Бенд-Арч – Бассейн Форт-Уэрта

Бенд-Арч – Провинция бассейна Форт-Уэрта
Страна	Соединенные Штаты
Область	Северо-Центральный Техас
Оффшор/оншор	Береговой
Операторы	Devon Energy , Chesapeake Energy , EOG Resources , Ovintiv , Range Resources , ConocoPhillips , ExxonMobil
История поля
Открытие	1900-е годы
Начало производства	1917
Пик производства	1960-е годы
Производство
Текущая добыча газа	200 × 10 ^ 6 с фут/д (5,7 × 10 ^ 6 м 3 /д) (2002)
Продуктивные пласты	Барнетт Шейл, Пенсильвания, Пермь

Провинция бассейна Бенд -Арч – Форт-Уэрт — крупная нефтедобывающая Техаса геологическая система, расположенная в основном в северной части центрального и на юго-западе Оклахомы . (USGS) он официально обозначен Геологической службой США как провинция 045 и классифицируется как Барнетто-палеозойская общая нефтегазовая система (TPS).

Введение

Нефть и газ в провинции 045 добываются из карбонатных и обломочных пород -коллекторов возрастом от ордовика до перми . в 1995 году Оценка неразведанных технически извлекаемых нефти и газа Геологической службой США выявила шесть традиционных месторождений в провинции 045, которые перечислены ниже в Таблице 1: одна продолжительная нетрадиционная пьеса, « Миссисипский сланец Барнетт Также рассматривалась » (4503). Совокупное среднее значение неразведанных ресурсов для традиционных месторождений составило: 381 миллион баррелей (60,6 × 10 ^ ⁶ м ³ ) нефти, 103,6 млн 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 ) непопутный газ.

Таблица 1

1995 Пьеса №.	1995 Игровое обозначение	2003 ТО	Предлагаемое в 2003 г. обозначение АС
4501	До Миссисипи	1	Ордовикский карбонат
4502	Миссисипский карбонат	2	Миссисипский Пиннакл Риф
4504	Нижнепенсильванский песчаник и конгломерат	3	Пенсильванский речной-дельтовый песчаник и конгломерат
4505	Строун (десмуанезийский)	4	Пенсильванский речной-дельтовый песчаник и конгломерат
4505	Пост-десмуанский	5	Верхний пенсильванский/пермский обломочный период
4503	Миссисипский Барнетт Шейл (Hyp)	6	Трещиноватый кремнистый сланец Восточного Большого Ньюарка
4503	Миссисипский Барнетт Шейл (Hyp)	7	Элленбургер, трещиноватый сланец Барнетт
4503	Миссисипский Барнетт Шейл (Hyp)	8	Северный бассейн и арочные трещиноватые сланцы

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

Оценка Геологической службы США неоткрытых традиционных нефти и газа и неоткрытого непрерывного (нетрадиционного) газа в провинции 045 привела к оценкам, составляющим 26,7 триллионов кубических футов (760 × 10 ^ ⁹ м ³ ) (Ткф) неразведанного природного газа, 98,5 млн баррелей (15,66 × 10 ^ ⁶ м ³ ) неразведанной нефти и в среднем 1,1 миллиарда баррелей (170 × 10 ^ ⁶ м ³ ) неоткрытых сжиженных природных газов. Почти все неразведанные ресурсы газа (98%, 2,62 × 10 ¹³ с футами или 7,4 × 10 ¹¹ м ³ ), как полагают, находится в непрерывных скоплениях несвязанного газа, захваченных в пластах двух из трех единиц оценки сланцев Барнетта (AU) Миссисипского возраста - непрерывный сланцевый газ Барнетта с барьером для трещин в Большом Ньюарке-Ист AU и расширенный непрерывный сланцевый газ Барнетт AU. (2,62 × 10 ¹³ куб футов вместе взятые). Остальные 467 миллиардов кубических футов (13,2 × 10 ^ ⁹ м ³ ) неразведанных ресурсов газа в провинции приходится на традиционные залежи непопутного газа (3586 × 8 ⁹ миллиард куб футов или 1,015 × 10 ¹⁰ м ³ ) и попутный/растворенный газ в традиционных нефтяных скоплениях ( 1084 × 10 ⁸ миллиард куб футов или 3,07 × 10 ⁹ м ³ ) . По оценкам, Барнетт-палеозойская ТЭС содержит в среднем 409,2 миллиарда кубических футов (11,59 × 10 ^ ⁹ м ³ ) обычного газа, или около 88% всего неоткрытого обычного газа, и около 64,6 миллиона баррелей (10,27 × 10 ^ ⁶ м ³ ) традиционной нефти, или около 65% всей неразведанной нефти в провинции 045.

Залежи сплошного типа включают нефть и газ трещиноватых сланцев и трещиноватых известняков, бассейноцентрированный газ, газ угольных пластов и газ плотных пластов. Обычно они охватывают большие площади, имеют материнские породы, тесно связанные с этими нетрадиционными породами-коллекторами, и на всем протяжении их протяженности в основном содержат газ (а в некоторых случаях нефть). Сплошные скопления обычно имеют переходные зоны, которые переходят в более традиционные скопления.

Граница

Вертикальные пласты кварцитов и сланцев вдоль восточного склона Уачитаса .

Бассейн Форт-Уэрт и арка Бенд полностью расположены на территории Северо-Центрального Техаса и занимают площадь 54 000 квадратных миль (140 000 км²). ² ). Южные и восточные границы определяются линиями графств, которые обычно следуют структурному фронту Уашиты , хотя значительная часть этой структурной особенности включается недалеко от Далласа . Северная граница проходит по линии штата Техас-Оклахома на востоке, где провинция включает части бассейна Шермана и Мюнстерской арки. На западе северная граница проходит по северо-восточным границам трех юго-западных округов Оклахомы (округа Хармон, Джексон и Тиллман), которые включают южный склон гор Уичито и бассейн Холлис. Западная граница проходит с севера на юг вдоль границ округа, определяя место соединения с Пермским бассейном , где часть восточного шельфа Пермского бассейна находится в провинции 045.

Конструктивные элементы

Основные структурные особенности включают арки Мюнстера и Красной реки на севере, а также арки Бенд и Лампасас вдоль центральной части провинции 045. Вдоль восточной части расположена территория, включающая Восточный шельф и арку Кончо, известные под общим названием Платформа Кончо. . Разлом Минерал-Уэллс проходит с северо-востока на юго-запад через Пало-Пинто , Паркер, Уайз и округа Дентон и соединяется с системой разломов Ньюарк-Ист. Система разломов делит пополам месторождение Ньюарк Ист (NE-F), создавая зону плохой добычи в газовых коллекторах Barnett Shale. уровне ордовика элленбургской группы выделено несколько разломов, секущих фундамент и нижнепалеозойские породы в южной части провинции На стратиграфическом . Эти разломы и связанные с ними структуры сформировались во время развития поднятия Ллано и бассейна Форт-Уэрт, причем разломы закончились в начале Миссурийского периода.

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-Уэрт представляет собой периферийный палеозойский форландовый бассейн, толщиной около 12 000 футов (3700 м) слои в самой глубокой северо-восточной части которого, прилегающей к Мюнстерской арке и структурному поясу Уашита, сохранились . Бассейн напоминает другие бассейны структурного пояса Уачита, такие как бассейны Черный Воин, Аркома, Валь-Верде и Марфа, которые сформировались перед наступающим структурным поясом Уашита, когда он был надвинут на окраину Северной Америки . Надвиг произошел во время позднепалеозойского эпизода конвергенции плит .

Изгиб Арки

Арка Бенд простирается к северу от поднятия Льяно. Это широкая недра, погружающаяся на север, положительная структура. Арка образовалась как шарнирная линия в результате деформации ее восточного склона из-за опускания бассейна Форт-Уэрт на ранних стадиях развития структурного пояса Уачита в позднем Миссисипи и наклона на запад в позднем палеозое, который сформировал бассейн Мидленд. Существуют разногласия относительно структурной истории Изгибной арки. Флиппен (1982) предположил, что он действовал как точка опоры, являясь изгибом и структурным выступом, и что в этом районе произошло лишь незначительное поднятие, образовавшее эрозионную поверхность на известняках честерского возраста, которые отложились непосредственно на вершине Барнетта. Напротив, Клауд и Барнс (1942) предположили, что периодические поднятия изгиба Бенд с середины ордовика до раннего пенсильванского времени привели к появлению нескольких несогласий. Арка Ред-Ривер и Мюнстерская арка также стали доминирующими структурными особенностями в позднем Миссисипи и раннем Пенсильвании.

Общая стратиграфия

Добыча углеводородов из пластов ордовика и Миссисипи в основном происходит из карбонатных коллекторов, тогда как добыча в пенсильванском периоде (в пределах нижнепермского периода (Вулфкемп)) происходит в основном из обломочных коллекторов. Осадочный разрез в бассейне Форт - Уэрта подстилается докембрийскими гранитами и диоритами . Кембрийские породы включают гранитный конгломерат, песчаники и сланцы, перекрытые морскими карбонатными породами и сланцами. О добыче из кембрийских пород не сообщалось. силурийский периоды отсутствуют. , девонский , юрский и триасовый В бассейне Форт-Уэрта

С кембрийского периода до периода Миссисипи территория бассейна Форт-Уэрт была частью стабильного кратонного шельфа с отложениями, в которых преобладали карбонаты. Карбонатные породы группы Элленбургер представляют собой широкую эпирическую карбонатную платформу, охватывающую большую часть Техаса и центральную часть Северной Америки в раннем ордовике . Выраженное падение уровня моря где-то между поздним ордовиком и ранним пенсильванским временем, возможно, связанное с обширным несогласием середины Северной Америки и среднего карбона, привело к длительному обнажению платформы. В результате эрозии были удалены все силурийские и девонские породы, которые могли там присутствовать. Сланец Барнетт отложился на образовавшемся несогласии. Происхождение терригенного материала, составляющего сланцы Барнетт, произошло из надвиговых пластин Уашиты и реактивации более старых структур, таких как Мюнстерская арка. Отложение после Барнетта продолжалось без перерыва, поскольку откладывалась последовательность чрезвычайно твердых и плотных известняков. Эти известняки часто путают с нижней частью вышележащей формации Марбл-Фолс (ранний пенсильванский период), и им никогда не давали официального названия, хотя в литературе они широко упоминаются как «формация Форестбург». Поскольку по возрасту основной Барнетт обычно считается Честером позднего Миссисипи, наложенный на него Форестбург иногда неофициально называют «Честерскими известняками».

По мере того как мелководные моря позднего Миссисипи распространялись на юг и запад от погружающегося авлакогена Южной Оклахомы, они затопляли неровную поверхность нижнего палеозоя и почти сразу же инициировали рост рифообразующих органических сообществ. Было обнаружено, что все без исключения рифовые комплексы миссисипского возраста, основания которых вскрыты скважинами, покоятся непосредственно на подстилающих ордовикских породах. Но хотя рост рифов начался одновременно с отложением сланцев Барнетта, рифы не дожили до конца времени Барнетта; все известные рифы Чаппеля сразу же перекрываются типичными фациями сланцев Барнетт, за исключением очень немногих в центральном округе Клэй, которые были очень глубоко нарушены эрозией до Атокана. Рифовые комплексы подразделяются на три составляющие фации: рифовое ядро, рифовые фланги и межрифовую область. Керны рифов достаточно пористые, чтобы служить стратиграфическими ловушками для нефти и газа, и на протяжении трех четвертей века они обеспечивали превосходную добычу в северной части бассейна Форт-Уэрт. Постройки Чаппеля часто называют «вершинными рифами», но это неправильное название. Они могут выглядеть как вершины на поперечном сечении с преувеличенным вертикальным масштабом (см. сечения AA' и BB' выше), но на самом деле они имеют почти такое же соотношение высоты и ширины, как жареное куриное яйцо солнечной стороной вверх. Ядро рифа, конечно же, представлено яичным желтком, а обломки боков рифа — яичным белком. Межрифовая фация представлена ​​черными известковистыми битуминозными сланцами. Там, где он встречается в округе Джек, его толщина обычно составляет от 30 до 40 футов (от 9 до 12 метров) и является синонимом известняковой базальной сланцевой пачки Барнетта. Следовательно, близость данной скважины к близлежащему рифовому комплексу можно качественно оценить по степени импрегнированности этой нижней пачки Барнетта кальцитом.

Обломочные породы, подобные породе Барнетта, преобладают в пенсильванской части стратиграфического разреза бассейна Бенд-Арч – Форт-Уэрт. По мере постепенного опускания бассейна в пенсильванском периоде западная шарнирная линия бассейна и карбонатный шельф продолжали мигрировать на запад. В это время происходило отложение мощных бассейновых обломочных пород формаций Атока, Строун и Каньон. Эти породы среднего и позднего пенсильванского периода состоят в основном из песчаников и конгломератов с меньшим количеством и более тонкими слоями известняка .

История добычи нефти

Проявления углеводородов впервые 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. В 1917 году открытие месторождения Рейнджер стимулировало один из крупнейших «бумов» разведки и разработки в Техасе. Месторождение Рейнджер добывает нефть из формации Атока-Бенд, резервуара из песчаника и конгломерата, который непосредственно перекрывает формацию Барнетт. Операторы пробурили более 1000 диких котов в бассейне Форт-Уэрта и вокруг него, пытаясь повторить успех Ranger. Эти поисковые усилия привели к открытию большего количества месторождений и добычи из множества других резервуаров, включая речные / дельтовые песчаники Строуна, карбонатные известняки берегов Мраморного водопада, кремнистые сланцы Барнетта и иногда доломитовые известняки Верхнего Элленбургера. К 1960 году провинция достигла зрелой стадии разведки и разработки, о чем свидетельствует высокая плотность и распределение проходок и продуктивных скважин. Большая часть коммерческих углеводородов состоит из нефти из пластов Пенсильвании.

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

Совокупная добыча в провинции 045 из традиционных резервуаров до оценки Геологической службы США в 1995 году 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. Совокупная добыча газа из сланца Барнетт за первую половину 2002 года составила 94 миллиарда кубических футов (2,7 × 10 ^ ⁹ м ³ ); Годовая добыча в 2002 году оценивалась в 200 миллиардов кубических футов (5,7 × 10 ^ ⁹ м ³ ).

Данные о нефти: выбранные поля

Поле	Графство	Накопленная добыча нефти		Накопленная добыча газа		Резервы	Открытие
		миллион баррелей	миллион кубических метров	миллиард кубических футов	миллион кубических метров
Ньюарк Восток	Уайз, Дентон			200	5,700	2,5 триллиона кубических футов (71 × 10 ^ 9 м 3 ) газа	1981
Бунсвилл	Уайз, Джек	245	39.0	5,500	160,000	ГОФ	1950
Рейнджер	Уичито	78	12.4			Заброшенный	1917
Фрай	Коричневый						1926
ТОГА	Лампасас						2006
Шекелфорд	Шекелфорд					10 миллионов баррелей (1,6 × 10 ^ 6 м 3 ) нефти	1954
Ли Рэй	Истленд			19	540		1978
Брекеридж	Стивенс	147	23.4			ГОФ	1919
КМА	Уичито	184	29.3			ГОФ	1931
Фарго	Уилбаргер	34	5.4				1940
Филиал Юг	ЧТО			16	450		1983
Озеро Абилин	Тейлор					-	Примечание: GOF = гигантские нефтяные месторождения (>500 миллионов баррелей нефтяного эквивалента).

Исходный камень

Основной материнской породой бассейна Бенд-Арк – Форт-Уэрт являются сланцы Барнетт Миссисипи Честерского возраста, возможно, включая перекрывающую формацию Честериан Форестбург. Барнетт обычно демонстрирует необычайно высокий отклик гамма-каротажа . Другие потенциальные нефтематеринские породы второстепенного значения относятся к раннему пенсильванскому периоду и включают темные мелкозернистые карбонатные породы и сланцевые отложения в пределах известняка Марбл-Фолс и фации черных сланцев сланцев Смитвик/Атока. Сланец Барнетт отложился на большей части северной части Центрального Техаса; однако из-за постседиментационной эрозии нынешнее распространение Барнетта ограничено провинцией 045. Честерский интервал Барнетт/Форестбург имеет толщину более 1000 футов (300 м) вдоль юго-западного склона Мюнстерской арки. Он размыт в районах 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 река Барнетт впадает в Восточный шельф-платформу Кончо.

Среднее содержание общего органического углерода (TOC) в сланцах Барнетт составляет около 4%, а TOC достигает 12% в образцах из обнажений вдоль поднятия Ллано на южном склоне бассейна Форт-Уэрт. Он имеет геохимические характеристики, сходные с другими черными сланцами девона и Миссисипи, обнаруженными в других частях США (например, Вудфорд , Баккен , Нью-Олбани и Чаттануга формации ). Все эти черные сланцы содержат склонные к нефти органические вещества ( кероген типа II ), исходя из водородного индекса выше 350 миллиграммов углеводородов на грамм TOC, и образуют аналогичный тип высококачественной нефти (с низким содержанием серы , плотность >30 API). Хотя разложение керогена является источником нефти и газа из сланцев Барнетт, основным источником газа на месторождении Ньюарк-Ист является крекинг нефти и битума .

Термическая зрелость

Низкие уровни созревания в сланцах Барнетт по коэффициенту отражения 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 , происходят из сланцев Барнетт в середине зоны нефтегенерации (нефтяного окна) уровней термической зрелости (≈0,9% Ro). Хотя конденсат связан с добычей газа в округе Уайз , зрелость нефтематеринской породы Барнетта обычно составляет 1,1% Ro или выше. Зона генерации влажного газа находится в диапазоне Ro 1,1-1,4%, тогда как основная зона генерации сухого газа (основное газовое окно) начинается при Ro 1,4%.

Термическую зрелость сланца Барнетт также можно определить на основе измерений TOC и Rock-Eval (Tmax). Хотя Tmax не очень надежен для керогенов высокой зрелости из-за плохого выхода пика пиролиза и формы пика, можно использовать степень трансформации керогена. Например, сланец Barnett Shale, имеющий содержание TOC 4,5% и водородный индекс менее 100, находится в окнах влажного или сухого газа с эквивалентными значениями Ro более 1,1% TOC. Напротив, низкозрелые сланцы Barnett Shale из обнажений округа Лампасас имеют начальные значения TOC в среднем около 12% с потенциалом углеводородов в среднем 9,85% по объему. Хорошее среднее значение для Barnett Shale получено из скважины Mitcham #1 в округе Браун , где содержание TOC составляет 4,2%, а потенциал углеводородов - 3,37% по объему. Используя эти данные, мы можем определить, что значения TOC снизятся на 36% во время созревания от незрелой стадии до окна генерации газа. Образцы из скважины TP Simms в газодобывающем районе Ньюарк-Ист имеют средние значения TOC 4,5%, но более 90% органического вещества превращается в углеводороды. Таким образом, его первоначальное содержание TOC составляло около 7,0% при первоначально оцененном потенциале 5,64% по объему. Любая образовавшаяся нефть будет выброшена в мелкие (или более глубокие) горизонты, как на западе и севере, или расщепится до газа, где измеренная отражательная способность витринита превышает 1,1% Ro.

Производство углеводородов

Сланец Барнетт термически созрел для производства углеводородов на большей части своей площади. Материнская порода Барнетта в настоящее время находится в окне нефтегенерации вдоль северной и западной частей провинции, а также в газовом окне в восточной половине Барнетт-палеозойской ТПС. Вынос высококачественной нефти из месторождения Барнетт был эпизодическим и начинался при низкой (Ro = 0,6%) термической зрелости. Тридцать две нефти из округов Уайз и Джек были проанализированы для определения характеристик нефтематеринской породы. высокого разрешения Плотность API и содержание серы были интегрированы с анализами газовой хроматографии (ГХ) и газовой хроматографии-масс-спектрометрии (ГХМС). Плотность масел по API колеблется от 35° до 62°, а содержание серы низкое (<0,2%), что характерно для масел высокой термической зрелости. Биомаркеры анализа GCMS показывают, что масла были получены из морских сланцев, что определяется распределением стеранов и наличием диастеранов. анализ углерода Изотопный фракций насыщенных и ароматических углеводородов подтверждает возможность получения углеводородов из одного источника. В основной газодобывающей области трещиноватых сланцев Барнетт окно генерации газа расположено вдоль тренда, субпараллельного фронту надвига Уачита. Джарви (2001) сообщил о Содержание британских тепловых единиц (БТЕ) ​​в газе Барнетта прямо пропорционально уровню Ro.

Породы-коллекторы

Породы-коллекторы включают обломочные и карбонатные породы возрастом от ордовика до ранней перми. Большая часть добычи из традиционных коллекторов приходится на пенсильванские породы, тогда как единственная признанная добыча из нетрадиционных отложений - это трещиноватый сланец Барнетт Миссисипи и трещиноватый известняк Марбл-Фолс раннего пенсильванского периода (Морроуэн). Конгломерат Pennsylvanian Bend Group является основным добывающим резервуаром на месторождении Бунсвилл-Бенд, совокупный объем добычи которого до 2001 года превысил 3 триллиона кубических футов (85 × 10 ^ ⁹ м ³ ) газа. Нефть, добываемая из сланцев Барнетт, добывается из многочисленных пород-коллекторов в бассейне Бенд-Арк – Форт-Уэрт, включая сланцы Барнетт, формацию Каддо, группу Каньон, формацию Марбл-Фолс, известняк Чаппель, группу Бенд и группу Элленбургер.

Печать камней

Покрышки в Барнетт-палеозойской ТПС представляют собой в основном сланцевые толщи и плотные карбонатные породы с низкой проницаемостью, которые распространены как в региональном, так и в локальном масштабе. Хотя эти пласты не считаются уплотняющими породами в районах, где они являются плотными и не смоченными водой, они служат барьерами, ограничивающими гидроразрыв ( барьеры гидроразрыва ) и помогают сохранять пластовое давление во время стимуляции скважины.

Ловушки

Ловушки традиционных скоплений углеводородов в основном стратиграфические для коллекторов карбонатных пород и как структурно-стратиграфические для коллекторов обломочных пород. Стратиграфические ловушки в карбонатных породах возникают в результате сочетания фаций и топографии осадконакопления , эрозии, выклинивания фаций вверх по падению и диагенетически контролируемых зон повышенной проницаемости и пористости. Хорошим примером карбонатной стратиграфической ловушки являются вершинные рифовые ловушки известняка Чаппел, где местные пористые грейнстоуны и пакстоуны ограничены изолированными постройками или скоплениями рифов в эродированной группе Элленбургер. Вершинные рифы Чаппеля покрыты и запечатаны вышележащими сланцами Барнетт. Стратиграфические ловушки в песчаниках и конгломератах Атока пенсильванского месторождения в основном представляют собой выклинивания, связанные с фациальными изменениями или эрозионным усечением.

Трещина в сланце Барнетт

Меньшее количество высококачественной нефти (плотность 35–40° API, низкое содержание серы) добывается из сланцев Барнетт в северной и западной частях провинции, где она имеет низкую термическую зрелость (Ro ≈ 0,6%). Нефть аналогичного качества (плотность 40-50° API) и газовые конденсаты добываются в округе Уайз , где Барнетт имеет более высокую термическую зрелость. Добыча газа осуществляется из черных кремнистых сланцев с гидроразрывом. Теплотворная способность газов из NE-F обычно колеблется от 1050 до 1300 БТЕ. Основная продуктивная фация Барнетта представляет собой черный, богатый органическими веществами кремнистый сланец со средним составом около 45% кварца , 27% глины (в основном иллит/ смектит и иллит ), 10% карбонатов ( кальцит , доломит и сидерит )5. % полевого шпата, 5% пирита и 5% TOC. Средняя пористость продуктивных участков составляет около 6%, а проницаемость матрицы измеряется в нанодарци.

Для непрерывных залежей сланцев Барнетт-Шейл были предложены три единицы оценки, каждая из которых имеет разные геологические и производственные характеристики:

1. «золотое пятно» газа СВ-Ф, где Барнетт является кремнистым, толстым, в пределах окна генерации газа, со слегка избыточным давлением и окружен плотным, плотным перекрывающим известняком Форесбург и нижележащим известняком Виола и группой Симпсон в качестве барьеров для гидроразрыва;
2. отдаленная территория, где Барнетт находится в пределах окна генерации газа, но подпочвенный слой представляет собой пористый Элленбургер, а перекрывающий известняковый барьер Марбл-Фолс может отсутствовать; и
3. область с меньшим потенциалом, где вышележащие и нижележащие барьеры могут отсутствовать, а добыча включает нефть и газ из трещиноватых сланцев Барнетт.

Кремнистая природа сланцев Барнетт и ее связь с усилением трещин в северо-восточном регионе была отмечена Ланкастером. Кроме того, несколько операторов тестируют вторую единицу оценки, где часть породы Barnett Shale представляет собой карбонатные породы группы Ellenburger. Ресурсный потенциал установки будет определяться результатами текущих испытаний наклонно-направленных скважин и различных методов заканчивания для определения оптимальных методов заканчивания для добычи газа.

Исторически сложилось так, что расчетная конечная нефтеотдача (EUR) для газовых скважин Барнетт на NE-F увеличивалась со временем следующим образом:

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

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

См. также

• Нефтяное месторождение Восточного Техаса
• Барнетт Шейл

Ссылки

• Совет Барнетт Шейл по энергетическому образованию
• Публичные интерактивные данные Техасской железнодорожной комиссии
• Абдель-Вахаб, М. (1980) Стратиграфия соломы (Пенсильвания), долина реки Колорадо, Северо-Центральный Техас, магистерская диссертация, Техасский университет
• Аллард, Дж. (2000) Барнетт Шейл горячо играет в Северном Техасе
• Болл, М. (1996) Провинция 045 : Национальная оценка ресурсов нефти и газа Геологической службы США.
• Болл, М. (1995) Провинция бассейна Бенд-Арч-Форт-Уэрт (045) Геологическая служба США
• Боукер, К. (2002) Развитие сланцев Барнетт, бассейн Форт-Уэрт : геологи Скалистых гор и Совет по передаче нефтяных технологий
• Devon Energy Corp. (2002) Среднегодовые операции и школа Barnett Shale
• Флиппин, Дж. (1982) Стратиграфия, структура и экономические аспекты палеозойских слоев, округ Эрат : Далласское геологическое общество (DGS)
• Фауст, Л. (1963) Поле Фарго: история болезни, геофизика, т. 28, выпуск 6
• Готье, Д., 1995 г. Национальная оценка ресурсов нефти и газа : USGS DDS-30.
• Джордж, MC (2016). «Мюнстерское поднятие Северного Техаса» : Мюнстерское поднятие Северного Техаса: самое восточное выражение предковых Скалистых гор Пенсильвании.
• Холл, Дж. (2002) Геология сланцев Барнетта , в Devon Energy Corp.
• Генри, доктор медицинских наук (1982) Стратиграфия сланцев Барнетт (Миссисипи) и связанных с ними рифов в бассейне Северного Форт-Уэрта : Геологическое общество Далласа (DGS)
• Джарви, Д. (2002) Сланец Барнетт как аналог других черных сланцев : Встреча AAPG, Нью-Мексико.
• Джарви, Д. (2004) Оценка добычи и хранения углеводородов, Barnett Shale, Ft. Worth Basin BEG/PTTC Специальная презентация
• Керанс, К. (1988) Неоднородность коллектора, контролируемая карстом; Ellenburger Group Carbonates Западный Техас : Бюллетень AAPG, т. 7
• Клетт, Т. (2000) Иерархия оценок и первоначальный рейтинг провинций , Мировая оценка нефти Геологической службы США.
• Ланкастер, Д. (1993) Исследования, характеризующие сланцы Барнетт в бассейне Форт-Уэрт : OGJ, т. 91.
• Магун, Л. (2000) Отдел оценки ограничений сети природных флюидов , Всемирная оценка Геологической службы США.
• Мапел, В. (1979) Палеотектонические исследования системы Миссисипи : Документ USGS 1010.
• Полластро, М. (2003) Оценка неоткрытых ресурсов Барнетт-палеозойской TPS USGS
• Шенк, К. (2001) Серия «Национальная оценка нефти и газа» , USGS FS-113-01.
• Шмокер, Дж. (1996) Метод оценки скоплений углеводородов непрерывного типа : USGS DDS-30.
• Ширли, К. (2002) Барнетт Шейл, реализующий потенциал : AAPG Explorer, т. 23, вып. 7
• Суинделл, Г. (2002) Сланцевое газовое месторождение Ньюарк-Ист-Барнетт, график совокупной добычи
• Уолпер, Дж. (1982) Тектоническая эволюция плит бассейна Форт-Уэрт : DGS