Frio-Formation

Zusammenfassung: Das East White Point-Feld liegt im südzentralen San Patricio und im nördlichen zentralen Nueces County, Texas, auf der Golfküstenebene des Südens von Texas. Es befindet sich ungefähr in der Mitte zwischen Galveston und Brownsville, 20 Meilen landeinwärts vom Golf von Mexiko und 5 Meilen nördlich über die Nueces-Bucht hinweg von der Stadt und dem Tiefwasserhafen von Corpus Christi. Nach der Entdeckung von Öl im 5.600-Fuß-Sand durch die Plymouth Oil Company im Februar 1938 wurde das Feld kontinuierlich entwickelt. Stand der 1. Januar 1941 waren etwa 240 Öl- und Gasbohrungen in den vier produktiven Sanden zwischen den Tiefen von 4.100 Fuß und 5.900 Fuß abgeschlossen, die etwa 512 Millionen Barrel Öl ergaben. Im Rahmen dieser Arbeit wurden die Schichten, die in den meisten Bohrungen unter einer Tiefe von 4.000 Fuß angetroffen wurden, der oligozänen Formation zugeordnet, und die Autoren haben ihre Studie auf die Schichten beschränkt, die sich in dem Intervall unter dieser Tiefe und über dem 5.600-Fuß-Sand (Hauptölproduzierender Sand) befinden. Isopach- und andere geologische Studien der verschiedenen Sand- und Schieferzonen haben interessante Probleme aufgeworfen. Die intermittierenden und periodischen strukturbildenden Bewegungen sowie die Ruhephasen spiegeln sich in den sedimentären Intervallen der jeweiligen Schichten wider. Das herausragendste Merkmal der Stratigraphie ist jedoch die gut entwickelte erosive Topographie auf dem 5.400-Fuß-Sand (Zone E). Isopach-Karten dieses Schichtkomplexes zeigen die typischen Merkmale von Degradation und Planation, die für den Erosionszyklus normaler Flüsse in einem Gebiet üblich sind, das einer zyklischen Verjüngung unterliegt. Ähnliche Karten des darüberliegenden 5.300-Fuß-Schiefers (Zone D) spiegeln die Auswirkungen der ungleichen Ablagerung über der erosiven Topographie wider. Wie durch die rekonstruierten Terrassen und Hänge, die damit einhergehen, angedeutet, sind drei Hebungs- und Erosionsperioden vorhanden. Die so etablierte und von den Autoren befürwortete erosive Diskontinuität bietet zusätzliche Kriterien und Beweise für Folgendes: Erstens, das Abkippen oder die Regression des Golfs von Mexiko zum Ende der Frio-Zeit mit der daraus resultierenden Entwicklung von Flussabfluss und erosiver Topographie an der Landoberfläche; zweitens, die Lage eines antiken Golfs von Mexiko in einiger Entfernung von der gegenwärtigen Lage des East White Point-Feldes nach der Ablagerung des 5.400-Fuß-Sands; und drittens, die Abgrenzung der Oberseite der Frio-Formation an der erosiven Diskontinuität in der Stratigraphie.

@article{doi1013063d93340416b111d78645000102c1865d,
    author = "Martyn, Phil F. and Sample, Charles H.",
    title = "OLIGOCENE STRATIGRAPHY OF EAST WHITE POINT FIELD, SAN PATRICIO AND NUECES COUNTIES, TEXAS",
    year = "1941",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung: Das East White Point-Feld liegt im südzentralen San Patricio und im nördlichen zentralen Nueces County, Texas, auf der Golfküstenebene des Südens von Texas. Es befindet sich ungefähr in der Mitte zwischen Galveston und Brownsville, 20 Meilen landeinwärts vom Golf von Mexiko und 5 Meilen nördlich über die Nueces-Bucht hinweg von der Stadt und dem Tiefwasserhafen von Corpus Christi. Nach der Entdeckung von Öl im 5.600-Fuß-Sand durch die Plymouth Oil Company im Februar 1938 wurde das Feld kontinuierlich entwickelt. Stand der 1. Januar 1941 waren etwa 240 Öl- und Gasbohrungen in den vier produktiven Sanden zwischen den Tiefen von 4.100 Fuß und 5.900 Fuß abgeschlossen, die etwa 512 Millionen Barrel Öl ergaben. Im Rahmen dieser Arbeit wurden die Schichten, die in den meisten Bohrungen unter einer Tiefe von 4.000 Fuß angetroffen wurden, der oligozänen Formation zugeordnet, und die Autoren haben ihre Studie auf die Schichten beschränkt, die sich in dem Intervall unter dieser Tiefe und über dem 5.600-Fuß-Sand (Hauptölproduzierender Sand) befinden. Isopach- und andere geologische Studien der verschiedenen Sand- und Schieferzonen haben interessante Probleme aufgeworfen. Die intermittierenden und periodischen strukturbildenden Bewegungen sowie die Ruhephasen spiegeln sich in den sedimentären Intervallen der jeweiligen Schichten wider. Das herausragendste Merkmal der Stratigraphie ist jedoch die gut entwickelte erosive Topographie auf dem 5.400-Fuß-Sand (Zone E). Isopach-Karten dieses Schichtkomplexes zeigen die typischen Merkmale von Degradation und Planation, die für den Erosionszyklus normaler Flüsse in einem Gebiet üblich sind, das einer zyklischen Verjüngung unterliegt. Ähnliche Karten des darüberliegenden 5.300-Fuß-Schiefers (Zone D) spiegeln die Auswirkungen der ungleichen Ablagerung über der erosiven Topographie wider. Wie durch die rekonstruierten Terrassen und Hänge, die damit einhergehen, angedeutet, sind drei Hebungs- und Erosionsperioden vorhanden. Die so etablierte und von den Autoren befürwortete erosive Diskontinuität bietet zusätzliche Kriterien und Beweise für Folgendes: Erstens, das Abkippen oder die Regression des Golfs von Mexiko zum Ende der Frio-Zeit mit der daraus resultierenden Entwicklung von Flussabfluss und erosiver Topographie an der Landoberfläche; zweitens, die Lage eines antiken Golfs von Mexiko in einiger Entfernung von der gegenwärtigen Lage des East White Point-Feldes nach der Ablagerung des 5.400-Fuß-Sands; und drittens, die Abgrenzung der Oberseite der Frio-Formation an der erosiven Diskontinuität in der Stratigraphie.",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d933404-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d933404-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2031148693"
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ZUSAMMENFASSUNG Die jüngste Entwicklung an der Golfküste von Texas hat die produktiven Möglichkeiten vieler der Sande, die den unteren Teil der dicken Frio-Formation des Oligozäns (von einigen Forschern als Miozän betrachtet) bilden, aufgezeigt. Die Erkundung der tieferen Sande der Frio-Formation enthüllt Fakten über die Ablagerungsbedingungen dieser Formation, die für die Ansammlung von Erdöl ebenso kritisch sind wie die Struktur. In den Orange- und Jefferson-Countys lässt sich die Frio-Formation in drei lithologische Einheiten unterteilen: eine obere Einheit, die hauptsächlich aus Sanden besteht; eine mittlere Einheit aus marinem Schiefer; und eine untere Einheit aus Sanden und Schiefer. Isopach-Karten zeigen die Lage alter küstennaher Barren und re-entrant Becken auf und zeigen auch das lokale Verdünnen von Schichten in Bereichen struktureller Hebungen. Die Variation in der stratigraphischen Position bestimmter foraminiferale Assoziationen wird auf ökologische Veränderungen und auf den marinen progressiven Überlapp zurückgeführt.

@article{doi1013063d933e1816b111d78645000102c1865d,
    author = "Reedy, Milton Frank",
    title = "Stratigraphy of Frio Formation Orange and Jefferson Counties, Texas",
    year = "1949",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die jüngste Entwicklung an der Golfküste von Texas hat die produktiven Möglichkeiten vieler der Sande, die den unteren Teil der dicken Frio-Formation des Oligozäns (von einigen Forschern als Miozän betrachtet) bilden, aufgezeigt. Die Erkundung der tieferen Sande der Frio-Formation enthüllt Fakten über die Ablagerungsbedingungen dieser Formation, die für die Ansammlung von Erdöl ebenso kritisch sind wie die Struktur. In den Orange- und Jefferson-Countys lässt sich die Frio-Formation in drei lithologische Einheiten unterteilen: eine obere Einheit, die hauptsächlich aus Sanden besteht; eine mittlere Einheit aus marinem Schiefer; und eine untere Einheit aus Sanden und Schiefer. Isopach-Karten zeigen die Lage alter küstennaher Barren und re-entrant Becken auf und zeigen auch das lokale Verdünnen von Schichten in Bereichen struktureller Hebungen. Die Variation in der stratigraphischen Position bestimmter foraminiferale Assoziationen wird auf ökologische Veränderungen und auf den marinen progressiven Überlapp zurückgeführt.",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d933e18-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d933e18-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1980941728",
    references = "doi1013061013063d93378a16b111d78645000102c1865d, doi1013063d9331b216b111d78645000102c1865d, doi1013063d93340416b111d78645000102c1865d, doi1013063d93340616b111d78645000102c1865d, doi1013063d93372616b111d78645000102c1865d, doi1013063d9337c416b111d78645000102c1865d, doi1013063d9337c816b111d78645000102c1865d, doi1013063d93393816b111d78645000102c1865d, doi1013063d93398c16b111d78645000102c1865d"
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@article{hinyard1951big,
    author = "Hinyard, Paul B.",
    title = "Big Foot Field, Frio County, Texas: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1951",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d93437c-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d93437c-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1964735752",
    volume = "35"
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@article{hudgins1951history,
    author = "Hudgins, Mary D. und Lackey, Walter F.",
    title = "History of Newton County, Arkansas",
    year = "1951",
    journal = "The Arkansas Historical Quarterly",
    url = "https://doi.org/10.2307/40018485",
    doi = "10.2307/40018485",
    number = "2",
    openalex = "W2978962423",
    pages = "231",
    volume = "10"
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ZUSAMMENFASSUNG Die Charakteristik, Verteilung und wahrscheinliche Entstehung eines typischen linsenförmigen, ölhaltigen Sandkörpers der Tertiärzeit der Golfküste, nämlich Zone 19B, eines oligozänen Sandes des Seeligson-Feldes in Texas, wurden ermittelt, um Kriterien zu entwickeln und zu definieren, anhand derer solche Sandkörper im Untergrund leicht identifiziert und abgegrenzt werden können. Das stratigraphische Gerüst wurde durch Querschnitte, Zaun-Diagramme, Isopach-Karten und Fazies-Karten festgelegt, die aus elektrischen Bohrlochprofilen und Kernbeschreibungen erstellt wurden, und die Sedimente wurden durch Größen-, Form-, Dünnschliff-, Röntgen-, Differentialthermo- und chemische Analysen charakterisiert. Die Hauptergebnisse sind: (1) die Isopach-Tendenz des Sandkörpers verläuft nahezu senkrecht zur regionalen Ablagerungsstreikrichtung; (2) der Sand geht von mittelkörnig am Grund zu feinkörnig an der Oberseite über und kann nach maximaler Korngröße in drei Zonen unterteilt werden; (3) ein typisches Exemplar ist eine Mischung aus (a) gut sortiertem Sand, dem Gerüstgrößenfraktion, (b) interstitiellem Ton, dem Schwanz der Größenverteilungskurve, und (c) interstitiellem Kalkit-Zement; (4) die mineralogische Zusammensetzung ähnelt der eines jüngeren Flussandes, unterscheidet sich jedoch von der von Stränden derselben geologischen Provinz. Der Sandkörper ist wahrscheinlich ein oligozäner Alluvial-Ebenen-Ablagerung, wie durch seine Ähnlichkeit zu solchen jüngeren Ablagerungen in äußerer Form, vertikaler texturaler Zonierung, Farben assoziierter Schiefer, Mineralogie, Anwesenheit von Schlufffragmenten und Abwesenheit einheimischer Fauna angezeigt wird. Die oft geäußerte Meinung, dass Ölfeld-Trends der Golfküste, wie der Frio-Vicksburg, „Küstenlinien"-Trends sind, hat viele Geologen dazu veranlasst, zu schließen, dass die Reservoirsande dieser Ölfelder Strandlinien-Ablagerungen sind. Die Schlussfolgerungen der vorliegenden Studie betonen das Risiko solcher Schlüsse. Die Trends können indirekt mit Küstenlinien in Verbindung stehen aufgrund mariner Quellgesteine, aber viele, oder möglicherweise die meisten, der Reservoirsande könnten kontinentalen Ursprungs sein. Die Fängerung in dieser Zone entsteht durch aufwärts gerichtete normale Verwerfung und sanftes Kuppeln eines linsenförmigen alluvialen Sandkörpers, der in Richtung des regionalen Gefälles orientiert ist. Der größte Wert dieser Erkenntnisse liegt in der Extrapolation und Erweiterung dieses Wissens über die lokale Genesis auf andere Teile des Abschnitts. Auf diese Weise kann eine regionale Ablagerungs- und tektonische Geschichte skizziert werden, Ablagerungszentren für verschiedene geologische Epochen können abgegrenzt werden, und Gebiete, die für das Vorhandensein durchlässiger Schichten und Ölansammlungen günstig sind, können erschlossen werden.

@article{doi1013065ceadeb716bb11d78645000102c1865d,
    author = "Nanz, Robert Hamilton",
    title = "Genesis of Oligocene Sandstone Reservoir, Seeligson Field, Jim Wells and Kleberg Counties, Texas",
    year = "1954",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die Charakteristik, Verteilung und wahrscheinliche Entstehung eines typischen linsenförmigen, ölhaltigen Sandkörpers der Tertiärzeit der Golfküste, nämlich Zone 19B, eines oligozänen Sandes des Seeligson-Feldes in Texas, wurden ermittelt, um Kriterien zu entwickeln und zu definieren, anhand derer solche Sandkörper im Untergrund leicht identifiziert und abgegrenzt werden können. Das stratigraphische Gerüst wurde durch Querschnitte, Zaun-Diagramme, Isopach-Karten und Fazies-Karten festgelegt, die aus elektrischen Bohrlochprofilen und Kernbeschreibungen erstellt wurden, und die Sedimente wurden durch Größen-, Form-, Dünnschliff-, Röntgen-, Differentialthermo- und chemische Analysen charakterisiert. Die Hauptergebnisse sind: (1) die Isopach-Tendenz des Sandkörpers verläuft nahezu senkrecht zur regionalen Ablagerungsstreikrichtung; (2) der Sand geht von mittelkörnig am Grund zu feinkörnig an der Oberseite über und kann nach maximaler Korngröße in drei Zonen unterteilt werden; (3) ein typisches Exemplar ist eine Mischung aus (a) gut sortiertem Sand, dem Gerüstgrößenfraktion, (b) interstitiellem Ton, dem Schwanz der Größenverteilungskurve, und (c) interstitiellem Kalkit-Zement; (4) die mineralogische Zusammensetzung ähnelt der eines jüngeren Flussandes, unterscheidet sich jedoch von der von Stränden derselben geologischen Provinz. Der Sandkörper ist wahrscheinlich ein oligozäner Alluvial-Ebenen-Ablagerung, wie durch seine Ähnlichkeit zu solchen jüngeren Ablagerungen in äußerer Form, vertikaler texturaler Zonierung, Farben assoziierter Schiefer, Mineralogie, Anwesenheit von Schlufffragmenten und Abwesenheit einheimischer Fauna angezeigt wird. Die oft geäußerte Meinung, dass Ölfeld-Trends der Golfküste, wie der Frio-Vicksburg, „Küstenlinien"-Trends sind, hat viele Geologen dazu veranlasst, zu schließen, dass die Reservoirsande dieser Ölfelder Strandlinien-Ablagerungen sind. Die Schlussfolgerungen der vorliegenden Studie betonen das Risiko solcher Schlüsse. Die Trends können indirekt mit Küstenlinien in Verbindung stehen aufgrund mariner Quellgesteine, aber viele, oder möglicherweise die meisten, der Reservoirsande könnten kontinentalen Ursprungs sein. Die Fängerung in dieser Zone entsteht durch aufwärts gerichtete normale Verwerfung und sanftes Kuppeln eines linsenförmigen alluvialen Sandkörpers, der in Richtung des regionalen Gefälles orientiert ist. Der größte Wert dieser Erkenntnisse liegt in der Extrapolation und Erweiterung dieses Wissens über die lokale Genesis auf andere Teile des Abschnitts. Auf diese Weise kann eine regionale Ablagerungs- und tektonische Geschichte skizziert werden, Ablagerungszentren für verschiedene geologische Epochen können abgegrenzt werden, und Gebiete, die für das Vorhandensein durchlässiger Schichten und Ölansammlungen günstig sind, können erschlossen werden.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5ceadeb7-16bb-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5ceadeb7-16bb-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2124852108"
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ZUSAMMENFASSUNG Der South Texas Frio Trend erstreckt sich entlang der Küste vom Rio Grande River im Süden durch die Countys Calhoun und Victoria im Norden. Die Entdeckung von Öl im Refugio Field des Refugio County im Jahr 1928 führte zur Entwicklung des Golden Trend. Die Sedimente der Frio-Formation wurden auf einem absinkenden Kontinentalschelf durch transgressive und regressive Meere über einer erodierten Vicksburg-Oberfläche abgelagert. Der Anahuac marine wedge überlagert den downdip Frio. Die Catahoula-Sande und Schiefer überlagern und stehen in Kontakt mit dem Anahuac wedge downdip und der Frio-Formation updip. Zahlreiche Faziesänderungen und down-to-the-coast-Verwerfungssysteme haben den Großteil der großen Förderfelder erklärt. Ungefähr neunzig Prozent der Frio- und Anahuac-Felder, die mehr als 25 Millionen Barrel Öl gefördert haben, liegen entlang der Vicksburg Flexure,(FOOTNOTE 2) Felder mit einem kumulativen Gesamt von weniger als 25 Millionen Barrel Öl machen einen großen Anteil der enormen Reserven dieses sogenannten Golden Trend aus. Förderstrukturen umfassen Akkumulationen entlang des downthrown-Segments von down-to-the-coast-Verwerfungen, up-to-the-coast-Verwerfungsschlüssen, Schlüssen auf der up-thrown-Seite von down-to-the-coast-Verwerfungen und salzgenerierten Strukturen.

@article{openalexw1845753970,
    author = "Johnson, Ray B. und Mathy, Harold E.",
    title = "The South Texas Frio Trend",
    year = "1957",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Der South Texas Frio Trend erstreckt sich entlang der Küste vom Rio Grande River im Süden durch die Countys Calhoun und Victoria im Norden. Die Entdeckung von Öl im Refugio Field des Refugio County im Jahr 1928 führte zur Entwicklung des Golden Trend. Die Sedimente der Frio-Formation wurden auf einem absinkenden Kontinentalschelf durch transgressive und regressive Meere über einer erodierten Vicksburg-Oberfläche abgelagert. Der Anahuac marine wedge überlagert den downdip Frio. Die Catahoula-Sande und Schiefer überlagern und stehen in Kontakt mit dem Anahuac wedge downdip und der Frio-Formation updip. Zahlreiche Faziesänderungen und down-to-the-coast-Verwerfungssysteme haben den Großteil der großen Förderfelder erklärt. Ungefähr neunzig Prozent der Frio- und Anahuac-Felder, die mehr als 25 Millionen Barrel Öl gefördert haben, liegen entlang der Vicksburg Flexure,(FOOTNOTE 2) Felder mit einem kumulativen Gesamt von weniger als 25 Millionen Barrel Öl machen einen großen Anteil der enormen Reserven dieses sogenannten Golden Trend aus. Förderstrukturen umfassen Akkumulationen entlang des downthrown-Segments von down-to-the-coast-Verwerfungen, up-to-the-coast-Verwerfungsschlüssen, Schlüssen auf der up-thrown-Seite von down-to-the-coast-Verwerfungen und salzgenerierten Strukturen.",
    openalex = "W1845753970"
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Das Northwest Hartburg-Feld, das sich im südlichen Newton County, Texas, befindet, liegt in einem strukturellen Gürtel, der Teil des Gulf Coast Frio (Oligozän-Miozän) produzierenden Trends ist, für den der Name Hartburg Flexur vorgeschlagen wird. Die verschiedenen strukturellen und sedimentären Merkmale (Falten, Störungen, Abtragung, Kanäle usw.), die in diesem Trend beobachtet werden, sind im Bereich des Northwest Hartburg-Feldes besonders gut ausgeprägt und deuten auf eine strukturelle Entwicklung hin, die ihren Höhepunkt während der früheren Frio-Zeit erreichte und in vier Stufen unterteilt werden kann. Stufe 1.—Während der Stufe 1 herrschten kontinentale Schelfbedingungen im gesamten Gebiet, und eine sedimentäre Serie, die im Wesentlichen aus Schiefer in ihrem unteren und aus einem sandigen Abschnitt in ihrem oberen Teil besteht, wurde auf dem langsam absinkenden Schelf abgelagert. Der sandige Abschnitt wird in aufsteigender Reihenfolge in den Nodosaria-Sand sowie die unteren und oberen Hartburg-Sande unterteilt; letztere beiden Namen ersetzen die häufiger verwendeten, aber irreführenden Namen „untere und obere Hackberry-Sande". Stufe 2.—Gegen Ende der Sedimentation der oberen Hartburg-Sande erlebte das Gebiet eine großräumige und halbregionale strukturelle Störung in Form des Zusammenbruchs eines Segments des geosynklinalen Bodens der Golfküste. Dieses Ereignis neigte den kontinentalen Schelf und erzeugte die Hartburg Flexur (Klippe) sowie eine Bucht, die später vom Hackberry-Schiefer gefüllt wurde. Stufe 3.—Das Neigen des kontinentalen Schelfgebiets induzierte einen Schwerkraftfluss in den sedimentären Schichten, der im Wesentlichen ein Abtauchungsprozess war. Die daraus resultierenden synklinalen Falten bildeten tiefe Gräben und Gräben und verwandelten die Klippe in eine von beträchtlicher Relief, die der Topographie des heutigen kontinentalen Hangs des nordwestlichen Golf von Mexiko ähnelte. Die meisten Gräben zeigen Effekte lokaler submariner Erosion in Form von Kanälen und Aushubnarben, von denen sich einige auch über den antiklinalen Faltenzug erstreckten, der dem Graben angrenzt. Neben dem Neigen des kontinentalen Schelfs senkte die regionale Absenkung auch das Erosionsniveau und die Ablagerungen über dem Schelfgebiet. Als Anpassung an das neue Gleichgewichtsprofil wurden die antiklinalen Falten abgetrennt, was durch das Vorhandensein einer lokalen winkligen Diskontinuität zwischen dem Hackberry-Schiefer und den darunterliegenden Formationen belegt wird. Stufe 4.—Nachdem der Schwerkraftfluss nachgelassen und das neue Erosionsniveau erreicht worden war, füllten Turbiditätsströme und sedimentäre Strömungen die Gräben und Kanäle mit „Kanalfüll"-Ablagerungen. Mit dem Abschluss der Peneplanierungsaktion begann die Ablagerung des Hackberry-Schiefers und stellte dem Gebiet wieder normale Ablagerungsbedingungen wieder her. Mildes Falten und Störungen setzten sich während dieses und späterer Ablagerungszyklen fort oder wurden an einigen der lokalen Falten im Hartburg-Trend wiederbelebt.

@article{bornhauser1960depositional,
    author = "Bornhauser, Max",
    title = "Depositional and Structural History of Northwest Hartburg Field, Newton County, Texas",
    year = "1960",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Das Northwest Hartburg-Feld, das sich im südlichen Newton County, Texas, befindet, liegt in einem strukturellen Gürtel, der Teil des Gulf Coast Frio (Oligozän-Miozän) produzierenden Trends ist, für den der Name Hartburg Flexur vorgeschlagen wird. Die verschiedenen strukturellen und sedimentären Merkmale (Falten, Störungen, Abtragung, Kanäle usw.), die in diesem Trend beobachtet werden, sind im Northwest Hartburg-Feld-Gebiet besonders gut ausgeprägt und deuten auf eine strukturelle Entwicklung hin, die ihren Höhepunkt während der früheren Frio-Zeit erreichte und in vier Stufen unterteilt werden kann. Stufe 1.—Während der Stufe 1 herrschten kontinentale Shelf-Bedingungen im gesamten Gebiet, und eine sedimentäre Serie, die im Wesentlichen aus Schiefer in ihrem unteren und einem sandigen Abschnitt in ihrem oberen Teil besteht, wurde auf dem langsam absinkenden Shelf abgelagert. Der sandige Abschnitt ist in aufsteigender Reihenfolge in den Nodosaria-Sand sowie die unteren und oberen Hartburg-Sande unterteilt; letztere beiden Namen ersetzen die häufiger verwendeten, aber irreführenden Namen „untere und obere Hackberry-Sande". Stufe 2.—Gegen Ende der Sedimentation der oberen Hartburg-Sande erlebte das Gebiet eine großräumige und halbregionale strukturelle Störung in Form des Zusammenbruchs eines Segments des geosynklinalen Bodens der Gulf Coast. Dieses Ereignis neigte das kontinentale Shelf und erzeugte die Hartburg Flexur (Klippe) sowie eine Bucht, die später vom Hackberry-Schiefer gefüllt wurde. Stufe 3.—Das Neigen des kontinentalen Shelf-Gebiets induzierte einen Schwerkraftfluss in den sedimentären Schichten, der im Wesentlichen ein Absinken-Prozess war. Die resultierenden synklinalen Falten bildeten tiefe Gräben und Rinnen und verwandelten die Klippe in eine von beträchtlicher Relief, die der Topographie des heutigen kontinentalen Hangs des nordwestlichen Golf von Mexiko ähnelte. Die meisten Gräben zeigen Effekte lokaler submariner Erosion in Form von Kanälen und Aushubnarben, von denen sich einige auch über die antiklinale Falte erstreckten, die dem Graben angrenzt. Neben dem Neigen des kontinentalen Shelfs senkte die regionale Absenkung auch das Erosionsniveau und die Ablagerungen über dem Shelf-Gebiet. Als Anpassung an das neue Gleichgewichtsprofil wurden die antiklinalen Falten abgetrennt, wie durch das Vorhandensein einer lokalen winkligen Diskontinuität zwischen dem Hackberry-Schiefer und den darunterliegenden Formationen belegt wird. Stufe 4.—Nachdem der Schwerkraftfluss nachgelassen hatte und das neue Erosionsniveau erreicht worden war, füllten Turbiditätsströme und sedimentäre Ströme die Gräben und Kanäle mit „Kanalfüll"-Ablagerungen. Nach Abschluss der Peneplanierungsaktion begann die Ablagerung des Hackberry-Schiefers, dem Gebiet wieder normalere Ablagerungsbedingungen zu geben. Mildes Falten und Störungen setzten sich fort oder wurden während dieses und späterer Ablagerungszyklen auf einigen der lokalen Falten im Hartburg-Trend wiederbelebt.",
    url = "https://doi.org/10.1306/0bda5fff-16bd-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0bda5fff-16bd-11d7-8645000102c1865d",
    number = "4",
    openalex = "W2045835314",
    pages = "458-470",
    volume = "44",
    references = "doi10113000167606195566203totcsi20co2, doi1013060bda5a8316bd11d78645000102c1865d, doi1013060bda5c2a16bd11d78645000102c1865d, doi1013063d933e1816b111d78645000102c1865d, doi1013063d933e2d16b111d78645000102c1865d, openalexw1565983386, openalexw2601390057"
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@techreport{bornhauser1960depositional1,
    author = "Bornhauser, M",
    title = "Ablagerungs- und strukturelle Geschichte des Northwest Hartburg Field, Newton County, Texas",
    year = "1960",
    howpublished = "American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 44, p. 458-470",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bornhauser, M., 1960, Ablagerungs- und strukturelle Geschichte des Northwest Hartburg Field, Newton County, Texas: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 44, p. 458-470.}"
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ZUSAMMENFASSUNG Die Gas- und Destillatfelder Port Acres und Port Arthur befinden sich unmittelbar westlich der Stadt Port Arthur im Jefferson County, Texas, entlang des hangabwärts gelegenen Abschnitts des Frio-Produktionssand-Trends und auf einer halbregionalen positiven Struktur, allgemein als Vicksburg-Plattform bekannt. Port Acres ist ein klassisches Beispiel für ein Feld, das aus einem stratigraphischen Fallstrick produziert, während Port Arthur ein ebenso klassisches Beispiel für ein Feld ist, das aus einer antiklinalen Schließung produziert, die auf der hangabwärts geworfenen Seite eines zeitgleich auftretenden Bruchs entwickelt wurde. Die Vorerkundung zwischen 1944 und 1957 wird zusammengefasst. Zwei Strukturkarten und zwei Querschnitte wurden erstellt, um die Wechselbeziehung zwischen Struktur, Stratigraphie und Akkumulation darzustellen. Eine kurze geologische Geschichte beschreibt das Vorkommen des unteren Hackberry-Sandabschnitts als ein Delta, das am Mündungsbereich eines alten Stroms abgelagert wurde und zunächst durch den Aufstieg des Spindletop-Salzdoms im Nordwesten und später durch das Wachstum des Port Neches-Salzdoms im Nordosten beeinflusst wurde. Statistiken zu den Feldern zeigen, dass Port Acres 3200 Acres umfasst, auf denen 54 Bohrungen erfolgreich abgeschlossen wurden, und Port Arthur etwa 1700 Acres umfasst, auf denen 14 Bohrungen abgeschlossen wurden. Die Reservenabschätzungen für beide Felder deuten auf 400 bis 500 Milliarden Kubikfuß erschwingbares Gas und 20 bis 25 Millionen Barrel Destillat hin. Es wird geschlossen, dass andere Sande des unteren Hackberry-Abschnitts an einem geeigneten Pinch-out-Punkt nördlich und östlich von Port Acres produktiv sein sollten und dass andere untere Hackberry-Deltas an anderer Stelle über der erosionsbedingten Oberfläche der Vicksburg-Plattform erwartet werden können.

@article{openalexw1526438593,
    author = "Halbouty, Michael T. und Barber, Thomas D.",
    title = "Port Acres und Port Arthur Fields Jefferson County, Texas",
    year = "1961",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die Gas- und Destillatfelder Port Acres und Port Arthur befinden sich unmittelbar westlich der Stadt Port Arthur im Jefferson County, Texas, entlang des hangabwärts gelegenen Abschnitts des Frio-Produktionssand-Trends und auf einer halbregionalen positiven Struktur, allgemein als Vicksburg-Plattform bekannt. Port Acres ist ein klassisches Beispiel für ein Feld, das aus einem stratigraphischen Fallstrick produziert, während Port Arthur ein ebenso klassisches Beispiel für ein Feld ist, das aus einer antiklinalen Schließung produziert, die auf der hangabwärts geworfenen Seite eines zeitgleich auftretenden Bruchs entwickelt wurde. Die Vorerkundung zwischen 1944 und 1957 wird zusammengefasst. Zwei Strukturkarten und zwei Querschnitte wurden erstellt, um die Wechselbeziehung zwischen Struktur, Stratigraphie und Akkumulation darzustellen. Eine kurze geologische Geschichte beschreibt das Vorkommen des unteren Hackberry-Sandabschnitts als ein Delta, das am Mündungsbereich eines alten Stroms abgelagert wurde und zunächst durch den Aufstieg des Spindletop-Salzdoms im Nordwesten und später durch das Wachstum des Port Neches-Salzdoms im Nordosten beeinflusst wurde. Statistiken zu den Feldern zeigen, dass Port Acres 3200 Acres umfasst, auf denen 54 Bohrungen erfolgreich abgeschlossen wurden, und Port Arthur etwa 1700 Acres umfasst, auf denen 14 Bohrungen abgeschlossen wurden. Die Reservenabschätzungen für beide Felder deuten auf 400 bis 500 Milliarden Kubikfuß erschwingbares Gas und 20 bis 25 Millionen Barrel Destillat hin. Es wird geschlossen, dass andere Sande des unteren Hackberry-Abschnitts an einem geeigneten Pinch-out-Punkt nördlich und östlich von Port Acres produktiv sein sollten und dass andere untere Hackberry-Deltas an anderer Stelle über der erosionsbedingten Oberfläche der Vicksburg-Plattform erwartet werden können.",
    openalex = "W1526438593"
}

ZUSAMMENFASSUNG Das Big Hill Field liegt im Frio-Sand-Trend an der westlichen Flanke des Big Hill Salzstockes. Mehrere Reservoirs in Miozänen und Oligozänen Sandsteinen befinden sich auf der abgesenkten Seite einer regionalen, zur Küste hin versenkenden Störung, über die sich frühmiozäne und ältere Sedimente um 57% in der Mächtigkeit erhöhen. Ein Reservoir im Oligozän Hackberry wird von zwei Störungen und einer Diskontinuität (Hackberry-Diskontinuität) begrenzt. Die im Reservoir gefangenen Kohlenwasserstoffe wurden offensichtlich in den umgebenden Gesteinen generiert. Eine Isopach-Karte des Intervalls zwischen der Oberkante des Frio und der Hackberry-Diskontinuität zeigt, dass das Wachstum des Big Hill Salzstockes vor dem Ende der Frio-Zeit stattfand und dass die Krone des Stockes nördlich des heutigen Salzgrates lag. Diese Karte deutet auch auf das Vorhandensein einer vergrabenen, zur Küste hin versenkenden Störung hin, die die westliche Flanke des Big Hill Fields durchquert, aber keine Bohrungen schneidet. Druck-Leistungsgeschichten von zwei Reservoirs und von zwei Bohrungen, die aus anderen Reservoirs produzieren, werden grafisch dargestellt, um die Probleme zu veranschaulichen, die mit der Erklärung von Bohrungen verbunden sind, die in Druckkommunikation stehen. Vier Gas-Flüssigkeitskontakte in einem kontinuierlichen Marginulina-Sandstein-Reservoir unterscheiden sich in der Höhe um 600± ft. Diese ursprünglichen Gas-Flüssigkeitskontakte wurden durch die Migration von Kohlenwasserstoffen in ein komplex gestörtes Gebiet etabliert. Die Ansammlung von Öl abwärts von diesen Gas-Flüssigkeitskontakten kann in Bezug auf Gravitations-Segregationseffekte vernünftig erklärt werden.

@article{doi101306a66337d416c011d78645000102c1865d,
    author = "Dollison, Robert S.",
    title = "Big Hill Field, Jefferson County, Texas",
    year = "1965",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Das Big Hill Field liegt im Frio-Sand-Trend an der westlichen Flanke des Big Hill Salzstockes. Mehrere Reservoirs in Miozänen und Oligozänen Sandsteinen befinden sich auf der abgesenkten Seite einer regionalen, zur Küste hin versenkenden Störung, über die sich frühmiozäne und ältere Sedimente um 57% in der Mächtigkeit erhöhen. Ein Reservoir im Oligozän Hackberry wird von zwei Störungen und einer Diskontinuität (Hackberry-Diskontinuität) begrenzt. Die im Reservoir gefangenen Kohlenwasserstoffe wurden offensichtlich in den umgebenden Gesteinen generiert. Eine Isopach-Karte des Intervalls zwischen der Oberkante des Frio und der Hackberry-Diskontinuität zeigt, dass das Wachstum des Big Hill Salzstockes vor dem Ende der Frio-Zeit stattfand und dass die Krone des Stockes nördlich des heutigen Salzgrates lag. Diese Karte deutet auch auf das Vorhandensein einer vergrabenen, zur Küste hin versenkenden Störung hin, die die westliche Flanke des Big Hill Fields durchquert, aber keine Bohrungen schneidet. Druck-Leistungsgeschichten von zwei Reservoirs und von zwei Bohrungen, die aus anderen Reservoirs produzieren, werden grafisch dargestellt, um die Probleme zu veranschaulichen, die mit der Erklärung von Bohrungen verbunden sind, die in Druckkommunikation stehen. Vier Gas-Flüssigkeitskontakte in einem kontinuierlichen Marginulina-Sandstein-Reservoir unterscheiden sich in der Höhe um 600± ft. Diese ursprünglichen Gas-Flüssigkeitskontakte wurden durch die Migration von Kohlenwasserstoffen in ein komplex gestörtes Gebiet etabliert. Die Ansammlung von Öl abwärts von diesen Gas-Flüssigkeitskontakten kann in Bezug auf Gravitations-Segregationseffekte vernünftig erklärt werden.",
    url = "https://doi.org/10.1306/a66337d4-16c0-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/a66337d4-16c0-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2270779054"
}

ZUSAMMENFASSUNG Eine Untersuchung verfügbarer Untergrunddaten aus Bohrungen in den South Texas Counties Aransas, Nueces, Refugio und San Patricio offenbart das Vorhandensein eines Barrier-Barren-Systems in der Frio-Formation (Oligozän), das leicht in drei distincte Ablagersumgebungen unterteilt werden kann. Mit dem Ende der großen Vicksburg-Transgression begannen die Meere ihren langsamen Rückzug, und die Ablagerung von Frio-Klasten setzte ein. Innerhalb dieses regressiven Rahmens der Frio entwickelte sich ein massiver Sandbarren, der dem heutigen Padre-Mustang-St. Joseph-Matagorda-Insel-Komplex analog ist. Diese Frio-Barren-Sande wurden von Längsströmungen aus einem Gebiet im Südwesten transportiert, wo ausgedehnte Deltas vom Vorfahren des Rio Grande River aufgebaut wurden. Innerhalb des Frio-Barren-Systems sind kontinentale Schelf-, Barren- und Lagunen-Umgebungen erkennbar. Eine reiche Produktion wurde in Sanden etabliert, die in jeder dieser Umgebungen vorkommen. Der Erfolg zukünftiger Explorationen innerhalb der Frio hängt weitgehend von einem gründlichen Verständnis des Ablagerungsrahmens dieses Frio-Barrier-Barren-Systems ab.

@article{doi1013065d25b47916c111d78645000102c1865d,
    author = "Boyd, Don R. und Dyer, Byron F.",
    title = "Frio Barrier Bar System of South Texas",
    year = "1966",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Eine Untersuchung verfügbarer Untergrunddaten aus Bohrungen in den South Texas Counties Aransas, Nueces, Refugio und San Patricio offenbart das Vorhandensein eines Barrier-Barren-Systems in der Frio-Formation (Oligozän), das leicht in drei distincte Ablagersumgebungen unterteilt werden kann. Mit dem Ende der großen Vicksburg-Transgression begannen die Meere ihren langsamen Rückzug, und die Ablagerung von Frio-Klasten setzte ein. Innerhalb dieses regressiven Rahmens der Frio entwickelte sich ein massiver Sandbarren, der dem heutigen Padre-Mustang-St. Joseph-Matagorda-Insel-Komplex analog ist. Diese Frio-Barren-Sande wurden von Längsströmungen aus einem Gebiet im Südwesten transportiert, wo ausgedehnte Deltas vom Vorfahren des Rio Grande River aufgebaut wurden. Innerhalb des Frio-Barren-Systems sind kontinentale Schelf-, Barren- und Lagunen-Umgebungen erkennbar. Eine reiche Produktion wurde in Sanden etabliert, die in jeder dieser Umgebungen vorkommen. Der Erfolg zukünftiger Explorationen innerhalb der Frio hängt weitgehend von einem gründlichen Verständnis des Ablagerungsrahmens dieses Frio-Barrier-Barren-Systems ab.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25b479-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25b479-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2113372090",
    references = "doi1013060bda5c2a16bd11d78645000102c1865d, openalexw1565983386"
}

Zusammenfassung Der Day-Dom, 1 Meile westlich von Madisonville, Madison County, Texas, befindet sich in der südlichen Ausdehnung des East-Texas-Beckens. Caprock (Anhydrit) ist in einer durchschnittlichen Tiefe von 2.600 ft vorhanden, und Steinsalz in einer Tiefe von etwa 3.100 ft. Der Dom wurde am nördlichen Ende einer NNW-SSE-verlaufenden, trichterartigen Depression gebildet. Dieser Trichter, etwa 12–13 Meilen lang, wird auf jeder Seite von einem Kamm flankiert, wobei das Madisonville Field auf dem westlichen liegt. Die sedimentären Schichten, die den Salzkernel bedecken, wurden leicht angehoben, doch das Dach kollabierte später und bildet nun eine lokale zentrale Depression auf dem Salzdom. Die sedimentären Schichten an den Flanken des Doms zeigen sehr wenig oder keinen Aufwölbungseffekt (Drag) gegen den Salzkernel; diese Tatsache scheint mit der Art der Salzverlagerung zusammenzuhängen. Die geologische Umgebung deutet darauf hin, dass der gegenwärtige Trichter früher von einem Salzantiklinalen besetzt war, der offensichtlich das Salz für die Bildung des Day-Doms lieferte. Um das Fehlen von Drag in den flankierenden sedimentären Schichten und das Vorhandensein eines relativ dicken Anhydrit-Caprocks zu erklären, wird geschlossen, dass das Wachstum des Doms hauptsächlich durch Abwärtsbau und durch extrusiven Salzfluss erfolgte, wobei die Oberseite des Salzkernels kontinuierlich in der Nähe der Ablagerungsfläche blieb, zumindest bis zur Zeit der Wilcox-Ablagerung. Wie durch das gewölbte Dach und auch durch das Vorhandensein einer Truncations-Unconformität, die vor der Ablagerung der Sparta-Sande gebildet wurde, belegt, fand nach der Wilcox-Ablagerung ein gewisses geringes Aufwärtswachstum statt, das jedoch durch erhöhte und schnellere sedimentäre Belastung, Salzlösung und abnehmenden Salzvorrat verlangsamt und schließlich gestoppt wurde. Die Wachstumsgeschichte des Day-Doms scheint in erheblichem Maße durch die Festigkeit der umgebenden sedimentären Gesteine kontrolliert worden zu sein. Die stärkeren, kompetenteren mesozoischen Formationen, die den Dom umgeben, erlaubten sehr wenig intrusives Salzverlagerung, und ihr Vorhandensein scheint das Fehlen von Drag zu erklären.

@article{doi1013065d25c85b16c111d78645000102c1865d,
    author = "Bornhauser, Max",
    title = "Geologie des Day Dome (Madison County, Texas)—Eine Studie zur Salzverlagerung",
    year = "1969",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Der Day-Dom, 1 Meile westlich von Madisonville, Madison County, Texas, befindet sich in der südlichen Ausdehnung des East-Texas-Beckens. Caprock (Anhydrit) ist in einer durchschnittlichen Tiefe von 2.600 ft vorhanden, und Steinsalz in einer Tiefe von etwa 3.100 ft. Der Dom wurde am nördlichen Ende einer NNW-SSE-verlaufenden, trichterartigen Depression gebildet. Dieser Trichter, etwa 12–13 Meilen lang, wird auf jeder Seite von einem Kamm flankiert, wobei das Madisonville Field auf dem westlichen liegt. Die sedimentären Schichten, die den Salzkernel bedecken, wurden leicht angehoben, doch das Dach kollabierte später und bildet nun eine lokale zentrale Depression auf dem Salzdom. Die sedimentären Schichten an den Flanken des Doms zeigen sehr wenig oder keinen Aufwölbungseffekt (Drag) gegen den Salzkernel; diese Tatsache scheint mit der Art der Salzverlagerung zusammenzuhängen. Die geologische Umgebung deutet darauf hin, dass der gegenwärtige Trichter früher von einem Salzantiklinalen besetzt war, der offensichtlich das Salz für die Bildung des Day-Doms lieferte. Um das Fehlen von Drag in den flankierenden sedimentären Schichten und das Vorhandensein eines relativ dicken Anhydrit-Caprocks zu erklären, wird geschlossen, dass das Wachstum des Doms hauptsächlich durch Abwärtsbau und durch extrusiven Salzfluss erfolgte, wobei die Oberseite des Salzkernels kontinuierlich in der Nähe der Ablagerungsfläche blieb, zumindest bis zur Zeit der Wilcox-Ablagerung. Wie durch das gewölbte Dach und auch durch das Vorhandensein einer Truncations-Unconformität, die vor der Ablagerung der Sparta-Sande gebildet wurde, belegt, fand nach der Wilcox-Ablagerung ein gewisses geringes Aufwärtswachstum statt, das jedoch durch erhöhte und schnellere sedimentäre Belastung, Salzlösung und abnehmenden Salzvorrat verlangsamt und schließlich gestoppt wurde. Die Wachstumsgeschichte des Day-Doms scheint in erheblichem Maße durch die Festigkeit der umgebenden sedimentären Gesteine kontrolliert worden zu sein. Die stärkeren, kompetenteren mesozoischen Formationen, die den Dom umgeben, erlaubten sehr wenig intrusives Salzverlagerung, und ihr Vorhandensein scheint das Fehlen von Drag zu erklären.",
    url = "https://doi.org/10.1306/5d25c85b-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/5d25c85b-16c1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2018923972",
    references = "bornhauser1960depositional, doi10119011439861, doi1013060bda5a8316bd11d78645000102c1865d, doi1013060bda5cfc16bd11d78645000102c1865d, doi1013060bda61ca16bd11d78645000102c1865d, doi1013063d932b9c16b111d78645000102c1865d, doi1013065ceae2dd16bb11d78645000102c1865d, openalexw2259904668"
}

@article{dgbebout1978deltaic,
    author = "D. G. Bebout, R. G. Loucks",
    title = "Deltaic Depositional Style in Salt-Withdrawal Basin, Frio Formation, Brazoria County, Texas: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea48dd-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea48dd-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2327269921",
    volume = "62"
}

Die fortschreitende Bestattungsdiagenese der oligozänen Frio-Formation im Brazoria County, Texas, hat zu einer ausgedehnten Reaktion zwischen Porenflüssigkeiten und Sediment geführt, was zu einem wesentlichen Verschiebung hin zum Wasser/Gesteins-Gleichgewicht führte. Kohlenstoff- und Sauerstoffisotopen-Daten, kombiniert mit Flüssigkeitsisotopen-Daten aus der Literatur, deuten darauf hin, dass Quarz-Zement bei 75 bis 80°C und Kaolinit bei etwa 100°C gebildet wurde. Die Zone der schnellsten Albitisierung liegt bei etwa 150°C. Authigenische Karbonate bildeten sich über einen weiten Temperaturbereich, und diejenigen innerhalb des Hauptbereichs der Kohlenwasserstoffbildung sind an 13C verarmt. Bei Tiefen oberhalb von etwa 2.600 m dominierte die Quarz- und Karbonat-Zementierung in primären intergranularen Porenräumen (passive Diagenese). Unterhalb von 2.600 m, innerhalb der geopressurierten Zone, ist die Reaktion von detritischen Komponenten (aktive Diagenese) der Hauptprozess. Organische Reifung, Albitisierung und der Übergang von Smektit zu Illit sind die Prozesse, die den größten Teil der Komponenten liefern, die für die Ausfällung von Zementen erforderlich sind. Die Quarz-Zementierung trat sehr früh in der Bestattungsgeschichte der Frio auf (beginnend bei etwa 1.500 m Bestattungstiefe), als die Raten der Flüssigkeitsausstoßung am höchsten waren und nur wenig vom Frio-Sandsteinabschnitt die Zone der Albitisierung erreicht hatte.

@article{milliken1981history,
    author = "Milliken, K. L. und Land, L. S. und Loucks, R. G.",
    title = "Geschichte der Bestattungsdiagenese, bestimmt durch isotopische Geochemie, Frio-Formation, Brazoria County, Texas",
    year = "1981",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Die fortschreitende Bestattungsdiagenese der oligozänen Frio-Formation im Brazoria County, Texas, hat zu einer ausgedehnten Reaktion zwischen Porenflüssigkeiten und Sediment geführt, was zu einem wesentlichen Verschiebung hin zum Wasser/Gesteins-Gleichgewicht führte. Kohlenstoff- und Sauerstoffisotopen-Daten, kombiniert mit Flüssigkeitsisotopen-Daten aus der Literatur, deuten darauf hin, dass Quarz-Zement bei 75 bis 80°C und Kaolinit bei etwa 100°C gebildet wurde. Die Zone der schnellsten Albitisierung liegt bei etwa 150°C. Authigenische Karbonate bildeten sich über einen weiten Temperaturbereich, und diejenigen innerhalb des Hauptbereichs der Kohlenwasserstoffbildung sind an 13C verarmt. Bei Tiefen oberhalb von etwa 2.600 m dominierte die Quarz- und Karbonat-Zementierung in primären intergranularen Porenräumen (passive Diagenese). Unterhalb von 2.600 m, innerhalb der geopressurierten Zone, ist die Reaktion von detritischen Komponenten (aktive Diagenese) der Hauptprozess. Organische Reifung, Albitisierung und der Übergang von Smektit zu Illit sind die Prozesse, die den größten Teil der Komponenten liefern, die für die Ausfällung von Zementen erforderlich sind. Die Quarz-Zementierung trat sehr früh in der Bestattungsgeschichte der Frio auf (beginnend bei etwa 1.500 m Bestattungstiefe), als die Raten der Flüssigkeitsausstoßung am höchsten waren und nur wenig vom Frio-Sandsteinabschnitt die Zone der Albitisierung erreicht hatte.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b59558-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b59558-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    number = "8",
    openalex = "W2124135935",
    pages = "1397-1413",
    volume = "65",
    references = "doi1010160016703769901781, doi101029jz071i016p03869, doi101038142234b0, doi10106311747785, doi10113000167606197687725mobmoa20co2, doi101306212f76bc2b2411d78648000102c1865d, doi10130683d9142516c711d78645000102c1865d, doi101346ccmn19700180306, doi102110pec79260175, doi102110pec80280087"
}

ZUSAMMENFASSUNG Die Frio-Formation (Oligozän-Miozän) ist einer der wichtigsten tertiären progradationalen Wedges der Texas-Golf-Küstenebene und hat fast 6 Milliarden Barrel Öl und 60 Tcf Gas geliefert. Die Frio-Formation und ihr updip-Äquivalent, die Catahoula-Formation, bestehen aus Ablagerungen zweier großer fluvieller und damit verbundener deltaischer Systeme, die in den Houston- und Rio-Grande-Einbuchtungen zentriert sind. Die strukturelle Geschichte in der Houston-Einbuchtung wird von synsedimentärer Deformation des darunterliegenden Jura-Salzes dominiert; die Mobilisierung dicker, unterkompakterter prodeltaischer und Hangmuds charakterisierte die tektonische Entwicklung der deltaischen Sequenz in der Rio-Grande-Einbuchtung. Diese beiden großen deltaischen Depozentren sind durch ein vertikal gestaptes, streichparalleles Küstenschutz- und Strandebene-System getrennt. Liegende, interbeddede und transgressive Shelf-, prodeltaische und kontinentale Hang-Mudstein-Sequenzen stellen die Hauptquellen- und Verschlussfazies dar. Spärliche organochemische Daten, regionale thermische Gradienten und Verteilungsmuster von Kohlenwasserstoffen zeigen, dass große Volumina von Öl und Gas wahrscheinlich innerhalb und effektiv nach oben und landwärts aus thermisch reifen, normalerweise bis mäßig unterkompakteren Sequenzen der begrenzenden Mudsteinfazies generiert und ausgeworfen wurden. Alle Frio-Ablagerungssysteme enthalten wichtige, geologisch definierte, kohlenwasserstoffproduzierende Plays. Daten zur Produktivität von Öl- und Gasfeldern zeigen eine log-normalverteilte Häufigkeitsverteilung für alle Felder außer den größten. Die Produktivität pro Volumen, Produktionsstile und Kohlenwasserstofftypen innerhalb jeder der zehn anerkannten Plays spiegeln verfügbare Gesteinstypen, unterschiedliche thermische und Kompaktionsgeschichten sowie variable Reservoir- und Fallenkonfigurationen wider, die jedes Ablagerungssystem charakterisieren. Systematische Verteilungsmuster sowohl physikalischer als auch chemischer Eigenschaften von produzierten Kohlenwasserstoffen können mit Quellfazies, regionalem thermischen Regime und postgenerativer Modifikation durch (1) fortgesetzte Reifung, thermisches Rissbildung und Deasphaltierung, (2) Migration und damit verbundene chromatographische Trennung sowie (3) bakterielle Alteration in Verbindung gebracht werden.

@article{doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d,
    author = "Galloway, William E. und Hobday, David K. und Magara, Kinji",
    title = "Frio-Formation der Texas-Golf-Küstenebene: Ablagerungssysteme, strukturelles Gerüst und Kohlenwasserstoffverteilung",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die Frio-Formation (Oligozän-Miozän) ist einer der wichtigsten tertiären progradationalen Wedges der Texas-Golf-Küstenebene und hat fast 6 Milliarden Barrel Öl und 60 Tcf Gas geliefert. Die Frio-Formation und ihr updip-Äquivalent, die Catahoula-Formation, bestehen aus Ablagerungen zweier großer fluvieller und damit verbundener deltaischer Systeme, die in den Houston- und Rio-Grande-Einbuchtungen zentriert sind. Die strukturelle Geschichte in der Houston-Einbuchtung wird von synsedimentärer Deformation des darunterliegenden Jura-Salzes dominiert; die Mobilisierung dicker, unterkompakterter prodeltaischer und Hangmuds charakterisierte die tektonische Entwicklung der deltaischen Sequenz in der Rio-Grande-Einbuchtung. Diese beiden großen deltaischen Depozentren sind durch ein vertikal gestaptes, streichparalleles Küstenschutz- und Strandebene-System getrennt. Liegende, interbeddede und transgressive Shelf-, prodeltaische und kontinentale Hang-Mudstein-Sequenzen stellen die Hauptquellen- und Verschlussfazies dar. Spärliche organochemische Daten, regionale thermische Gradienten und Verteilungsmuster von Kohlenwasserstoffen zeigen, dass große Volumina von Öl und Gas wahrscheinlich innerhalb und effektiv nach oben und landwärts aus thermisch reifen, normalerweise bis mäßig unterkompakteren Sequenzen der begrenzenden Mudsteinfazies generiert und ausgeworfen wurden. Alle Frio-Ablagerungssysteme enthalten wichtige, geologisch definierte, kohlenwasserstoffproduzierende Plays. Daten zur Produktivität von Öl- und Gasfeldern zeigen eine log-normalverteilte Häufigkeitsverteilung für alle Felder außer den größten. Die Produktivität pro Volumen, Produktionsstile und Kohlenwasserstofftypen innerhalb jeder der zehn anerkannten Plays spiegeln verfügbare Gesteinstypen, unterschiedliche thermische und Kompaktionsgeschichten sowie variable Reservoir- und Fallenkonfigurationen wider, die jedes Ablagerungssystem charakterisieren. Systematische Verteilungsmuster sowohl physikalischer als auch chemischer Eigenschaften von produzierten Kohlenwasserstoffen können mit Quellfazies, regionalem thermischen Regime und postgenerativer Modifikation durch (1) fortgesetzte Reifung, thermisches Rissbildung und Deasphaltierung, (2) Migration und damit verbundene chromatographische Trennung sowie (3) bakterielle Alteration in Verbindung gebracht werden.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a2f5-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a2f5-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2105289954",
    references = "doi1010079783642964466, doi1010160016703780901404, doi101111j174754571980tb00707x, doi1013065ceadeb716bb11d78645000102c1865d, doi10130683d90e9416c711d78645000102c1865d, doi101306c1ea47ed16c911d78645000102c1865d, doi101306c1ea525616c911d78645000102c1865d, doi101306ce15408, openalexw1497775251, openalexw1526438593, openalexw1849800232"
}

@article{freed1982clay,
    author = "Freed, Robert L.",
    title = "Clay Mineralogy and Depositional History of Frio Formation in Two Geopressured Wells, Brazoria County, Texas: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1982",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/03b5a836-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/03b5a836-16d1-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1993469805",
    volume = "66"
}

Die obere Jurassische Haynesville-Formation im Teague Townsite Field, Freestone County, Texas, besteht aus körnigen Kalksteinen, schlammigen Kalksteinen, Schiefern und Quarz-Konglomeraten. Die konstituierenden Körner in den Kalksteinen sind primär nicht skelettartig, wobei Ooiden der häufigste Körnertyp sind. Zusammensetzungs- und texturale Daten aus petrographischen Studien wurden in sieben Mikrofazies gruppiert. Diese Mikrofazies repräsentieren drei Ablagerungsumgebungen: (1) Gezeitenbarriere, (2) offene marine Umgebung und (3) eingeschränkte marine Umgebung. Die Verteilung dieser Umgebungen wurde durch gleichzeitige Salzverlagerung kontrolliert. Eine wichtige nach oben zuwachsende Sequenz ist in der Haynesville-Formation vorhanden. Neun kleinere, lokale Zyklen sind ebenfalls vorhanden; diese lokalen Zyklen wurden wahrscheinlich durch intermittierende Salzverlagerung während der Ablagerung verursacht. Vier wichtige diagenetische Umgebungen werden erkannt: (1) marine phreatisch, (2) gemischte oder brackische phreatische, (3) meteorische phreatische und (4) Untergrundumgebungen. Auflösung von Ooiden in der meteorischen phreatischen Umgebung erzeugte sehr feine, intragranulare Porosität in Oolit-Körnersteinen. Ausgelöschte Zonen treten an den Kuppen der oberen zuwachsenden Zyklen auf. Fast alle intergranulare Porosität wurde durch Untergrund-grobes, Mosaik-Spar-Zement gefüllt. Die Produktion erfolgt aus der intragranularen Porosität, die durch frühe meteorische Auslaugung erzeugt wurde.

@incollection{faucette1984depositional,
    author = "FAUCETTE, ROBERT C. und AHR, WAYNE M.",
    title = "DEPOSITIONAL AND DIAGENETIC HISTORY OF UPPER JURASSIC HAYNESVILLE FORMATION, TEAGUE TOWNSITE FIELD, FREESTONE COUNTY, TEXAS",
    year = "1984",
    booktitle = "The Jurassic of the Gulf Rim",
    abstract = "Die obere Jurassische Haynesville-Formation im Teague Townsite Field, Freestone County, Texas, besteht aus körnigen Kalksteinen, schlammigen Kalksteinen, Schiefern und Quarz-Konglomeraten. Die konstituierenden Körner in den Kalksteinen sind primär nicht skelettartig, wobei Ooiden der häufigste Körnertyp sind. Zusammensetzungs- und texturale Daten aus petrographischen Studien wurden in sieben Mikrofazies gruppiert. Diese Mikrofazies repräsentieren drei Ablagerungsumgebungen: (1) Gezeitenbarriere, (2) offene marine Umgebung und (3) eingeschränkte marine Umgebung. Die Verteilung dieser Umgebungen wurde durch gleichzeitige Salzverlagerung kontrolliert. Eine wichtige nach oben zuwachsende Sequenz ist in der Haynesville-Formation vorhanden. Neun kleinere, lokale Zyklen sind ebenfalls vorhanden; diese lokalen Zyklen wurden wahrscheinlich durch intermittierende Salzverlagerung während der Ablagerung verursacht. Vier wichtige diagenetische Umgebungen werden erkannt: (1) marine phreatisch, (2) gemischte oder brackische phreatische, (3) meteorische phreatische und (4) Untergrundumgebungen. Auflösung von Ooiden in der meteorischen phreatischen Umgebung erzeugte sehr feine, intragranulare Porosität in Oolit-Körnersteinen. Ausgelöschte Zonen treten an den Kuppen der oberen zuwachsenden Zyklen auf. Fast alle intergranulare Porosität wurde durch Untergrund-grobes, Mosaik-Spar-Zement gefüllt. Die Produktion erfolgt aus der intragranularen Porosität, die durch frühe meteorische Auslaugung erzeugt wurde.",
    url = "https://doi.org/10.5724/gcs.84.03.0103",
    doi = "10.5724/gcs.84.03.0103",
    openalex = "W2271998934",
    pages = "103-120",
    references = "doi1013062f918a6316ce11d78645000102c1865d, doi1013062f91941d16ce11d78645000102c1865d, doi1013062f91999516ce11d78645000102c1865d, openalexw1575605242, openalexw1834345359"
}

ZUSAMMENFASSUNG Die Gas- und Kondensatproduktion im North Sabine Lake Field stammt aus Sanden des Hackberry-Wedges der oligozänen Frio-Formation. Diese unteren Hackberry-Sande wurden in einem bereits existierenden submarinen Canyon abgelagert. Es sind mehrere Sandkörper vorhanden, und aus SP-Logs werden fünf Muster der Sandablagerung unterschieden: (1) ausgehöhlter Kanal-Füll, (2) geflochtener Fächerkanal, (3) intermediärer Suprafächer, (4) proximaler Suprafächer und (5) Überflutungszone. Obwohl drei Störungen das Feld umgeben, ist der primäre Fangmechanismus stratigraphisch. Die Entwicklungs- und Produktionsgeschichte des Feldes zeigt, dass viele kleine Sandlinsen zu einem einzigen großen Reservoir verschmolzen haben; jedoch haben Unterschiede in der Permeabilität zu Variationen im Wasserzufluss und in den Niveaus der Gas-Wasser-Kontakte geführt. Sandlinsen, die nicht mit dem größeren Reservoir verbunden sind, sind von begrenzter Größe und haben geringe Mengen an Kohlenwasserstoffen produziert. Die Entwicklung des Feldes wurde durch Rohrleitungsschäden erschwert, die wahrscheinlich durch Reservoir-Kompaktion verursacht wurden.

@article{doi101306703c803d170711d78645000102c1865d,
    author = "Eubanks, L. G.",
    title = "North Sabine Lake Field: Complex Deposition and Reservoir Morphology of Lower Hackberry (Oligocene), Southwest Louisiana",
    year = "1987",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die Gas- und Kondensatproduktion im North Sabine Lake Field stammt aus Sanden des Hackberry-Wedges der oligozänen Frio-Formation. Diese unteren Hackberry-Sande wurden in einem bereits existierenden submarinen Canyon abgelagert. Es sind mehrere Sandkörper vorhanden, und aus SP-Logs werden fünf Muster der Sandablagerung unterschieden: (1) ausgehöhlter Kanal-Füll, (2) geflochtener Fächerkanal, (3) intermediärer Suprafächer, (4) proximaler Suprafächer und (5) Überflutungszone. Obwohl drei Störungen das Feld umgeben, ist der primäre Fangmechanismus stratigraphisch. Die Entwicklungs- und Produktionsgeschichte des Feldes zeigt, dass viele kleine Sandlinsen zu einem einzigen großen Reservoir verschmolzen haben; jedoch haben Unterschiede in der Permeabilität zu Variationen im Wasserzufluss und in den Niveaus der Gas-Wasser-Kontakte geführt. Sandlinsen, die nicht mit dem größeren Reservoir verbunden sind, sind von begrenzter Größe und haben geringe Mengen an Kohlenwasserstoffen produziert. Die Entwicklung des Feldes wurde durch Rohrleitungsschäden erschwert, die wahrscheinlich durch Reservoir-Kompaktion verursacht wurden.",
    url = "https://doi.org/10.1306/703c803d-1707-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/703c803d-1707-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W1986714408",
    references = "bornhauser1960depositional, doi1013062f9195d516ce11d78645000102c1865d, doi1013065d25c2d316c111d78645000102c1865d, doi101306a66337d416c011d78645000102c1865d, doi101306c1ea4f7c16c911d78645000102c1865d, doi1021183479ms, doi1023867gc8407d, openalexw1490157941, openalexw1526438593, openalexw2601390057"
}

@article{mazzullo1987stratigraphy,
    author = "Mazzullo, Louis J.",
    title = "Stratigraphy and Depositional History, Bone Spring Formation, Lea County, New Mexico: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1987",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/94886e20-1704-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/94886e20-1704-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2085067229",
    volume = "71"
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ZUSAMMENFASSUNG Das untere oligozäne Vicksburg-Formation des Golfküstenlands enthält wichtige Erdölreservoirs im Rio-Grande-Einbuchtung und ist in anderen Gebieten von Texas ein wirtschaftlich tragfähiges Ziel. Kenntnisse über die Verteilung der Vicksburg-Ablagerungssysteme sind unerlässlich, um Sandsteinkonzentrationen zu verstehen und sind daher grundlegend für eine effektive Exploration und Produktion des Vicksburg-Abschnitts. Das Ablagerungsumfeld der Vicksburg-Reservoirs, ihre Position in einem sequenzstratigraphischen Rahmen und der Einfluss dieser Faktoren auf die Erdölgeologie des Vicksburg stehen im Mittelpunkt dieses Artikels. Oberflächliche und unterirdische geologische und geophysikalische Daten lieferten den Rahmen für eine Analyse der Ablagerungssysteme und der Erdölgeologie des Vicksburg. Die beiden primären texanischen Vicksburg-Ablagerungszentren, die Rio-Grande-Einbuchtung und die Houston-Einbuchtung, werden durch den San-Marcos-Bogen, eine tiefwurzelnde strukturelle Nase, getrennt. Innerhalb der Einbuchtungen verschmolzen sandreiche deltaische Komplexe entlang der Streichrichtung mit Barrieren/Strand-Ebenen. Gleichzeitige Wachstumsverwerfungen kontrollierten die Ablagerungsmuster von Randdelta im Rio-Grande-Einbuchtung, hatten aber nur einen geringen Einfluss auf die Konfiguration der Schelfdelta in der Houston-Einbuchtung. Kleinere wellenbeherrschte Schelfdelta-Komplexe, durchsetzt mit Barrieren/Strand-Ebenen, erstreckten sich über den San-Marcos-Bogen. Aufwärts der Hangneigung dieser sandigen paralischen Ablagerungszentren durchzogen fluviatile Systeme schlammreiche Küstenebene-Einheiten. Seewärts der paralischen Systeme progradierten Sand- und Schlammablagerungen über und bauten sich auf dem relikten Jackson-Schelf und Schelfrand-Schiefern auf. Diese Ablagerungskomplexe sind in den Systemtrakten einer eustatischen (Exxon) Sequenz enthalten. Die Vicksburg-Produktion aus jedem der drei strukturellen Regionen von Texas wird durch Reservoirs aus verschiedenen Systemtrakten und von unterschiedlichen, verschiedenen Ablagerungserkennungen gekennzeichnet.

@article{doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d,
    author = "Combes, Janet M.",
    title = "The Vicksburg Formation of Texas: Depositional Systems Distribution, Sequence Stratigraphy, and Petroleum Geology",
    year = "1993",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Das untere oligozäne Vicksburg-Formation des Golfküstenlands enthält wichtige Erdölreservoirs im Rio-Grande-Einbuchtung und ist in anderen Gebieten von Texas ein wirtschaftlich tragfähiges Ziel. Kenntnisse über die Verteilung der Vicksburg-Ablagerungssysteme sind unerlässlich, um Sandsteinkonzentrationen zu verstehen und sind daher grundlegend für eine effektive Exploration und Produktion des Vicksburg-Abschnitts. Das Ablagerungsumfeld der Vicksburg-Reservoirs, ihre Position in einem sequenzstratigraphischen Rahmen und der Einfluss dieser Faktoren auf die Erdölgeologie des Vicksburg stehen im Mittelpunkt dieses Artikels. Oberflächliche und unterirdische geologische und geophysikalische Daten lieferten den Rahmen für eine Analyse der Ablagerungssysteme und der Erdölgeologie des Vicksburg. Die beiden primären texanischen Vicksburg-Ablagerungszentren, die Rio-Grande-Einbuchtung und die Houston-Einbuchtung, werden durch den San-Marcos-Bogen, eine tiefwurzelnde strukturelle Nase, getrennt. Innerhalb der Einbuchtungen verschmolzen sandreiche deltaische Komplexe entlang der Streichrichtung mit Barrieren/Strand-Ebenen. Gleichzeitige Wachstumsverwerfungen kontrollierten die Ablagerungsmuster von Randdelta im Rio-Grande-Einbuchtung, hatten aber nur einen geringen Einfluss auf die Konfiguration der Schelfdelta in der Houston-Einbuchtung. Kleinere wellenbeherrschte Schelfdelta-Komplexe, durchsetzt mit Barrieren/Strand-Ebenen, erstreckten sich über den San-Marcos-Bogen. Aufwärts der Hangneigung dieser sandigen paralischen Ablagerungszentren durchzogen fluviatile Systeme schlammreiche Küstenebene-Einheiten. Seewärts der paralischen Systeme progradierten Sand- und Schlammablagerungen über und bauten sich auf dem relikten Jackson-Schelf und Schelfrand-Schiefern auf. Diese Ablagerungskomplexe sind in den Systemtrakten einer eustatischen (Exxon) Sequenz enthalten. Die Vicksburg-Produktion aus jedem der drei strukturellen Regionen von Texas wird durch Reservoirs aus verschiedenen Systemtrakten und von unterschiedlichen, verschiedenen Ablagerungserkennungen gekennzeichnet.",
    url = "https://doi.org/10.1306/bdff8f88-1718-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/bdff8f88-1718-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2001605075",
    references = "doi1010079781468401707, doi101029pa002i001p00001, doi10113000917613198614535scaia20co2, doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d, openalexw1497775251, openalexw1599441881, openalexw1603938237, openalexw1604095676, openalexw1907683511, openalexw2232990748"
}

@article{djoebenson1996depositional,
    author = "D. Joe Benson, Lisa M. Pultz, D. D.",
    title = "Ablagerungsgeschichte der Smackover-Formation, Appleton Field, Escambia County, Alabama: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1996",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/64eda4ec-1724-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/64eda4ec-1724-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2166413638",
    volume = "80"
}

Zusammenfassung Eine Geoinformationssystem (GIS)-Datenbank, die Informationen aus 241 Publikationen, Dissertationen und Abschlussarbeiten, Bohrlochprotokollen und paläontologischen Berichten sowie interpretierten Tiefenbecken-Seismiklinien des University of Texas Institute for Geophysics (UTIG) integriert, wurde verwendet, um 18 beckenweite genetische stratigraphische Sequenzen zu kartieren und zu interpretieren, die den Cenozoischen Füll des Golfs von Mexiko bilden. Acht Hauptextrabasinale fluvielle Achsen lieferten den Großteil des Sedimentfülls im Becken. Die erste Ordnung zeitliche und räumliche Nutzung dieser Achsen spiegelt vier kontinentale Phasen der Krustenhebung wider. Eine reichliche Sedimentzufuhr hat den nördlichen und nordwestlichen Beckenrand um 150 bis 180 Meilen (240 bis 290 km) von seiner ererbten Kreidezeit-Position vorgeschoben. Die Randausbauphasen wurden lokal und vorübergehend durch Hypersubsidenz aufgrund von Salzabzug und Massenbewegungen unterbrochen. Drei Ablagerungssystem-Trakte charakterisieren die Cenozoischen genetischen Sequenzen: (1) fluviell -> Delta -> von Delta gespeister Vorhang, (2) Küstenebene -> Küstenzone -> Plattform -> von Plattform gespeister Vorhang, und (3) Deltaflanke -> submariner Fächer. Ein oder mehrere Beispiele des fluviell -> Delta -> von Delta gespeist Systemtrakts treten in jeder der Hauptgenetischen Sequenzen auf. Immense Sandvolumina haben die Plattformkante umgangen, um in Hang- und Basis-des-Hangs-Systemen abgelagert zu werden, hauptsächlich innerhalb von fluviell -> Delta -> von Delta gespeist Systemtrakten, während aller wichtigen paläogenen und neogenen Ablagerungsepisoden. Ablagerung und Erhaltung volumetrisch signifikanter Küstenebene -> Küstenzone -> Plattform -> von Plattform gespeist Trakte sind typisch für paläogene bis miozäne Ablagerungsepisoden. Die Entstehung von Fächersystemen war häufig mit großen Kontinentalrandversagen verbunden, aber große submarine Schluchten treten hauptsächlich in pleistozänen Sequenzen auf. Dicke, potenzielle Reservoirsandkörper treten in ablagenden von Delta gespeisten Hängen und subjazenten Beckenboden-Vorhängen, in autochthonen Hangvorhängen und damit verbundenen Füllungen von Rutschnarben und Schluchtschnitten sowie in submarinen Fächern auf.

@article{doi1013068626c37f173b11d78645000102c1865d,
    author = "Galloway, William E. und Ganey-Curry, Patricia und Li, Xiang und Buffler, Richard T.",
    title = "Cenozoic Depositional History of the Gulf of Mexico Basin",
    year = "2000",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Eine Geoinformationssystem (GIS)-Datenbank, die Informationen aus 241 Publikationen, Dissertationen und Abschlussarbeiten, Bohrlochprotokollen und paläontologischen Berichten sowie interpretierten Tiefenbecken-Seismiklinien des University of Texas Institute for Geophysics (UTIG) integriert, wurde verwendet, um 18 beckenweite genetische stratigraphische Sequenzen zu kartieren und zu interpretieren, die den Cenozoischen Füll des Golfs von Mexiko bilden. Acht Hauptextrabasinale fluvielle Achsen lieferten den Großteil des Sedimentfülls im Becken. Die erste Ordnung zeitliche und räumliche Nutzung dieser Achsen spiegelt vier kontinentale Phasen der Krustenhebung wider. Eine reichliche Sedimentzufuhr hat den nördlichen und nordwestlichen Beckenrand um 150 bis 180 Meilen (240 bis 290 km) von seiner ererbten Kreidezeit-Position vorgeschoben. Die Randausbauphasen wurden lokal und vorübergehend durch Hypersubsidenz aufgrund von Salzabzug und Massenbewegungen unterbrochen. Drei Ablagerungssystem-Trakte charakterisieren die Cenozoischen genetischen Sequenzen: (1) fluviell -\> Delta -\> von Delta gespeister Vorhang, (2) Küstenebene -\> Küstenzone -\> Plattform -\> von Plattform gespeister Vorhang, und (3) Deltaflanke -\> submariner Fächer. Ein oder mehrere Beispiele des fluviell -\> Delta -\> von Delta gespeist Systemtrakts treten in jeder der Hauptgenetischen Sequenzen auf. Immense Sandvolumina haben die Plattformkante umgangen, um in Hang- und Basis-des-Hangs-Systemen abgelagert zu werden, hauptsächlich innerhalb von fluviell -\> Delta -\> von Delta gespeist Systemtrakten, während aller wichtigen paläogenen und neogenen Ablagerungsepisoden. Ablagerung und Erhaltung volumetrisch signifikanter Küstenebene -\> Küstenzone -\> Plattform -\> von Plattform gespeist Trakte sind typisch für paläogene bis miozäne Ablagerungsepisoden. Die Entstehung von Fächersystemen war häufig mit großen Kontinentalrandversagen verbunden, aber große submarine Schluchten treten hauptsächlich in pleistozänen Sequenzen auf. Dicke, potenzielle Reservoirsandkörper treten in ablagenden von Delta gespeisten Hängen und subjazenten Beckenboden-Vorhängen, in autochthonen Hangvorhängen und damit verbundenen Füllungen von Rutschnarben und Schluchtschnitten sowie in submarinen Fächern auf.",
    url = "https://doi.org/10.1306/8626c37f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/8626c37f-173b-11d7-8645000102c1865d",
    openalex = "W2105082865",
    references = "caughey1981deltaic, doi10100797814684827687, doi1010079783642610189, doi1010160025322771900533, doi101086629710, doi1011300091761319930210483nagmhf23co2, doi101130dnaggnaj245, doi1013060c9b2321171011d78645000102c1865d, doi1013061d9bc5bb172d11d78645000102c1865d, doi1013061d9bc5d9172d11d78645000102c1865d, doi101306703c9afa170711d78645000102c1865d, doi101306bdff8876171811d78645000102c1865d, doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d, doi102110pec95040129, doi105724gcs84050109, openalexw1599441881"
}

ZUSAMMENFASSUNG: Spröde Verformung, zusammen mit Kornumordnung und duktiler Kornverformung, ist ein Schlüsselmechanismus der Kompaktion in Sandsteinen. Quarzverfestigung, aufgrund ihrer Auswirkung auf die mechanischen Eigenschaften von Sandstein, wird erwartet, dass sie den Kompaktionsfortschritt durch diese verschiedenen Mechanismen beeinflusst. Sandsteinproben unterschiedlichen Alters und Zusammensetzung, entnommen aus zwei Becken mit kontrastierenden Bestattungsgeschichten, werden verwendet, um die Beziehung zwischen spröder Verformung und Quarzverfestigung im Kontext der Bestattungskompaktion zu quantifizieren. Exponentielle Trends zunehmender Verformung durch Mikrorissbildung werden sowohl in der lithik-reichen Frio-Formation aus dem Golf von Mexiko-Becken (r2 5 0,81) als auch in der quarzreichen Mount-Simon-Formation aus dem Illinois-Becken (r2 5 0,78) beobachtet. Die beiden Formationen unterscheiden sich hinsichtlich der beobachteten Rate des Kornbruchzunahme mit der Tiefe. Eine größere Anzahl von Quarzkörnern in der Mount-Simon-Formation unterliegt der Rissbildung bei geringer Bestattungstiefe (< 2 km) im Vergleich zur Frio-Formation, wohingegen bei

@article{doi101306051003731007,
    author = "Makowitz, Astrid und Milliken, K.L.",
    title = "Quantifizierung der spröden Verformung bei der Bestattungskompaktion, Frio- und Mount-Simon-Formation Sandsteine",
    year = "2003",
    journal = "Journal of Sedimentary Research",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG: Spröde Verformung, zusammen mit Kornumordnung und duktiler Kornverformung, ist ein Schlüsselmechanismus der Kompaktion in Sandsteinen. Quarzverfestigung, aufgrund ihrer Auswirkung auf die mechanischen Eigenschaften von Sandstein, wird erwartet, dass sie den Kompaktionsfortschritt durch diese verschiedenen Mechanismen beeinflusst. Sandsteinproben unterschiedlichen Alters und Zusammensetzung, entnommen aus zwei Becken mit kontrastierenden Bestattungsgeschichten, werden verwendet, um die Beziehung zwischen spröder Verformung und Quarzverfestigung im Kontext der Bestattungskompaktion zu quantifizieren. Exponentielle Trends zunehmender Verformung durch Mikrorissbildung werden sowohl in der lithik-reichen Frio-Formation aus dem Golf von Mexiko-Becken (r2 5 0,81) als auch in der quarzreichen Mount-Simon-Formation aus dem Illinois-Becken (r2 5 0,78) beobachtet. Die beiden Formationen unterscheiden sich hinsichtlich der beobachteten Rate des Kornbruchzunahme mit der Tiefe. Eine größere Anzahl von Quarzkörnern in der Mount-Simon-Formation unterliegt der Rissbildung bei geringer Bestattungstiefe (< 2 km) im Vergleich zur Frio-Formation, wohingegen bei",
    url = "https://doi.org/10.1306/051003731007",
    doi = "10.1306/051003731007",
    openalex = "W2143266529",
    references = "doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d"
}

Zusammenfassung Eine detaillierte Analyse der intraslope, growth-faulted Subbecken der oligozänen Frio-Formation im Corpus Christi, Texas, Gebiet zeigt, dass die Ablagerung während relativer Meeresspiegel-Tiefstände der Hauptauslöser für das Wachstum von Störungen war. Lowstand-Depozentren am niedrigen Gradienten des oberen kontinentalen Hangs, bestehend aus Beckenboden-Fächerfazies, Hang-Fächersystemen und fortschreitenden Lowstand-Deltasystemen, übten ausreichenden Gravitationsstress aus, um große Abschnitte des äußeren Shelves und des oberen Hangs versagen und nach Beckenrichtung bewegen zu lassen. Die Störungen enden tief im Becken, und die Rotation der Hängeblock mobilisierte Tiefseeschlamm und zwang den Schlamm nach Beckenrichtung und nach oben, um Schlamm (Schiefer) -Rücken zu bilden, die den nach Becken gerichteten Hang der intraslope Subbecken bilden, die auf Fußwulst-Störungsböcken aufliegen. Sedimentation, die mit dritten Ordnung relativen Meeresspiegel-Fällen verbunden ist, erzeugte Laststress, der ein großes regionales syndepositionales growth-fault-System auslöste. Subbecken auf der herabgeworfenen Seite jedes bogenförmigen Störungssegments, die ein regionales Störungssystem bilden, werden während der Tiefstände des Meeresspiegels gefüllt. Folglich füllten genetisch ähnliche, aber nicht zeitgleich Lowstand-Ablagerungssysteme jeden nachfolgenden growth-faulted Subbecken-Trend. Die Subbecken-Stratigraphie wird nach Beckenrichtung jünger, weil der Subbecken-Entwicklungs- und Füllprozess den Frio-Shelf-Rand schrittweise in das oligozäne Golf von Mexiko-Becken ausdehnte, was mit relativen dritten Ordnung Meeresspiegel-Zyklen übereinstimmte. Die Subbecken waren seit Jahrzehnten produktive Erdöl-Ziele und sind jetzt der Fokus der Prospektion für tiefes Gas. Lowstand-Sandsteine sind Hauptreservoire, und synsedimentäre Tektonik erzeugte antiklinale und Störungsfallen sowie assoziierte stratigraphische Pinch-out- Fallen an den Flanken der Strukturen. Das Verständnis des Ursprungs der gestörten Subbecken und ihrer chronostratigraphischen Beziehungen und Ablagerungsprozesse bietet eine Perspektive, die die Exploration von tiefem Gas verbessern kann.

@article{doi10130607010404023,
    author = "Brown, L. Frank und Loucks, Robert G. und Treviño, Ramón und Hammes, Ursula",
    title = "Understanding growth-faulted, intraslope subbasins by applying sequence-stratigraphic principles: Examples from the south Texas Oligocene Frio Formation",
    year = "2004",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Eine detaillierte Analyse der intraslope, growth-faulted Subbecken der oligozänen Frio-Formation im Corpus Christi, Texas, Gebiet zeigt, dass die Ablagerung während relativer Meeresspiegel-Tiefstände der Hauptauslöser für das Wachstum von Störungen war. Lowstand-Depozentren am niedrigen Gradienten des oberen kontinentalen Hangs, bestehend aus Beckenboden-Fächerfazies, Hang-Fächersystemen und fortschreitenden Lowstand-Deltasystemen, übten ausreichenden Gravitationsstress aus, um große Abschnitte des äußeren Shelves und des oberen Hangs versagen und nach Beckenrichtung bewegen zu lassen. Die Störungen enden tief im Becken, und die Rotation der Hängeblock mobilisierte Tiefseeschlamm und zwang den Schlamm nach Beckenrichtung und nach oben, um Schlamm (Schiefer) -Rücken zu bilden, die den nach Becken gerichteten Hang der intraslope Subbecken bilden, die auf Fußwulst-Störungsböcken aufliegen. Sedimentation, die mit dritten Ordnung relativen Meeresspiegel-Fällen verbunden ist, erzeugte Laststress, der ein großes regionales syndepositionales growth-fault-System auslöste. Subbecken auf der herabgeworfenen Seite jedes bogenförmigen Störungssegments, die ein regionales Störungssystem bilden, werden während der Tiefstände des Meeresspiegels gefüllt. Folglich füllten genetisch ähnliche, aber nicht zeitgleich Lowstand-Ablagerungssysteme jeden nachfolgenden growth-faulted Subbecken-Trend. Die Subbecken-Stratigraphie wird nach Beckenrichtung jünger, weil der Subbecken-Entwicklungs- und Füllprozess den Frio-Shelf-Rand schrittweise in das oligozäne Golf von Mexiko-Becken ausdehnte, was mit relativen dritten Ordnung Meeresspiegel-Zyklen übereinstimmte. Die Subbecken waren seit Jahrzehnten produktive Erdöl-Ziele und sind jetzt der Fokus der Prospektion für tiefes Gas. Lowstand-Sandsteine sind Hauptreservoire, und synsedimentäre Tektonik erzeugte antiklinale und Störungsfallen sowie assoziierte stratigraphische Pinch-out- Fallen an den Flanken der Strukturen. Das Verständnis des Ursprungs der gestörten Subbecken und ihrer chronostratigraphischen Beziehungen und Ablagerungsprozesse bietet eine Perspektive, die die Exploration von tiefem Gas verbessern kann.",
    url = "https://doi.org/10.1306/07010404023",
    doi = "10.1306/07010404023",
    openalex = "W4254427364",
    references = "doi10102992jb01090, doi10102994jb03098, doi101126science23547931156, doi101306703c9af5170711d78645000102c1865d, doi101306703c9afa170711d78645000102c1865d, doi102110pec83060139, doi102110pec88010125, doi102110pec95040129, doi105724gcs85040263, doi105724gcs90110321"
}

Zusammenfassung Wir integrierten Bohrlochdaten und dreidimensionale seismische Daten, um ein Keil von verformten, oberflächennahen Frio-Gesteinen zu beschreiben, die über einem wichtigen, parallel zum Lagerungsraum verlaufenden Gleitflächenkomplex innerhalb der oberen oligozänen Frio-Formation liegen, die sich zwischen den Houston- und Norias-Deltas an der Südküste des Golfes von Texas befindet. Unsere Analysen zeigen, dass die identifizierten verformten, oberflächennahen Frio-Gesteine in proximale, tonreiche und niedrigpermeable Sandsteine unterteilt werden können, die durch diskontinuierliche, hügelige und chaotische seismische Ereignisse gekennzeichnet sind; in near-proximale, tonarme und hochpermeable Sandsteine, die durch parallel zu subparallell geschichtete seismische Ereignisse gekennzeichnet sind; sowie distale Sand-, Schluff- und Tonsteine, die aus einer Mischung von proximalen und near-proximalen Gesteinen bestehen. Alle verformten Gesteine bestehen aus akustisch-impedanzbasierten Materialien, die niedriger sind als diejenigen der unverformten, oberflächennahen Frio-Gesteine, und werden von niedriggeschwindigkeitsreichen, überdruckten, tonreichen Gesteinen unterlagert. Der Mechanismus, der den Kollaps der oberflächennahen Frio-Gesteine und die anschließende Entwicklung von Massentransportablagerungen auslöste, wird einem Aufstieg, überdruckten, tonreichen Hochplateau und der Entwicklung eines Randlistrischen Bruchs zugeschrieben. Proprietäre biostratigraphische Daten zeigen, dass der Kollaps der oberflächennahen Frio in Gebieten zwischen den Houston- und Norias-Deltas zwischen 27,5 und 25,3 Ma stattfand – etwa zur gleichen Zeit wie der Hackberry-Kollaps im Mississippi-Delta. Im proximalen Bereich reichen interpretierte paläowasser-Tiefen aus biostratigraphischen Daten, die auf benthischen Foraminiferen basieren, von 60 bis 120 ft (20–40 m) in einer flachen neritischen Umgebung. Im Gegensatz dazu liegt das distale Gebiet in paläowasser-Tiefen, die zwischen 120 und 300 ft (40–90 m) in einer mittleren neritischen Umgebung interpretiert werden.

@article{doi10130609191110205,
    author = "Ogiesoba, Osareni C. und Hammes, Ursula",
    title = "Seismische Interpretation von Massentransportablagerungen innerhalb der oberen oligozänen Frio-Formation, Südküste des Golfes von Texas",
    year = "2012",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Zusammenfassung Wir integrierten Bohrlochdaten und dreidimensionale seismische Daten, um ein Keil von verformten, oberflächennahen Frio-Gesteinen zu beschreiben, die über einem wichtigen, parallel zum Lagerungsraum verlaufenden Gleitflächenkomplex innerhalb der oberen oligozänen Frio-Formation liegen, die sich zwischen den Houston- und Norias-Deltas an der Südküste des Golfes von Texas befindet. Unsere Analysen zeigen, dass die identifizierten verformten, oberflächennahen Frio-Gesteine in proximale, tonreiche und niedrigpermeable Sandsteine unterteilt werden können, die durch diskontinuierliche, hügelige und chaotische seismische Ereignisse gekennzeichnet sind; in near-proximale, tonarme und hochpermeable Sandsteine, die durch parallel zu subparallell geschichtete seismische Ereignisse gekennzeichnet sind; sowie distale Sand-, Schluff- und Tonsteine, die aus einer Mischung von proximalen und near-proximalen Gesteinen bestehen. Alle verformten Gesteine bestehen aus akustisch-impedanzbasierten Materialien, die niedriger sind als diejenigen der unverformten, oberflächennahen Frio-Gesteine, und werden von niedriggeschwindigkeitsreichen, überdruckten, tonreichen Gesteinen unterlagert. Der Mechanismus, der den Kollaps der oberflächennahen Frio-Gesteine und die anschließende Entwicklung von Massentransportablagerungen auslöste, wird einem Aufstieg, überdruckten, tonreichen Hochplateau und der Entwicklung eines Randlistrischen Bruchs zugeschrieben. Proprietäre biostratigraphische Daten zeigen, dass der Kollaps der oberflächennahen Frio in Gebieten zwischen den Houston- und Norias-Deltas zwischen 27,5 und 25,3 Ma stattfand – etwa zur gleichen Zeit wie der Hackberry-Kollaps im Mississippi-Delta. Im proximalen Bereich reichen interpretierte paläowasser-Tiefen aus biostratigraphischen Daten, die auf benthischen Foraminiferen basieren, von 60 bis 120 ft (20–40 m) in einer flachen neritischen Umgebung. Im Gegensatz dazu liegt das distale Gebiet in paläowasser-Tiefen, die zwischen 120 und 300 ft (40–90 m) in einer mittleren neritischen Umgebung interpretiert werden.",
    url = "https://doi.org/10.1306/09191110205",
    doi = "10.1306/09191110205",
    openalex = "W2160799835",
    references = "crossref1995cenozoic, doi101016002532278290086x, doi101111j13652117200700340x, doi10130602210605052, doi10130605150808014, doi10130607010404023, doi1013065d25c2d316c111d78645000102c1865d, doi1013068626c37f173b11d78645000102c1865d, doi101306bdff8876171811d78645000102c1865d, doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d, doi102110pec95040129, openalexw1910865362, paine1968stratigraphy"
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@article{doi101016jmarpetgeo201309009,
    author = "Olariu, Mariana I. und Hammes, Ursula und Ambrose, William A.",
    title = "Ablagerungsarchitektur von Wachstumsstörungen assoziierten, wellendominierten Shelf-Edge-Deltas der oligozänen Frio-Formation in der Corpus Christi Bay, Texas",
    year = "2013",
    journal = "Marine and Petroleum Geology",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2013.09.009",
    doi = "10.1016/j.marpetgeo.2013.09.009",
    openalex = "W2066721347",
    references = "doi101306070104023"
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Die oligozänen Frio- und Anahuac-Formationen wurden im Rahmen der Bewertung der tertiären Schichten des US-amerikanischen Golf von Mexiko-Beckens an Land und in den Staatsgewässern durch das USGS im Jahr 2007 untersucht. Die Frio-Formation, die sandreiche fluviö-deltaische Systeme umfasst, gehört zu den größten Erdölproduzenten des Paläogens im Golf von Mexiko. Die Anahuac-Formation, eine ausgedehnte transgressive marine Schieferformation, die die Frio-Formation überlagert, enthält deltaische und Hangsandsteine in Louisiana und Texas sowie karbonatische Gesteine im östlichen Golf von Mexiko. In den abwärts geneigten Bereichen der Frio- und Anahuac-Formationen sind Fallen, die mit verwerfungsbedingten, umgekippten Antiklinalen verbunden sind, weit verbreitet. Strukturelle Fallen treten häufig in Kombination mit stratigraphischen Fallen auf. Verwerfungsbedingte Salzstöcke in der Frio- und Anahuac-Formation sind im Houstoner Becken von Texas und im südlichen Louisiana vorhanden. In der Frio-Formation werden stratigraphische Fallen in fluviellen, deltaischen, Barrier-Barren-, Plattform- und Strandplain-Systemen gefunden. Das USGS-Tertiärbewährungsteam definierte ein einziges, jurassisch-kreide-tertiäres Komposit-Erdöl-System (TPS) für das Golfküstenbecken, basierend auf früheren Studien und der geochemischen Analyse von Ölen im Golfküstenbecken. Die primären Muttergesteine für Öl und Gas innerhalb der zänogenen Erdöl-Systeme, einschließlich der Frio-Formation-Reservoire, im nördlichen, an Land gelegenen Golfküstenbereich bestehen aus Kohle und Schiefer, die reich an organischer Substanz sind und zur Wilcox-Gruppe (Paläozän–Eozän) gehören, wobei einige Beiträge von der Sparta-Sandstein der Claiborne-Gruppe (Eozän) stammen. Die jurassische Smackover-Formation und die kreidezeitliche Eagle Ford-Formation haben möglicherweise ebenfalls erhebliche Erdölreserven in zänogene Reservoire beigetragen. Modellierungsstudien zur thermischen Reife durch das USGS-Tertiärbewährungsteam zeigen, dass die abwärts geneigten Teile der basal Wilcox-Gruppe eine ausreichende thermische Reife erreichten, um Kohlenwasserstoffe bis zum frühen Eozän zu erzeugen; diese frühe Reifung ist das Ergebnis einer schnellen Sedimentakkumulation im frühen Tertiär, kombiniert mit den in den Modellen verwendeten Reaktionskinetikparametern. Eine Reihe von Studien zeigt, dass die Migration von Öl und Gas im zänogenen Golf von Mexiko-Becken primär vertikal erfolgt, entlang zahlreicher Wachstumsverwerfungen, die mit der Sedimentablagerung verbunden sind, oder entlang von Verwerfungen, die mit Salzstöcken verbunden sind. Das USGS-Tertiärbewährungsteam entwickelte ein geologisches Modell auf der Grundlage wiederkehrender regionaler struktureller und sedimentärer Merkmale in paläogenen Schichten, um Bewertungseinheiten (AUs) zu definieren. Drei allgemeine Bereiche, wie sie im Modell beschrieben werden, finden sich in jedem der bewerteten paläogenen stratigraphischen Intervalle: „Stable Shelf" (stabile Plattform), „Expanded Fault" (erweiterte Verwerfung) und „Slope and Basin Floor" (Hang und Beckenboden) Zonen. Basierend auf diesem Modell wurden drei AUs für die Frio-Formation definiert: (1) die Frio Stable Shelf Oil and Gas AU, die Reservoire mit einer mittleren Tiefe von etwa 4.800 Fuß in normaldruckigen Intervallen enthält; (2) die Frio Expanded Fault Zone Oil and Gas AU, die Reservoire mit einer mittleren Tiefe von etwa 9.000 Fuß in vorwiegend überdruckigen Intervallen enthält; und (3) die Frio Slope and Basin Floor Gas AU, die derzeit keine Produktion aufweist, aber Potenzial für tiefe Gasressourcen (>15.000 Fuß) hat. AUs wurden auch für den Hackberry-Trend definiert, der aus einer Hangfazies besteht, die stratigraphisch im mittleren Teil der Frio-Formation liegt, sowie für die Anahuac-Formation. Die Frio Basin Margin AU, eine Bewertungseinheit, die sich bis zum Aufschluss der Frio-Formation (oder des basal Miozänen) erstreckt, wurde nicht quantitativ bewertet, aufgrund ihres geringen Produktionspotenzials. Zwei proprietäre, kommerziell verfügbare Datenbanken, die Feld- und Bohrlochproduktionsinformationen enthalten, wurden in der Bewertung verwendet. Schätzungen der unentdeckten Ressourcen für die fünf AUs basieren auf insgesamt 1.734 Reservoiren und 586.500 Bohrungen, die aus der Frio- und Anahuac-Formation produzieren. Die geschätzten Gesamt-Mittelwerte der technisch gewinnbaren, unentdeckten Ressourcen betragen 172 Millionen Barrel Öl (MMBO), 9,4 Billionen Kubikfuß Erdgas (TCFG) und 542 Millionen Barrel Erdgasflüssigkeiten für alle Frio- und Anahuac-AUs. Von den fünf bewerteten Einheiten hat die Frio Slope and Basin Floor Gas AU das größte Potenzial für unentdeckte Gasressourcen, mit einem geschätzten Mittelwert von 5,6 TCFG. Die Hackberry Oil and Gas AU zeigt das zweitgrößte Potenzial für Gas der fünf bewerteten Einheiten, mit einem geschätzten Mittelwert von 1,8 TCFG. Die größte unentdeckte, konventionelle Rohölressource wurde für die Frio Slope and Basin Floor Gas AU geschätzt; der geschätzte Mittelwert für Öl in dieser AU beträgt 110 MMBO.

@article{doi103133ofr20131257,
    author = "Swanson, Sharon M. and Karlsen, Alexander W. and Valentine, Brett J.",
    title = "Geologische Bewertung unentdeckter Öl- und Gasressourcen: Oligozäne Frio- und Anahuac-Formationen, Küstenebene und Staatsgewässer des Golfes von Mexiko, Vereinigte Staaten",
    year = "2013",
    journal = "Antarktika: Ein Eckpfeiler in einer sich verändernden Welt",
    abstract = {Die oligozänen Frio- und Anahuac-Formationen wurden im Rahmen der Bewertung der tertiären Schichten des US-amerikanischen Golfbecken-Inlands und der Staatsgewässer durch das USGS im Jahr 2007 bewertet. Die Frio-Formation, die sandreiche fluviö-deltaische Systeme umfasst, gehört zu den größten Kohlenwasserstoffproduzenten des Paläogens im Golf von Mexiko. Die Anahuac-Formation, eine ausgedehnte transgressive marine Schieferformation, die die Frio-Formation überlagert, enthält deltaische und Hangsandsteine in Louisiana und Texas sowie karbonatische Gesteine im östlichen Golf von Mexiko. In den abwärts geneigten Bereichen der Frio- und Anahuac-Formationen sind Fallen, die mit gestörten, umgekippten Antiklinalen verbunden sind, häufig. Strukturgeologische Fallen treten häufig in Kombination mit stratigraphischen Fallen auf. Gestörte Salzstöcke in den Frio- und Anahuac-Formationen sind im Houstoner Becken von Texas und in Süd-Louisiana vorhanden. In der Frio-Formation werden stratigraphische Fallen in fluviellen, deltaischen, Barrierenbarren-, Shelf- und Strandplain-Systemen gefunden. Das USGS-Tertiärbewährungsteam definierte ein einziges, oberjurassisches-kreidezeitliches-tertiäres Komposit-Gesamtes Erdöl-System (TPS) für das Golfküstenbecken, basierend auf früheren Studien und geochemischen Analysen von Ölen im Golfküstenbecken. Die primären Muttergesteine für Öl und Gas innerhalb der zänogenen Erdöl-Systeme, einschließlich der Frio-Formation-Reservoire, im nördlichen, inländischen Golfküstenbereich bestehen aus Kohle und Schiefer, die reich an organischer Substanz sind, innerhalb der Wilcox-Gruppe (Paläozän–Eozän), mit einigen Beiträgen vom Sparta-Sand der Claiborne-Gruppe (Eozän). Die jurassische Smackover-Formation und die kreidezeitliche Eagle Ford-Formation haben möglicherweise ebenfalls erhebliche Erdölreserven zu den zänogenen Reservoiren beigetragen. Modellierungsstudien zur thermischen Reife durch das USGS-Tertiärbewährungsteam zeigen, dass die abwärts geneigten Teile der basalsten Wilcox-Gruppe eine ausreichende thermische Reife erreichten, um Kohlenwasserstoffe bis zum frühen Eozän zu erzeugen; diese frühe Reifung ist das Ergebnis einer schnellen Sedimentakkumulation im frühen Tertiär, kombiniert mit den in den Modellen verwendeten Reaktionskinetikparametern. Eine Reihe von Studien zeigt, dass die Migration von Öl und Gas im zänogenen Golf von Mexiko-Becken primär vertikal erfolgt, entlang zahlreicher Wachstumsstörungen, die mit Sedimentablagerungen verbunden sind, oder entlang von Störungen, die mit Salzstöcken verbunden sind. Das USGS-Tertiärbewährungsteam entwickelte ein geologisches Modell auf der Grundlage wiederkehrender regionaler struktureller und sedimentärer Merkmale in paläogenen Schichten, um Bewertungseinheiten (AUs) zu definieren. Drei allgemeine Bereiche, wie im Modell beschrieben, finden sich in jedem der bewerteten paläogenen stratigraphischen Intervalle: „Stable Shelf" (stabiles Shelf), „Expanded Fault" (erweiterte Störung) und „Slope and Basin Floor" (Hang und Beckenboden) Zonen. Auf der Grundlage dieses Modells wurden drei AUs für die Frio-Formation definiert: (1) die Frio Stable Shelf Oil and Gas AU, die Reservoire mit einer durchschnittlichen Tiefe von etwa 4.800 Fuß in normaldruckigen Intervallen enthält; (2) die Frio Expanded Fault Zone Oil and Gas AU, die Reservoire mit einer durchschnittlichen Tiefe von etwa 9.000 Fuß in vorwiegend überdruckigen Intervallen enthält; und (3) die Frio Slope and Basin Floor Gas AU, die derzeit keine Produktion aufweist, aber Potenzial für tiefe Gasressourcen (>15.000 Fuß) hat. AUs wurden auch für den Hackberry-Trend definiert, der aus einer Hangfazies stratigraphisch im mittleren Teil der Frio-Formation und der Anahuac-Formation besteht. Die Frio Basin Margin AU, eine Bewertungseinheit, die sich bis zum Aufschluss der Frio-Formation (oder des basalsten Miozäns) erstreckt, wurde nicht quantitativ bewertet, aufgrund ihres geringen Produktionspotenzials. Zwei proprietäre, kommerziell verfügbare Datenbanken, die Feld- und Bohrlochproduktionsinformationen enthalten, wurden in der Bewertung verwendet. Schätzungen der unentdeckten Ressourcen für die fünf AUs basierten auf insgesamt 1.734 Reservoiren und 586.500 Bohrungen, die aus den Frio- und Anahuac-Formationen produzieren. Die geschätzten durchschnittlichen Gesamtwerte technisch gewinnbarer, unentdeckter Ressourcen betragen 172 Millionen Barrel Öl (MMBO), 9,4 Billionen Kubikfuß Erdgas (TCFG) und 542 Millionen Barrel Erdgasflüssigkeiten für alle Frio- und Anahuac-AUs. Von den fünf bewerteten Einheiten hat die Frio Slope and Basin Floor Gas AU das größte Potenzial für unentdeckte Gasressourcen, mit einem geschätzten Durchschnitt von 5,6 TCFG. Die Hackberry Oil and Gas AU zeigt das zweitgrößte Potenzial für Gas der fünf bewerteten Einheiten, mit einem geschätzten Durchschnitt von 1,8 TCFG. Die größte unentdeckte, konventionelle Rohölressource wurde für die Frio Slope and Basin Floor Gas AU geschätzt; der geschätzte Durchschnitt für Öl in dieser AU beträgt 110 MMBO.},
    url = "https://doi.org/10.3133/ofr20131257",
    doi = "10.3133/ofr20131257",
    openalex = "W1528120486",
    references = "doi1010079783642878138, doi10130603b5a2f516d111d78645000102c1865d, doi10130607010404023, doi1013060bda5c2a16bd11d78645000102c1865d, doi101306703c803d170711d78645000102c1865d, doi1013068626c37f173b11d78645000102c1865d, doi101306bdff8876171811d78645000102c1865d, doi101306bdff8f88171811d78645000102c1865d, doi101306m60585, doi101306m60585c1, openalexw1565983386, openalexw1910865362, openalexw2271041924, openalexw2601390057"
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ZUSAMMENFASSUNG Die Eagle Ford Formation hat beträchtliche Aufmerksamkeit der Industrie als selbstversorgendes unkonventionelles Schieferreservoir erregt. Das produktive Intervall in der Eagle Ford Formation ist der transgressive Systems-Trakt, der Parasequenzen enthält, deren lithologischer Inhalt nach oben hin mit zunehmenden Anteilen von Kalksteinen variiert. Der optimale Erfolg sowohl bei der Exploration als auch bei der Produktion hängt von einer adäquaten Charakterisierung der Rissfunktionen als Funktion der Lithologie ab. Die entlang der US Highway 90 in den Countys Val Verde und Terrell, Texas, vorkommenden Aufschlüsse bieten beträchtliche Einblicke in das regionale natürliche Rissystem der Eagle Ford Formation. Die Analyse der Rissorientierung zeigt zwei Sätze von konjugierten hybriden Scherrissen und zwei Sätze von regionalen Rissen. Die abutierenden Beziehungen deuten darauf hin, dass die hybriden Scherrisse zuerst entstanden, gefolgt vom durchgehenden nordost-streichenden Riss-Satz und schließlich von einem nordwest-streichenden Satz, der tendenziell auf einzelne mechanische Einheiten beschränkt ist. Die Orientierung dieser Risse deutet darauf hin, dass sie während der post-Laramide-Stress-Relaxation und progressiven Exhumation entstanden. Die Analyse der Abstands-Häufigkeitsverteilung der Risspopulation offenbart ein reifes hypersedimentiertes Rissystem, das wahrscheinlich in der Tiefe durch Überlagerungsbelastung und/oder Fluiddruck nahe der maximalen Bestattung entstanden ist. Unsere Ergebnisse zeigen, dass die Eagle Ford Formation ein gut entwickeltes Rissnetzwerk aufweist, das regional im Val Verde Basin verteilt ist und wahrscheinlich im produktiven Eagle Ford Play vorhanden ist. Diese Beobachtungen liefern Belege für Pfade und vertikale Konnektivität für potenzielle Fluidpfade in der gesamten Eagle Ford Formation.

@article{doi10130603151817323,
    author = "Gottardi, Raphaël und Mason, Shanna L.",
    title = "Charakterisierung des natürlichen Rissystems der Eagle Ford Formation (Val Verde County, Texas)",
    year = "2018",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Die Eagle Ford Formation hat beträchtliche Aufmerksamkeit der Industrie als selbstversorgendes unkonventionelles Schieferreservoir erregt. Das produktive Intervall in der Eagle Ford Formation ist der transgressive Systems-Trakt, der Parasequenzen enthält, deren lithologischer Inhalt nach oben hin mit zunehmenden Anteilen von Kalksteinen variiert. Der optimale Erfolg sowohl bei der Exploration als auch bei der Produktion hängt von einer adäquaten Charakterisierung der Rissfunktionen als Funktion der Lithologie ab. Die entlang der US Highway 90 in den Countys Val Verde und Terrell, Texas, vorkommenden Aufschlüsse bieten beträchtliche Einblicke in das regionale natürliche Rissystem der Eagle Ford Formation. Die Analyse der Rissorientierung zeigt zwei Sätze von konjugierten hybriden Scherrissen und zwei Sätze von regionalen Rissen. Die abutierenden Beziehungen deuten darauf hin, dass die hybriden Scherrisse zuerst entstanden, gefolgt vom durchgehenden nordost-streichenden Riss-Satz und schließlich von einem nordwest-streichenden Satz, der tendenziell auf einzelne mechanische Einheiten beschränkt ist. Die Orientierung dieser Risse deutet darauf hin, dass sie während der post-Laramide-Stress-Relaxation und progressiven Exhumation entstanden. Die Analyse der Abstands-Häufigkeitsverteilung der Risspopulation offenbart ein reifes hypersedimentiertes Rissystem, das wahrscheinlich in der Tiefe durch Überlagerungsbelastung und/oder Fluiddruck nahe der maximalen Bestattung entstanden ist. Unsere Ergebnisse zeigen, dass die Eagle Ford Formation ein gut entwickeltes Rissnetzwerk aufweist, das regional im Val Verde Basin verteilt ist und wahrscheinlich im produktiven Eagle Ford Play vorhanden ist. Diese Beobachtungen liefern Belege für Pfade und vertikale Konnektivität für potenzielle Fluidpfade in der gesamten Eagle Ford Formation.",
    url = "https://doi.org/10.1306/03151817323",
    doi = "10.1306/03151817323",
    openalex = "W2793765921",
    references = "doi1013065d25c58f16c111d78645000102c1865d"
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In den letzten Jahren wurden Fortschritte bei der Kohlenwasserstoffexploration in den Reservoirkomplexen des marginalen mikrobiellen Kuppel-Bank-Systems des Deng-2-Members der Dengying-Formation im westlichen Sichuan-Becken, Südwestchina, erzielt, wobei der Ablagerungsprozess als verwirrend angesehen wird. Die Mikrofazies, Konstruktionsarten und das Ablagerungsmodell des marginalen mikrobiellen Kuppel-Bank-Systems des Deng-2-Members wurden mittels Drohnenfotografie, Untersuchungen von Felsaufschlüssen, Dünnschliffidentifikation und seismischen Reflexionen im südwestlichen Sichuan-Becken untersucht. Die lithologischen Texturen der Mikrolithen in dieser Region umfassen Thrombolith, Dendrolith, Stromatolith, fenestraler Stromatolith, Spongiostromata-Stein, Onkolith, aggregierten Grainstone und botryoidalen Grapestone. Basierend auf einer umfassenden Analyse von „Ablagerungstexturen–Lithologie–Mikrofazies“ wurde eine Assoziation zwischen einer Vor-Kuppel, Kuppel-Gerüst und Rück-Kuppel-Subfazies vorgeschlagen, basierend auf Wassertiefe, Stromrichtung, Energielevel und lithologischen Assemblagen. Die Mikrofazies der Kuppelbasis, Kuppelkern, Kuppelseite, Kuppelkappe und Kuppelplatte können innerhalb der Kuppel-Gerüst-Subfazies unterschieden werden. Zwei Konstruktionsarten des marginalen mikrobiellen Kuppel-Bank-Systems wurden basierend auf Ablagerungsort, Kuppelgröße, Migrationsrichtung und sedimentären Fazies-Assoziationen bestimmt. Die Jinkouhe-Typ mikrobielle Kuppelkonstruktionen (TJMMCs) entwickeln sich entlang des windward-Margens aufgrund ihrer Nähe zur See-Seite-Subfazies-Vor-Kuppel, mit einer nach Nordosten migrierenden mikrobiellen Kuppel auf dem Schlammkuppel, die die Merkmale von großdimensionierten Kuppeln und kleindimensionierten Banken im umliegenden Gebiet aufweisen. Die E'bian-Typ mikrobielle Kuppelkonstruktionen (TEMMCs) treten primär am leeward-Margen auf, resultierend aus dem Vorhandensein der onshore Rück-Kuppel-Subfazies, wobei die kleineren nach Südwesten migrierenden mikrobiellen Kuppeln auf einer dickeren mikrobiellen Platte existieren. Das Plattform-Margen-Mikrokuppel-Ablagerungsmodell kann mit bestimmten lateralen Vergleichsprofilen und seismischen Reflexionsstrukturen im 2D-Seismikabschnitt korreliert werden, was Referenzen für zukünftige weltweite Explorationen bieten kann. Mikrobielle Kuppeln mit größeren Aufbauten und dickeren vertikalen Reservoirn werden typischerweise am windward-Margen angestrebt, während kleindimensionierte mikrobielle Kuppeln und Platten mit besseren lateralen Verbindungen typischerweise am leeward-Margen fokussiert werden.

@article{doi101016jpetsci202312005,
    author = "Song, Jinmin and Jin, Xin and Luo, Zhong and Liu, Shugen and Liu, Shaobo and Ma, Xingzhi and Li, Zhiwu and Lu, Xuesong and Zhao, Lingli and Li, Keran and Ren, Jiaxin and Tian, Li-Zhou and Deng, Hao-Shuang",
    title = "Depositional model of the Member Deng-2 marginal microbial mound-bank complex of the Dengying Formation in the southwestern Sichuan Basin, SW China: Implications for the Ediacaran microbial mound construction and hydrocarbon exploration",
    year = "2023",
    journal = "Petroleum Science",
    abstract = "Recent advances in hydrocarbon exploration have been made in the Member Deng-2 marginal microbial mound-bank complex reservoirs of the Dengying Formation in the western Sichuan Basin, SW China, where the depositional process is regarded confusing. The microfacies, construction types, and depositional model of the Member Deng-2 marginal microbial mound-bank complex have been investigated using unmanned aerial vehicle photography, outcrop section investigation, thin section identification, and seismic reflections in the southwestern Sichuan Basin. The microbialite lithologic textures in this region include thrombolite, dendrolite, stromatolite, fenestral stromatolite, spongiostromata stone, oncolite, aggregated grainstone, and botryoidal grapestone. Based on the comprehensive analysis of “depositional fabrics–lithology–microfacies”, an association between a fore mound, mound framework, and back mound subfacies has been proposed based on water depth, current direction, energy level and lithologic assemblages. The microfacies of the mound base, mound core, mound flank, mound cap, and mound flat could be recognized among the mound framework subfacies. Two construction types of marginal microbial mound-bank complex have been determined based on deposition location, mound scale, migration direction, and sedimentary facies association. Type Jinkouhe microbial mound constructions (TJMMCs) develop along the windward margin owing to their proximity to the seaward subfacies fore mound, with a northeastwardly migrated microbial mound on top of the mud mound, exhibiting the characteristics of large-sized mounds and small-sized banks in the surrounding area. Type E'bian microbial mound constructions (TEMMCs) primarily occur on the leeward margin, resulting from the presence of onshore back mound subfacies, with the smaller southwestward migrated microbial mounds existing on a thicker microbial flat. The platform margin microbial mound depositional model can be correlated with certain lateral comparison profile and seismic reflection structures in the 2D seismic section, which can provide references for future worldwide exploration. Microbial mounds with larger buildups and thicker vertical reservoirs are typically targeted on the windward margin, while small-sized microbial mounds and flats with better lateral connections are typically focused on the leeward margin.",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.petsci.2023.12.005",
    doi = "10.1016/j.petsci.2023.12.005",
    openalex = "W4389609682",
    references = "doi10130609092020054"
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