Campo petrolífero de Elm Coulee
El campo petrolífero Elm Coulee fue descubierto en la cuenca Williston en el condado de Richland , al este de Montana , en 2000. Produce petróleo de la formación Bakken y, en 2007, fue el "campo en tierra de mayor producción encontrado en los 48 estados más bajos en el pasado. 56 años ". [2] Para 2007, el campo se había convertido en uno de los 20 campos petrolíferos más grandes de los Estados Unidos. [3] [4]
El geólogo Richard Findley no se dejó intimidar por el fracaso del juego Bakken "horizontal" de principios de la década de 1990. Este primer intento de explotar la Formación Bakken mediante perforación horizontal fracasó porque los pozos se colocaron en los miembros de esquisto de Bakken. Findley descubrió que el dolomíticoEl miembro medio de Bakken en Montana tenía muestras de aceite y porosidad en los cortes de muestra, así como también porosidad en los registros de pozos. Además, el miembro medio poroso de Bakken podría mapearse en un área grande en Montana, que Findley llamó un "Gigante Durmiente". Se sabía desde hacía mucho tiempo que la formación Bakken producía pequeñas cantidades de petróleo en gran parte de la cuenca Williston más profunda. Aunque el volumen de petróleo recuperado era normalmente pequeño, los pozos raros producirían grandes volúmenes económicos del Bakken. Dos pozos en el futuro área de Elm Coulee habían producido una producción significativa del Bakken en perforaciones verticales, lo cual era algo inusual.
El área cartografiada por Findley era demasiado grande para un operador pequeño como Findley, por lo que presentó su concepto a Lyco Energy de Dallas, Texas en 1996. Lyco asumió el proyecto y Findley retuvo una pequeña participación en la propiedad. Lyco comenzó a arrendar en 1996 y luego volvió a ingresar a nueve pozos verticales viejos como prueba, completándolos con fracturas de 100,000 lb en la formación central de Bakken en 1996-7. Los resultados fueron mixtos, pero confirmaron que el Bakken Medio estaba saturado con aceite producible y respondería a una fractura.
Aunque había un puñado de pozos horizontales que se estaban fracturando en Barnett Shale de Texas en ese momento (1997-8), esas actividades aún no se publicaron. Entonces, sin datos disponibles para una analogía, el geólogo de Lyco (Michael Lewis) y los ingenieros (Charles Wiley y Gary Dittmar) se propusieron diseñar el pozo de prueba inicial. Debido al costo relativamente alto y al gran alcance potencial del proyecto, Bobby Lyle (presidente de Lyco) decidió que sería prudente involucrar a los inversores. Entonces, el equipo de Lyco buscó financiamiento de numerosas instituciones financieras y algunas compañías petroleras independientes. Sin embargo, el proyecto se consideró demasiado arriesgado, ya que no había analogía para el concepto. Finalmente, Halliburton estuvo de acuerdo con la evaluación de Lyco sobre el potencial, incluida la bendición potencial para su negocio de estimulación, y acordó apoyar a Lyco 's operaciones financieramente a través de su división de servicios comerciales.
Lyco perforó el primer pozo horizontal en el campo, el Burning Tree State # 36-10 a fines de 1999, cuando el precio del petróleo subió a 20 dólares por barril. Aunque fue diseñado como un lateral de 3,000 pies, el pozo se cerró temprano debido a problemas de estabilidad del pozo. El revestimiento de producción se corrió hasta el fondo y se cementó, luego se perforó en tres intervalos sobre el lateral de aproximadamente 1,000 pies; en la puntera, en el medio y en el talón. El pozo fluyó petróleo inmediatamente, a 196 barriles por día, [5]y continuó fluyendo durante varios meses. Finalmente, se fracturó el pozo, con un aumento sustancial de la producción. Lyco luego comenzó un programa de perforación continuo, progresando a 3 plataformas y más. Headington, otra compañía petrolera en el área que tenía arrendamientos propios, también comenzó un programa de perforación, seguida por Continental y otros que se apresuraron a tomar posiciones de arrendamiento en esta nueva y candente obra.
