Wilcox formation

Diese Arbeit stellt eine Zusammenfassung der Geschichte, Geologie und Entwicklung des Slick-Wilcox-Feldes in den Counties DeWitt und Goliad, Texas, von seiner Entdeckung bis April 1947 dar. Das Slick-Wilcox-Feld befindet sich an der Grenze zwischen den Counties DeWitt und Goliad südöstlich der Stadt Nordheim. Die Oberfläche wird von nach Südosten geneigten tertiären Schichten unterlagert. Öl wurde im Dezember 1930 im „Pettus"-Sand im Cockfield-Mitglied der Yegua-Formation entdeckt. Die Entdeckung war das Ergebnis einer oberflächlichen strukturellen Kartierung. Die flache „Pettus"-Produktion wurde nach 1937 weitgehend aufgegeben, und tieferes Öl wurde im Mai 1943 aus dem dritten Sand des oberen Carrizo-Wilcox-Abchnitts gefördert. Die Lage des Bohrlochs, das den tieferen, produzierenden Sand entdeckte, wurde aus unterirdischen Informationen gewonnen, die durch geophysikalische Prospektion erlangt wurden. Die Ölanreicherung findet in einem gefalteten Kuppelgebirge statt. Das Öl ist an einer normalen Störung gefangen, die im Norden aufgeworfen ist. Das Öl wird durch eine Kombination der Kräfte gefördert, die aus einem natürlichen Wasserantrieb und einer expandierenden Gaskappe resultieren. Es gibt 48 produzierende Ölbohrungen im Feld. Bis Ende März 1947 hat das Feld 4.339.599 Barrel Öl aus der produzierenden Zone im Carrizo-Wilcox gefördert. Die ursprüngliche förderbare Reserve wird auf 20.000.000 Barrel Öl geschätzt.

@article{sebring1948slickwilcox,
    author = "Sebring, Louie",
    title = "Slick-Wilcox Field, Dewitt and Goliad Counties, Texas",
    year = "1948",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Diese Arbeit stellt eine Zusammenfassung der Geschichte, Geologie und Entwicklung des Slick-Wilcox-Feldes, DeWitt und Goliad counties, Texas, von seiner Entdeckung bis April 1947 dar. Das Slick-Wilcox-Feld befindet sich an der DeWitt-Goliad County-Grenze südöstlich der Stadt Nordheim. Die Oberfläche wird von nach Südosten geneigten tertiären Schichten unterlagert. Öl wurde im Dezember 1930 im „Pettus"-Sand im Cockfield-Mitglied der Yegua-Formation entdeckt. Die Entdeckung war das Ergebnis einer oberflächlichen strukturellen Kartierung. Die flache „Pettus"-Produktion wurde nach 1937 weitgehend aufgegeben, und tieferes Öl wurde im Mai 1943 aus dem dritten Sand des oberen Carrizo-Wilcox-Abchnitts gefördert. Die Lage des Bohrlochs, das den tieferen, produzierenden Sand entdeckte, wurde aus unterirdischen Informationen gewonnen, die durch geophysikalische Prospektion erlangt wurden. Die Ölanreicherung findet in einem gefalteten Kuppelgebirge statt. Das Öl ist an einer normalen Störung gefangen, die im Norden aufgeworfen ist. Das Öl wird durch eine Kombination der Kräfte gefördert, die aus einem natürlichen Wasserantrieb und einer expandierenden Gaskappe resultieren. Es gibt 48 produzierende Ölbohrungen im Feld. Bis Ende März 1947 hat das Feld 4.339.599 Barrel Öl aus der produzierenden Zone im Carrizo-Wilcox gefördert. Die ursprüngliche förderbare Reserve wird auf 20.000.000 Barrel Öl geschätzt.",
    url = "https://doi.org/10.1306/3d933af1-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/3d933af1-16b1-11d7-8645000102c1865d",
    number = "2",
    pages = "228-251",
    volume = "32"
}

@article{hoyt1959erosional,
    author = "Hoyt, William V.",
    title = "Erosional Channel in Middle Wilcox Near Yoakum, Lavaca County, Texas: ABSTRACT",
    year = "1959",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/0bda5efa-16bd-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0bda5efa-16bd-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "43"
}

@article{hoyt1959erosional3,
    author = "Hoyt, W. V",
    title = "Erosional channel in the Middle Wilcox near Yoakum, Lavaca County, Texas",
    year = "1959",
    journal = "Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, v. 9, p. 41-50",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Hoyt, W. V., 1959, Erosional channel in the Middle Wilcox near Yoakum, Lavaca County, Texas: Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, v. 9, p. 41-50.}"
}

Das Fashing Field, wie es derzeit definiert ist, ist 10 Meilen lang und 2 Meilen breit. Das Feld erstreckt sich von der südöstlichen Ecke des Atascosa County bis zur nordwestlichen Ecke des Karnes County, etwa 50 Meilen südöstlich von San Antonio, Texas. Die Lone Star Producing Company entdeckte Gas im Edwards-Kalkstein (Unteres Kreidezeitalter) im Fashing im Juli 1962, als ihr Bohrloch No. 1-A L. T. Urbanczyk die Oberkante des Edwards bei 10.210 Fuß erreichte und einen produktiven Abschnitt von 580 Fuß fand, der ein anfängliches Potenzial von 26.000 MCFGPD plus 24 Barrel eines Destillats mit 50,6° Schweregrad pro MMCF hatte. Die Edwards-Struktur im Fashing Field wird von einer einfachen, nach Nordosten verlaufenden Störung beherrscht, die bis zur Küste aufsteigt und eine effektive Schließung gegen die Hochseite aufweist. Diese Störung weist eine maximale vertikale Verschiebung von etwa 700 Fuß auf Edwards-Niveau auf, die bis zum Carrizo-Sand (Paläogen) abnimmt und dort ein Maximum von 320 Fuß erreicht. Die Störung ist für die Ölproduktion des Weigang Fields auf Carrizo-Niveau verantwortlich. Die Störung fällt nach Nordwesten, wobei der Einfallswinkel von 50° am Carrizo auf 38° am Edwards abnimmt. Die Gasproduktion aus Edwards im Fashing stammt aus zwei separaten Zonen, die „A" und „B" Zonen genannt werden. Die „A" Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 15,5 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 12,6 Millidarcy und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 28 Prozent. Die „B" Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 13,2 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 4,4 Millidarcy und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 24 Prozent.

@article{keahey1962fashing,
    author = "Keahey, Robert A.",
    title = "Fashing Field, Atascosa-Karnes Counties, Texas",
    year = "1962",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Das Fashing Field, wie es derzeit definiert ist, ist 10 Meilen lang und 2 Meilen breit. Das Feld erstreckt sich von der südöstlichen Ecke des Atascosa County bis zur nordwestlichen Ecke des Karnes County, etwa 50 Meilen südöstlich von San Antonio, Texas. Die Lone Star Producing Company entdeckte Gas im Edwards-Kalkstein (Unteres Kreidezeitalter) im Fashing im Juli 1962, als ihr Bohrloch No. 1-A L. T. Urbanczyk die Oberkante des Edwards bei 10.210 Fuß erreichte und einen produktiven Abschnitt von 580 Fuß fand, der ein anfängliches Potenzial von 26.000 MCFGPD plus 24 Barrel eines Destillats mit 50,6° Schweregrad pro MMCF hatte. Die Edwards-Struktur im Fashing Field wird von einer einfachen, nach Nordosten verlaufenden Störung beherrscht, die bis zur Küste aufsteigt und eine effektive Schließung gegen die Hochseite aufweist. Diese Störung weist eine maximale vertikale Verschiebung von etwa 700 Fuß auf Edwards-Niveau auf, die bis zum Carrizo-Sand (Paläogen) abnimmt und dort ein Maximum von 320 Fuß erreicht. Die Störung ist für die Ölproduktion des Weigang Fields auf Carrizo-Niveau verantwortlich. Die Störung fällt nach Nordwesten, wobei der Einfallswinkel von 50° am Carrizo auf 38° am Edwards abnimmt. Die Gasproduktion aus Edwards im Fashing stammt aus zwei separaten Zonen, die „A" und „B" Zonen genannt werden. Die „A" Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 15,5 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 12,6 Millidarcy und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 28 Prozent. Die „B" Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 13,2 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 4,4 Millidarcy und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 24 Prozent.",
    url = "https://doi.org/10.1306/bc743919-16be-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/bc743919-16be-11d7-8645000102c1865d",
    number = "10",
    pages = "1965-1965",
    volume = "46"
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Das Fashing-Feld, wie es derzeit definiert ist, ist 10 Meilen lang und 2 Meilen breit. Das Feld liegt im tiefen Edwards-Faultrend und erstreckt sich von der südöstlichen Ecke des Atascosa County bis zur nordwestlichen Ecke des Karnes County, etwa 50 Meilen südöstlich von San Antonio, Texas. Lone Star Producing Co. entdeckte Gas im Edwards-Kalkstein (unteres Kreidezeitalter) bei Fashing im Juli 1956, als ihre No. 1-A L. T. Urbanczyk-Bohrung die Oberkante des Edwards bei 10.210 Fuß erreichte und einen produktiven Abschnitt von 580 Fuß fand, der ein anfängliches Potenzial von 26 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag und 24 Barrel 50,6°-Schweröldestillat pro Million Kubikfuß aufwies. Die Edwards-Struktur am Fashing-Feld wird von einem einfachen, nach nordosten verlaufenden bis-zur-Küste-Fault mit wirksamer Verschlusslinie gegenüber der aufgeworfenen Seite dominiert. Dieser Fault hat eine maximale vertikale Verschiebung von etwa 700 Fuß auf Edwards-Niveau, die nach oben abnimmt und auf einem Maximum von 320 Fuß auf Carrizo-Sand (Oligozän)-Niveau liegt. Der Fault fängt die Weigang-Feld-Ölakkumulation auf Carrizo-Niveau ein. Der Fault fällt nach nordwesten ab, wobei der Einfallswinkel von 50° auf Carrizo-Niveau auf 38° auf Edwards-Niveau abnimmt. Die Edwards-Gasproduktion bei Fashing stammt aus zwei separaten Zonen, die A- und B-Zone genannt werden. Die A-Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 15,5 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 12,6 md und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 28 Prozent. Die B-Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 13,2 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 4,4 md und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 24 Prozent.

@incollection{keahey1968fashing,
    author = "Keahey, Robert A.",
    title = "Fashing Field, Atascosa-Karnes Counties, Texas",
    year = "1968",
    booktitle = "Natural Gases of North America, Volumes 1 \& 2",
    abstract = "Das Fashing-Feld, wie es derzeit definiert ist, ist 10 Meilen lang und 2 Meilen breit. Das Feld liegt im tiefen Edwards-Faultrend und erstreckt sich von der südöstlichen Ecke des Atascosa County bis zur nordwestlichen Ecke des Karnes County, etwa 50 Meilen südöstlich von San Antonio, Texas. Lone Star Producing Co. entdeckte Gas im Edwards-Kalkstein (unteres Kreidezeitalter) bei Fashing im Juli 1956, als ihre No. 1-A L. T. Urbanczyk-Bohrung die Oberkante des Edwards bei 10.210 Fuß erreichte und einen produktiven Abschnitt von 580 Fuß fand, der ein anfängliches Potenzial von 26 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag und 24 Barrel 50,6°-Schweröldestillat pro Million Kubikfuß aufwies. Die Edwards-Struktur am Fashing-Feld wird von einem einfachen, nach nordosten verlaufenden bis-zur-Küste-Fault mit wirksamer Verschlusslinie gegenüber der aufgeworfenen Seite dominiert. Dieser Fault hat eine maximale vertikale Verschiebung von etwa 700 Fuß auf Edwards-Niveau, die nach oben abnimmt und auf einem Maximum von 320 Fuß auf Carrizo-Sand (Oligozän)-Niveau liegt. Der Fault fängt die Weigang-Feld-Ölakkumulation auf Carrizo-Niveau ein. Der Fault fällt nach nordwesten ab, wobei der Einfallswinkel von 50° auf Carrizo-Niveau auf 38° auf Edwards-Niveau abnimmt. Die Edwards-Gasproduktion bei Fashing stammt aus zwei separaten Zonen, die A- und B-Zone genannt werden. Die A-Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 15,5 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 12,6 md und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 28 Prozent. Die B-Zone hat eine durchschnittliche Porosität von 13,2 Prozent, eine durchschnittliche Permeabilität von 4,4 md und eine durchschnittliche connate Wassergesättigung von 24 Prozent.",
    url = "https://doi.org/10.1306/m9363c68",
    doi = "10.1306/m9363c68",
    pages = "976-981"
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@incollection{chuber1972milbur,
    author = "Chuber, Stewart",
    title = "Milbur (Wilcox) Field, Milam und Burleson Counties, Texas",
    year = "1972",
    booktitle = "Stratigraphische Öl- und Gasfelder—Klassifizierung, Erkundungsmethoden und Fallstudien",
    url = "https://doi.org/10.1306/m16371c27",
    doi = "10.1306/m16371c27"
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@article{berg1973deepwater1,
    author = "Berg, R. R. und Findley, R",
    title = "Tiefwasser-Interpretation der oberen Wilcox-Sandsteine aus Kernstudien, Katy Field, Texas",
    year = "1973",
    journal = "Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, v. 23, S. 259-265",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Berg, R. R., und Findley, R., 1973, Tiefwasser-Interpretation der oberen Wilcox-Sandsteine aus Kernstudien, Katy Field, Texas: Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, v. 23, S. 259-265.}"
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@article{berg1977characteristics2,
    author = "Berg, R. R. und Tedford, F. J",
    title = "Characteristics of Wilcox gas reservoirs, Northeast Thompsonville Field, Jim Hogg and Webb Counties, Texas",
    year = "1977",
    journal = "Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, v. 27, p. 6-19",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Berg, R. R., und Tedford, F. J., 1977, Characteristics of Wilcox gas reservoirs, Northeast Thompsonville Field, Jim Hogg and Webb Counties, Texas: Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, v. 27, p. 6-19.}"
}

@article{robertrberg1977characteristics,
    author = "Robert R. Berg, Frederick J. Tedfor",
    title = "Characteristics of Wilcox Gas Reservoirs, Northeast Thompsonville Field, Jim Hogg and Webb Counties, Texas: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1977",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea45d6-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea45d6-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "61"
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@article{berg1979characteristics,
    author = "Berg, Robert R.",
    title = "Characteristics of Lower Wilcox Reservoirs, Valentine Field, Lavaca County, Texas: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1979",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/2f918711-16ce-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/2f918711-16ce-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "63"
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@article{henke1985reservoir,
    author = "Henke, Kim A.",
    title = "Reservoir Characteristics of Lower Wilcox Sandstones, Lobo Trend, Webb and Zapata Counties, Texas: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1985",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/ad461fac-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/ad461fac-16f7-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "69"
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@article{miller1991lower,
    author = "{MILLER, RANDALL S., Reservoirs, Inc}",
    title = "Lower Wilcox Submarine Canyon Channel Sandstones, Sheridan Field, Colorado County, Texas",
    year = "1991",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/0c9b2051-1710-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0c9b2051-1710-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "75"
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Ein Wasserbasis-Bohrfluid, das mit einem speziellen Additiv behandelt wurde, hat erfolgreich die Dieselöl-basierten Bohrschlamm-Mischungen (DOBM) bei einer Reihe von Bohrungen im South Texas Lower Wilcox-Formation ersetzt. Bis vor kurzem wurde in diesem Bohrlochabschnitt ein entspannter Fluidverlust-DOBM-Schlamm verwendet, da er eine verbesserte Bohrlochstabilität und höhere Durchbruchsleistungen bei günstiger Wirtschaftlichkeit bot. Das einzige Problem, das der DOBM-Schlamm nicht lösen konnte, war das Umweltproblem. Die Bohrreste waren mit Öl und hochsalziger Sole überzogen und mussten daher vor der lokalen Entsorgung behandelt werden. Bemühungen, eine umweltfreundliche DOBM-Schlamm-Ersatzlösung zu finden, führten zur Entwicklung eines speziellen Additivs für Wasserbasis-Schlämme. Es bietet eine signifikante Reduzierung der Gesamtkosten einer Bohrung durch Erhöhung der Durchbruchsleistung und Verringerung der Kosten für Schlamm- und Bohrrestentsorgung. Dieser Artikel wird die Feldentwicklung und den Einsatz dieses speziellen Bohrfluid-Additivs diskutieren, das im Vergleich zu traditionellen, wirtschaftlichen und umweltfreundlichen wasserbasierten Schlamm-Systemen verbesserte Leistungsmerkmale bietet. Über 45 Bohrungen wurden mit diesem neuen Wasserbasis-Bohrfluid-Additiv durchgeführt. In einigen Bereichen hat sich die durchschnittliche Durchbruchsleistung, einschließlich Verbindungszeit, um 30 % über dem DOBM-Durchschnitt erhöht. Die erforderlichen Rotationsstunden, um einen Abschnitt von 1500 - 3000 Fuß Länge mit 14,0 - 16,0 ppg Schlamm zu bohren, wurden entsprechend reduziert. Die Gesamtkosten einer Bohrung wurden um 20 Prozent gesenkt. Die Autoren stellen Daten zur Verfügung, wie man Wasserbasis-Schlamm-Formulierungen, Wartungsbehandlungen für spezielle Additive, Schlammfeststoff-Management und Bit-Leistung optimieren kann, die bei diesem erfolgreichen South Texas-Bohrprogramm eingesetzt wurden.

@inproceedings{hasley1994oil,
    author = "Hasley, J. R. und Dunn, K. E. und Reinhardt, W. R. und Carter, T. S. und Duncan, W. M.",
    title = "Oil Mud Replacement Successfully Drills South Texas Lower Wilcox Formation",
    year = "1994",
    booktitle = "IADC/SPE Drilling Conference",
    abstract = "Ein Wasserbasis-Bohrfluid, das mit einem speziellen Additiv behandelt wurde, hat erfolgreich die Dieselöl-basierten Bohrschlamm-Mischungen (DOBM) bei einer Reihe von Bohrungen im South Texas Lower Wilcox-Formation ersetzt. Bis vor kurzem wurde in diesem Bohrlochabschnitt ein entspannter Fluidverlust-DOBM-Schlamm verwendet, da er eine verbesserte Bohrlochstabilität und höhere Durchbruchsleistungen bei günstiger Wirtschaftlichkeit bot. Das einzige Problem, das der DOBM-Schlamm nicht lösen konnte, war das Umweltproblem. Die Bohrreste waren mit Öl und hochsalziger Sole überzogen und mussten daher vor der lokalen Entsorgung behandelt werden. Bemühungen, eine umweltfreundliche DOBM-Schlamm-Ersatzlösung zu finden, führten zur Entwicklung eines speziellen Additivs für Wasserbasis-Schlämme. Es bietet eine signifikante Reduzierung der Gesamtkosten einer Bohrung durch Erhöhung der Durchbruchsleistung und Verringerung der Kosten für Schlamm- und Bohrrestentsorgung. Dieser Artikel wird die Feldentwicklung und den Einsatz dieses speziellen Bohrfluid-Additivs diskutieren, das im Vergleich zu traditionellen, wirtschaftlichen und umweltfreundlichen wasserbasierten Schlamm-Systemen verbesserte Leistungsmerkmale bietet. Über 45 Bohrungen wurden mit diesem neuen Wasserbasis-Bohrfluid-Additiv durchgeführt. In einigen Bereichen hat sich die durchschnittliche Durchbruchsleistung, einschließlich Verbindungszeit, um 30 % über dem DOBM-Durchschnitt erhöht. Die erforderlichen Rotationsstunden, um einen Abschnitt von 1500 - 3000 Fuß Länge mit 14,0 - 16,0 ppg Schlamm zu bohren, wurden entsprechend reduziert. Die Gesamtkosten einer Bohrung wurden um 20 Prozent gesenkt. Die Autoren stellen Daten zur Verfügung, wie man Wasserbasis-Schlamm-Formulierungen, Wartungsbehandlungen für spezielle Additive, Schlammfeststoff-Management und Bit-Leistung optimieren kann, die bei diesem erfolgreichen South Texas-Bohrprogramm eingesetzt wurden.",
    url = "https://doi.org/10.2118/27539-ms",
    doi = "10.2118/27539-ms"
}