионов кубических футов (220 × 10 ⁹  м ³ ) газа и 500 миллионов баррелей (79 × 10 ⁶  м ³ ) сжиженного природного газа. Накопленная добыча газа на месторождении Барнетт-Шейл за первую половину 2002 года составила 94 миллиарда кубических футов (2,7 × 10 ⁹  м ³ ); ^[9] годовая добыча в 2002 году оценивалась в 200 миллиардов кубических футов (5,7 × 10 ⁹  м^^^^^³ ).

Нефтяные данные: выбранные поля [ править ]

Источник рок [ править ]

Первичной материнской породой бассейна Бенд-Арк-Форт-Уэрт является сланец Барнетт из Миссисипи Честер-эйдж, возможно, включающий вышележащую формацию Честериан-Форестбург. Барнетт обычно демонстрирует необычно высокую характеристику гамма- каротажа. Другими потенциальными нефтематеринскими породами второстепенного значения являются ранние пенсильванские породы, включающие темные мелкозернистые карбонатные породы и глинистые образования в известняках Мраморного водопада и фации черных сланцев в сланцах Смитвик / Атока. ^[10] Сланец Барнетт был отложен на большей части северной части центрального Техаса; однако из-за эрозии после отложения , нынешнее распространение Барнетта ограничено провинцией 045. ^[11]Интервал Барнетт / Форестберг Честериан имеет толщину более 1000 футов (300 м) вдоль юго-западного фланга Мюнстерской арки. ^[12] Он размыт в областях вдоль арок Ред-Ривер-Электра и Мюнстер на севере, поднятия Ллано на юге, где он выходит на поверхность, и в самой восточной части провинции, где Барнетт впадает в платформу Восточного шельфа-Кончо.

Среднее содержание общего органического углерода (TOC) в сланцах Barnett составляет около 4%, а TOC достигает 12% в пробах из обнажений вдоль поднятия Ллано на южном фланге бассейна Форт-Уэрт. ^[13] Он имеет геохимические характеристики, схожие с другими черными сланцами девона-миссисипи, обнаруженными в других местах США (например, формации Вудфорд , Баккен , Нью-Олбани и Чаттануга ). Все эти черные сланцы содержат органическое вещество, склонное к нефти ( кероген типа II ), исходя из водородных индексов выше 350 миллиграммов углеводородов на грамм TOC, и образуют аналогичный тип высококачественной нефти (с низким содержанием серы).,> 30 API гравитации). Хотя разложение керогена при крекинге является источником нефти и газа из сланца Барнетт, основным источником газа на месторождении Ньюарк-Ист является крекинг нефти и битума . ^[14]

Тепловая зрелость [ править ]

Низкие уровни созревания в сланцах Барнетт при отражательной способности витринита (Ro), оцениваемые в 0,6-0,7%, дают нефть с плотностью 38 ° API в округе Браун . Нефти, обнаруженные в округах Шакелфорд , Трокмортон и Каллахан, а также в округе Монтегю , получены из сланца Барнетт, находящегося в середине зоны образования нефти (нефтяное окно) с уровнями термической зрелости (≈0,9% Ro). Хотя конденсат связан с добычей газа в округе Уайз , зрелость материнской породы Барнетт обычно составляет 1,1% Ro или выше. Зона генерации влажного газа находится в диапазоне Ro 1,1-1,4%, тогда как первичная зонаПроизводство сухого газа (главное газовое окно) начинается с Ro 1,4%.

Температурную зрелость сланца Барнетт также можно определить по измерениям TOC и Rock-Eval (Tmax). Хотя Tmax не очень надежен для керогенов с высокой степенью зрелости из-за плохих выходов пиков пиролиза и формы пиков, степень превращения керогена можно использовать. Например, сланец Барнетта, имеющий 4,5% ТОС и водородный индекс менее 100, находится в окнах влажного или сухого газа с эквивалентными значениями Ro более 1,1% ТОС. Напротив, низкозрелый сланец Барнетт из обнажений в графстве Лампасас имеет начальные значения TOC в среднем около 12% с углеводородным потенциалом в среднем 9,85% по объему. Хорошее среднее значение для Barnett Shale получено из скважины Mitcham # 1 в округе Браун.где TOC составляет 4,2%, а углеводородный потенциал - 3,37% по объему. Используя эти данные, мы можем определить, что значения TOC уменьшатся на 36% во время созревания от незрелой стадии до окна газообразования. Образцы из скважины TP Simms в газодобывающем районе Newark East имеют средние значения TOC 4,5%, но более 90% органического вещества превращается в углеводороды. Таким образом, исходное содержание органических соединений составляло около 7,0% с первоначальным расчетным потенциалом 5,64% по объему. Любая образовавшаяся нефть будет вытеснена в мелкие (или более глубокие) горизонты, например, на западе и севере, или расщеплена до газа, если измеренная отражательная способность витринита превышает 1,1% Ro.

Производство углеводородов [ править ]

Сланец Барнетт является термически зрелым для производства углеводородов на большей части своей площади. Материнская порода Барнетта в настоящее время находится в окне нефтеобразования вдоль северной и западной частей провинции и в газовом окне на восточной половине Барнетт-палеозойской ТЭС. Вытеснение высококачественной нефти из Barnett было эпизодическим и началось при низкой (Ro = 0,6%) термической зрелости. Тридцать две нефти из округов Уайз и Джек были проанализированы для определения характеристик образующей материнской породы. Плотность API и содержание серы были интегрированы с помощью газовой хроматографии высокого разрешения (ГХ) и газовой хроматографии-масс-спектрометрии.(ГХМС) анализы. Плотность масел в градусах API составляет от 35 ° до 62 °, а содержание серы низкое (<0,2%), что характерно для масел с высокой термической зрелостью. Биомаркеры из анализов GCMS показывают, что нефть была получена из морских сланцев на основе распределения стерана и присутствия диастеранов. Изотопный анализ углерода фракций насыщенных и ароматических углеводородов поддерживает получение углеводородов из единого источника. В основной газодобывающей зоне трещиноватого сланца Барнетт окно газообразования находится вдоль тренда, субпараллельного фронту надвига Уашита. Джарви (2001) сообщил, что содержание в британских тепловых единицах (БТЕ) ​​газа Барнетта прямо пропорционально уровням Ro.

Камни-коллекторы [ править ]

Породы-коллекторы включают обломочные и карбонатные породы с возрастом от ордовика до ранней перми. Большая часть добычи из традиционных коллекторов приходится на породы Пенсильвании, в то время как единственная признанная добыча из нетрадиционных залежей - из трещиноватого сланца Барнетт Миссисипи и трещиноватого известняка Мраморного водопада в раннем Пенсильвании (Моррован). Конгломерат Pennsylvanian Bend Group является основным продуктивным резервуаром на месторождении Бунсвилл-Бенд с совокупной добычей до 2001 г., превышающей 3 триллиона кубических футов (85 × 10 ⁹  м ^3).^) газа. Нефть, добываемая из сланца Барнетт, добывается из многочисленных пород-коллекторов в бассейне Бенд-Арк – Форт-Уэрт, включая сланец Барнетт, формацию Каддо, группу каньонов, формацию Мраморного водопада, известняк Чаппел, группу Бенд и группу Элленбургер.

Запечатать камни [ править ]

Порода тюленей Барнетт-палеозойской ТЭС в основном состоит из сланцев и плотных карбонатных пород с низкой проницаемостью, которые распространены как в региональном, так и в местном масштабе. Хотя эти пласты не считаются изолирующими породами в областях, где они непроницаемы и не увлажнены, они служат барьерами, сдерживающими гидроразрыв пласта ( барьеры гидроразрыва ), и помогают удерживать пластовое давление во время стимуляции скважины. ^[15]

Ловушки [ править ]

Ловушки для традиционных скоплений углеводородов в основном стратиграфические для резервуаров карбонатных пород и как структурные, так и стратиграфические для резервуаров обломочных пород. Стратиграфические ловушки в карбонатных породах возникают в результате сочетания фаций и топографии осадконакопления , эрозии, заклинивания фаций и контролируемых диагенетом зон повышенной проницаемости и пористости. Хорошим примером карбонатной стратиграфической ловушки являются ловушки на вершине рифа в известняке Чаппел, где местный пористый грейнстоун и пакстоун ограничены изолированными наростами или рифами.кластеры на размытой Ellenburger Group. Пиковые рифы Чаппел задрапированы и закрыты вышележащими сланцами Барнетт. Стратиграфические ловушки в песчаниках и конгломератах Атока Пенсильвании в основном представляют собой выклинивания, связанные с фациальными изменениями или эрозионным усечением.

Трещина сланца Барнетт [ править ]

Меньшее количество высококачественной (плотностью 35-40 ° API, с низким содержанием серы) нефти добывается из сланца Барнетт в северной и западной частях провинции, где она имеет низкую термическую зрелость (Ro ≈ 0,6%). Нефть аналогичного качества (плотность 40-50 ° API) и конденсаты, связанные с газом, добываются в округе Уайз, где месторождение Барнетт имеет более высокую термическую зрелость. Добыча газа осуществляется из черных кремнистых сланцев с гидроразрывом. Теплотворная способность газов NE-F обычно составляет от 1050 до 1300 БТЕ. ^[16] Основная продуктивная фация Барнетта - это черный, богатый органическими веществами кремнистый сланец со средним составом около 45% кварца , 27% глины (в основном иллит / смектит и иллит ), 10% карбоната ( кальцит)., доломит и сидерит ), 5% полевого шпата, 5% пирита и 5% ТОС. ^[17] Средняя пористость в продуктивных частях составляет около 6%, а проницаемость матрицы измеряется в наночастицах. ^[18]

Для непрерывных залежей сланца Барнетт были предложены три единицы оценки, каждая из которых имеет различные геологические и производственные характеристики:

1. «золотая середина» газа NE-F, где пласт Барнетт кремнистый, толстый, в пределах окна газообразования, с небольшим избыточным давлением и окружен плотными, плотными вышележащими известняками Forestburg и нижележащими известняками Viola и Simpson Group в качестве барьеров для гидроразрыва;
2. отдаленная область, где Барнетт находится в пределах окна газообразования, но субкультура - это пористый Элленбургер, и вышележащий известняковый барьер Мраморного водопада может отсутствовать; а также
3. область с меньшим потенциалом, где перекрывающие и подстилающие барьеры могут отсутствовать, а добыча включает нефть и газ из трещиноватого сланца Барнетт.

Ланкастер отметил кремнистую природу сланца Барнетт и его связь с усилением трещиноватости на северо-востоке. ^[19] Кроме того, несколько операторов испытывают второй блок оценки, где субкультура Barnett Shale представляет собой карбонатные породы группы Ellenburger. Ресурсный потенциал блока будет определяться результатами текущих испытаний наклонно-направленных скважин и различными методами заканчивания для определения оптимальных методов заканчивания для добычи газа. ^[15]

Исторически расчетный предел извлечения (в евро) для газовых скважин Barnett на северо-востоке страны со временем увеличивался следующим образом:

1. От 300 до 500 миллионов кубических футов (от 8,5 × 10 ⁶ до 1,4 × 10 ⁷ м ³ ) газа до 1990 г .;
2. От 600 до 1000 миллионов кубических футов (от 1,7 × 10 ⁷ до 2,8 × 10 ⁷ м ³ ) газа в период с 1990 по 1997 год; а также
3. От 800 до 1200 миллионов кубических футов (от 2,3 × 10 ⁷ до 3,4 × 10 ⁷ м ³ ) газа в период с 1998 по 2000 год.

В 2002 году Devon Energy сообщила, что средний евро для газовых скважин Newark East Barnett составляет 1,25 миллиарда кубических футов (35 × 10 ⁶  м ³ ) газа. Постепенное увеличение евро в скважинах Barnett является результатом улучшенных геологических и инженерных концепций, которые определяют разработку непрерывного газового месторождения Barnett. Более того, повторное заканчивание скважин примерно через пять лет добычи обычно добавляет 759 миллионов кубических футов (21,5 × 10 ⁶  м ³ ) к ее евро. ^[15]^^

См. Также [ править ]

• Нефтяное месторождение Восточный Техас
• Barnett Shale

Заметки [ править ]

Ссылки [ править ]

• Совет по образованию в области энергетики Barnett Shale
• Общедоступные интерактивные данные Техасской железнодорожной комиссии
• Абдель-Вахаб, М. (1980) Стратиграфия Strawn (Pennsylvanian), долина реки Колорадо, Северо-Центральный Техас, магистерская диссертация, Техасский университет
• Аллард, Дж. (2000) Барнетт Шейл играет горячо в Северном Техасе ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}
• Болл, М. (1996) Провинция 045 : Национальная оценка ресурсов нефти и газа Геологической службы США.
• Болл, М. (1995) Бенд-Арч-Форт-Уэрт, провинция бассейна (045) Геологическая служба США
• Боукер, К. (2002) Разработка сланца Барнетт, бассейн Форт-Уэрта : Геологи Скалистых гор и Совет по передаче нефтяных технологий
• Devon Energy Corp. (2002) Операции в середине года и школа Barnett Shale
• Флиппин, Дж. (1982) Стратиграфия, структура и экономические аспекты палеозойских пластов, округ Эрат : Геологическое общество Далласа (DGS)
• Фауст, Л. (1963) Поле Фарго: история случая геофизики, т. 28, выпуск 6
• Готье, Д., 1995 Национальная оценка Ресурсы нефти и газа : USGS DDS-30
• Джордж, MC (2016). «Мюнстерское поднятие в Северном Техасе» : Мюнстерское поднятие в Северном Техасе: самое восточное выражение Скалистых гор пенсильванских предков
• Холл, Дж. (2002) Геология сланца Барнетта ^{[ постоянная мертвая ссылка ]} , в Devon Energy Corp.
• Генри, Дж. Д. (1982) Стратиграфия сланцев Барнетт (Миссисипи) и связанных с ними рифов в Северном бассейне Форт-Уэрта : Геологическое общество Далласа (DGS)
• Джарви, Д. (2002) Сланец Барнетта как аналог других черных сланцев : Встреча AAPG, Нью-Мексико.
• Джарви, Д. (2004) Оценка производства и хранения углеводородов, Barnett Shale, Ft. Специальная презентация BEG / PTTC для бассейнов
• Керанс, К. (1988) Неоднородность коллектора, контролируемая карстом ; Карбонаты Группы Элленбургер Западный Техас : Бюллетень AAPG, т. 7
• Клетт, Т. (2000) Иерархия оценок и начальное ранжирование провинций , USGS World Petroleum Assessment
• Ланкастер, Д. (1993) Исследования, характеризующие сланцевый пласт Барнетт в бассейне Форт-Уэрт : OGJ, v. 91
• Магун, Л. (2000) Блок оценки ограничений сети природных флюидов , Мировая оценка USGS
• Mapel, W. (1979) Палеотектонические исследования Миссисипской системы : USGS Paper 1010
• Полластро, М. (2003) Оценка неоткрытых ресурсов Барнетт-палеозойской ТЭС USGS
• Шенк, К. (2001) Национальная оценка рядов данных по нефти и газу , USGS FS-113-01
• Schmoker, J. (1996) Метод оценки залежей углеводородов непрерывного типа : USGS DDS-30.
• Ширли, К. (2002) Барнетт Шейл, раскрывающий потенциал : AAPG Explorer, v. 23, no. 7
• Суинделл Г. (2002) Сланцевое месторождение Ньюарк Ист-Барнетт, график накопленной добычи
• Уолпер, Дж. (1982) Тектоническая эволюция плит бассейна Форт-Уэрт : DGS