La provincia Bend Arch–Fort Worth Basin es un importante sistema geológico productor de petróleo que se encuentra principalmente en el centro norte de Texas y el suroeste de Oklahoma . El Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) la designó oficialmente como provincia 045 y está clasificada como sistema petrolero total (TPS) del Paleozoico Barnett.
El petróleo y el gas en la provincia 045 se producen a partir de depósitos de carbonato y roca clástica cuya antigüedad va desde el Ordovícico hasta el Pérmico . La evaluación del USGS de 1995 de petróleo y gas técnicamente recuperables y no descubiertos identificó seis yacimientos convencionales en la provincia 045, que se enumeran a continuación en la Tabla 1: [1] También se consideró un yacimiento no convencional continuo, el " Barnett Shale del Mississippi " (4503). La media acumulada de recursos no descubiertos para yacimientos convencionales fue: 381 millones de barriles (60,6 × 10 6 m 3 ) de petróleo, 103,6 millones de barriles (16,47 × 10 6 m 3 ) de líquidos de gas natural , 479 mil millones de pies cúbicos (13,6 × 10 9 m 3 ) de gas asociado y 1.029 mil millones de pies cúbicos (29,1 × 10 9 m 3 ) de gas no asociado.
Notas:
1. El número de unidad de evaluación también indica el lapso de tiempo de las unidades estratigráficas.
La evaluación del Servicio Geológico de los Estados Unidos del petróleo y gas convencionales no descubiertos y del gas continuo (no convencional) no descubierto dentro de la Provincia 045 arrojó una media estimada de 26,7 billones de pies cúbicos (760 × 10 9 m 3 ) (Tcf) de gas natural no descubierto, 98,5 millones de barriles (15,66 × 10 6 m 3 ) de petróleo no descubierto y una media de 1,1 mil millones de barriles (170 × 10 6 m 3 ) de líquidos de gas natural no descubiertos. Se considera que casi la totalidad del recurso de gas no descubierto (98 %, 2,62 × 10 13 pies cúbicos o 7,4 × 10 11 m 3 ) se encuentra en acumulaciones continuas de gas no asociado atrapado en los estratos de dos de las tres unidades de evaluación de esquisto de Barnett (AU) de la era misisipiense: la AU de gas de esquisto de Barnett de barrera de fracturación del este de Greater Newark y la AU de gas de esquisto de Barnett de barrera de fracturación continua extendida (2,62 × 10 13 pies cúbicos combinados). Los 467 mil millones de pies cúbicos restantes (13,2 × 10 9 m 3 ) de recursos de gas no descubiertos en la provincia se encuentran en acumulaciones convencionales de gas no asociado (3586 × 8 9 mil millones de pies cúbicos o 1,015 × 10 10 m 3 ) y gas asociado/disuelto en acumulaciones convencionales de petróleo ( 1084 × 10 8 mil millones de pies cúbicos o 3,07 × 10 9 m 3 ) . Se estima que el TPS Barnett-Paleozoico contiene una media de 409,2 mil millones de pies cúbicos (11,59 × 10 9 m 3 ) de gas convencional, o alrededor del 88% de todo el gas convencional no descubierto, y alrededor de 64,6 millones de barriles (10,27 × 10 6 m 3 ) de petróleo convencional, o alrededor del 65% de todo el petróleo no descubierto en la Provincia 045.
Las acumulaciones de tipo continuo incluyen petróleo y gas de esquisto fracturado y piedra caliza fracturada, gas centrado en cuencas, gas de yacimientos de carbón y gas de yacimientos de esquisto compacto. Por lo general, cubren grandes áreas, tienen rocas generadoras en estrecha asociación con estas rocas de yacimiento no convencionales y están cargadas principalmente de gas (y en algunos casos de petróleo) en toda su extensión. [2] Las acumulaciones continuas suelen tener zonas de transición que se van convirtiendo en acumulaciones más convencionales. [3]
La cuenca de Fort Worth y el arco Bend se encuentran completamente dentro del centro norte de Texas y cubren un área de 54.000 millas cuadradas (140.000 km2 ) . Los límites sur y este están definidos por las líneas de condado que generalmente siguen el frente estructural de Ouachita , aunque una parte sustancial de esta característica estructural está incluida cerca de Dallas . El límite norte sigue la línea estatal de Texas-Oklahoma en el este, donde la provincia incluye partes de la cuenca Sherman y el arco Muenster. En el oeste, el límite norte sigue las líneas de condado noreste de los tres condados del suroeste de Oklahoma (Harmon, Jackson y Tillman), que incluyen el flanco sur de las montañas Wichita y la cuenca Hollis. El límite occidental tiende de norte a sur a lo largo de las líneas de condado que definen la unión con la cuenca Pérmica , donde parte de la plataforma oriental de la cuenca Pérmica se encuentra en la provincia 045.
Las principales características estructurales incluyen los arcos Muenster y Red River al norte, y los arcos Bend y Lampasas a lo largo de la parte central de la provincia 045. A lo largo de la parte este hay un área que incluye la plataforma oriental y el arco Concho, conocidos colectivamente como la plataforma Concho . La falla Mineral Wells corre de noreste a suroeste a través de los condados de Palo Pinto , Parker, Wise y Denton y se une con el sistema de fallas Newark East. El sistema de fallas divide en dos el campo Newark East (NE-F) creando una zona de baja producción en los yacimientos de gas de esquisto Barnett. Varias fallas que cortan el basamento y las rocas del Paleozoico inferior en la parte sur de la provincia se identifican en el nivel estratigráfico del Grupo Ellenburger del Ordovícico . Estas fallas y estructuras asociadas se formaron durante el desarrollo del Levantamiento Llano y la Cuenca Fort Worth con fallas que terminaron a principios del Misuriano. [4]
La evolución de las estructuras de la cuenca de Fort Worth y Bend Arch es fundamental para comprender las historias de enterramiento y la generación de hidrocarburos. La cuenca de Fort Worth, asimétrica y en forma de cuña, es una cuenca periférica del antepaís paleozoico con alrededor de 12 000 pies (3700 m) de estratos preservados en su porción noreste más profunda adyacente al arco de Muenster y al cinturón estructural de Ouachita. La cuenca se asemeja a otras cuencas del cinturón estructural de Ouachita, como las cuencas Black Warrior, Arkoma, Val Verde y Marfa que se formaron frente al cinturón estructural de Ouachita que avanzaba a medida que se empujaba hacia el margen de América del Norte . El empuje se produjo durante un episodio de convergencia de placas del Paleozoico tardío. [4]
El arco Bend se extiende hacia el norte desde el levantamiento de Llano. Es una estructura positiva, amplia y que se hunde hacia el norte. El arco se formó como una línea de bisagra por la deformación hacia abajo de su flanco oriental debido al hundimiento de la cuenca de Fort Worth durante las primeras etapas del desarrollo del cinturón estructural de Ouachita en el Misisipiense tardío y la inclinación hacia el oeste en el Paleozoico tardío que formó la cuenca de Midland. Hay desacuerdo sobre la historia estructural del arco Bend. Flippen (1982) sugirió que actuó como un punto de apoyo y es una flexión y un punto alto estructural y que solo se produjo un levantamiento menor en el área para formar una superficie erosiva en las calizas de la era Chester que se depositaron directamente sobre el Barnett. En contraste, Cloud y Barnes (1942) sugirieron que la deformación periódica hacia arriba de la flexión de Bend desde mediados del Ordovícico hasta principios del Pensilvánico resultó en varias discordancias. El Arco del Río Rojo y el Arco Muenster también se convirtieron en características estructurales dominantes durante el Siglo Misisipiano Tardío y el Siglo Pensilvánico Temprano. [4]
La producción de hidrocarburos de las formaciones del Ordovícico y el Misisipiense proviene principalmente de yacimientos carbonatados, mientras que la producción en el Pensilvánico hasta el Pérmico Inferior (Wolfcamp) proviene principalmente de yacimientos clásticos. La sección sedimentaria de la cuenca de Fort Worth está sustentada por granito y diorita precámbricos . Las rocas cámbricas incluyen conglomerados de granito, areniscas y pizarra que están cubiertas por rocas carbonatadas marinas y pizarra. No se ha informado de producción de rocas cámbricas. El Silúrico , el Devónico , el Jurásico y el Triásico están ausentes en la cuenca de Fort Worth. [4]
Desde el Cámbrico hasta el Misisipiense, el área de la Cuenca de Fort Worth fue parte de una plataforma cratónica estable con deposición dominada por carbonatos. Las rocas carbonatadas del Grupo Ellenburger representan una amplia plataforma carbonatada epérica que cubrió la mayor parte de Texas y el centro de América del Norte durante el Ordovícico Temprano . Una caída pronunciada en el nivel del mar en algún momento entre el Ordovícico Tardío y el Pensilvánico Temprano, quizás relacionada con la amplia discordancia de mediados de América del Norte y mediados del Carbonífero, resultó en una exposición prolongada de la plataforma. Este evento erosivo eliminó cualquier roca silúrica y devónica que pudiera haber estado presente. [5] La pizarra Barnett se depositó sobre la discordancia resultante. La procedencia del material terrígeno que constituye la pizarra Barnett fue de las capas de empuje de Ouachita y la reactivación de estructuras más antiguas como el Arco Muenster. La deposición posterior a Barnett continuó sin interrupción a medida que se depositaba una secuencia de calizas extremadamente duras y densas. Estas calizas se han confundido a menudo con la parte inferior de la Formación Marble Falls suprayacente (Pensilvaniano temprano), y nunca se las ha nombrado formalmente, aunque se hace referencia a ellas ampliamente en la literatura como la "Formación Forestburg". [6] Dado que generalmente se supone que la Formación Barnett subyacente es de Chester del Misisipiiano tardío, a veces se hace referencia a la Formación Forestburg superpuesta de manera informal como "las calizas de Chester".
A medida que los mares poco profundos del Misisipiense tardío se extendieron hacia el sur y el oeste desde el Aulacógeno del sur de Oklahoma, inundaron una superficie irregular del Paleozoico Inferior e iniciaron casi de inmediato el crecimiento de comunidades orgánicas formadoras de arrecifes. Se ha descubierto que todos los complejos de arrecifes de la era del Misisipiense cuyas bases han sido penetradas por perforaciones, sin excepción, descansan directamente sobre las rocas del Ordovícico subyacentes. Pero aunque el crecimiento de los arrecifes comenzó al mismo tiempo que la sedimentación de Barnett Shale, los arrecifes no sobrevivieron hasta el final de la era Barnett; todos los arrecifes conocidos de Chappel están inmediatamente cubiertos por las facies típicas de Barnett Shale, excepto unos pocos en el centro del condado de Clay que han sido profundamente dañados por la erosión anterior a Atokan. Los complejos de arrecifes se pueden subdividir en tres facies constituyentes: el núcleo del arrecife, los flancos del arrecife y el área interarrecife. Los núcleos de arrecife son lo suficientemente porosos como para servir como trampas estratigráficas para el petróleo y el gas, y han producido una excelente producción en la parte norte de la cuenca de Fort Worth durante tres cuartos de siglo. Las acumulaciones de Chappel a menudo se denominan "arrecifes pináculo", pero ese es un nombre inapropiado. Pueden aparecer como pináculos en una sección transversal con una escala vertical exagerada (ver secciones transversales AA' y BB' más arriba), pero en realidad tienen casi exactamente la misma relación de aspecto de altura/ancho que un huevo de pollo frito frito. El núcleo del arrecife, por supuesto, está representado por la yema del huevo, y los restos del flanco del arrecife están representados por la clara del huevo. La facies interarrecife está representada por una pizarra bituminosa calcárea negra. Donde se encuentra en el condado de Jack, normalmente tiene entre 30 y 40 pies (9 a 12 metros) de espesor, y es sinónimo del miembro de pizarra basal calcárea de Barnett. En consecuencia, la proximidad de un pozo determinado a un complejo de arrecifes cercano se puede estimar cualitativamente por el grado en que este miembro inferior del Barnett ha sido impregnado con calcita. [7]
Las rocas clásticas de procedencia similar a la de Barnett dominan la parte pensilvaniana de la sección estratigráfica en la cuenca Bend Arch–Fort Worth. Con el hundimiento progresivo de la cuenca durante el pensilvaniano, la línea de bisagra de la cuenca occidental y la plataforma carbonatada continuaron migrando hacia el oeste. La deposición de rocas clásticas de cuenca gruesas de las formaciones Atoka, Strawn y Canyon ocurrió en este momento. [8] Estas rocas pensilvanianas medias y tardías consisten principalmente en areniscas y conglomerados con capas de caliza menos numerosas y más delgadas .
Los primeros hallazgos de hidrocarburos se detectaron en la provincia 045 a mediados del siglo XIX durante la perforación de pozos de agua. La exploración esporádica comenzó después de la Guerra Civil y los primeros descubrimientos comerciales de petróleo se produjeron a principios del siglo XX. [1] En 1917, el descubrimiento del campo Ranger estimuló uno de los mayores "booms" de exploración y desarrollo en Texas. El campo Ranger produce a partir de la formación Atoka-Bend, un yacimiento de conglomerado de arenisca que se encuentra directamente sobre la formación Barnett. Los operadores perforaron más de 1000 pozos exploratorios en la cuenca de Fort Worth y sus alrededores en un intento de duplicar el éxito de Ranger. Estos esfuerzos de perforación dieron como resultado el descubrimiento de más campos y la producción de numerosos otros yacimientos, incluidas las areniscas fluviales/deltaicas de Strawn, las calizas de los bancos carbonatados de Marble Falls, la pizarra silícea de Barnett y, ocasionalmente, calizas dolomíticas de la parte superior de Ellenburger . En 1960, la provincia alcanzó una etapa madura de exploración y desarrollo, como lo demuestra la alta densidad y distribución de perforaciones y pozos productivos. La mayoría de los hidrocarburos comerciales consisten en petróleo en los yacimientos de Pensilvania.
La provincia 045 es una de las zonas de perforación más activas durante el resurgimiento de la perforación nacional, que comenzó después del embargo petrolero de la OPEP en 1973. Ha aparecido constantemente en la lista de las diez provincias más activas en términos de pozos completados y superficie perforada. Más de 9100 pozos de petróleo y 4520 pozos de gas se perforaron y completaron en esta área entre 1974 y 1980.
La producción acumulada en la provincia 045 de yacimientos convencionales antes de la evaluación del USGS de 1995 fue de 2 mil millones de barriles (320 × 10 6 m 3 ) de petróleo, 7,8 billones de pies cúbicos (220 × 10 9 m 3 ) de gas y 500 millones de barriles (79 × 10 6 m 3 ) de líquidos de gas natural. La producción acumulada de gas de Barnett Shale durante la primera mitad de 2002 fue de 94 mil millones de pies cúbicos (2,7 × 10 9 m 3 ); [9] la producción anual para 2002 se estimó en 200 mil millones de pies cúbicos (5,7 × 10 9 m 3 ).
La roca madre primaria de la cuenca Bend Arch–Fort Worth es la lutita Barnett de la edad Chesteriana del Mississippi, que tal vez incluya la formación Chesteriana Forestburg suprayacente. La Barnett exhibe comúnmente una respuesta de registro de rayos gamma inusualmente alta . Otras rocas madre potenciales de importancia secundaria son la Pennsylvanian temprana e incluyen rocas carbonatadas de grano fino oscuro y unidades de lutita dentro de la caliza Marble Falls y las facies de lutita negra de la lutita Smithwick/Atoka. [10] La lutita Barnett se depositó sobre gran parte del centro norte de Texas; sin embargo, debido a la erosión posdeposicional , la distribución actual de Barnett se limita a la provincia 045. [11] El intervalo Chesteriano Barnett/Forestburg tiene más de 1000 pies (300 m) de espesor a lo largo del flanco suroeste del arco Muenster. [12] Está erosionado en áreas a lo largo de los arcos Red River-Electra y Muenster al norte, la elevación Llano al sur donde aflora, y la porción más oriental de la provincia donde Barnett se une a la plataforma Eastern Shelf-Concho.
El contenido promedio de carbono orgánico total (COT) en Barnett Shale es de alrededor del 4% y el COT es tan alto como el 12% en muestras de afloramientos a lo largo del levantamiento Llano en el flanco sur de la Cuenca de Fort Worth. [13] Tiene características geoquímicas similares a otras lutitas negras Devónicas-Misisipienses que se encuentran en otras partes de los EE. UU. (por ejemplo, las formaciones Woodford, Bakken , New Albany y Chattanooga ). Todas estas lutitas negras contienen materia orgánica propensa al petróleo ( kerógeno tipo II ) según índices de hidrógeno superiores a 350 miligramos de hidrocarburos por gramo de COT y generan un tipo similar de petróleo de alta calidad (bajo contenido de azufre , gravedad >30 API). Aunque la descomposición del craqueo del kerógeno es una fuente de petróleo y gas de Barnett Shale, la principal fuente de gas en el campo Newark East proviene del craqueo de petróleo y betún . [14]
Los bajos niveles de maduración en Barnett Shale con reflectancia de vitrinita (Ro), estimada en 0,6-0,7%, producen petróleos de gravedad API de 38° en el condado de Brown . Los petróleos encontrados en los condados de Shackelford , Throckmorton y Callahan , así como en el condado de Montague , se derivan de Barnett Shale en la mitad de la zona de niveles de madurez térmica de generación de petróleo (ventana de petróleo) (≈0,9% Ro). Aunque el condensado está asociado con la producción de gas en el condado de Wise , la madurez de la roca madre de Barnett es generalmente de 1,1% Ro o mayor. La zona de generación de gas húmedo está en el rango de 1,1-1,4% Ro, mientras que la zona primaria de generación de gas seco (ventana de gas principal) comienza en un Ro de 1,4%.
La madurez térmica de Barnett Shale también se puede derivar de las mediciones de TOC y Rock-Eval (Tmax). Aunque Tmax no es muy confiable para kerógenos de alta madurez debido a los bajos rendimientos de pico de pirólisis y la forma de pico, se puede utilizar el grado de transformación de kerógeno. Por ejemplo, Barnett Shale que tiene un 4,5% de TOC y un índice de hidrógeno de menos de 100 se encuentra en las ventanas de gas húmedo o seco con valores de Ro equivalentes mayores a 1,1% de TOC. En contraste, Barnett Shale de baja madurez de los afloramientos del condado de Lampasas tiene valores iniciales de TOC que promedian alrededor del 12% con potenciales de hidrocarburos que promedian 9,85% en volumen. Un buen valor promedio para Barnett Shale se deriva del pozo Mitcham #1 en el condado de Brown , donde el TOC es 4,2% y el potencial de hidrocarburos es 3,37% en volumen. Usando estos datos podemos determinar que los valores de TOC disminuirán un 36% durante la maduración desde la etapa inmadura hasta la ventana de generación de gas. Las muestras del pozo TP Simms en el área de producción de gas de Newark East tienen valores promedio de TOC de 4,5%, pero más del 90% de la materia orgánica se convierte en hidrocarburos. Por lo tanto, su TOC original era de alrededor de 7,0% con un potencial inicial estimado de 5,64% en volumen. Cualquier petróleo generado sería expulsado a horizontes poco profundos (o más profundos) como en el oeste y el norte, o se agrietaría a gas donde la reflectancia de vitrinita medida es superior a 1,1% Ro.
La formación de esquisto de Barnett es térmicamente madura para la generación de hidrocarburos en la mayor parte de su área. La roca madre de Barnett se encuentra actualmente en la ventana de generación de petróleo a lo largo de las partes norte y oeste de la provincia, y en la ventana de gas en la mitad este de la TPS Barnett-Paleozoica. La expulsión de petróleo de alta calidad de Barnett fue episódica y comenzó en una madurez térmica baja (Ro = 0,6%). Se analizaron treinta y dos petróleos de los condados de Wise y Jack para determinar las características de la roca madre generadora. La gravedad API y el contenido de azufre se integraron con análisis de cromatografía de gases (GC) de alta resolución y cromatografía de gases-espectrometría de masas (GCMS). La gravedad API de los petróleos varía de 35° a 62° y los contenidos de azufre son bajos (<0,2%), lo que es característico de los petróleos de alta madurez térmica. Los biomarcadores de los análisis GCMS muestran que los petróleos se obtuvieron de esquisto marino, según la distribución de esteranos y la presencia de diasteranos. Los análisis isotópicos de carbono de las fracciones de hidrocarburos saturados y aromáticos respaldan la generación de hidrocarburos a partir de una unidad de fuente única. En la principal zona productora de gas de la esquisto fracturado de Barnett, la ventana de generación de gas se encuentra a lo largo de una tendencia subparalela al frente de empuje de Ouachita. Jarvie (2001) informó que el contenido de unidades térmicas británicas (BTU) del gas de Barnett es directamente proporcional a los niveles de Ro.
Las rocas de yacimiento incluyen rocas clásticas y carbonatadas cuya edad va desde el Ordovícico hasta el Pérmico temprano. La mayor parte de la producción de yacimientos convencionales proviene de rocas del Pensilvana, mientras que la única producción reconocida de acumulaciones no convencionales proviene de la esquisto Barnett fracturado del Misisipiense y de la caliza Marble Falls fracturada del Pensilvana (Morrowan) temprano. El conglomerado del grupo Bend del Pensilvana es el principal yacimiento productor en el campo Bend de Boonsville, con una producción acumulada hasta 2001 que supera los 3 billones de pies cúbicos (85 × 10 9 m 3 ) de gas. El petróleo proveniente del esquisto Barnett se produce a partir de numerosas rocas de yacimiento en la cuenca Bend Arch–Fort Worth, incluyendo el esquisto Barnett, la formación Caddo, el grupo Canyon, la formación Marble Falls, la caliza Chappel, el grupo Bend y el grupo Ellenburger.
Las rocas de sello en el TPS Barnett-Paleozoico son principalmente unidades de esquisto y rocas carbonatadas densas y de baja permeabilidad que se distribuyen tanto a escala regional como local. Aunque estas formaciones no se consideran rocas de sello en áreas donde son compactas y no están mojadas por agua, sirven como barreras que confinan la fracturación inducida hidráulicamente ( barreras de fractura ) y ayudan a retener las presiones de formación durante la estimulación del pozo. [15]
Las trampas para acumulaciones convencionales de hidrocarburos son en su mayoría estratigráficas para yacimientos de roca carbonatada y tanto estructurales como estratigráficas en yacimientos de roca clástica. Las trampas estratigráficas en rocas carbonatadas son el resultado de una combinación de topografía de facies y deposición , erosión, pinzamiento de facies hacia arriba y zonas de permeabilidad y porosidad mejoradas controladas diagenéticamente. Un buen ejemplo de una trampa estratigráfica de carbonato son las trampas de arrecifes pináculo de la caliza Chappel, donde los granos de piedra porosos locales y los paquetes de piedra están restringidos a acumulaciones aisladas o grupos de arrecifes en el erosionado Grupo Ellenburger. Los arrecifes pináculo de Chappel están cubiertos y sellados por la lutita Barnett suprayacente. Las trampas estratigráficas en las areniscas y conglomerados de Atoka de Pensilvania son principalmente pinzamientos relacionados con cambios de facies o truncamiento erosivo.
Se producen cantidades menores de petróleo de alta calidad (gravedad API de 35-40°, bajo contenido de azufre) de Barnett Shale en las porciones norte y oeste de la provincia, donde exhibe baja madurez térmica (Ro ≈ 0,6%). Se producen petróleos de calidad similar (gravedad API de 40-50°) y condensados asociados con gas en el condado de Wise , donde Barnett tiene una madurez térmica más alta. La producción de gas proviene de esquisto silíceo negro fracturado hidráulicamente. Los valores caloríficos de los gases de NE-F comúnmente varían entre 1050 y 1300 BTU. [16] La principal facies productora de Barnett es un esquisto silíceo negro rico en materia orgánica con una composición media de aproximadamente 45% de cuarzo , 27% de arcilla (principalmente illita/ esmectita e illita ), 10% de carbonato ( calcita , dolomita y siderita ), 5% de feldespato, 5% de pirita y 5% de carbono orgánico total. [17] La porosidad promedio en las porciones productivas es de alrededor del 6% y la permeabilidad de la matriz se mide en nanodarcies. [18]
Se han propuesto tres unidades de evaluación para las acumulaciones continuas de Barnett Shale, cada una con diferentes características geológicas y de producción:
Lancaster observó la naturaleza silícea de Barnett Shale y su relación con el realce de fracturas en NE-F. [19] Además, varios operadores están probando la segunda unidad de evaluación, donde el subcultivo de Barnett Shale está formado por rocas carbonatadas del Grupo Ellenburger. El potencial de recursos de la unidad se guiará por los resultados de las pruebas actuales con pozos direccionales y varios métodos de terminación para determinar las técnicas de terminación óptimas para la recuperación de gas. [15]
Históricamente, las recuperaciones finales estimadas (EUR) para los pozos de gas de Barnett en NE-F aumentaron con el tiempo, de la siguiente manera:
En 2002, Devon Energy informó que el EUR medio de los pozos de gas de Newark East Barnett es de 1.250 millones de pies cúbicos (35 × 10 6 m 3 ) de gas. El aumento progresivo del EUR en los pozos de Barnett es el resultado de conceptos geológicos y de ingeniería mejorados que guían el desarrollo del yacimiento de gas continuo de Barnett. Además, la recompletación de pozos después de unos cinco años de producción suele añadir 759 millones de pies cúbicos (21,5 × 10 6 m 3 ) a su EUR. [15]