Phân tích loại lỗ rỗng di truyền và mối quan hệ với chất lượng hồ chứa: Mỏ Diamond M, Texas

Phân tích chuyên sâu lỗ rỗng và chất lượng hồ chứa tại Mỏ Diamond M, Texas. Đánh giá các yếu tố ảnh hưởng và tiềm năng khai thác hiệu quả.

• Tác giả: Travis James Barry
• Người hướng dẫn: Dr. Wayne Ahr
• Trường học: Texas A&M University
• Chuyên ngành: Địa chất
• Đề tài: Các loại lỗ rỗng di truyền và mối quan hệ của chúng với chất lượng hồ chứa: Sự hình thành Hẻm núi (Pennsylvanian), mỏ Diamond M, Hạt Scurry, Texas
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2011
• Địa điểm: College Station

Tóm tắt

I. Tổng quan về hồ chứa carbonate và mỏ Diamond M

Hồ chứa carbonate là loại hình chứa dầu khí quan trọng, đặc trưng bởi sự phức tạp trong cấu trúc lỗ rỗng. Các quá trình trầm tích, kiến tạo và hóa học biến đổi đã tạo ra nhiều loại lỗ rỗng di truyền khác nhau. Điều này gây ra sự bất đồng nhất (heterogeneity) trong hiệu suất và chất lượng của hồ chứa. Mỏ Diamond M, nằm trong vùng Horseshoe Atoll của Texas, là một trường hợp nghiên cứu điển hình về hồ chứa carbonate phức tạp. Nơi đây chứa đựng tầng Canyon có niên đại Pennsylvanian, với thành phần chủ yếu là các gò san hô tảo lá (phylloid algal mound). Đặc điểm lỗ rỗng và độ thấm của hồ chứa không nhất thiết phụ thuộc vào các ranh giới trầm tích hoặc mặt địa tầng thông thường. Do đó, các phương pháp đánh giá hồ chứa truyền thống thường không đáng tin cậy. Việc hiểu rõ hệ thống lỗ rỗng di truyền là chìa khóa để dự đoán chính xác đặc tính dòng chảy và tối ưu hóa sản lượng khai thác.

1.1. Bối cảnh địa chất và tầm quan trọng của nghiên cứu

Mỏ Diamond M nằm trong lưu vực Permian, một trong những vùng sản xuất dầu khí lớn nhất thế giới. Các gò carbonate Pennsylvanian tại đây là sản phẩm của quá trình bồi đắp sinh học từ tảo lá và các sinh vật khác. Nghiên cứu về loại lỗ rỗng di truyền giúp hiểu được nguồn gốc hình thành của các không gian chứa dầu khí. Phát hiện này rất quan trọng vì nó giải thích tại sao chất lượng hồ chứa có thể thay đổi nhanh chóng ngay trong cùng một đơn vị địa tầng. Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở khoa học cho việc thăm dò và phát triển mỏ hiệu quả hơn.

1.2. Các loại lỗ rỗng di truyền trong đá carbonate

Lỗ rỗng di truyền trong đá carbonate được phân loại thành ba nhóm chính theo quá trình hình thành: lỗ rỗng trầm tích, lỗ rỗng kiến tạo và lỗ rỗng gãy nứt. Lỗ rỗng trầm tích hình thành trong quá trình lắng đọng ban đầu, như lỗ rỗng liên hạt và lỗ rỗng trong hạt. Lỗ rỗng kiến tạo (diagenetic) là kết quả của các quá trình hòa tan, khử keo và xi măng hóa sau khi đá hình thành, tạo ra lỗ rỗng khuôn (moldic) và lỗ rỗng hang (vuggy). Lỗ rỗng gãy nứt (fracture) được tạo ra do ứng suất kiến tạo. Sự kết hợp của các loại lỗ rỗng này tạo thành hệ thống lỗ rỗng phức tạp, ảnh hưởng trực tiếp đến khả năng chứa và vận chuyển hydrocarbon của hồ chứa.

II. Phân tích vấn đề trong đánh giá chất lượng hồ chứa

Đánh giá chất lượng hồ chứa carbonate truyền thống đối mặt với nhiều thách thức. Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm không phải lúc nào cũng tuyến tính. Một mẫu đá có thể có độ rỗng cao nhưng độ thấm thấp nếu lỗ rỗng bị cô lập hoặc không liên thông. Tại mỏ Diamond M, các facies trầm tích khác nhau như Reef 1, Reef 2 và Reef 3 thể hiện đặc điểm lỗ rỗng riêng biệt. Ví dụ, Reef 1 có độ rỗng khuôn và hang rõ rệt, trong khi Reef 2 có độ rỗng khuôn nhưng với nhiều bùn (micrite) hơn, làm giảm tính thấm. Các ranh giới facies không luôn luôn trùng với ranh giới của đơn vị dòng chảy (flow unit). Điều này có nghĩa là một đơn vị địa tầng duy nhất có thể chứa nhiều loại chất lượng hồ chứa khác nhau. Do đó, việc sử dụng mẫu lõi và phân tích mảnh mỏng là cần thiết để mô tả chính xác hệ thống lỗ rỗng.

2.1. Sự bất đồng nhất của hệ thống lỗ rỗng

Sự bất đồng nhất trong hồ chứa carbonate phát sinh từ sự phân bố không đều của các loại lỗ rỗng. Tại mỏ Diamond M, nghiên cứu mảnh mỏng cho thấy lỗ rỗng khuôn (moldic) là phổ biến nhất, thường hình thành từ sự hòa tan của vỏ sinh vật như tảo lá. Lỗ rỗng hang (vuggy) cũng thường gặp, kết quả của quá trình hòa tan muộn. Tuy nhiên, sự có mặt của bùn (micrite) và xi măng calcit có thể lấp đầy hoặc kết nối các lỗ rỗng này, làm thay đổi đáng kể độ thấm. Sự phân bố của stylolites (mặt hòa tan áp suất) cũng tạo ra các rào cản dòng chảy theo phương ngang. Tất cả những yếu tố này tạo nên một mạng lưới lỗ rỗng phức tạp, khó dự đoán bằng các phương pháp gián tiếp.

2.2. Hạn chế của các phương pháp đánh giá truyền thống

Các phương pháp đánh giá hồ chứa truyền thống thường dựa trên mối quan hệ thống kê giữa độ rỗng và độ thấm trên mẫu toàn phần (whole core). Phương pháp này giả định rằng mối quan hệ này đồng nhất trong toàn bộ hồ chứa. Tuy nhiên, trong các hồ chứa carbonate bị ảnh hưởng mạnh bởi kiến tạo và nứt vỡ, mối quan hệ đó không còn đúng. Độ thấm có thể bị chi phối bởi các khe nứt (fractures) hơn là độ rỗng ma trận. Các ranh giới địa tầng thường được sử dụng để dự đoán sự phân bố chất lượng, nhưng nghiên cứu cho thấy các đơn vị dòng chảy có thể cắt ngang qua các ranh giới này. Do đó, cần một cách tiếp cận tích hợp các dữ liệu petrographic, stratigraphic và petrophysical để xây dựng mô hình hồ chứa chính xác hơn.

III. Phương pháp tích hợp để phân tích lỗ rỗng và đánh giá

Để giải quyết các thách thức trong đánh giá hồ chứa, một phương pháp tích hợp đa ngành đã được áp dụng tại mỏ Diamond M. Phương pháp này kết hợp ba trụ cột: địa tầng học, thạch học (petrography) và địa vật lý đá (petrophysics). Đầu tiên, các mẫu lõi được mô tả chi tiết để xác định các facies trầm tích dựa trên đặc điểm đá và quần xã sinh vật. Tiếp theo, các mảnh mỏng được quan sát dưới kính hiển vi để phân loại và mô tả các loại lỗ rỗng di truyền theo hệ thống phân loại của Ahr. Cuối cùng, dữ liệu độ rỗng và độ thấm từ phân tích mẫu lõi được sử dụng để xác định các đơn vị dòng chảy (flow units). Các tiêu chí cắt ngang (cut-off) được thiết lập để phân biệt giữa đơn vị dòng chảy tốt và kém. Kết quả cuối cùng là các mặt cắt ngang không gian cho thấy sự phân bố của các đơn vị dòng chảy trong toàn mỏ.

3.1. Phân loại lỗ rỗng theo hệ thống Ahr Humboldt

Hệ thống phân loại lỗ rỗng của Ahr, được sửa đổi bởi Humboldt, là một công cụ mạnh mẽ để mô tả hệ thống lỗ rỗng di truyền. Hệ thống này phân loại lỗ rỗng dựa trên quá trình hình thành và hình dạng không gian. Các loại lỗ rỗng chính bao gồm: lỗ rỗng liên hạt (interparticle), lỗ rỗng trong hạt (intraparticle), lỗ rỗng khuôn (moldic), lỗ rỗng hang (vuggy) và lỗ rỗng gãy nứt (fracture). Việc áp dụng hệ thống này tại mỏ Diamond M cho thấy Reef 1 có lỗ rỗng hang và giải pháp tăng cường lỗ rỗng liên hạt là phổ biến. Reef 2 chủ yếu có lỗ rỗng khuôn và lỗ rỗng hang. Việc phân loại chính xác giúp hiểu rõ nguồn gốc và kiểm soát chất lượng hồ chứa, từ đó xây dựng mối quan hệ giữa loại lỗ rỗng và tính chất dòng chảy.

3.2. Xác định đơn vị dòng chảy và tiêu chí cắt ngang

Đơn vị dòng chảy (flow unit) là một khối đá có tính chất dòng chảy tương đối đồng nhất, thường được xác định bởi sự kết hợp của độ rỗng và độ thấm. Bằng cách vẽ đồ thị mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm từ dữ liệu mẫu lõi, các cụm điểm có thể được nhận diện. Mỗi cụm đại diện cho một loại hệ thống lỗ rỗng khác nhau. Từ các cụm này, các đường giới hạn (cut-off) về độ rỗng và độ thấm được thiết lập để phân loại đá thành các đơn vị dòng chảy 'tốt' hoặc 'kém'. Tại mỏ Diamond M, nghiên cứu xác định rằng các đơn vị dòng chảy tốt thường liên quan đến các facies có lỗ rỗng hang và lỗ rỗng khuôn phát triển tốt, ví dụ như phần lớn Reef 1. Sự phân bố không gian của các đơn vị dòng chảy này được thể hiện trên mặt cắt ngang, giúp định hướng các hoạt động khai thác.

IV. Kết luận và ứng dụng thực tiễn trong công nghiệp dầu khí

Nghiên cứu tại mỏ Diamond M đã chứng minh rằng việc tích hợp phân tích lỗ rỗng di truyền với dữ liệu địa tầng và địa vật lý là cần thiết để đánh giá chính xác chất lượng hồ chứa carbonate. Các facies trầm tích khác nhau có đặc điểm lỗ rỗng và chất lượng dòng chảy riêng biệt. Tuy nhiên, ranh giới giữa các đơn vị dòng chảy tốt và kém không phải lúc nào cũng tuân theo ranh giới facies. Phương pháp tiếp cận đa ngành giúp xây dựng một mô hình hồ chứa thực tế hơn, phản ánh đúng sự bất đồng nhất trong đá. Các kết quả này có ứng dụng trực tiếp trong việc thiết kế giếng khoan, tối ưu hóa phương pháp khai thác (ví dụ: bơm ép nước hoặc khí) và tăng cường thu hồi dầu cuối cùng (EOR). Hiểu biết về loại lỗ rỗng chi phối dòng chảy cho phép các kỹ sư nhắm mục tiêu vào các vùng sản xuất tốt nhất và tránh các vùng có chất lượng kém.

4.1. Hàm ý cho việc thăm dò và phát triển mỏ

Những phát hiện từ mỏ Diamond M có giá trị tham khảo cho việc thăm dò và phát triển các hồ chứa carbonate tương tự khác. Thứ nhất, không nên chỉ dựa vào dữ liệu giếng và ranh giới địa tầng để dự đoán chất lượng. Cần thu thập và phân tích mẫu lõi, đặc biệt là các mảnh mỏng, để hiểu hệ thống lỗ rỗng di truyền. Thứ hai, việc xây dựng các đơn vị dòng chảy dựa trên dữ liệu petrophysical là quan trọng cho việc mô hình hóa hồ chứa. Thứ ba, trong các vùng phức tạp, việc sử dụng công nghệ địa vật lý nâng cao (như NMR) có thể giúp xác định loại lỗ rỗng từ giếng khoan. Áp dụng cách tiếp cận này có thể giúp giảm rủi ro và tăng hiệu quả kinh tế trong các dự án phát triển mỏ mới.

4.2. Tối ưu hóa sản lượng khai thác dựa trên hiểu biết lỗ rỗng

Hiểu biết chi tiết về hệ thống lỗ rỗng cho phép tối ưu hóa chiến lược khai thác. Trong các hồ chứa mà lỗ rỗng hang và khuôn là chính, dầu có thể bị kẹt trong các túi cô lập. Các phương pháp bơm ép (water flooding) có thể không hiệu quả nếu nước chỉ đi qua các kênh có độ thấm cao và bỏ qua các vùng chứa dầu. Khi lỗ rỗng gãy nứt chi phối, các khe nứt có thể tạo thành các con đường ưu tiên cho chất lỏng, dẫn đến sự xâm nhập sớm của nước hoặc khí. Việc xác định chính xác loại lỗ rỗng giúp lựa chọn phương pháp bơm ép phù hợp, thiết kế mạng lưới giếng khoan hợp lý, và áp dụng các kỹ thuật EOR như bơm hóa chất hoặc khí CO2 để thu hồi dầu còn sót lại từ các lỗ rỗng nhỏ hơn. Mục tiêu cuối cùng là tối đa hóa trữ lượng thu hồi kinh tế.

Trích đoạn nội dung tài liệu

GENETIC PORE TYPES AND THEIR RELATIONSHIP TO RESERVOIR QUALITY: CANYON FORMATION (PENNSYLVANIAN), DIAMOND M FIELD, SCURRY COUNTY, TEXAS A Thesis by TRAVIS JAMES BARRY Submitted to the Office of Graduate Studies of Texas A&M University in partial fulfillment of the requirements for the degree of MASTER OF SCIENCE December 2011 Major Subject: Geology GENETIC PORE TYPES AND THEIR RELATIONSHIP TO RESERVOIR QUALITY: CANYON FORMATION (PENNSYLVANIAN), DIAMOND M FIELD, SCURRY COUNTY, TEXAS A Thesis by TRAVIS JAMES BARRY Submitted to the Office of Graduate Studies of Texas A&M University in partial fulfillment of the requirements for the degree of MASTER OF SCIENCE Approved by: Chair of Committee, Wayne M. Ahr Committee Members, Michael Pope David S. Schechter Head of Department, John R. Giardino December 2011 Major Subject: Geology iii ABSTRACT Genetic Pore Types and Their Relationship to Reservoir Quality: Canyon Formation (Pennsylvanian), Diamond M Field, Scurry County, Texas.

(December 2011) Travis James Barry, B., University of Louisiana Lafayette Chair of Advisory Committee: Dr. Ahr Carbonate reservoirs may have a variety of porosity types created by depositional, diagenetic, and fracture processes. This leads to the formation of complex pore systems, and in turn creates heterogeneities in reservoir performance and quality. In carbonate reservoirs affected by diagenesis and fracturing, porosity and peremeability can be independent of depositional facies or formation boundaries; consequently, conventional reservoir characterization methods are unreliable for predicting reservoir flow characteristics.

This thesis provides an integrated petrographic, stratigraphic, and petrophysical study of the ‘Canyon Reef’ reservoir, a Pennsylvanian phylloid algal mound complex in the Horseshoe atoll. Core descriptions on three full-diameter cores led to the identification of 5 distinct depositional facies based on fundamental rock properties and biota. Fifty-four thin sections taken from the core were described are pores were classified using the Humbolt modification of the Ahr porosity classification. In order to rank reservoir quality, flow units were established on the basis of combined porosity and permeability values from core analysis.

A cut off criterion for iv porosity and permeability was established to separate good and poor flow units. Ultimately cross sections were created to show the spatial distribution of flow units in the field. v ACKNOWLEDGEMENTS I would first like to thank my advisor, Dr. Wayne Ahr, for accepting me as a student and guiding me throughout my journey at Texas A&M University.

He sparked my interest in carbonate rocks and has provided me many unique and interesting experiences during my time here. Special thanks also go out to my committee members, Dr. Michael Pope and Dr. David Schechter, for helping me inside and outside of the classroom.

Thanks go out to my fellow office mates Ben, Kelli, Emily, Lora, and Sandra for always being there and making Texas A&M University an enjoyable and wonderful experience. I would also like to express thanks to Alexa Shamshoian, who helped me through the final stretch of graduate school when things were most difficult. Lastly I would like to thank my amazing family. My mother, father, sister, and brother-in-law have always been there for me, and have supported and motivated me throughout my personal and professional life.

I owe much of my success to their continuing patience, understanding, and love. vi NOMENCLATURE BBL Barrels R1 Reef 1 Facies R2 Reef 2 Facies R3 Reef 3 Facies GS/PS Grainstone/Packstone Facies DEB Debris Facies vii TABLE OF CONTENTS Page ABSTRACT. vi TABLE OF CONTENTS. vii LIST OF TABLES.

1 Definition of Problem. 3 Purpose of Study. 3 REGIONAL GEOLOGIC SETTING. 4 Late Pennsylvanian Stratigraphy.

8 Diamond M Field and Horseshoe Atoll. 8 Carbonate Porosity Classification. 13 Materials for Study. 13 Lithologic Study of Cores.

13 Thin Section Petrography. 14 Borehole Log Interpretation. 16 Grainstone/Packstone Facies. 19 viii Page Diagenesis.

25 H1 Genetic Pore Types. 27 Discussion of Results. 28 Porosity and Permeability Data Patterns. 29 Core Analysis Poroperm vs.

29 Poroperm Values and Depositional Facies. 30 Poroperm Values and Genetic Pore Types. 32 Timing of Diagenesis. 34 Petrophysical Relationship with Depositional Facies.

34 Petrophysical Relationship with Genetic Pore Types. 35 Petrophysical Rock Types. 36 Spatial Distribution of Flow Units. 39 APPENDIX A CORE DESCRIPTION.

44 APPENDIX B GRAPHICAL CORE DESCRIPTION. 66 APPENDIX C CORE PHOTOGRAPHS. 79 APPENDIX D THIN SECTION DESCRIPTION. 87 APPENDIX E THIN SECTION PHOTOMICROGRAPHS.

144 APPENDIX F FACIES DESCRIPTIONS. 155 APPENDIX G CROSS SECTIONS. 161 ix Page APPENDIX H FIGURES. 214 x LIST OF TABLES TABLE Page 1 Humbolt Porosity Classification Scheme.

26 2 Porosity and Permeability Values for Depositional Facies, Dominant Porosity Type, and Genetic Pore Type. 31 1 INTRODUCTION The Permian Basin of West Texas and New Mexico is one of the major petroleum producing regions of the United States since oil was discovered there in 1921. Seventeen percent of all domestic United States oil production in 2002 came from the Permian Basin, and the region has the greatest potential for production growth in the country with an estimated 29% (17.6 billion bbl) of the United States future oil reserve growth (Dutton et al. Diamond M field, in Scurry County, Texas, produces from the Horseshoe atoll (Figure H.1), an isolated carbonate platform covering around 6300 square miles in the northern Midland Basin (Waite, 1993).

The Horseshoe atoll, commonly called the “Canyon Reef”, consists of Late Paleozoic Strawn through Wolfcampian strata, and is one of the largest oil reservoirs in the Midland Basin (Figure H. Seventy-five percent of the total oil production in the Permian Basin is from carbonate reservoirs (Dutton et al., 2005); however, these reservoirs have not been studied in detail or with the most recent techniques for reservoir characterization. Unlike siliciclastic rocks, carbonates are primarily composed of skeletal and chemical grains, which are greatly susceptible to diagenetic alteration. This leads to the formation of complex pore systems, and in turn creates heterogeneities in reservoir performance and quality.

____________ This thesis follows the style of the American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 2 Terrigenous sandstone reservoirs are typically dominated by depositional interparticle porosity that has a relatively consistent relationship with porosity and permeability (Ahr, 2009). Carbonate reservoirs may have a variety of porosity types created by depositional, diagenetic, or fracture processes. These pore types were sub- divided into three end-member genetic categories: depositional, diagenetic, and fracture with hybrids between the end members (Ahr et al.

The scale between depositional and diagenetic end members was expanded to more precisely define hybrid pore types for use in distinguishing petrophysical rock types (Humbolt, 2008). Because carbonate pore types are formed by depositional, diagenetic, or fracture processes, porosity and permeability may not conform to depositional facies boundaries. Therefore it is crucial to: 1) classify genetic pore types by mode of origin; 2) establish flow units by determining which genetic pore types have high, medium, and low combined values of porosity and permeability; 3) identify bulk-rock properties that can be used as correlatable makers, or proxies, for the genetic pore types; and 4) correlate the pore-proxy rock properties between wells to determine the 3-D spatial distribution of flow units and pore types at a reservoir scale (Humbolt, 2008). Flow units are reservoir zones with high connectivity, meaning high porosity and permeability and low capillary resistance to fluid flow (Ahr, 2008).

Baffles are zones with low poroperm values, but are limited in lateral and vertical extent so fluids can still flow around or through them. Barriers are zones that do not allow fluid to flow at reasonable rates, and may be laterally and vertically extensive (Ahr, 2009). Carbonate reservoir performance depends on the distribution and connectivity of flow units, baffles, and barriers. 3 Definition of Problem Diamond M field produces from a Pennsylvanian aged phylloid algal mound complex in the Horseshoe atoll.

In 2002, Parallel Petroleum drilled four ‘Gemstone’ wells (Emerald, Garnet, Jade, and Topaz) in search of ‘attic’ oil locations (Fisher, 2005). The field is undergoing stages of secondary recovery, but the 3-D distribution of porosity and permeability in the field was not thoroughly studied. Also, the geologic origins of porosity and permeability are not fully documented. Purpose of Study The primary objective of this study is to determine the 3-D distribution of porosity and permeability in part of the Diamond M field.

This study will determine the cause-effect system by which porosity and permeability were created in this field. This knowledge will be the basis for a geologic model that explains the Diamond M reservoir performance characteristics and be used to recommend methods for further enhanced recovery. 4 REGIONAL GEOLOGIC SETTING Structural Setting Tai (2001) presented a brief tectonic history of the Permian Basin. In Early Paleozoic time, the present Permian Basin area was covered by the shallow Tobosa Basin, and thought to be formed by a regional sag in the stable passive margin along the southern side of Laurasia (Galley, 1958; Frenzel et al.

Only minor deformation occurred until the Late Mississippian when the Hercynian orogeny was initiated by the collision of North America and Gondwana Land (South America and Africa). This collision gave rise to the Ouachita - Marathon fold belt and deformed the ancestral Tobosa Basin intensively along high angle basement faults and pre-existing zones of weaknesses (Horak, 1985) in (Alnaji, 2002). The Tobosa Basin began to segment into a series of fault-bounded basement uplifts (e., Central Basin Platform and Diablo Platform) and created sub-basins (e., Midland and Delaware Basins) in Late Mississippian times (Galley, 1958; Frenzel et al. The Central Basin Platform (Figure H.5), which geographically separates the Midland Basin and Delaware Basin, achieved maximum uplift during the Late Pennsylvanian (middle Wolfcampian) (Frenzel et al., 1988; Yang and Dorobek, 1995a).

Both the Midland and Delaware Basins are asymmetrical in east-west profiles, and are deepest near the structural margins of the Central Basin Platform (Yang and Dorobek, 1995a). The Midland Basin is shallower than the Delaware Basin, and has a much gentler basement profile. The asymmetric profiles of both sub-basins suggest that the Central Basin 5 Platform acted as a topographic load within the Marathon foreland, causing flexural subsidence in the adjacent Midland and Delaware Basins (Yang and Dorobek, 1995b; Ye et al. This subsidence created deep water which led to the deeper areas of the Midland Basin becoming relatively sediment-starved.

The uplifted Central Basin Platform, however, became an area for shallow carbonate platform sedimentation (Frenzel et al., 1988; Hanson et al., 1991; Ewing, 1991; Yang and Dorobek, 1995b). Even though by the early Leonardian most of the deformation associated with the Central Basin Platform was over, the Permian Basin continued to subside at a decreasing rate throughout the Permian (Frenzel et al., 1988; Hanson et al., 1991; Ewing, 1991; Yang and Dorobek, 1995b). The greatest relief from the top of the Central Basin Platform to the adjacent sub-basins was generated during the early Leonardian (Mazzullo and Reid, 1989). During the Late Permian (Guadalupian), the Midland Basin, as well as the Central Basin Platform, Eastern Shelf, and Northern Shelf ceased to be sites of carbonate platform sedimentation and became areas where cyclical deposition of siliciclastic, evaporite, and mixed carbonate facies dominated (Figure H.

By the end of the Permian (Figure H.5), the Midland Basin was essentially filled with sediment (Galley, 1958; Ward et al., 1986; Frenzel et al. Since the Late Permian, the Permian Basin has not experienced significant deformation, and the present structural features are similar to those existing during the Late Paleozoic (Frenzel et al. Diamond M field is one of many fields located within the Horseshoe atoll isolated carbonate platform. The aggrading platform margins that formed the distinctive 6 U-shaped atoll began in the Missourian (mid-late Pennsylvanian) and lasted until the Wolfcampian (early Permian); (Myers et al.