Basen Bend Arch – Fort Worth

Prowincja Bend Arch – Fort Worth Basin
Map of USA TX.svg
Kraj Stany Zjednoczone
Region Północno-środkowy Teksas
Na morzu/na lądzie Na brzegu
Operatorzy Devon Energy , Chesapeake Energy , EOG Resources , Ovintiv , Range Resources , ConocoPhillips , Denbury Inc.
Historia pola
Odkrycie 1900
Rozpoczęcie produkcji 1917
Szczyt produkcji 1960
Produkcja
Bieżąca produkcja gazu 200 × 10 ^ 6 stóp sześciennych / dzień (5,7 × 10 ^ 6 m 3 / dzień) (2002)
Tworzenie formacji Barnett Shale, Pensylwania, Perm

Prowincja Bend Arch-Fort Worth Basin to główny system geologiczny produkujący ropę naftową , który znajduje się głównie w północno-środkowym Teksasie i południowo-zachodniej Oklahomie . Jest oficjalnie wyznaczony przez United States Geological Survey (USGS) jako prowincja 045 i sklasyfikowany jako Barnett-Paleozoic Total Petroleum System (TPS).

Wstęp

Ropa naftowa i gaz w prowincji 045 są wydobywane ze zbiorników skał węglanowych i klastycznych w wieku od ordowiku do permu . Ocena USGS z 1995 r. dotycząca nieodkrytych, technicznie możliwych do wydobycia ropy i gazu zidentyfikowała sześć konwencjonalnych złóż w prowincji 045, które wymieniono poniżej w tabeli 1: Uwzględniono również jedno ciągłe niekonwencjonalne złoże „ Mississippian Barnett Shale ” (4503). Skumulowana średnia nieodkrytych zasobów dla złóż konwencjonalnych wynosiła: 381 milionów baryłek (60,6 × 10 ^ 6 m 3 ) ropy naftowej, 103,6 mln baryłek (16,47 × 10 ^ 6 m 3 ) płynów gazu ziemnego , 479 miliardów stóp sześciennych (13,6 × 10 ^ 9 m 3 ) gazu towarzyszącego i 1029 miliardów stóp sześciennych (29,1 × 10 ^ 9 m 3 ) gazu niezwiązanego.

Tabela 1

1995 Odtwórz nr. 1995 Odtwórz oznaczenie 2003 AU 2003 Proponowane oznaczenie AU
4501 Pre-Mississippian 1 węglan ordowiku
4502 Węglan Missisipii 2 Rafa Mississippian Pinnacle
4504 Nisko-pensylwański piaskowiec i konglomerat 3 Piaskowiec i konglomerat rzeczno-deltaiczny z Pensylwanii
4505 Strawn (Desmoines) 4 Piaskowiec i konglomerat rzeczno-deltaiczny z Pensylwanii
4505 postdesmoinesowski 5 Górna pensylwańska / permska klastyka
4503 Mississippian Barnett Shale (Hyp) 6 Spękany łupek krzemionkowy Greater Newark East
4503 Mississippian Barnett Shale (Hyp) 7 Ellenburger Uprawa podrzędna Spękany łupek Barnett
4503 Mississippian Barnett Shale (Hyp) 8 Basen Północny i łupek pęknięty łukowo


Uwagi: 1. Numer jednostki oceny wskazuje również na rozpiętość czasową jednostek stratygraficznych.

Przeprowadzona przez United States Geological Survey ocena nieodkrytych konwencjonalnych złóż ropy i gazu oraz nieodkrytych ciągłych (niekonwencjonalnych) gazów w prowincji 045 dała szacunkowe środki w wysokości 26,7 bilionów stóp sześciennych (760 × 10 ^ 9 m 3 ) (Tcf ) nieodkrytego gazu ziemnego , 98,5 mln baryłek (15,66 × 10 ^ 6 m 3 ) nieodkrytej ropy i średnio 1,1 miliarda baryłek (170 × 10 ^ 6 m 3 ) nieodkrytych płynnych gazów ziemnych. Uważa się , że prawie wszystkie nieodkryte zasoby gazu (98%, 2,62 × 10 13 stóp sześciennych lub 7,4 × 10 11 m 3 ) znajdują się w ciągłych akumulacjach niezwiązanego gazu uwięzionego w warstwach dwóch z trzech jednostek oceny łupków Barnett w stanie Mississippian (AU) - Greater Newark East Frac-Barrier Continuous Barnett Shale Gas AU i Extended Continuous Barnett Shale Gas AU (łącznie 2,62 × 10 13 stóp sześciennych ). Pozostałe 467 miliardów stóp sześciennych (13,2 × 10 ^ 9 m 3 ) nieodkrytych zasobów gazu w prowincji znajduje się w konwencjonalnych niezwiązanych akumulacjach gazu (3586 × 8 9 miliardów stóp sześciennych lub 1,015 × 10 10 m 3 ) i związanego/rozpuszczonego gazu w konwencjonalne złoża ropy naftowej ( 1084 × 10 8 miliardów stóp sześciennych × 10 9 m3 ) lub 3,07 . Szacuje się, że Barnett-Paleozoic TPS zawiera średnio 409,2 miliarda stóp sześciennych (11,59 × 10 ^ 9 m3 ) gazu konwencjonalnego, czyli około 88% całego nieodkrytego gazu konwencjonalnego i około 64,6 miliona baryłek (10,27 × 10 ^ 6) . m 3 ) ropy konwencjonalnej, czyli około 65% całej nieodkrytej ropy w prowincji 045.

Akumulacje typu ciągłego obejmują spękane łupki i spękaną ropę i gaz wapienny, gaz skupiony w basenie, gaz z pokładów węgla i gaz ze złóż zamkniętych. Zwykle obejmują duże obszary, mają skały źródłowe w ścisłym związku z tymi niekonwencjonalnymi skałami zbiornikowymi i są w większości naładowane gazem (aw niektórych przypadkach ropą) na całym swoim obszarze. Ciągłe akumulacje zwykle mają strefy przejściowe, które przechodzą w bardziej konwencjonalne akumulacje.

Granica

Pionowe warstwy kwarcytu i łupków wzdłuż wschodniego zbocza Ouachitas

Basen Fort Worth i łuk Bend Arch leżą w całości w północno-środkowym Teksasie i obejmują obszar 54 000 mil kwadratowych (140 000 km 2 ). Granice południowe i wschodnie wyznaczają linie hrabstw, które generalnie przebiegają wzdłuż Ouachita , chociaż znaczna część tego obiektu strukturalnego znajduje się w pobliżu Dallas . Północna granica przebiega wzdłuż linii stanu Texas-Oklahoma na wschodzie, gdzie prowincja obejmuje części Sherman Basin i Muenster Arch. Na zachodzie północna granica biegnie wzdłuż północno-wschodnich linii hrabstw trzech południowo-zachodnich hrabstw Oklahomy (hrabstw Harmon, Jackson i Tillman), które obejmują południową flankę gór Wichita i Hollis Basin. Zachodnia granica biegnie z północy na południe wzdłuż linii hrabstw wyznaczających połączenie z basenem permskim , gdzie część wschodniego szelfu basenu permskiego leży w prowincji 045.

Elementy konstrukcyjne

Główne cechy strukturalne obejmują łuki Muenster i Red River na północy oraz łuki Bend i Lampasas wzdłuż centralnej części prowincji 045. Wzdłuż części wschodniej znajduje się obszar obejmujący wschodni szelf i łuk Concho, zbiorczo znany jako Platforma Concho . Usterka Mineral Wells biegnie z północnego wschodu na południowy zachód przez hrabstwa Palo Pinto , Parker, Wise i Denton i łączy się z systemem uskoków Newark East. System uskoków przecina Newark East Field (NE-F), tworząc strefę słabej produkcji w złożach gazu łupkowego Barnett. stratygraficznym ordowickiej grupy Ellenburgera zidentyfikowano kilka uskoków przecinających skały piwnicy i niższego paleozoiku w południowej części prowincji . Te uskoki i związane z nimi struktury powstały podczas rozwoju wypiętrzenia Llano i basenu Fort Worth, z zakończeniem uskoków we wczesnym stanie Missourian.

Historia tektoniczna

Dorzecze Fort Worth

Ewolucja struktur Fort Worth Basin i Bend Arch ma kluczowe znaczenie dla zrozumienia historii pochówków i wytwarzania węglowodorów. Asymetryczny basen Fort Worth w kształcie klina jest peryferyjnym paleozoicznym basenem na przedpolu z około 12 000 stóp (3700 m) warstw zachowanych w jego najgłębszej północno-wschodniej części, przylegającej do łuku Muenster i pasa strukturalnego Ouachita. Basen przypomina inne baseny pasa strukturalnego Ouachita, takie jak baseny Black Warrior, Arkoma, Val Verde i Marfa, które utworzyły się przed postępującym pasem strukturalnym Ouachita, gdy został zepchnięty na margines Ameryki Północnej . Pchnięcie nastąpiło podczas późnego paleozoicznego epizodu konwergencji płyt .

łuk łukowy

Bend Arch rozciąga się na północ od wypiętrzenia Llano. Jest to szeroka struktura podpowierzchniowa, pogrążona w kierunku północnym, pozytywna. Łuk powstał jako linia zawiasowa przez wypaczenie jego wschodniej flanki w dół w wyniku osiadania basenu Fort Worth we wczesnych stadiach rozwoju pasa strukturalnego Ouachita w późnym Missisipiu i zachodnim przechyleniu w późnym paleozoiku, który utworzył basen Midland. Nie ma zgody co do historii strukturalnej Bend Arch. Flippen (1982) zasugerował, że działał on jako punkt podparcia i jest wygięciem i wysokością strukturalną oraz że na tym obszarze wystąpiło tylko niewielkie wypiętrzenie, tworząc powierzchnię erozyjną na wapieniach z epoki Chester, które zostały osadzone bezpośrednio na szczycie Barnett. W przeciwieństwie do tego Cloud i Barnes (1942) zasugerowali, że okresowe wypaczanie się wygięcia Bend od środkowego ordowiku do wczesnego okresu pensylwańskiego skutkowało kilkoma niezgodnościami. Łuk Czerwonej Rzeki i Łuk Muenster również stały się dominującymi elementami konstrukcyjnymi w późnym Missisipii i wczesnej Pensylwanii.

Stratygrafia ogólna

Wydobycie węglowodorów z formacji ordowiku i Missisipiu odbywa się głównie ze zbiorników węglanowych, podczas gdy produkcja w wilczurowisku od Pensylwanii do dolnego permu) pochodzi głównie ze zbiorników klastycznych. Sekcja sedymentacyjna w basenie Fort Worth jest podszyta prekambryjskim granitem i diorytem . Skały kambryjskie obejmują konglomerat granitowy, piaskowce i łupki łupkowe, które są przykryte morskimi skałami węglanowymi i łupkami łupkowymi. Nie odnotowano żadnej produkcji ze skał kambryjskich. Sylur , dewon , jura i trias są nieobecne w basenie Fort Worth .

Od kambru do czasów Missisipii obszar basenu Fort Worth był częścią stabilnego szelfu kratonowego, w którym depozycja była zdominowana przez węglany. Skały węglanowe grupy Ellenburger reprezentują szeroką epeiryczną platformę węglanową obejmującą większość Teksasu i środkowej Ameryki Północnej we wczesnym ordowiku . Wyraźny spadek poziomu morza gdzieś między późnym ordowikiem a najwcześniejszym okresem pensylwanii, być może związany z szeroką, środkowo-północnoamerykańską, środkową niezgodnością karbonu, spowodował przedłużoną ekspozycję platformy. To wydarzenie erozyjne usunęło wszelkie syluru i dewonu, które mogły być obecne. Barnett Shale został zdeponowany na powstałej niezgodności. Pochodzenie materiału terygenicznego, z którego składa się łupek Barnett, pochodzi z arkuszy oporowych Ouachita i reaktywacji starszych konstrukcji, takich jak Łuk Muenster. Depozycja post-Barnett trwała bez przerwy, ponieważ ułożyła się sekwencja niezwykle twardych i gęstych wapieni. Te wapienie były często mylone z dolną częścią leżącej nad nimi formacji Marble Falls (wczesny pensylwański) i nigdy nie zostały formalnie nazwane, chociaż w literaturze są szeroko określane jako „formacja Forestburg”. Ponieważ generalnie przyjmuje się, że leżący u podstaw Barnett pochodzi z późnego Mississippian Chester, nałożony Forestburg jest czasami nieformalnie określany jako „Chester Limestones”.

Gdy płytkie morza późnej Missisipii rozprzestrzeniały się na południe i zachód od opadającego Aulacogenu z południowej Oklahomy, zalały nierówną powierzchnię dolnego paleozoiku i niemal natychmiast zapoczątkowały wzrost organicznych społeczności tworzących rafy. Stwierdzono, że wszystkie kompleksy raf z epoki Missisipii, których podstawy zostały przebite przez odwierty, bez wyjątku spoczywają bezpośrednio na leżących poniżej skałach ordowiku. Ale chociaż wzrost raf rozpoczął się w tym samym czasie, co osadzanie się łupków Barnett, rafy nie przetrwały do ​​końca czasów Barnetta; wszystkie znane rafy Chappel są natychmiast przykryte typowymi facjami Barnett Shale, z wyjątkiem bardzo nielicznych w centralnym hrabstwie Clay, które zostały bardzo głęboko naruszone przez erozję sprzed Atokan. Kompleksy rafowe można podzielić na trzy facje składowe: rdzeń rafy, boki rafy i obszar między rafami. Rdzenie raf są wystarczająco porowate, aby służyć jako stratygraficzne pułapki na ropę i gaz, i od trzech czwartych wieku zapewniają doskonałą produkcję w północnej części basenu Fort Worth. Nagromadzenia Chappel są często określane jako „rafy szczytowe”, ale jest to mylące określenie. Mogą wyglądać jak szczyty na przekroju poprzecznym z przesadną skalą pionową (patrz przekroje poprzeczne AA′ i BB′ powyżej), ale w rzeczywistości mają prawie dokładnie taki sam stosunek wysokości do szerokości jak smażone jajo kurze słoneczną stroną do góry. Rdzeń rafy jest oczywiście reprezentowany przez żółtko jaja, a szczątki z boku rafy są reprezentowane przez białko jaja. Facje międzyrafowe reprezentowane są przez czarne, wapienne łupki bitumiczne. Tam, gdzie występuje w hrabstwie Jack, ma zwykle grubość od 30 do 40 stóp (9 do 12 metrów) i jest synonimem wapiennego łupka podstawowego z Barnett. W związku z tym bliskość danego odwiertu do pobliskiego kompleksu rafowego można jakościowo oszacować na podstawie stopnia nasycenia kalcytem tego dolnego elementu Barnett.

Skały klastyczne pochodzenia podobnego do Barnetta dominują w pensylwańskiej części sekcji stratygraficznej w Basenie Bend Arch – Fort Worth. Wraz z postępującym osiadaniem basenu w okresie Pensylwanii, zachodnia linia zawiasowa basenu i szelf węglanowy kontynuowały migrację na zachód. W tym czasie nastąpiło osadzanie się grubych skał klastycznych basenu formacji Atoka, Strawn i Canyon. Te skały ze środkowej i późnej Pensylwanii składają się głównie z piaskowców i konglomeratów z mniejszą liczbą i cieńszych wapienia .

Historia produkcji ropy naftowej

węglowodorów po raz pierwszy napotkano w prowincji 045 w połowie XIX wieku podczas wiercenia studni wodnych. Sporadyczne eksploracje rozpoczęły się po wojnie secesyjnej, a pierwsze komercyjne odkrycia ropy naftowej miały miejsce na początku XX wieku. W 1917 roku odkrycie pola Ranger pobudziło jeden z największych „boomów” poszukiwawczych i rozwojowych w Teksasie. Pole Ranger wytwarza z formacji Atoka-Bend, zbiornik z konglomeratu piaskowca, który bezpośrednio pokrywa formację Barnett. Operatorzy przewiercili ponad 1000 żbików w okolicach basenu Fort Worth, próbując powtórzyć sukces Rangera. Te dzikie wysiłki zaowocowały odkryciem większej liczby pól i produkcji z wielu innych zbiorników, w tym piaskowców fluwialnych / deltowych Strawn, wapieni węglanowych z brzegów Marble Falls, łupków krzemionkowych Barnett i sporadycznych wapieni dolomitowych górnego Ellenburger . Do 1960 r. Prowincja osiągnęła dojrzały etap poszukiwań i rozwoju, o czym świadczy duża gęstość i rozmieszczenie penetracji studni i studni produkcyjnych. Większość komercyjnych węglowodorów składa się z ropy naftowej w zbiornikach Pensylwanii.

Prowincja 045 jest jednym z bardziej aktywnych obszarów wiertniczych w okresie odrodzenia wierceń krajowych, które rozpoczęło się po wprowadzeniu embarga na ropę OPEC w 1973 r. Konsekwentnie pojawia się na liście dziesięciu najbardziej aktywnych prowincji pod względem ukończonych odwiertów i wykonanego materiału filmowego. W latach 1974-1980 na tym obszarze wykonano i ukończono ponad 9100 odwiertów naftowych i 4520 odwiertów gazowych.

Skumulowana produkcja w prowincji 045 ze zbiorników konwencjonalnych przed oceną USGS z 1995 r. wyniosła 2 miliardy baryłek (320 × 10 ^ 6 m 3 ) ropy naftowej, 7,8 biliona stóp sześciennych (220 × 10 ^ 9 m 3 ) gazu i 500 milionów baryłek (79 × 10 ^ 6 m 3 ) cieczy gazu ziemnego. Skumulowana produkcja gazu ze złoża Barnett Shale w pierwszej połowie 2002 r. wyniosła 94 miliardy stóp sześciennych (2,7 × 10 ^ 9 m 3 ); roczna produkcja w 2002 r. została oszacowana na 200 miliardów stóp sześciennych (5,7 × 10 ^ 9 m 3 ).

Dane dotyczące ropy naftowej: wybrane pola

Pole Hrabstwo Skumulowana produkcja ropy naftowej Skumulowana produkcja gazu Rezerwy Odkrycie
milionów baryłek milionów metrów sześciennych miliardów stóp sześciennych milionów metrów sześciennych
Newark Wschód Mądry Denton 200 5700 2,5 biliona stóp sześciennych (71 × 10 ^ 9 m 3 ) gazu 1981
Boonsville Mądrze, Jacku 245 39,0 5500 160 000 GOF 1950
Leśniczy Wichita 78 12.4 Opuszczony 1917
Smażyć brązowy 1926
TOGA Lampasy 2006
Shackelford Shackelford 10 milionów baryłek (1,6 × 10 ^ 6 m 3 ) ropy 1954
Lee Ray Eastland 19 540 1978
Breckeridge'a Stephensa 147 23.4 GOF 1919
KMA Wichita 184 29,3 GOF 1931
Fargo Wilbargera 34 5.4 1940
Oddział Południe NA 16 450 1983
Jezioro Abilene Taylora - Uwaga: GOF = gigantyczne pola naftowe (>500 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej)

Skała źródłowa

Główną skałą źródłową basenu Bend Arch – Fort Worth jest łupek Barnett Shale z okresu Mississippian Chester , być może obejmujący leżącą nad nim formację Chesterian Forestburg . Barnett zwykle wykazuje niezwykle wysoką promieniowania gamma . Inne potencjalne skały źródłowe o drugorzędnym znaczeniu pochodzą z wczesnej Pensylwanii i obejmują ciemne, drobnoziarniste skały węglanowe i jednostki łupkowe w wapieniu Marble Falls oraz facje czarnych łupków Smithwick/Atoka Shale. Barnett Shale został zdeponowany na większości północno-środkowego Teksasu; erozji postdepozycyjnej obecne rozmieszczenie Barnett jest ograniczone do prowincji 045. Interwał Chesterian Barnett / Forestburg ma ponad 1000 stóp (300 m) grubości wzdłuż południowo-zachodniej flanki łuku Muenster. Jest erodowany na obszarach wzdłuż Red River-Electra i Muenster Arches na północy, wypiętrzenia Llano na południu, gdzie się odsłania, oraz najbardziej wysuniętej na wschód części prowincji, gdzie Barnett styka się z platformą Eastern Shelf-Concho.

Średnia całkowita zawartość węgla organicznego (TOC) w łupkach Barnett wynosi około 4%, a TOC aż 12% w próbkach z wychodni wzdłuż wypiętrzenia Llano na południowym zboczu basenu Fort Worth. Ma właściwości geochemiczne podobne do innych czarnych łupków dewonu i Missisipii występujących w innych częściach Stanów Zjednoczonych (np. w formacjach Woodford, Bakken , New Albany i Chattanooga ). Wszystkie te czarne łupki zawierają podatną na ropę materię organiczną ( kerogen typu II ) w oparciu o wskaźniki wodoru powyżej 350 miligramów węglowodorów na gram TOC i wytwarzają podobny rodzaj wysokiej jakości ropy (niska zawartość siarki , >30 API). Chociaż kerogenu jest źródłem ropy i gazu z łupków Barnett, głównym źródłem gazu w Newark East Field jest kraking ropy i bitumu .

Dojrzałość termiczna

Niski poziom dojrzewania w łupkach Barnett przy współczynniku odbicia witrynitu (Ro), szacowany na 0,6-0,7%, daje oleje o gęstości API 38° w hrabstwie Brown . Oleje występujące w Shackelford , Throckmorton i Callahan , podobnie jak w hrabstwie Montague , pochodzą z łupków Barnett w środku strefy generowania ropy (okno naftowe) o poziomach dojrzałości termicznej (≈0,9% Ro). Chociaż kondensat jest związany z produkcją gazu w hrabstwie Wise , dojrzałość skał źródłowych Barnett wynosi na ogół 1,1% Ro lub więcej. Strefa gazów mokrych mieści się w przedziale 1,1-1,4% Ro, natomiast pierwotna strefa generowania gazów suchych (główne okno gazowe) zaczyna się od Ro 1,4%.

Dojrzałość termiczną łupków Barnett Shale można również określić na podstawie pomiarów TOC i Rock-Eval (Tmax). Chociaż Tmax nie jest bardzo wiarygodny dla kerogenów o wysokiej dojrzałości ze względu na słabą pirolizy i kształt piku, można wykorzystać zakres transformacji kerogenu. Na przykład, Barnett Shale mający 4,5% TOC i wodoru mniejszy niż 100 znajduje się w mokrych lub suchych oknach gazowych z równoważnymi wartościami Ro większymi niż 1,1% TOC. Dla kontrastu, łupki Barnett Shale o niskiej dojrzałości z hrabstwa Lampasas mają początkowe wartości TOC średnio około 12% przy potencjale węglowodorów średnio 9,85% objętości. Dobra średnia wartość dla łupków Barnett pochodzi z odwiertu Mitcham nr 1 w hrabstwie Brown , gdzie TOC wynosi 4,2%, a potencjał węglowodorowy 3,37% objętości. Korzystając z tych danych, możemy określić, że wartości TOC spadną o 36% podczas dojrzewania od etapu niedojrzałego do okna generowania gazu. Próbki z odwiertu TP Simms w rejonie wydobywającym gaz w Newark East mają średnie wartości TOC na poziomie 4,5%, ale ponad 90% materii organicznej jest przekształcane w węglowodory. Tak więc jego pierwotny TOC wynosił około 7,0% przy początkowym szacowanym potencjale 5,64% objętości. Wszelka wytworzona ropa byłaby wyrzucana do płytkich (lub głębszych) horyzontów, jak na zachodzie i północy, lub krakowana do gazu, gdzie zmierzony współczynnik odbicia witrynitu przekracza 1,1% Ro.

Wytwarzanie węglowodorów

Barnett Shale jest termicznie dojrzały do ​​generowania węglowodorów na większości swojego obszaru. Skała źródłowa Barnett znajduje się obecnie w oknie generowania ropy naftowej wzdłuż północnej i zachodniej części prowincji oraz w oknie gazowym we wschodniej części Barnett-Paleozoik TPS. Wydalanie wysokiej jakości ropy z Barnetta miało charakter epizodyczny i rozpoczynało się przy niskiej (Ro = 0,6%) dojrzałości termicznej. Przeanalizowano trzydzieści dwa oleje z hrabstw Wise i Jack, aby określić charakterystykę generującej skały macierzystej. Zawartość API i zawartość siarki zintegrowano z chromatografii gazowej o wysokiej rozdzielczości (GC) i chromatografii gazowej ze spektrometrią mas (GCMS). Gęstość API olejów waha się od 35° do 62°, a zawartość siarki jest niska (<0,2%), co jest charakterystyczne dla olejów o wysokiej dojrzałości termicznej. Biomarkery z analiz GCMS pokazują, że oleje pochodziły z łupków morskich, na podstawie rozkładu steranów i obecności diasteranów. izotopowe węgla nasyconych i aromatycznych frakcji węglowodorów wspierają generowanie węglowodorów z jednostki jednego źródła. W głównym obszarze produkcji gazu spękanego Barnett Shale okno generowania gazu przebiega wzdłuż trendu nierównoległego do frontu ciągu Ouachita. Jarvie (2001) podał, brytyjskiej jednostki termicznej (BTU) w gazie Barnett jest wprost proporcjonalna do poziomu Ro.

Skały zbiornikowe

Skały zbiornikowe obejmują skały klastyczne i węglanowe w wieku od ordowiku do wczesnego permu. Większość produkcji z konwencjonalnych zbiorników pochodzi ze skał pensylwańskich, podczas gdy jedyna uznana produkcja z niekonwencjonalnych akumulacji pochodzi z łupków Barnett Shale spękanych w Missisipii i wapienia Marble Falls z wczesnego Pensylwanii (Morrowa). Konglomerat Pennsylvanian Bend Group jest głównym zbiornikiem wydobywczym w Boonsville Bend Field, którego łączna produkcja do 2001 r. przekroczyła 3 biliony stóp sześciennych (85 × 10 ^ 9 m 3 ) gazu. Ropa pozyskiwana z Barnett Shale jest produkowana z wielu skał zbiornikowych w Bend Arch – Fort Worth Basin, w tym z Barnett Shale, Caddo Formation, Canyon Group, Marble Falls Formation, Chappel Limestone, Bend Group i Ellenburger Group.

Uszczelnij skały

Skały fok w Barnett-Paleozoic TPS to głównie jednostki łupkowe i gęste skały węglanowe o niskiej przepuszczalności, które występują zarówno w skali regionalnej, jak i lokalnej. Chociaż formacje te nie są uważane za skały uszczelniające w obszarach, w których są szczelne i nie są mokre od wody, służą jako bariery ograniczające szczelinowanie wywołane hydraulicznie ( bariery szczelinowe ) i pomagają utrzymać ciśnienie formacji podczas stymulacji odwiertu.

Majdan

Pułapki na konwencjonalne nagromadzenia węglowodorów są przeważnie stratygraficzne dla zbiorników skał węglanowych oraz strukturalne i stratygraficzne dla zbiorników skał klastycznych. Pułapki stratygraficzne w skałach węglanowych są wynikiem połączenia facji i topografii depozycji , erozji, wypukłości facji oraz diagenetycznie kontrolowanych stref zwiększonej przepuszczalności i porowatości. Dobrym przykładem pułapki stratygraficznej węglanu są szczytowe pułapki rafowe Chappel Limestone, gdzie lokalny porowaty kruszywo i packstone są ograniczone do izolowanych skupisk lub skupisk raf na zerodowanej grupie Ellenburger. Rafy Chappel Pinnacle są udrapowane i uszczelnione przez pokrywające je łupki Barnett Shale. Pułapki stratygraficzne w pensylwańskich piaskowcach i konglomeratach Atoka to głównie wyszczerbienia związane ze zmianami facjalnymi lub ścięciem erozyjnym.

Pęknięty łupek Barnetta

Mniejsze ilości wysokiej jakości (ciężar 35-40 ° API, niska zawartość siarki) ropy naftowej są produkowane z łupków Barnett w północnej i zachodniej części prowincji, gdzie wykazuje niską dojrzałość termiczną (Ro ≈ 0,6%). Oleje o podobnej jakości (gęstość API 40-50°) i kondensaty związane z gazem są produkowane w hrabstwie Wise , gdzie Barnett ma wyższą dojrzałość termiczną. Produkcja gazu odbywa się z hydraulicznie spękanych czarnych łupków krzemionkowych. Wartości kaloryczne gazów z NE-F zwykle wahają się między 1050 a 1300 BTU. Głównymi facjami produkującymi Barnett są czarne, bogate w substancje organiczne łupki krzemionkowe o średnim składzie około 45% kwarcu , 27% gliny (głównie illitu/ smektytu i illitu ), 10% węglanów ( kalcytu , dolomitu i syderytu ), 5 % skalenia, 5% pirytu i 5% TOC. Średnia porowatość w porcjach produkcyjnych wynosi około 6%, a przepuszczalność matrycy mierzona jest w nanodarcie.

Zaproponowano trzy jednostki oceny dla ciągłych akumulacji łupków Barnett, z których każda ma inną charakterystykę geologiczną i produkcyjną:

  1. „słodki punkt” gazu NE-F, w którym Barnett jest krzemionkowy, gruby, w oknie generowania gazu, lekko pod ciśnieniem i otoczony gęstym, ciasno leżącym wapieniem Forestburg i leżącym pod spodem Viola Limestone i Simpson Group jako barierami szczelinowania;
  2. peryferyjny obszar, w którym Barnett znajduje się w oknie generowania gazu, ale podplon to porowaty Ellenburger, a leżąca nad nim bariera wapienna Marble Falls może być nieobecna; I
  3. obszar o mniejszym potencjale, na którym mogą nie występować bariery leżące powyżej i poniżej, a produkcja obejmuje ropę naftową i gaz ze spękanych łupków Barnett Shale.

Lancaster zauważył krzemionkowy charakter łupków Barnett i jego związek ze wzmocnieniem spękań w NE-F. Kilku operatorów testuje również drugą jednostkę oceny, w której podrzędną uprawą Barnett Shale są skały węglanowe grupy Ellenburger. Potencjał zasobowy instalacji będzie zależny od wyników bieżących testów z odwiertami kierunkowymi i różnymi metodami zagospodarowania w celu określenia optymalnych technik zagospodarowania dla wydobycia gazu.

Historycznie, szacowane ostateczne wydobycie (EUR) dla odwiertów gazowych Barnett w NE-F wzrastało w czasie w następujący sposób:

  1. 300 do 500 milionów stóp sześciennych (8,5 × 10 6 do 1,4 × 10 7 m 3 ) gazu przed 1990 r.;
  2. 600 do 1000 milionów stóp sześciennych (1,7 × 10 7 do 2,8 × 10 7 m 3 ) gazu w latach 1990–1997; I
  3. 800 do 1200 milionów stóp sześciennych (2,3 × 10 7 do 3,4 × 10 7 m 3 ) gazu w latach 1998–2000.

W 2002 r. firma Devon Energy podała, że ​​średnia EUR za odwierty gazowe Newark East Barnett wynosi 1,25 miliarda stóp sześciennych (35 × 10 ^ 6 m 3 ) gazu. Stopniowy wzrost EUR w odwiertach Barnett jest wynikiem ulepszonych koncepcji geologicznych i inżynieryjnych, które kierują rozwojem ciągłej gry gazowej Barnett. Co więcej, ponowne wykonanie odwiertów po około pięciu latach produkcji zwykle dodaje 759 milionów stóp sześciennych (21,5 × 10 ^ 6 m 3 ) do EUR.

Zobacz też

Notatki

Pobrano z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Bend_Arch–Fort_Worth_Basin&oldid=1117440992 ”