Bend Arch-Fort Worth Basin - Bend Arch–Fort Worth Basin

Bend Arch - Província da Bacia de Fort Worth
País	Estados Unidos
Região	Centro Norte do Texas
Costa fechada Costa aberta	Em terra
Operadores	Devon Energy , Chesapeake Energy , EOG Resources , Ovintiv , Range Resources , ConocoPhillips , Denbury Inc.
Histórico de campo
Descoberta	1900
Início de produção	1917
Pico de produção	Década de 1960
Produção
Produção atual de gás	200 × 10 6  pés cúbicos / d (5,7 × 10 6  m 3 / d) (2002)^^
Produzindo formações	Barnett Shale, Pensilvânia, Permiano

A província de Bend Arch – Fort Worth Basin é um importante sistema geológico produtor de petróleo que está localizado principalmente no centro-norte do Texas e sudoeste de Oklahoma . É oficialmente designado pelo Serviço Geológico dos Estados Unidos (USGS) como Província 045 e classificado como Barnett-Paleozoic Total Petroleum System (TPS).

Introdução

O petróleo e o gás na Província 045 são produzidos a partir de reservatórios de rochas carbonáticas e clásticas com idades que vão do Ordoviciano ao Permiano . A Avaliação do USGS de 1995 de petróleo e gás não descobertos e tecnicamente recuperáveis ​​identificou seis jogos convencionais na Província 045, que estão listados abaixo na Tabela 1: Um jogo não convencional contínuo, o " Xisto de Barnett do Mississippian " (4503), também foi considerado. A média cumulativa de recursos não descobertos para jogos convencionais foi: 381 milhões de barris (60,6 × 10 ⁶  m ³ ) de petróleo, 103,6 milhões de barris (16,47 × 10 ⁶  m ³ ) de líquidos de gás natural , 479 bilhões de pés cúbicos (13,6 × 10 ⁹  m ³ ) gás associado e 1,029 bilhões de pés cúbicos (29,1 × 10 ⁹  m ³ ) gás não associado. ^^^^

tabela 1

Notas:
1. O número da unidade de avaliação também indica o intervalo de tempo das unidades estratigráficas.

A avaliação do Serviço Geológico dos Estados Unidos de petróleo e gás convencionais não descobertos e gás contínuo (não convencional) não descoberto na Província 045 resultou em médias estimadas de 26,7 trilhões de pés cúbicos (760 × 10 ⁹  m ³ ) (Tcf) de gás natural não descoberto, 98,5 milhões de barris (15,66 × 10 ⁶  m ³ ) de petróleo não descoberto e uma média de 1,1 bilhões de barris (170 × 10 ⁶  m ³ ) de líquidos de gás natural não descobertos. Quase todo o recurso de gás não descoberto (98%, 2,62 × 10 ¹³ pés cúbicos ou 7,4 × 10 ¹¹ m ³ ) é considerado em acumulações contínuas de gás não associado aprisionado em estratos de duas das três Unidades de Avaliação de Xisto Barnett da idade do Mississippi (AUs) - Gás de xisto Barnett Contínuo Barnett AU da Grande Newark East Frac-Barrier e Gás de xisto Barnett Contínuo Estendido AU (2,62 × 10 ¹³ pés cúbicos combinados). Os restantes 467 bilhões de pés cúbicos (13,2 × 10 ⁹  m ³ ) de recursos de gás não descobertos na província estão em acumulações de gás convencionais não associadas (3586 × 8 ⁹ bilhões de pés cúbicos ou 1,015 × 10 ¹⁰ m ³ ) e gás associado / dissolvido em gás convencional acumulações de óleo ( 1084 × 10 ⁸ bilhões de pés cúbicos ou 3,07 × 10 ⁹ m ³ ) . Estima-se que o TPS Barnett-Paleozóico contenha uma média de 409,2 bilhões de pés cúbicos (11,59 × 10 ⁹  m ³ ) de gás convencional, ou cerca de 88% de todo o gás convencional não descoberto, e cerca de 64,6 milhões de barris (10,27 × 10 ⁶  m ³⁾ ) de óleo convencional, ou cerca de 65% de todo o óleo não descoberto na Província 045. ^^^^^^

As acumulações de tipo contínuo incluem xisto fraturado e óleo e gás calcário fraturado, gás centrado na bacia, gás de leito de carvão e gás de reservatório compacto. Eles normalmente cobrem grandes áreas, têm rochas geradoras em estreita associação com essas rochas reservatório não convencionais e são principalmente gás (e, em alguns casos, petróleo) carregados em toda a sua extensão. As acumulações contínuas geralmente têm zonas de transição que se transformam em acumulações mais convencionais.

Limite

Quartzito vertical e estratos de ardósia ao longo do flanco oriental do Ouachitas

O Fort Worth Basin e o Bend Arch estão inteiramente dentro do North Central Texas, cobrindo uma área de 54.000 milhas quadradas (140.000 km ² ). Os limites sul e leste são definidos por linhas de condado que geralmente seguem a frente estrutural de Ouachita , embora uma parte substancial desta característica estrutural esteja incluída perto de Dallas . A fronteira norte segue a linha do estado de Texas-Oklahoma no leste, onde a província inclui partes da Bacia Sherman e do Arco Muenster. No oeste, a fronteira norte segue as linhas de condado do nordeste dos três condados do sudoeste de Oklahoma (condados de Harmon, Jackson e Tillman), que incluem o flanco sul das montanhas Wichita e a Bacia Hollis. A fronteira oeste se orienta de norte a sul ao longo das linhas de condado que definem a junção com a Bacia do Permiano, onde parte da plataforma oriental da Bacia do Permiano se encontra na Província 045.

Elementos estruturais

As principais características estruturais incluem os Arcos de Muenster e Red River ao norte, e os Arcos de Curva e Lampasas ao longo da parte central da Província 045. Ao longo da porção leste está uma área que inclui a Plataforma Oriental e o Arco do Concho, conhecidos coletivamente como Plataforma do Concho . A falha de Mineral Wells corre de nordeste a sudoeste através dos condados de Palo Pinto , Parker, Wise e Denton e se junta ao sistema de falha do leste de Newark. O sistema de falha divide o campo Newark East Field (NE-F), criando uma zona de baixa produção nos reservatórios de gás de xisto de Barnett. Várias falhas que cortam o embasamento e rochas do Paleozóico inferior na parte sul da província são identificadas no nível estratigráfico do Ordoviciano Ellenburger Group . Essas falhas e estruturas associadas formaram-se durante o desenvolvimento do Llano Uplift e da Bacia de Fort Worth, com falhas terminando no início do Missourian.

História tectônica

Fort Worth Basin

A evolução das estruturas da Bacia de Fort Worth e Bend Arch é crítica para a compreensão das histórias de sepultamento e geração de hidrocarbonetos. A Bacia de Fort Worth assimétrica e em forma de cunha é uma bacia de foreland periférica do Paleozóico com cerca de 12.000 pés (3.700 m) de estratos preservados em sua porção nordeste mais profunda adjacente ao Arco de Muenster e ao cinturão estrutural de Ouachita. A bacia se assemelha a outras bacias do cinturão estrutural de Ouachita, como as bacias Black Warrior, Arkoma, Val Verde e Marfa, que se formaram em frente ao cinturão estrutural de Ouachita que avançava quando foi empurrado para a margem da América do Norte . O empuxo ocorreu durante um episódio tardio do Paleozóico de convergência da placa .

Bend Arch

O Bend Arch se estende ao norte do Llano Uplift. É uma ampla estrutura subsuperficial, em direção ao norte, positiva. O arco formado como uma dobradiça pela curvatura para baixo de seu flanco oriental devido à subsidência da Bacia de Fort Worth durante os estágios iniciais de desenvolvimento do cinturão estrutural de Ouachita no final do Mississipio e inclinação para oeste no final do Paleozóico que formou a Bacia de Midland. Há divergências sobre a história estrutural do Bend Arch. Flippen (1982) sugeriu que atuou como um fulcro e é uma flexura e alta estrutural e que apenas um pequeno soerguimento ocorreu na área para formar uma superfície erosiva nos calcários Chester-age que foram depositados diretamente no topo do Barnett. Em contraste, Cloud e Barnes (1942) sugeriram que o upwarp periódico da flexão de Bend de meados do Ordoviciano até o início da Pensilvânia resultou em várias discordâncias. O Red River Arch e o Muenster Arch também se tornaram características estruturais dominantes durante o final do Mississippian e o início da Pensilvânia.

Estratigrafia geral

A produção de hidrocarbonetos das formações Ordovicianas e Mississipianas é principalmente de reservatórios carbonáticos, enquanto a produção na Pensilvânia através do Wolfcamp do Permiano Inferior é principalmente de reservatórios clásticos. A seção sedimentar na Bacia de Fort Worth é sustentada por granito e diorito pré-cambriano . As rochas cambrianas incluem conglomerados de granito, arenitos e xisto que são recobertos por rochas marinhas de carbonato e xisto. Nenhuma produção foi relatada de rochas cambrianas. O Siluriano , o Devoniano , o Jurássico e o Triássico estão ausentes na Bacia de Fort Worth.

Do Cambriano até a época do Mississippi, a área da Bacia de Fort Worth fazia parte de uma plataforma cratônica estável com deposição dominada por carbonatos. As rochas carbonáticas do Ellenburger Group representam uma ampla plataforma epeírica de carbonato cobrindo a maior parte do Texas e da América do Norte central durante o Ordoviciano . Uma queda pronunciada no nível do mar em algum momento entre o Ordoviciano Final e o início da Pensilvânia, talvez relacionada à ampla discordância da América do Norte e do Carbonífero médio, resultou em exposição prolongada da plataforma. Este evento erosional removeu quaisquer rochas silurianas e devonianas que possam ter estado presentes. O Xisto Barnett foi depositado sobre a discordância resultante. A proveniência do material terrígeno que constitui o Xisto de Barnett provém das placas de empuxo de Ouachita e da reativação de estruturas mais antigas, como o Arco de Muenster. A deposição pós-Barnett continuou sem interrupção quando uma sequência de calcários extremamente duros e densos foi depositada. Esses calcários costumam ser confundidos com a parte inferior da Formação Marble Falls (Early Pennsylsvnian) e nunca foram nomeados formalmente, embora sejam amplamente referenciados na literatura como "Formação Forestburg". Uma vez que o Barnett subjacente é geralmente assumido como sendo o Chester do Mississippiano tardio, o Forestburg sobreposto é ocasionalmente referido informalmente como "o Chester Limestones."

À medida que os mares rasos do Mississipio Superior se espalharam para o sul e oeste a partir do Aulacogênio do sul de Oklahoma, eles inundaram uma superfície irregular do Paleozóico Inferior e quase imediatamente iniciaram o crescimento de comunidades orgânicas formadoras de recifes. Todos os complexos de recifes da era do Mississippi cujas bases foram penetradas por furos foram encontrados, sem exceção, repousando diretamente sobre as rochas ordovicianas subjacentes. Mas embora o crescimento do recife tenha começado ao mesmo tempo que a deposição de xisto de Barnett, os recifes não sobreviveram até o final do tempo de Barnett; todos os recifes de Chappel conhecidos são imediatamente recobertos pela típica fácies de xisto de Barnett, exceto por alguns poucos no condado central de Clay que foram profundamente rompidos pela erosão pré-Atokana. Os complexos de recife são subdivisíveis em três fácies constituintes: o núcleo do recife, os flancos do recife e a área entre os recifes. Os núcleos do recife são porosos o suficiente para servir como armadilhas estratigráficas para petróleo e gás, e eles têm rendido excelente produção na parte norte da Bacia de Fort Worth por três quartos de século. Os acúmulos de Chappel são freqüentemente chamados de "recifes de pináculo", mas esse é um nome impróprio. Eles podem aparecer como pináculos em uma seção transversal com uma escala vertical exagerada (ver seções transversais AA ′ e BB ′ acima), mas na realidade eles têm quase exatamente a mesma proporção altura / largura de um ovo de galinha frito com o lado ensolarado para cima. O núcleo do recife, é claro, é representado pela gema do ovo, e os restos do flanco do recife são representados pela clara do ovo. A fácies entre recifes é representada por um xisto preto, calcário e betuminoso. Onde ocorre no condado de Jack, tem normalmente uma espessura de 9 a 12 metros (30 a 40 pés) e é sinônimo do membro de folhelho basal calcário de Barnett. Consequentemente, a proximidade de um determinado furo de poço a um complexo de recife próximo pode ser qualitativamente estimada pelo grau em que este membro inferior do Barnett foi impregnado com calcita.

Rochas clásticas de proveniência semelhante à de Barnett dominam a parte da Pensilvânia da seção estratigráfica na Bend Arch – Fort Worth Basin. Com a subsidência progressiva da bacia durante a Pensilvânia, a linha de dobradiça da bacia ocidental e a plataforma carbonática continuaram migrando para o oeste. A deposição de rochas clásticas basinais espessas das formações Atoka, Strawn e Canyon ocorreu nesta época. Essas rochas da Pensilvânia média e tardia consistem principalmente de arenitos e conglomerados com camadas de calcário menores e mais finas .

História da produção de petróleo

Indícios de hidrocarbonetos foram encontrados pela primeira vez na Província 045 durante a perfuração de poços de água. A exploração esporádica começou após a Guerra Civil, e as primeiras descobertas comerciais de petróleo ocorreram no início do século XX. Em 1917, a descoberta do campo Ranger estimulou um dos maiores "booms" de exploração e desenvolvimento no Texas. O campo Ranger produz a partir da formação Atoka-Bend, um reservatório de conglomerado de arenito que se sobrepõe diretamente à formação Barnett. Os operadores perfuraram mais de 1.000 gatos selvagens e em torno da Bacia de Fort Worth tentando duplicar o sucesso do Ranger. Esses esforços pioneiros resultaram na descoberta de mais campos e produção de vários outros reservatórios, incluindo arenitos fluviais / deltaicos de Strawn, calcários de bancos carbonáticos de Marble Falls, xisto silicioso de Barnett e ocasionais calcários dolomíticos superiores de Ellenburger . Em 1960, a província atingiu um estágio maduro de exploração e desenvolvimento, conforme demonstrado pela alta densidade e distribuição de penetrações de poços e poços produtivos. A maioria dos hidrocarbonetos comerciais consiste em petróleo em reservatórios da Pensilvânia.

A província 045 está entre as áreas de perfuração mais ativas durante o ressurgimento da perfuração doméstica, que começou após o embargo do petróleo da OPEP em 1973. Ela tem aparecido consistentemente na lista das dez províncias mais ativas em termos de poços concluídos e imagens perfuradas. Mais de 9100 poços de petróleo e 4.520 poços de gás foram perfurados e concluídos nesta área de 1974 a 1980.

A produção cumulativa na Província 045 de reservatórios convencionais antes da Avaliação USGS de 1995 foi de 2 bilhões de barris (320 × 10 ⁶  m ³ ) de petróleo, 7,8 trilhões de pés cúbicos (220 × 10 ⁹  m ³ ) de gás e 500 milhões de barris (79 × 10 ⁶  m ³ ) de líquidos de gás natural. A produção cumulativa de gás de Barnett Shale no primeiro semestre de 2002 foi de 94 bilhões de pés cúbicos (2,7 × 10 ⁹  m ³ ); a produção anual para 2002 foi estimada em 200 bilhões de pés cúbicos (5,7 × 10 ⁹  m ³ ). ^^^^^

Dados de petróleo: campos selecionados

Rocha de origem

A rocha-fonte primária da Bend Arch – Fort Worth Basin é o xisto de Barnett da idade de Chester no Mississippian, talvez incluindo a formação Chesterian Forestburg sobreposta. O Barnett comumente exibe uma resposta de log de raios gama incomumente alta . Outras rochas geradoras potenciais de importância secundária são o início da Pensilvânia e incluem rochas carbonáticas de granulação fina e unidades de xisto dentro da pedra calcária Marble Falls e a fácies xisto negra de Smithwick / Atoka Shale. O xisto de Barnett foi depositado em grande parte do centro-norte do Texas; no entanto, por causa da erosão pós-deposição , a distribuição atual de Barnett é limitada à Província 045. O intervalo chesteriano de Barnett / Forestburg tem mais de 1.000 pés (300 m) de espessura ao longo do flanco sudoeste do Arco Muenster. É erodido em áreas ao longo dos Arcos do Rio Vermelho-Electra e Muenster ao norte, o levantamento de Llano ao sul, onde aflora, e a porção mais oriental da província, onde o Barnett entra na Plataforma Shelf-Concho Oriental.

O conteúdo médio de carbono orgânico total (TOC) em Barnett Shale é de cerca de 4% e TOC é tão alto quanto 12% em amostras de afloramentos ao longo do levantamento Llano no flanco sul da Bacia de Fort Worth. Possui características geoquímicas semelhantes a outros folhelhos negros do Devoniano-Mississippiano encontrados em outras partes dos EUA (por exemplo, Woodford , Bakken , New Albany e Formações Chattanooga ). Todos esses folhelhos negros contêm matéria orgânica propensa a óleo ( querogênio Tipo II ) com base em índices de hidrogênio acima de 350 miligramas de hidrocarbonetos por grama de TOC e geram um tipo semelhante de óleo de alta qualidade (baixo enxofre , gravidade> 30 API). Embora a decomposição do craqueamento de querogênio seja uma fonte de petróleo e gás do xisto de Barnett, a principal fonte de gás no Campo Leste de Newark é o craqueamento de óleo e betume .

Maturidade térmica

Os baixos níveis de maturação em Barnett Shale na refletância de vitrinita (Ro), estimados em 0,6-0,7%, produzem óleos de 38 ° API de gravidade em Brown County . Os óleos encontrados nos condados de Shackelford , Throckmorton e Callahan também, como no condado de Montague , são derivados do xisto de Barnett no meio dos níveis de maturidade térmica da zona de geração de petróleo (janela de óleo) (≈0,9% Ro). Embora o condensado esteja associado à produção de gás no Condado de Wise , a maturidade da rocha geradora de Barnett é geralmente de 1,1% Ro ou mais. A zona de geração de gás úmido está na faixa de 1,1-1,4% Ro, enquanto a zona primária de geração de gás seco (janela principal de gás) começa em um Ro de 1,4%.

A maturidade térmica do xisto Barnett também pode ser derivada das medições de TOC e Rock-Eval (Tmax). Embora o Tmax não seja muito confiável para querogênios de alta maturidade devido ao baixo rendimento do pico de pirólise e formato do pico, a extensão da transformação do querogênio pode ser utilizada. Por exemplo, Barnett Shale tendo um TOC de 4,5% e um índice de hidrogênio inferior a 100 está nas janelas de gás úmido ou seco com valores de Ro equivalentes maiores que 1,1% de TOC. Em contraste, o xisto Barnett de baixa maturidade dos afloramentos do condado de Lampasas tem valores de TOC iniciais em média cerca de 12% com potenciais de hidrocarbonetos em média 9,85% em volume. Um bom valor médio para Barnett Shale é derivado do poço Mitcham # 1 em Brown County, onde TOC é 4,2% e o potencial de hidrocarboneto é 3,37% em volume. Usando esses dados, podemos determinar que os valores de TOC diminuirão 36% durante a maturação, desde o estágio imaturo até a janela de geração de gás. As amostras do poço TP Simms na área de produção de gás de Newark East têm valores médios de TOC de 4,5%, mas mais de 90% da matéria orgânica é convertida em hidrocarbonetos. Assim, seu TOC original era de cerca de 7,0% com um potencial inicial estimado de 5,64% em volume. Qualquer óleo gerado seria expelido para horizontes rasos (ou mais profundos) como no oeste e norte, ou transformado em gás onde a refletância de vitrinita medida está acima de 1,1% Ro.

Geração de hidrocarbonetos

O xisto Barnett é termicamente maduro para geração de hidrocarbonetos na maior parte de sua área. A rocha geradora de Barnett está atualmente na janela de geração de petróleo ao longo das partes norte e oeste da província e na janela de gás na metade leste do TPS Barnett-Paleozóico. A expulsão de óleo de alta qualidade do Barnett foi episódica e começou com baixa (Ro = 0,6%) maturidade térmica. Trinta e dois óleos dos condados de Wise e Jack foram analisados ​​para determinar as características da rocha geradora. A gravidade API e o teor de enxofre foram integrados às análises de cromatografia gasosa de alta resolução (GC) e cromatografia gasosa-espectrometria de massa (GCMS). A densidade API dos óleos varia de 35 ° a 62 ° e os teores de enxofre são baixos (<0,2%), o que é característico de óleos de alta maturidade térmica. Os biomarcadores das análises de GCMS mostram que os óleos foram provenientes de xisto marinho, com base na distribuição de esterano e na presença de diasteranos. As análises isotópicas de carbono de frações de hidrocarbonetos saturados e aromáticos suportam a geração de hidrocarbonetos a partir de uma unidade de fonte única. Na principal área de produção de gás do xisto de Barnett fraturado, a janela de geração de gás está ao longo de uma tendência subparalela à frente de empuxo de Ouachita. Jarvie (2001) relatou que o conteúdo da Unidade Térmica Britânica (BTU) do gás Barnett é diretamente proporcional aos níveis de Ro.

Rochas de reservatório

Rochas de reservatório incluem rochas clásticas e carbonáticas com idades que vão do Ordoviciano ao Permiano Inferior. A maior parte da produção de reservatórios convencionais é de rochas da Pensilvânia, ao passo que a única produção reconhecida de acumulações não convencionais é de Xisto de Barnett fraturado no Mississippi e o calcário de Marble Falls fraturado no início da Pensilvânia (Morrowan). O Conglomerado do Grupo de Curva da Pensilvânia é o principal reservatório de produção no Campo de Curva de Boonsville, com a produção acumulada até 2001 excedendo 3 trilhões de pés cúbicos (85 × 10 ⁹  m ³ ) de gás. O óleo proveniente de Barnett Shale é produzido a partir de numerosas rochas reservatório em Bend Arch – Fort Worth Basin, incluindo Barnett Shale, Formação Caddo, Canyon Group, Formação Marble Falls, Chappel Limestone, Bend Group e Ellenburger Group. ^

Rochas seladas

As rochas selantes no TPS Barnett-Paleozóico são principalmente unidades de xisto e rochas carbonáticas densas e de baixa permeabilidade que são distribuídas em escalas regionais e locais. Embora essas formações não sejam consideradas rochas vedantes em áreas onde são estanques e não molhadas, elas servem como barreiras que confinam o fraturamento induzido por hidráulica ( barreiras de fratura ) e ajudam a reter as pressões de formação durante a estimulação do poço.

Armadilhas

As armadilhas para acumulações de hidrocarbonetos convencionais são principalmente estratigráficas para reservatórios de rocha carbonática e estruturais e estratigráficas em reservatórios de rocha clástica. As armadilhas estratigráficas em rochas carbonáticas resultam de uma combinação de fácies e topografia deposicional , erosão, pinchout de fácies e zonas de porosidade e permeabilidade aprimorada diageneticamente controladas. Um bom exemplo de armadilha estratigráfica carbonática são as armadilhas de recife de pináculo do Calcário Chappel, onde grainstone poroso local e packstone são restritos a acúmulos isolados ou aglomerados de recife no Grupo Ellenburger erodido. Os recifes do pináculo Chappel são cobertos e selados pelo xisto Barnett. As armadilhas estratigráficas em arenitos e conglomerados Atoka da Pensilvânia são principalmente pinch out relacionadas a mudanças de fácies ou truncamento por erosão.

Xisto Barnett Fraturado

Menores quantidades de óleo de alta qualidade (gravidade 35-40 ° API, baixo teor de enxofre) são produzidas a partir de Barnett Shale nas porções norte e oeste da província, onde exibe baixa maturidade térmica (Ro ≈ 0,6%). Óleos de qualidade semelhante (gravidade 40-50 ° API) e condensados ​​associados ao gás são produzidos em Wise County, onde o Barnett tem maturidade térmica mais alta. A produção de gás é de xisto silicioso preto fraturado hidraulicamente. Os valores calóricos dos gases do NE-F geralmente variam entre 1.050 e 1.300 BTU. A fácies principal produtora de Barnett é um xisto silicioso rico em orgânico e preto com uma composição média de cerca de 45% de quartzo , 27% de argila (principalmente ilita / esmectita e ilita ), 10% de carbonato ( calcita , dolomita e siderita ), 5 % feldspato, 5% pirita e 5% TOC. A porosidade média nas porções produtivas é de cerca de 6% e a permeabilidade da matriz é medida em nanodarcos.

Três unidades de avaliação foram propostas para as acumulações contínuas de xisto de Barnett, cada uma com diferentes características geológicas e de produção:

1. um "ponto ideal" de gás NE-F onde o Barnett é silicioso, espesso, dentro da janela de geração de gás, ligeiramente sobrepressor e cercado por calcário Forestburg denso e estreito sobreposto e calcário Viola subjacente e Grupo Simpson como barreiras de fratura;
2. uma área periférica onde o Barnett está dentro da janela de geração de gás, mas o subcrop é o Ellenburger poroso e a barreira de calcário de Marble Falls pode estar ausente; e
3. uma área de menor potencial onde barreiras sobrepostas e subjacentes podem estar ausentes e a produção inclui petróleo e gás do xisto de Barnett fraturado.

A natureza siliciosa do xisto de Barnett e sua relação com o aumento da fratura em NE-F foram observadas por Lancaster. Além disso, a segunda unidade de avaliação, onde o subcrop Barnett Shale são rochas carbonáticas do Ellenburger Group, está sendo testada por vários operadores. O potencial de recursos da unidade será orientado pelos resultados dos testes atuais com poços direcionais e vários métodos de completação para determinar as técnicas de completação ideais para recuperação de gás.

Historicamente, as recuperações finais estimadas (EURs) para os poços de gás Barnett em NE-F aumentaram com o tempo, da seguinte forma:

1. 300 a 500 milhões de pés cúbicos (8,5 × 10 ⁶ a 1,4 × 10 ⁷ m ³ ) de gás antes de 1990;
2. 600 a 1000 milhões de pés cúbicos (1,7 × 10 ⁷ a 2,8 × 10 ⁷ m ³ ) de gás entre 1990 e 1997; e
3. 800 a 1200 milhões de pés cúbicos (2,3 × 10 ⁷ a 3,4 × 10 ⁷ m ³ ) de gás entre 1998 e 2000.

Em 2002, a Devon Energy informou que o EUR médio para os poços de gás de Newark East Barnett é de 1,25 bilhões de pés cúbicos (35 × 10 ⁶  m ³ ) de gás. O aumento progressivo em EUR nos poços de Barnett é o resultado de conceitos geológicos e de engenharia aprimorados que orientam o desenvolvimento do jogo contínuo de gás de Barnett. Além disso, a recompletação dos poços após cerca de cinco anos de produção geralmente adiciona 759 milhões de pés cúbicos (21,5 × 10 ⁶  m ³ ) ao seu EUR. ^^

Veja também

• Campo de petróleo do leste do Texas
• Barnett Shale

Notas

Referências

• Barnett Shale Energy Education Council
• Dados interativos públicos da Texas Railroad Commission
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