New petroleum systems in the Dutch northern offshore

Waar in het Noordelijke Continentaal plat zitten plekken waar de juiste source-reservoir-seal condities aanwezig zijn voor aardgaswinning?

Hoofdlijn Upstream Gas


Upstream Gas draagt bij in de zoektocht naar broodnodige innovaties in gaswinning. Ze doen dit op drie fronten: new fields, mature fields en tough fields. Binnen Upstream Gas probeert men zo efficiënt mogelijk te werken met bestaande en nieuwe gasvelden, en met oplossingen te komen voor gebieden met moeilijk te winnen gas.

Het noordelijke Nederlandse deel van het Continentale Plat is een relatief onder-geëxploreerd gebied voor aardgaswinning. Tot nu toe was de aanname dat er in dit gebied geen geschikt reservoir gesteente aanwezig is, dat de source rock te diep begraven is en dat de seal door tektonische bewegingen niet meer overal aanwezig is. Recent onderzoek van TNO laat zien dat lokaal misschien toch de juiste condities voor de source rock, reservoir gesteente en seal gecombineerd zijn.

Project

Uit het hierboven genoemde onderzoek van TNO bleek dat er in het noordelijke deel van het continentaal plat wel degelijk Source rock en reservoir gesteente aanwezig zijn in de stratigrafisch hogere delen van het Carboon. Innovaties in stratigrafisch onderzoek geven tegenwoordig de mogelijkheid om meer detail in de stratigrafie aan te brengen. De situatie kan hierdoor beter onderzocht worden. Het project bestaat uit onderzoek om een nieuwe hypothese te testen dat er in de sedimentologische ontwikkeling in de Perm-Carboon de juiste source-reservoir-seal condities konden ontstaan. Het eerder door TNO uitgevoerde onderzoek wordt als basis gebruikt en Fugro stelt de door haar geschoten seismische lijnen beschikbaar.

Resultaat

Goede en voldoende aardgasvoorraden zijn voor de komende decennia een belangrijke bron van welvaart van Nederland. Dit project zorgt ervoor dat Nederland zijn eigen aardgasreserves op peil houdt en minder afhankelijk is van import van gas. De verwachting is een reductie van CO2 emissie van 2 procent ten opzichte van import van gas uit Rusland/Qatar (transport). De beschikbaarheid van gas voor binnenlands gebruik leidt tot een reductie van 50 procent CO2 emissie ten opzichte van kolen.

Nieuws

Core Workshop Northern Offshore

Cores zijn een belangrijke bron van informatie voor research subjects van het project "New petroleum systems in the Dutch Northern Offshore. Partners van dit project, namelijk Centrica, Chevron, EBN, Fugro, NAM, TNO, TOTAL en Wintershall waren uitgenodigd voor de Northern Offshore core workshop, in de TNO faciliteiten in Zeist. In totaal waren er twintig mensen aanwezig bij het evenement op 16 januari.

Meer informatie en foto's vindt u op de site van Upstream Gas.

 

Conclusie en eindrapportage

Conclusions

This multidisciplinary project has drastically improved our understanding of the  Permo-Carboniferous in the Dutch Northern Offshore and has shown real exploration potential in the Rotliegend. 
After a thorough lithostratigraphic well re-interpretation and a regional seismic mapping study, the Westphalian interval is interpreted as being present in a large part of the Dutch Northern Offshore and only absent above the Elbow Spit High. Part of the Westphalian is interpreted as effective source rocks that are mature in the Step Graben and in the northern part of the Cleaver Bank High, where good amounts of Rotliegend sands have been identified.

The information on the occurrence and distribution of Rotliegend-age sands has been greatly improved through this project.
Lower Rotliegend deposits (Basal Rotliegend Clastics and Grensen Fm.) turned out to comprise significant volumes of reservoir-quality sands but are aerially confined within the north-eastern part of the study area in structural lows and are interbedded with non- to low-reservoir quality facies including volcanics and volcanoclastics.

The distribution of reservoir sands of Upper Rotliegend-age is now geographically better constrained. The results also show that paleo-topography and syn-depositional faulting highly controlled the reservoir sand deposition by locally affecting accommodation and sediment dispersal.

The combination of the basin modelling and stratigraphic results helped to define prospective areas where good reservoir sands are located above matured Carboniferous source rocks.

Een management summary uit de eindrapportage kunt u hier downloaden.

Indien u interesse heeft in de volledige eindrapportage kunt u contact opnemen met Vincent van de Weijer