WikiDer > Бенд-Арк - Бассейн Форт-Уэрт

Бенд-Арк - провинция Форт-Уэрт-Бэйсин
Страна	Соединенные Штаты
Область, край	Северо-Центральный Техас
Оффшор / оншор	На берегу
Операторы	Девон Энерджи, Chesapeake Energy, Ресурсы EOG, XTO Energy, EnCana, Классифицировать, ConocoPhillips, Ртуть, Денбери
История поля
Открытие	1900-е годы
Начало производства	1917
Пик производства	1960-е
Производство
Текущая добыча газа	200×10^6 куб фут / сут (5,7×10^6 м3/ г) (2002)
Производство формаций	Barnett Shale, Пенсильванский, Пермский период

В Бенд-Арк - провинция Форт-Уэрт-Бэйсин является основным нефть производство геологический система, которая в основном расположена в North Central Техас и юго-запад Оклахома. Официально обозначен Геологическая служба США (USGS) как Провинция 045 и классифицируется как Барнетт-Палеозойская Общая Нефтяная Система (TPS).

Вступление

Масло и газ в провинции 045 производятся из карбонат и обломочная порода водохранилища возрастом от Ордовик к Пермский период. 1995 год USGS Оценка неоткрытых технически извлекаемых запасов нефти и газа выявила шесть традиционных месторождений в Провинции 045, которые перечислены ниже в Таблице 1:^[1] Одна непрерывная нетрадиционная пьеса "Миссисипец Barnett Shale"(4503), также учитывалась. Кумулятивное среднее значение неоткрытых ресурсов для традиционных месторождений составило: 381 миллион баррелей (60,6×10^⁶ м³) нефти 103,6 млн баррелей (16,47×10^⁶ м³) из сжиженный природный газ, 479 миллиардов кубических футов (13,6×10^⁹ м³) попутный газ и 1029 миллиардов кубических футов (29,1×10^⁹ м³) не попутный газ.

Таблица 1

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 м³) (Трлн куб. Футов) неоткрытого природного газа, 98,5 млн баррелей (15,66×10^⁶ м³) неоткрытой нефти и в среднем 1,1 млрд баррелей (170×10^⁶ м³) неоткрытых жидкостей природного газа. Практически весь неизведанный газовый ресурс (98%, 2.62 × 10¹³ куб футов или же 7.4 × 10¹¹ м³) считается находящимся в непрерывных скоплениях несвязанного газа, захваченных в пластах двух из трех единиц оценки сланцевых сланцев Барнетт миссисипского возраста (AU) - Большой Ньюарк-Ист-Восток-Барьер сплошного газа Барнетт-сланца и расширенного сплошного газа Барнетт-сланца AU (2.62 × 10¹³ куб футов комбинированный). Остальные 467 миллиардов кубических футов (13,2×10^⁹ м³) неоткрытых газовых ресурсов провинции находится в условных скоплениях несвязанного газа. (3586 × 8⁹ млрд куб футов или же 1.015 × 10¹⁰ м³) и попутный / растворенный газ в традиционных залежах нефти (1084 × 10⁸ млрд куб футов или же 3.07 × 10⁹ м³). Барнетт-палеозойская TPS оценивается в среднем в 409,2 миллиарда кубических футов (11,59×10^⁹ м³) обычного газа, или около 88% всего неоткрытого обычного газа, и около 64,6 млн баррелей (10,27×10^⁶ м³) 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) на всем своем протяжении.^[2] Сплошные скопления обычно имеют переходные зоны, переходящие в более обычные скопления.^[3]

Граница

Вертикальные пласты кварцита и сланца вдоль восточного фланга Уачитас

Бассейн Форт-Уэрт и Арка Бенд полностью находятся в пределах Северного и Центрального Техас занимая площадь 54000 квадратных миль (140000 км²). Южные и восточные границы определяются линиями округов, которые обычно следуют Уашита структурный фронт, хотя значительная часть этой структурной особенности включена вблизи Даллас. 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 Уичито горы и бассейн Холлис. Западная граница проходит с севера на юг вдоль линий графства, определяющих стык с Пермский бассейн где часть восточного шельфа Пермского бассейна находится в провинции 045.

Конструкционные элементы

Основные структурные особенности включают Мюнстер и Красная река Арки на севере, а также арки Изгиб 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 Пало Пинто, Паркер, Уайз и Округа Дентон и соединяется с системой разломов Ньюарк Восток. Система разломов делит пополам Newark East Field (NE-F), создавая зону низкой добычи в газовых коллекторах Barnett Shale. Несколько разломов, прорезавших фундамент и нижнепалеозойские породы в южной части провинции, выявлены в ордовикской элленбургской группе. стратиграфический уровень. Эти разломы и связанные с ними структуры сформировались в процессе развития Подъем Ллано и Бассейн Форт-Уэрт с разломами, закончившимися ранним Миссурианцем.^[4]

Тектоническая история

Бассейн Форт-Уэрта

Эволюция структур бассейна Форт-Уэрт и Бенд-Арка имеет решающее значение для понимания истории захоронений и образования углеводородов. Асимметричный клиновидный бассейн Форт-Уэрта является периферийным Палеозой форланд-бассейн около 12000 футов (3700 м) слои сохранилась в самой глубокой северо-восточной части, примыкающей к Мюнстерской арке и структурному поясу Уашита. Бассейн напоминает другие бассейны структурного пояса Уашита, такие как Черный Воин, Аркома, Валь Верде, и впадины Марфы, которые сформировались перед наступающим структурным поясом Уашита, когда он был выдвинут на окраину Северная Америка. Толчок произошел во время позднего Палеозой эпизод из пластина конвергенция.^[4]

Согнуть арку

Изгибная арка простирается на север от поднятия Льяно. Это широкая подповерхностная положительная структура, уходящая на север. 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. Есть 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 были отложены непосредственно на вершине Барнетта. Напротив, Клауд и Барнс (1942) предположили, что периодический подъем прогиба Бенд с середины ордовика до раннего пенсильванского времени приводил к нескольким несогласиям. Арка Ред-Ривер и Мюнстерская арка также стали доминирующими структурными элементами во время позднего Миссисипи и раннего Пенсильвании.^[4]

Общая стратиграфия

Добыча углеводородов из ордовикских и миссисипских формаций происходит в основном из карбонатных коллекторов, тогда как добыча в пенсильванском и нижнепермском волчьих лагерях в основном происходит из кластических коллекторов. В осадочный разрез в бассейне Форт-Уэрт подстилается докембрийским гранит и диорит. Кембрийские породы включают гранитные конгломераты, песчаники и сланцы, которые перекрываются морскими карбонатными породами и сланцами. О добыче из кембрийских пород не поступало. В Силурийский, Девонский, Юрский, и Триасовый отсутствуют в бассейне Форт-Уэрт.^[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 эпейровую карбонатную платформу, покрывающую большую часть Техаса и центральную часть Северной Америки в ранний период. Ордовик. Выраженное падение уровень моря где-то между поздним ордовиком и ранним пенсильванским периодом, что, возможно, связано с широким несогласием в середине Северной Америки и в середине карбона, привело к длительному обнажению платформы. Это эрозионное событие удалило все Силурийский 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 не получали официального названия, хотя в литературе на них часто ссылаются как на «формацию Форестбург». ^[6] Поскольку обычно предполагается, что лежащий в основе Барнетт относится к позднему Миссисипскому Честеру, наложенный на него Форестбург иногда неофициально называют «известняками Честера».

По мере того, как мелководные моря поздней Миссисипи распространились к югу и западу 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 Чаппел сразу 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 межрифовая зона. 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 Чаппел часто называют «вершинными рифами», но это неправильное название. Они могут выглядеть как вершины на поперечном сечении с преувеличенным вертикальным масштабом (см. Поперечные сечения A-A 'и B-B' выше), но на самом деле они имеют почти такое же соотношение сторон высоты / ширины, как жареное куриное яйцо солнечной стороной вверх. Ядро рифа, конечно, 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 является синонимом известково-базальной сланцевой пачки Барнетт. Следовательно, близость данной скважины к близлежащему рифовому комплексу может быть качественно оценена по степени пропитки этого нижнего паза Барнетта кальцитом. ^[7]

Обломочные породы с происхождением, аналогичным 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. известняк кровати.

История добычи нефти

Углеводород Впервые шоу были 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 дикий кот Усилия привели к открытию большего количества месторождений и добыче из множества других резервуаров, включая речные / дельтовые песчаники Strawn, известняки карбонатных берегов Marble Falls, кремнистые сланцы Barnett и иногда верхний Ellenburger доломитовый известняки. 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 отечественного бурения, которое началось после ОПЕК нефтяное эмбарго в 1973 году. Он постоянно фигурировал в списке десяти самых активных провинций по количеству завершенных скважин и пробуренных площадей. С 1974 по 1980 год на этом участке пробурено и завершено более 9100 нефтяных скважин и 4520 газовых скважин.

Накопленная добыча в провинции 045 из традиционных резервуаров до оценки USGS 1995 года составляла 2 миллиарда баррелей (320×10^⁶ м³) нефти, 7,8 триллиона кубических футов (220×10^⁹ м³) газа и 500 млн баррелей (79×10^⁶ м³) сжиженного природного газа. Совокупная добыча газа на месторождении Барнетт-Шейл за первую половину 2002 г. составила 94 миллиарда кубических футов (2,7×10^⁹ м³);^[9] годовая добыча в 2002 году оценивалась в 200 миллиардов кубических футов (5,7×10^⁹ м³).

Нефтяные данные: выбранные месторождения

Источник рок

Главная материнская порода бассейна Бенд-Арк-Форт-Уэрт - это сланец Барнетта Честер-эйдж Миссисипи, включая, возможно, вышележащую формацию Честериан-Форестберг. Барнетт обычно демонстрирует необычно высокий гамма-луч журнал ответа. 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 Барнетта был отложен на большей части северной части центрального Техаса; однако из-за пост-депозиционных эрозия, настоящее распространение Barnett ограничено провинцией 045.^[11] Интервал Барнетт / Форестберг Честериан имеет толщину более 1000 футов (300 м) вдоль юго-западного фланга Мюнстерской арки.^[12] Она размыта на участках вдоль арок Ред-Ривер-Электра и Мюнстер на севере, поднятия Ллано на юге, где оно выходит на поверхность, и в самой восточной части провинции, где река Барнетт впадает в платформу Восточного шельфа - Кончо.

Средний общий органический углерод (TOC) содержание 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, аналогичные другим черным сланцам девона-миссисипи, обнаруженным в других местах США (например, Вудфорд, Баккен, New Albany, и Чаттануга Образования). Все эти черные сланцы содержат органическое вещество, склонное к нефти (Тип II кероген) на основе водородных индексов выше 350 миллиграммы углеводородов на грамм ТОС и генерируют аналогичный тип высококачественной нефти (с низким сера,> 30 API гравитации). Несмотря на то что кероген разложение при крекинге является источником нефти и газа из сланца Барнетт, основным источником газа на месторождении Ньюарк-Ист является крекинг нефти и битум.^[14]

Тепловая зрелость

Низкие уровни созревания в сланцах Барнетт на витринит коэффициент отражения (Ro) оценивается в 0,6-0,7%, выход масла 38 ° Плотность в градусах API в Округ Браун. Масла найдены в Shackelford, Throckmorton, и Округа Каллахан а также, как в Округ Монтегю, получены из сланца Барнетт в середине зоны нефтеобразования (нефтяного окна) с уровнями термической зрелости (≈0.9% Ro). Несмотря на то что конденсат связано с добычей газа в Wise CountyЗрелость материнской породы Барнетта обычно составляет 1,1% Ro или выше. Зона влажный газ генерация находится в диапазоне Ro 1,1-1,4%, тогда как первичная зона сухой газ генерация (главное газовое окно) начинается с Ro 1,4%.

Термический Зрелость сланца Барнетт также может быть получена из измерений TOC и Rock-Eval (Tmax). Хотя Tmax не очень надежен для керогенов высокой зрелости из-за плохой пиролиз пикового выхода и формы пика, степень превращения керогена может быть использована. Например, сланец Barnett с содержанием ТОС 4,5% и водород индекс менее 100 соответствует окнам для влажного или сухого газа с эквивалентными значениями Ro более 1,1% TOC. Напротив, Barnett Shale с низкой зрелостью от Лэмпасас обнажения имеют 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 Округ 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 T. P. 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% при первоначальной оценке потенциала 5,64% по объему. Любая образовавшаяся нефть будет вытеснена в мелкие (или более глубокие) горизонты, например, на западе и севере, или расщеплена до газа, где измеренная отражательная способность витринита превышает 1,1% Ro.

Производство углеводородов

Сланец Барнетт на большей части своей территории термически зрел для производства углеводородов. 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 высоким разрешением. газовая хроматография (GC) и Газовая хроматография-масс-спектрометрия (GCMS) анализ. 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 масла были получены из морских сланцев на основе распределения стеранов и присутствия диастеранов. Углерод изотопический Анализ 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 о Британская тепловая единица (БТЕ) ​​содержание газа Барнетта прямо пропорционально уровням Ro.

Коллекторские породы

Породы-коллекторы включают обломочный 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 Миссисипи (Моррован). Конгломерат Pennsylvanian Bend Group является основным продуктивным пластом на месторождении Бунсвилл-Бенд с совокупной добычей до 2001 г., превышающей 3 триллиона кубических футов (85×10^⁹ м³) 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.

Камни уплотнения

Породы тюленей Барнетт-палеозойской ТЭС в основном представлены сланец единиц и плотных карбонатных пород с низкой проницаемостью, которые распределены как в региональном, так и в местном масштабе. Хотя эти образования не считаются изолирующими породами в тех областях, где они непроницаемы и не смачиваются водой, они служат барьерами, сдерживающими гидроразрыв (барьеры гидроразрыва) и помогают удерживать пластовое давление во время стимуляции скважины.^[15]

Ловушки

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 являются результатом сочетания фации и осадочные топография, эрозия, восходящее выклинивание фаций и диагенетически контролируемые зоны повышенной проницаемости и пористости. Хорошим примером карбонатной стратиграфической ловушки являются ловушки остроконечного рифа в известняке Чаппел, где местные пористые Грейнстоун и Packstone ограничены изолированными скоплениями или риф кластеры на размытой группе Ellenburger. 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.

Сланец Барнетта с трещинами

Меньшее количество высококачественной (плотность 35-40 ° API, низкое содержание 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 газовый конденсат добываются в Wise County где Барнетт имеет более высокую термическую зрелость. Добыча газа осуществляется из черных кремнистых сланцев с гидроразрывом. Теплотворная способность газов NE-F обычно колеблется в пределах 1050–1300 БТЕ.^[16] Основная продуктивная фация Барнетта - это черный, богатый органическими веществами кремнистый сланец со средним составом около 45%. кварц, 27% глина (преимущественно иллит /смектит, и иллит), 10% карбонат (кальцит, доломит, и сидерит), 5% полевого шпата, 5% пирити 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 генерации газа, слегка повышен давлением и окружен плотными, плотно лежащими вышележащими известняками Форестбург и лежащими под ними известняками Виола и Симпсон Групп в качестве барьеров для гидроразрыва;
2. отдаленный район, где Барнетт находится в пределах окна производства газа, но субкультур может отсутствовать пористый Элленбургер и вышележащий известняковый барьер Мраморного водопада; и
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 субкультурой Barnett Shale являются 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 (8.5 × 10⁶ до 1,4 × 10⁷ м³) газа до 1990 г .;
2. От 600 до 1000 миллионов кубических футов (1.7 × 10⁷ до 2,8 × 10⁷ м³) газа в период с 1990 по 1997 год; и
3. От 800 до 1200 миллионов кубических футов (2.3 × 10⁷ до 3,4 × 10⁷ м³) газа в период с 1998 по 2000 год.

В 2002, Девон Энерджи сообщил, что средний евро для газовых скважин Newark East Barnett составляет 1,25 миллиарда кубических футов (35×10^⁶ м³) 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 м³) к своему EUR.^[15]

Смотрите также

• Нефтяное месторождение Восточный Техас
• Barnett Shale

Примечания

Рекомендации

• 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) Barnett Shale играет горячо в Северном Техасе^{[постоянная мертвая ссылка]}
• Болл, М. (1996) Область 045: Национальная оценка ресурсов нефти и газа USGS
• Болл, М. (1995) Бенд-Арк-Форт-Уэрт, провинция бассейна (045) USGS
• Боукер, К. (2002) Разработка Barnett Shale, бассейн Fort Worth: Совет геологов Скалистых гор и трансфера нефтяных технологий
• Девон Энерджи Корп. (2002) Промежуточное производство и школа Barnett Shale
• Флиппин, Дж. (1982) Стратиграфия, структура и экономические аспекты палеозойских отложений округа Эрат: Геологическое общество Далласа (DGS)
• Фауст, L (1963) Поле Фарго: история болезни Геофизика, Т. 28, Выпуск 6
• Готье, Д., 1995 Национальная оценка Ресурсы нефти и газа: USGS DDS-30
• Джордж, М. С. (2016). "Мюнстерское поднятие Северного Техаса": Мюнстерское возвышение в Северном Техасе: самое восточное выражение Скалистых гор Пенсильвании.
• Холл, Дж. (2002) Barnett Shale геология^{[постоянная мертвая ссылка]}, в Devon Energy Corp.
• Генри, Дж. Д. (1982) Стратиграфия сланцев Барнетт (штат Миссисипи) и связанных с ними рифов в северной части бассейна Форт-Уэрт: Геологическое общество Далласа (DGS)
• Джарви, Д. (2002) Barnett Shale как аналог других черных сланцев: Встреча AAPG, Нью-Мексико.
• Джарви, Д. (2004) Оценка производства и хранения углеводородов, Barnett Shale, Ft. Стоит бассейн Специальная презентация BEG / PTTC
• Керанс, К. (1988) Карстовая неоднородность коллектора; Ellenburger Group Карбонаты Западный Техас: Бюллетень AAPG, т. 7
• Клетт, Т. (2000) Иерархия оценок и начальный рейтинг провинции, Мировая нефтяная оценка USGS
• Ланкастер, Д. (1993) Исследования характеризуют сланец Барнетт в бассейне Форт-Уэрт: OGJ, т. 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 ТПС USGS
• Шенк, К. (2001) Национальная оценка серий нефти и газа, USGS ФС-113-01
• Шмокер, Дж. (1996) Метод оценки сплошных скоплений углеводородов: USGS DDS-30
• Ширли, К. (2002) Barnett Shale реализует потенциал: AAPG Explorer, v. 23, no. 7
• Суинделл, Г. (2002) Сланцевое месторождение Ньюарк Ист-Барнетт, график накопленной добычи
• Уолпер, Дж. (1982) Плиточная тектоническая эволюция бассейна Форт-Уэрт: DGS