Formação Wilcox

Este artigo apresenta um resumo da história, geologia e desenvolvimento do campo Slick-Wilcox, condados de DeWitt e Goliad, Texas, desde sua descoberta até abril de 1947. O campo Slick-Wilcox está localizado na linha divisória entre os condados de DeWitt e Goliad, a sudeste da cidade de Nordheim. A superfície é sustentada por camadas terciárias com mergulho para o sudeste. O petróleo foi descoberto no arenito "Pettus" no membro Cockfield da formação Yegua em dezembro de 1930. A descoberta foi resultado de mapeamento estrutural de superfície. A produção rasa do arenito "Pettus" foi em grande parte abandonada após 1937, e petróleo mais profundo foi produzido do terceiro arenito da seção superior Carrizo-Wilcox em maio de 1943. A localização do poço que descobriu o arenito produtor mais profundo foi feita a partir de informações subterrâneas obtidas por prospecção geofísica. A acumulação de petróleo ocorre em uma cúpula falhada. O petróleo está preso contra uma falha normal levantada no norte. O petróleo está sendo produzido por uma combinação das forças resultantes de um empurrão natural de água e uma capa de gás em expansão. Existem 48 poços produtores de petróleo no campo. Até o final de março de 1947, o campo produziu 4.339.599 barris de petróleo da zona produtora no Carrizo-Wilcox. A reserva original recuperável é estimada em 20.000.000 de barris de petróleo.

@article{sebring1948slickwilcox,
    author = "Sebring, Louie",
    title = "Slick-Wilcox Field, Dewitt and Goliad Counties, Texas",
    year = "1948",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Este artigo apresenta um resumo da história, geologia e desenvolvimento do campo Slick-Wilcox, condados de DeWitt e Goliad, Texas, desde sua descoberta até abril de 1947. O campo Slick-Wilcox está localizado na linha divisória entre os condados de DeWitt e Goliad, a sudeste da cidade de Nordheim. A superfície é sustentada por camadas terciárias com mergulho para o sudeste. O petróleo foi descoberto no arenito "Pettus" no membro Cockfield da formação Yegua em dezembro de 1930. A descoberta foi resultado de mapeamento estrutural de superfície. A produção rasa do arenito "Pettus" foi em grande parte abandonada após 1937, e petróleo mais profundo foi produzido do terceiro arenito da seção superior Carrizo-Wilcox em maio de 1943. A localização do poço que descobriu o arenito produtor mais profundo foi feita a partir de informações subterrâneas obtidas por prospecção geofísica. A acumulação de petróleo ocorre em uma cúpula falhada. O petróleo está preso contra uma falha normal levantada no norte. O petróleo está sendo produzido por uma combinação das forças resultantes de um empurrão natural de água e uma capa de gás em expansão. Existem 48 poços produtores de petróleo no campo. Até o final de março de 1947, o campo produziu 4.339.599 barris de petróleo da zona produtora no Carrizo-Wilcox. A reserva original recuperável é estimada em 20.000.000 de barris de petróleo.",
    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{hoyt1959erosional3,
    author = "Hoyt, W. V",
    title = "Canal erosivo no Wilcox Médio perto de Yoakum, Condado de Lavaca, Texas",
    year = "1959",
    journal = "Transações da Associação do Litoral do Golfo das Sociedades Geológicas, 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.}"
}

O campo de Fashing, conforme atualmente definido, tem 10 milhas de comprimento e 2 milhas de largura. O campo estende-se desde o canto sudeste do Condado de Atascosa até o canto noroeste do Condado de Karnes, aproximadamente 50 milhas a sudeste de San Antonio, Texas. A Lone Star Producing Company descobriu gás no calcário Edwards (Cretáceo Inferior) em Fashing em julho de 1962, quando seu poço No. 1-A L. T. Urbanczyk atingiu o topo do Edwards a 10.210 pés e encontrou uma seção produtiva de 580 pés que tinha um potencial inicial de 26.000 MCFGPD mais 24 barris de destilado de gravidade 50,6° por MMCF. A estrutura do Edwards no campo de Fashing é dominada por uma falha simples, com tendência nordeste, até a costa, com fechamento efetivo contra o lado alto. Esta falha tem um deslocamento vertical máximo de aproximadamente 700 pés no nível do Edwards, que diminui para um máximo de 320 pés subindo a seção até o nível da Areia Carrizo (Eoceno). A falha é responsável pela produção de petróleo do campo Weigang no nível da Areia Carrizo. A falha mergulha para o noroeste, com o ângulo de mergulho diminuindo de 50° na Areia Carrizo para 38° no Edwards. A produção de gás do Edwards em Fashing vem de duas zonas separadas chamadas, respectivamente, zonas "A" e "B". A zona "A" tem uma porosidade média de 15,5 por cento, uma permeabilidade média de 12,6 milidarcys e uma saturação média de água connata de 28 por cento. A zona "B" tem uma porosidade média de 13,2 por cento, uma permeabilidade média de 4,4 milidarcys e uma saturação média de água connata de 24 por cento.

@article{keahey1962fashing,
    author = "Keahey, Robert A.",
    title = "Fashing Field, Atascosa-Karnes Counties, Texas",
    year = "1962",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "O campo de Fashing, conforme atualmente definido, tem 10 milhas de comprimento e 2 milhas de largura. O campo estende-se desde o canto sudeste do Condado de Atascosa até o canto noroeste do Condado de Karnes, aproximadamente 50 milhas a sudeste de San Antonio, Texas. A Lone Star Producing Company descobriu gás no calcário Edwards (Cretáceo Inferior) em Fashing em julho de 1962, quando seu poço No. 1-A L. T. Urbanczyk atingiu o topo do Edwards a 10.210 pés e encontrou uma seção produtiva de 580 pés que tinha um potencial inicial de 26.000 MCFGPD mais 24 barris de destilado de gravidade 50,6° por MMCF. A estrutura do Edwards no campo de Fashing é dominada por uma falha simples, com tendência nordeste, até a costa, com fechamento efetivo contra o lado alto. Esta falha tem um deslocamento vertical máximo de aproximadamente 700 pés no nível do Edwards, que diminui para um máximo de 320 pés subindo a seção até o nível da Areia Carrizo (Eoceno). A falha é responsável pela produção de petróleo do campo Weigang no nível da Areia Carrizo. A falha mergulha para o noroeste, com o ângulo de mergulho diminuindo de 50° na Areia Carrizo para 38° no Edwards. A produção de gás do Edwards em Fashing vem de duas zonas separadas chamadas, respectivamente, zonas "A" e "B". A zona "A" tem uma porosidade média de 15,5 por cento, uma permeabilidade média de 12,6 milidarcys e uma saturação média de água connata de 28 por cento. A zona "B" tem uma porosidade média de 13,2 por cento, uma permeabilidade média de 4,4 milidarcys e uma saturação média de água connata de 24 por cento.",
    url = "https://doi.org/10.1306/bc743919-16be-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/bc743919-16be-11d7-8645000102c1865d",
    number = "10",
    pages = "1965-1965",
    volume = "46"
}

O campo de Fashing, conforme atualmente definido, tem 10 milhas de comprimento e 2 milhas de largura. O campo está na tendência de falha profunda de Edwards e estende-se desde o canto sudeste do Condado de Atascosa até o canto noroeste do Condado de Karnes, aproximadamente 50 milhas a sudeste de San Antonio, Texas. A Lone Star Producing Co. descobriu gás no calcário de Edwards (Cretáceo Inferior) em Fashing em julho de 1968 quando seu poço No. 1-A L. T. Urbanczyk atingiu o topo do Edwards a 10.210 pés e encontrou uma seção produtiva de 580 pés que tinha um potencial inicial de 26 milhões de pés cúbicos de gás por dia e 24 barris de destilado de 50,6° de gravidade por milhão de pés cúbicos. A estrutura de Edwards no campo de Fashing é dominada por uma falha simples, com tendência nordeste, até a costa, com fechamento efetivo contra o lado levantado. Esta falha tem um deslocamento vertical máximo de aproximadamente 700 pés no nível de Edwards, que diminui para cima até um máximo de 320 pés no nível da areia de Carrizo (Eoceno). A falha armadilha a acumulação de petróleo do campo de Weigang no nível de Carrizo. A falha mergulha para o noroeste, com o ângulo de mergulho diminuindo de 50° no Carrizo para 38° no Edwards. A produção de gás de Edwards em Fashing vem de duas zonas separadas chamadas Zonas A e B, respectivamente. A Zona A tem uma porosidade média de 15,5 por cento, uma permeabilidade média de 12,6 md e uma saturação média de água connata de 28 por cento. A Zona B tem uma porosidade média de 13,2 por cento, uma permeabilidade média de 4,4 md e uma saturação média de água connata de 24 por cento.

@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 = "O campo de Fashing, conforme atualmente definido, tem 10 milhas de comprimento e 2 milhas de largura. O campo está na tendência de falha profunda de Edwards e estende-se desde o canto sudeste do Condado de Atascosa até o canto noroeste do Condado de Karnes, aproximadamente 50 milhas a sudeste de San Antonio, Texas. A Lone Star Producing Co. descobriu gás no calcário de Edwards (Cretáceo Inferior) em Fashing em julho de 1968 quando seu poço No. 1-A L. T. Urbanczyk atingiu o topo do Edwards a 10.210 pés e encontrou uma seção produtiva de 580 pés que tinha um potencial inicial de 26 milhões de pés cúbicos de gás por dia e 24 barris de destilado de 50,6° de gravidade por milhão de pés cúbicos. A estrutura de Edwards no campo de Fashing é dominada por uma falha simples, com tendência nordeste, até a costa, com fechamento efetivo contra o lado levantado. Esta falha tem um deslocamento vertical máximo de aproximadamente 700 pés no nível de Edwards, que diminui para cima até um máximo de 320 pés no nível da areia de Carrizo (Eoceno). A falha armadilha a acumulação de petróleo do campo de Weigang no nível de Carrizo. A falha mergulha para o noroeste, com o ângulo de mergulho diminuindo de 50° no Carrizo para 38° no Edwards. A produção de gás de Edwards em Fashing vem de duas zonas separadas chamadas Zonas A e B, respectivamente. A Zona A tem uma porosidade média de 15,5 por cento, uma permeabilidade média de 12,6 md e uma saturação média de água connata de 28 por cento. A Zona B tem uma porosidade média de 13,2 por cento, uma permeabilidade média de 4,4 md e uma saturação média de água connata de 24 por cento.",
    url = "https://doi.org/10.1306/m9363c68",
    doi = "10.1306/m9363c68",
    pages = "976-981"
}

@article{berg1973deepwater1,
    author = "Berg, R. R. e Findley, R",
    title = "Interpretação de águas profundas de arenitos do Wilcox Superior a partir de estudo de testemunho, Katy Field, Texas",
    year = "1973",
    journal = "Transações da Gulf Coast Association of Geological Societies, v. 23, p. 259-265",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Berg, R. R., e Findley, R., 1973, Interpretação de águas profundas de arenitos do Wilcox Superior a partir de estudo de testemunho, Katy Field, Texas: Transações da Gulf Coast Association of Geological Societies, v. 23, p. 259-265.}"
}

Um fluido de perfuração à base de água tratado com um aditivo especial substituiu com sucesso as lamações à base de óleo diesel (DOBM) em uma série de poços perfurados na Formação Lower Wilcox do sul do Texas. Até recentemente, uma lamação DOBM com perda de fluido relaxada era utilizada neste intervalo de poço porque proporcionava melhor estabilidade do poço e maiores taxas de penetração a custos favoráveis. O único problema que a lamação DOBM não resolvia era ambiental. Os recortes eram revestidos de óleo e salmoura de alta salinidade e, portanto, precisavam ser tratados antes de poderem ser descartados localmente. Esforços para encontrar uma substituição ambientalmente segura para a lamação DOBM resultaram no desenvolvimento de um aditivo especial para lamações à base de água. Ele oferece uma redução significativa no custo total do poço ao aumentar a taxa de penetração e reduzir os custos de descarte da lama e dos recortes. Este artigo discutirá o desenvolvimento de campo e o uso deste aditivo especial de fluido de perfuração que proporciona características de desempenho melhoradas quando comparado a sistemas tradicionais, econômicos e ambientalmente seguros de lamações à base de água. Mais de 45 poços foram perfurados com este novo aditivo de fluido de perfuração à base de água. Em algumas áreas, a taxa média de penetração, incluindo o tempo de conexão, aumentou 30% em relação à média da DOBM. As horas de rotação necessárias para perfurar um intervalo de 1500 - 3000 pés de comprimento com lama de 14,0 - 16,0 ppg foram reduzidas conseqüentemente. Os custos totais do poço foram reduzidos em 20 por cento. Os autores fornecem dados sobre como otimizar formulações de lamações à base de água, tratamentos de manutenção de aditivos especiais, gerenciamento de sólidos de lama e desempenho de brocas utilizados neste programa de perfuração bem-sucedido no sul do Texas.

@inproceedings{hasley1994oil,
    author = "Hasley, J. R. e Dunn, K. E. e Reinhardt, W. R. e Carter, T. S. e Duncan, W. M.",
    title = "Oil Mud Replacement Successfully Drills South Texas Lower Wilcox Formation",
    year = "1994",
    booktitle = "IADC/SPE Drilling Conference",
    abstract = "Um fluido de perfuração à base de água tratado com um aditivo especial substituiu com sucesso as lamações à base de óleo diesel (DOBM) em uma série de poços perfurados na Formação Lower Wilcox do sul do Texas. Até recentemente, uma lamação DOBM com perda de fluido relaxada era utilizada neste intervalo de poço porque proporcionava melhor estabilidade do poço e maiores taxas de penetração a custos favoráveis. O único problema que a lamação DOBM não resolvia era ambiental. Os recortes eram revestidos de óleo e salmoura de alta salinidade e, portanto, precisavam ser tratados antes de poderem ser descartados localmente. Esforços para encontrar uma substituição ambientalmente segura para a lamação DOBM resultaram no desenvolvimento de um aditivo especial para lamações à base de água. Ele oferece uma redução significativa no custo total do poço ao aumentar a taxa de penetração e reduzir os custos de descarte da lama e dos recortes. Este artigo discutirá o desenvolvimento de campo e o uso deste aditivo especial de fluido de perfuração que proporciona características de desempenho melhoradas quando comparado a sistemas tradicionais, econômicos e ambientalmente seguros de lamações à base de água. Mais de 45 poços foram perfurados com este novo aditivo de fluido de perfuração à base de água. Em algumas áreas, a taxa média de penetração, incluindo o tempo de conexão, aumentou 30% em relação à média da DOBM. As horas de rotação necessárias para perfurar um intervalo de 1500 - 3000 pés de comprimento com lama de 14,0 - 16,0 ppg foram reduzidas conseqüentemente. Os custos totais do poço foram reduzidos em 20 por cento. Os autores fornecem dados sobre como otimizar formulações de lamações à base de água, tratamentos de manutenção de aditivos especiais, gerenciamento de sólidos de lama e desempenho de brocas utilizados neste programa de perfuração bem-sucedido no sul do Texas.",
    url = "https://doi.org/10.2118/27539-ms",
    doi = "10.2118/27539-ms"
}