Evening Time Drilling 

Operations on the Coronado 

Unit 1A Well 

SILVER TUSK OPERATING COMPANY, LLC 

STLADP PARTNERSHIP REPORT 

SILVER TUSK LEASE ACQUISITION & DEVELOPMENT PARTNERSHIP 

STATUS REPORT AS OF 11.30.2015 

SUMMARY OF OPERATIONS 

The Silver Tusk Lease Acquisition & Development Partnership, LP (“STLADP”) began offering subscriptions to its oil and gas lease acquisition 

and drilling program in December 2013.  Leasing activities and drilling operations commenced in February and March 2014 and since this 

time Silver Tusk Operating Company, LLC has drilled 3 horizontal wells, 8 vertical wells, 2 deviated wells and 1 sidetrack well in which 

STLADP owns or at some time owned a working interest in.  Total footage drilled is 100,489 feet.  During this same period Silver Tusk Oil 

Company, LLC acquired a total of 11,770 gross acres and 10,496 net acres of oil and gas leases in which STLADP owns or at some time 

owned a working interest in.  It also acquired 1 producing well, 1 salt water disposal well and 2 shut‐in wells in conjunction with the 

acquisition of the leases.  

The total number of wells drilled or acquired by STLADP is 18 (10 producers, 3 shut‐in pending workovers or P&A, 1 suspended pending a 

frac, sidetrack or P&A and re‐drill, 1 salt water disposal, 1 P&A sidetrack, 1 P&A pilot hole and 1 P&A producer).  Current gross 8/8ths 

production rate is 2,184 Mcf of gas per day and 164 Bbls of oil per day.  Cumulative production to‐date is 648,017 Mcf of gas and 74,587 

Bbls of oil and condensate. Total oil and gas sold to‐date is 599,790 Mcf of gas and 72,848 Bbls of oil and condensate. 

 STLADP – Total Gross 8/8ths Monthly BOE Oil & Gas Sales Chart (15 MCF of Gas = 1 Bbl of Oil) 

The STLADP Gross 8/8ths Monthly BOE Oil & Gas Sales Chart (see above) illustrates the initial success the partnership had in Burleson 

County, Texas when the Willard Unit 1H‐2 (Buda) well was drilled.  Oil sales quickly rose to almost 13,000 Bbls of oil per month (equivalent 

to 430 Bbls of oil per day) in June 2014 and declined steeply the next month due to water encroachment from a fracture or fractures that 

drowned out the oil production from the wellbore.  Attempts were made to isolate the water production but these were all unsuccessful 

and the zone had to be plugged and abandoned (“P&A”).  The second increase in oil production that commenced in October 2014 was the 

Willard Unit 1H‐2 

(Buda) 

Willard Unit 1H‐1 

(Austin Chalk) 

Margie Sanders 1, Kilcrease 1 & 

Kilcrease Bowles 1 (Rodessa)  Coronado Unit 1, Coronado Unit 

1A & Jones Unit 1 (Rodessa) 

result of the recompletion of the Willard borehole in the Austin Chalk horizontal well.  The Willard Unit 1H‐1 well initially flowed at rates of 

over 100 Bbls of oil per day.  Oil sales peaked in December 2014 when 2,366 Bbls of oil were sold (equivalent to 76 Bbls of oil per day).  The 

Austin Chalk has not be acidized or fracture stimulated in this well and production could be increased to similar levels when this is 

performed.  The next significant increase in oil and gas production and sales came in March 2015 and was due to the initial 3 Trinidad Lake 

Prospect Area wells coming on line (the Margie Sanders 1, Kilcrease 1 and Kilcrease Bowles 1).  Gas sales peaked at 93,566 Mcf gas per 

month in March 2015 (equivalent to 3,018 Mcf of gas per day) and liquid sales rose by another 2,821 Bbls of condensate per month 

(equivalent to 91 Bbls of condensate per day).  Oil and gas sales from these 3 wells steadily declined over the next 8 months at which time 

sales began to level out at around 43,970 Mcf of gas per month (equivalent to 1,418 Mcf of gas per day).  The final increase in sales 

observed on the oil and gas sales chart shown on the previous page occurred in November 2015.  This corresponds with 3 more wells being 

put on‐line in the Trinidad Lake Prospect Area (the Coronado Unit 1, Coronado Unit 1A and Jones Unit 1).  The Jones Unit 1 is a gas well and 

the other 2 are oil wells with associated casinghead gas.  The Trinidad Lake Prospect Area is now selling around 59,104 Mcf of gas per 

month (equivalent to 1,970 MCF of gas per day) and 3,100 Bbls of oil and condensate per month (equivalent to 103 Bbls of oil and 

condensate per day).  Gross 8/8ths oil and gas production and sales over the past 20 months for all of the wells that STLADP has an interest 

in are shown in the table below: 

 STLADP – Total Gross 8/8ths Monthly Oil & Gas Production & Sales Table 

The partnership’s activities have focused on 3 prospect areas, the Trinidad Lake Prospect Area in Navarro and Henderson Counties, Texas, 

the Big Cypress Prospect Area (Whelan Lease) in Marion County, Texas and the Sand Lake Prospect Area in Burleson, Lee and Milam 

Counties, Texas.  The current status of drilling and leasing activities by prospect area as of 11/30/2015 is as follows: 

TRINIDAD LAKE PROSPECT, NAVARRO & HENDERSON COUNTIES, TEXAS 

Silver Tusk Oil Company, LLC and STLADP have acquired a total of 3,129.5 gross and 2,447.5 net acres of oil and gas leases in Navarro and 

Henderson Counties, Texas.  A total of 8 wells have been drilled on the acreage to‐date (6 vertical wells and 2 deviated wells) and 6 of these 

are currently producing.  Total footage drilled so far is 64,596 feet.  The status of the existing wells is as follows: 

           Well     Status    Current Daily Production    Cumulative Production 

1. Jones Unit 1    Producing     516 MCFGPD    34 BOPD    16,721 Mcf       925 Bbls 

2. Coronado Unit 1  Producing     180 MCFGPD    12 BOPD      4,744 Mcf       596 Bbls 

3. Coronado Unit 1A  Producing       68 MCFGPD    12 BOPD      2,213 Mcf       960 Bbls 

4. Kilcrease Bowles 1  Producing     225 MCFGPD    16 BOPD    79,821 Mcf    5,040 Bbls 

5. Kilcrease 1    Producing     677 MCFGPD    16 BOPD  262,851Mcf    6,935 Bbls 

6. Margie Sanders 1  Producing     473 MCFGPD    13 BOPD  258,282 Mcf    7,160 Bbls 

7. Philip Casavilla 2  Shut‐in       WO or P&A          1,458 Mcf    1,181 Bbls 

8. Kilcrease Bowles 2  Suspended     Frac, sidetrack or P&A and re‐drill             0 Mcf            0 Bbls 

            Sub‐Total        2,139 MCFGPD    103 BOPD  626,090 Mcf  22,796 Bbls 

The map below is a depth structure map at Top Rodessa Lime Pay Zone showing the location of the wells drilled and leases acquired by 

Silver Tusk Oil Company, LLC and STLADP in the Navarro County part of the Trinidad Lake Prospect Area.  The 7 wells drilled by the 

partnership are marked by red circles.  The leases acquired are shaded in yellow and the areas targeted for further leasing are shaded in 

light brown.  Future potential drilling locations are marked by black hexagons. 

 Trinidad Lake Prospect Area (Navarro County) – Lease & Well Location Map and Top Rodessa Pay Zone Depth Structure Map 

 

 

Kilcrease Bowles 2 & 2ST

Kilcrease Bowles 1

Margie Sanders 1

Kilcrease 1

Coronado Unit 1

Coronado Unit 1A 

Jones Unit 1

Jones Unit 2 

Hardy Ingram 1 

Coronado 2

INGRAM TRINITY 

UNIT

0’  5,000’ 

Silver Tusk Oil Company, LLC is still actively leasing in the Navarro County part of the Trinidad Lake Prospect Area and is currently focusing 

on a few select areas that have been high graded by recent drilling activities in the area, in particular the Jones Unit 1 gas condensate 

discovery well which has extended the Rodessa Lime fairway around 1 mile to the southwest of the other partnership wells.  The areas high 

graded for further leasing activities (areas shaded in light brown on the location map on the previous page) cover an area of approximately 

900 gross and net acres.  This includes the area between the Margie Sanders 1 and Jones Unit 1 wells which has proven difficult to lease so 

far due to poor title documentation and varied and fragmented ownership that cannot be traced back far enough in the title chain with 

certainty.  Silver Tusk Oil Company, LLC has identified 3 to 4 low risk drilling locations in this area and intends to get around some of the 

leasing problems by securing receivership leases wherever possible.  However, this will take some time and it is unlikely that any of the 

locations inside the light brown area outlined in red on the location map on the previous page (named the “Ghost Tracts” due to difficulty 

in locating the owners) will be cleared for drilling until sometime in Q1 of 2016. 

3 proposed drilling locations (the Hardy Ingram 1, Jones Unit 2 and Coronado 2) have been permitted and cleared for drilling.  However, 

Silver Tusk Operating Company, LLC only has sufficient capital resources available to drill either 2 vertical wells or 1 deviated well.  The 

Trinidad Lake I Prospect Partnership, LP offering was only able to raise $3,550,000.  Total capitalization for this partnership was $11,750,000 

to drill 5 wells. The offering was only 30.2% subscribed and, therefore, it will not be possible to drill more than 2 additional wells using 

capital raised by this partnership.  Silver Tusk Operating Company, LLC has already drilled the Kilcrease Bowles 2 well under this partnership 

but was unable to establish production from the Rodessa due to poor reservoir quality (low porosity & permeability).  This was unexpected 

in view of the close proximity of the Kilcrease Bowles 2 well to 3 other producing wells in the same reservoir (the Margie Sanders 1, 

Kilcrease 1 and Kilcrease Bowles 1).  Various options are being considered for this well depending on available capital resources.  These 

include fracing the interval, drilling a sidetrack well or drilling another well in place of this well.  The well results and the options available to 

the partnership are discussed in detail in a separate report prepared for this well.  The best option at this time is to drill a new vertical well 

and Silver Tusk Operating Company, LLC is planning to drill the Hardy Ingram 1 well as the second well in the Trinidad Lake I Prospect 

Partnership, LP.  Depending upon the results of this well the third well will either be the Jones Unit 2 well or a new vertical well at or near to 

the bottom hole location of the proposed sidetrack option for the Kilcrease Bowles 2 well. 

The Coronado Unit 1 and 1A wells were also unexpected results.  Both wells are oil wells and not gas condensate wells despite the fact that 

one of them is located up structure to the Kilcrease Bowles 1 well which is a gas condensate well.  The Coronado Unit 1 well is located only 

1,500 feet south of the Margie Sanders 1 well.  The Margie Sanders 1 well is producing around 473 MCF of gas per day and 13 Bbls of 650 

API condensate per day with little or no water and the Coronado Unit 1 well is producing around 12 Bbls of 400 API gravity oil and 180 MCF 

of casinghead gas with around 50 Bbls of water per day.  The down‐dip reservoir picture gets even more complicated when you take into 

consideration that the Coronado Unit 1A well which is located 20 feet deeper structurally at the Rodessa Lime pay level and is producing 

almost water free.  The Rodessa Lime Pay Zone in the Coronado Unit 1 is unusually thick (almost 10’ net pay versus 4.5’ in most of the other 

wells in area) and its porosity and permeability are very high.  The results are explained in more detail in the separate reports for these 2 

wells.  The conclusion is that the wells have been affected by the waterflood conducted in the Ingram Trinity Field and drilling too far down‐

dip anywhere along the western boundary of this field should be avoided.  The Ingram Trinity Field Area is shaded in grey on the location 

map on the previous page.  The results achieved in the Coronado Unit 1 and 1A wells have affected current thinking regarding the proposed 

Coronado 2 well.  The proposed bottom hole location for this well has been revised and if drilled the well will now only have a lateral offset 

of 1,000 feet and will terminate at least 10 feet further up‐dip to its originally proposed bottom hole location per the latest structure map.  

The Kilcrease Bowles 2 and the Coronado Unit 1A wells have defined the northwestern and southeastern boundaries of the Rodessa Lime 

play in the Navarro County part of the Trinidad Lake Prospect Area.  If you drill any further north or northwest of the Kilcrease Bowles 2 

location there will most likely not be sufficient porosity and permeability to complete a commercial well and if you drill any further east or 

southeast of the Coronado Unit 1A well then partial depletion from the waterflood performed in the Ingram Trinity Field Unit becomes a 

significant factor, despite the much improved porosity and permeability of the Rodessa Lime reservoir in this direction.  These 2 wells and 

the Jones Unit 1 well are the last wells that will be drilled utilizing the STLADP Partnership’s capital resources.  The partnership has 

insufficient capital to drill any further wells and future drilling will require that additional capital is raised or the drilling is farmed out in 

return for receiving a carried working interest in the wells. 

The results of the Margie Sanders 1, Kilcrease 1 and Philip Casavilla 2 wells have already been discussed in detail in prior reports.  The other 

5 wells (the Kilcrease Bowles 1, Kilcrease Bowles 2, Coronado Unit 1, Coronado Unit 1A and Jones Unit 1) are reviewed in more detail in a 

separate report prepared for each well.  These reports will be distributed at the same time as this report. 

 

 

 

 

 

 

 

 

Silver Tusk Oil Company, LLC is not actively leasing in the Henderson County part of the Trinidad Lake Prospect Area and is considering 

selling all of the leases acquired in Henderson County as well as the Philip Casavilla 2 wellbore.  The Philip Casavilla 2 well is currently shut‐

in and has produced 1,181 Bbls of oil and 6,460 Bbls of water since inception.  The well has required a lot of attention and the cost of the 

workovers and repairs required to keep the production going has rendered it marginally economic.  There is some potential for gas in the 

deeper Travis Peak interval but it will likely require an expensive pipeline and tap to get any gas to market. The leases are still in their 

primary term and the plan is to leave the well shut‐in for the near term while various options are evaluated.  The map below is a lease and 

well location map and top Rodessa pay zone depth structure map for the Henderson County part of the Trinidad Lake Prospect Area.  The 

other 2 permitted locations in this area (the Norwood 1 and Philip Casavilla 1) are not viable locations at this time since they are located 

along strike or down‐dip to the Philip Casavilla 2 well and would likely yield similar results. 

 Trinidad Lake Prospect Area (Henderson County) – Lease & Well Location Map and Top Rodessa Pay Zone Depth Structure Map 

Oil sales from the Trinidad Lake Prospect Area commenced in November 2014 when the Philip Casavilla 2 commenced production.  The 

really significant increase in oil and gas production and sales came in March 2015 when the initial 3 Trinidad Lake Prospect Area gas 

condensate wells came on line (the Margie Sanders 1, Kilcrease 1 and Kilcrease Bowles 1).  Gas sales peaked at 93,566 Mcf gas per month in 

March 2015 (equivalent to 3,018 Mcf of gas per day) and liquid sales rose by another 2,821 Bbls of condensate per month (equivalent to 91 

Bbls of condensate per day).  Oil and gas sales from these 3 wells steadily declined over the next 8 months at which time sales began to 

level out at around 43,970 Mcf of gas per month (equivalent to 1,418 Mcf of gas per day).  Oil and gas sales increased again in November 

2015.  Product sales increased by 505 Mcf gas per day and 35 Bbls of oil and condensate per day from October to November 2015.  This 

corresponds with 3 more wells being put on‐line in the Trinidad Lake Prospect Area (the Coronado Unit 1, Coronado Unit 1A and Jones Unit 

1).  The Jones Unit 1 is a gas well and the other 2 are oil wells with associated casinghead gas.  The Trinidad Lake Prospect Area is now 

selling around 59,104 Mcf of gas per month (equivalent to 1,970 MCF of gas per day) and 3,100 Bbls of oil and condensate per month 

(equivalent to 103 Bbls of oil and condensate per day).  The production and sales volumes are shown in the monthly production chart and 

monthly production and sales table overleaf. 

0’  5,000’ 

Philip Casavilla 2

 Trinidad Lake Prospect Area ‐ Total Gross 8/8ths Monthly Production Chart 

 Trinidad Lake Prospect Area ‐ Total Gross 8/8ths Monthly Production & Sales Table