Nordsee

@book{parker1977lower2,
    author = "Parker, J. R",
    title = "Lower Tertiäres Sandentwicklung im zentralen Nordsee, in Developments in Petroleum Geology",
    year = "1977",
    publisher = "Essex, England, Applied Science Publications, Limited, v. 1, p. 447-453",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Parker, J. R., 1977, Lower Tertiäres Sandentwicklung im zentralen Nordsee, in Developments in Petroleum Geology: Essex, England, Applied Science Publications, Limited, v. 1, p. 447-453.}"
}

@article{feheritier1978frigg,
    author = "F. E. Heritier, P. Lossel, E. Wathn",
    title = "Frigg Field--Large Submarine-Fan Trap in Lower Eocene Sandstones of North Sea Viking Graben: ZUSAMMENFASSUNG",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea4aa4-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea4aa4-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "62"
}

Im tiefsten, axialen Teil des Viking-Unterbassins des Nordmeeres liegt das Frigg-Feld, eines der größten Offshore-Gasfelder der Welt, auf der Grenze des britischen und norwegischen Kontinentalsockels bei 60° nördlicher Breite. Das Entdeckungsbohrloch wurde 1971 auf dem norwegischen Block 25/1 in 100 m Wassertiefe gebohrt. Gas wurde in einer Tiefe von 1.850 m in einem lappigen submarinen Fächer entdeckt, der die letzte Phase einer dicken paläozänen Ablagerung darstellt. Von mittlereozänen offenen Meeres-Schiefern abgedeckt, handelt es sich bei der Struktur hauptsächlich um submarin-fan-artige Ablagerungstopografie, die durch Drapierung und differentielle Kompaktion von Sanden verstärkt wird. Der Bereich der strukturellen Schließung wird durch eine typische „flache Stelle" auf seismischen Schnitten unterstrichen, und die Gas-Säule liegt auf einer schweren Ölscheibe. Chromatographische Analysen zeigen, dass sowohl Öl als auch Gas aus darunterliegenden jurassischen Muttergesteinen stammen könnten. Die nutzbaren Gasreserven werden auf etwa 200 Milliarden Kubikmeter (7 Tcf) geschätzt. Die Produktion begann am 15. September 1977; das Gas wird über eine 360 km lange Pipeline an Land in St. Fergus in Schottland gebracht.

@article{heritier1979frigg,
    author = "HERITIER, F. E. und LOSSEL, P. und WATHNE, E.",
    title = "Frigg Field—Large Submarine-Fan Trap in Lower Eocene Rocks of North Sea Viking Graben",
    year = "1979",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Im tiefsten, axialen Teil des Viking-Unterbassins des Nordmeeres liegt das Frigg-Feld, eines der größten Offshore-Gasfelder der Welt, auf der Grenze des britischen und norwegischen Kontinentalsockels bei 60° nördlicher Breite. Das Entdeckungsbohrloch wurde 1971 auf dem norwegischen Block 25/1 in 100 m Wassertiefe gebohrt. Gas wurde in einer Tiefe von 1.850 m in einem lappigen submarinen Fächer entdeckt, der die letzte Phase einer dicken paläozänen Ablagerung darstellt. Von mittlereozänen offenen Meeres-Schiefern abgedeckt, handelt es sich bei der Struktur hauptsächlich um submarin-fan-artige Ablagerungstopografie, die durch Drapierung und differentielle Kompaktion von Sanden verstärkt wird. Der Bereich der strukturellen Schließung wird durch eine typische „flache Stelle" auf seismischen Schnitten unterstrichen, und die Gas-Säule liegt auf einer schweren Ölscheibe. Chromatographische Analysen zeigen, dass sowohl Öl als auch Gas aus darunterliegenden jurassischen Muttergesteinen stammen könnten. Die nutzbaren Gasreserven werden auf etwa 200 Milliarden Kubikmeter (7 Tcf) geschätzt. Die Produktion begann am 15. September 1977; das Gas wird über eine 360 km lange Pipeline an Land in St. Fergus in Schottland gebracht.",
    url = "https://doi.org/10.1306/2f918856-16ce-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/2f918856-16ce-11d7-8645000102c1865d",
    number = "11",
    pages = "1999-2020",
    volume = "63"
}

@techreport{heritier1979frigg1,
    author = "Heritier, F. E. und Lossel, P. und Wathne, E",
    title = "Frigg Field - großer submariner Fanfänger in unteren Eozän-Gesteinen des Nordseeraums",
    year = "1979",
    howpublished = "American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 63, p. 1999-2020",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Heritier, F. E., Lossel, P., und Wathne, E., 1979, Frigg Field - großer submariner Fanfänger in unteren Eozän-Gesteinen des Nordseeraums: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 63, p. 1999-2020.}"
}

Zusammenfassung Dieser Artikel bewertet die bis heute in der britischen Kontinentalen Schelf (UKCS) durchgeführten Feldentwicklungen hinsichtlich technischer Merkmale, Entwicklungszeiträume und Wirtschaftlichkeit. Aktuelle Trends bei der UKCS-Feldentwicklung werden identifiziert, einschließlich des Einsatzes von Unterwasserabschlüssen und schwimmenden Produktionsplattformen (FPPs) für die Entwicklung kleiner Tiefwasserfelder. Wirtschaftliche Vergleiche werden für eine Reihe von Feldentwicklungen unter den bestehenden britischen Steuerver- und fiskalischen Regimen dargestellt. Die Auswirkungen schwankender Ölpreise auf die Renditen (RORs) werden diskutiert, ebenso wie die Auswirkungen von Steueränderungen auf die Feldwirtschaft. Einleitung Die Nordsee ist eine ausgereifte Ölregion, in der die aktuellen Entwicklungen die dritte Generation darstellen. Die Gesamtproduktion von Öl auf dem UKCS überschritt ihren Spitzenwert während des Jahres 1985, und der Fokus muss zunehmend auf Investitionen in neue Felder gelegt werden, um die rückläufige Produktion aus den 30 derzeit aktiven Ölfeldern zu ersetzen. Die aktuelle wirtschaftliche Lage ist jedoch für neue Investitionen in UKCS-Ölfelder ungünstig. Die Weltölpreise* kollabierten von 31 $/fäss [$195/m3] im November 1985* kollabierten von 31 $/fäss [$195/m3] im November 1985 auf unter 9 $/fäss [$57/m3] im Juli 1986 und erholten sich bis Oktober 1986 auf etwa 14 $/fäss [$88/m3]. Dieser Ölpreiskollaps von 70 % innerhalb von 9 Monaten hat unserer Branche einen erschütternden Schlag versetzt, die seit 1979 einen Rückgang der gesamten freien Weltöl-Nachfrage von etwa 6 x 10 6 B/D [0,95 x 10 6 m3/d] verzeichnet hat. Die Situation wird weiter verschärft, da zukünftige UKCS-Projekte Felder mit stetig abnehmender Größe in Bezug auf die förderbaren Reserven entwickeln werden. Diese doppelte Strafe aus reduzierter Feldgröße für die Entwicklung und deutlich niedrigeren Ölpreisen macht es zu diesem Zeitpunkt sehr schwierig, die notwendigen neuen Investitionen in UKCS-Ölfelder zu rechtfertigen. Die Aussichten für die weitere Entwicklung von UKCS-Gasfeldern scheinen gesünder. Gasentwicklungen stehen enger mit denen für alternative Primärenergiequellen wie Kohle oder Kernkraft in Verbindung. Gaslieferverträge sind langfristig und nicht mit dem Spotmarkt verbunden, mit festgelegten Preisen und Mindestabnahmemengen, Take-or-Pay-Klauseln und strengen Formeln für Preisanpassungen. Solche Maßnahmen sind notwendig, um die großen Investitionen in voll dedizierte Feldanlagen und die Infrastruktur eines Exportpipelines und eines Onshore-Terminals zu schützen, die benötigt werden, um das Gas an den bestimmten Markt zu liefern, für den es vertrieben wurde. UKCS-Gasverträge haben traditionell eine Preiskopplung auf der Grundlage eines ausgewogenen Gemischs aus Öl, anderen Primärenergieträgern und allgemeinen Inflationsfaktoren enthalten. Als Ergebnis der Ölpreiskrise wird in neuen Gaslieferverträgen wahrscheinlich mehr Gewicht auf die Preiskopplung an Öl und Erdölprodukte gelegt werden, möglicherweise auch mit einer Ölpreis-verknüpften Override-Klausel, um scharfe und anhaltende Einbrüche in den Öl- und Produktpreisen zu berücksichtigen. Die potenziellen UKCS-Gasressourcen und die prognostizierte britische Gasnachfrage stehen näher am Gleichgewicht, wobei die meisten Analysten für die Mitte der 1990er Jahre ein Netto-Manko vorhersagen. Somit bleiben die allgemeinen Aussichten für das UKCS, insbesondere für Gasfeldentwicklungen im südlichen Becken, relativ gut, wie durch die Fortsetzung von Projekten wie den V-Feldern von Conoco und dem Lincolnshire Offshore Gas Gathering System (LOGGS) sowie den Cleeton- und Ravenspurn South-Feldern von British Petroleum (BP), einschließlich einer neuen Hauptleitung und eines Onshore-Terminals, belegt wird. Dies steht im scharfen Kontrast zu den jüngsten Rückschlägen bei großen Ölfeldentwicklungen, wie dem Gannet/Kittiwake-Komplex von Shell Esso oder Miller von BP Conoco. Für diese und andere potenziellen UKCS-Ölfeldentwicklungen sind umfassende Überprüfungen notwendig, um die Kosten erheblich zu senken, um auf den Ölpreiskollaps zu reagieren. Jetzt scheint ein geeigneter Zeitpunkt zu sein, um historische Kosten, Entwicklungstrends und Wirtschaftlichkeit zu überprüfen, um bei zukünftigen Feldentwicklungen zu helfen. Der genaue Zeitpunkt für eine Reihe dieser Entwicklungen bleibt jedoch fraglich, doch kann kaum bezweifelt werden, dass die Mehrheit der für die Entwicklung verbleibenden UKCS-Felder in angemessener Zeit produziert werden wird. Dieser Artikel beschränkt sich auf die Betrachtung von UKCS-Feldern, wobei auf andere Bezug genommen wird, wo dies angemessen ist. Gasfeldentwicklungen im Südlichen Becken Im Jahr 1959 wurde ein riesiges Onshore-Gasfeld in Groningen, nördlichen Holland, in permischen Rotliegende-Sandsteinformationen entdeckt. Dieses Ereignis löste die Suche nach Kohlenwasserstoffen in der Nordsee aus. Ab Mitte der 1960er Jahre wurden eine Reihe von permischen Gasfeldern in einem Streifen entdeckt, der sich über das südliche Nordseegebiet von Holland bis zum Vereinigten Königreich erstreckt, das weiterhin intensiv nachgebohrt wird. Tabelle I gibt einen Zeitplan und eine Zusammenfassung der Einrichtungen, und Tabelle 2 gibt eine Zusammenfassung der Kosten und der Wirtschaftlichkeit für UKCS-Gasfelder im südlichen Becken wieder. Die Kapitalkosten für diese Entwicklungen sind im Vergleich zu denen für Nordsee-Ölfelder niedrig. Die realen Renditen (RORs) für die früheren Projekte sind jedoch niedrig, da die von British Gas verhandelten sehr niedrigen Gaspreise niedrig waren, als es der Monokäufer war. JPT S. 1311

@article{thomas1986north,
    author = "Thomas, W.A.",
    title = "North Sea Field Developments: Historic Costs and Future Trends",
    year = "1986",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Zusammenfassung Dieser Artikel untersucht die bis dato in der UKCS (U.K. Continental Shelf) durchgeführten Feldentwicklungen hinsichtlich technischer Merkmale, Entwicklungszeiträume und Wirtschaftlichkeit. Aktuelle Trends bei der Entwicklung von UKCS-Feldern werden identifiziert, einschließlich des Einsatzes von Unterwasserabschlüssen und schwimmenden Produktionsplattformen (FPPs) für die Entwicklung kleiner Tiefwasserfelder. Wirtschaftliche Vergleiche werden für eine Reihe von Feldentwicklungen unter den bestehenden britischen Steuer- und Finanzregimen vorgestellt. Die Auswirkungen schwankender Ölpreise auf die Kapitalrenditen (RORs) werden diskutiert, ebenso wie die Auswirkungen von Steueränderungen auf die Feldwirtschaft. Einleitung Die Nordsee ist eine ausgereifte Ölregion, in der die aktuellen Entwicklungen die dritte Generation darstellen. Die gesamte Ölproduktion der UKCS überschritt im Jahr 1985 ihren Höchststand, und der Fokus muss zunehmend auf Investitionen in neue Felder gelegt werden, um die sinkende Produktion aus den derzeit 30 aktiven Ölfeldern zu ersetzen. Die aktuelle wirtschaftliche Lage ist jedoch für neue Investitionen in UKCS-Ölfelder ungünstig. Die Weltölpreise* kollabierten von 31 $/fäss [$195/m3] im November 1985 auf unter 9 $/fäss [$57/m3] im Juli 1986 und erholten sich bis Oktober 1986 auf etwa 14 $/fäss [$88/m3]. Dieser Ölpreiskollaps von 70 % innerhalb von 9 Monaten hat unserer Branche einen erschütternden Schlag versetzt, die seit 1979 einen Rückgang der gesamten freien Weltöl-Nachfrage von etwa 6 x 10 6 B/D [0,95 x 10 6 m3/d] verzeichnet hat. Die Situation wird weiter verschärft, da zukünftige UKCS-Projekte Felder mit stetig abnehmender Größe in Bezug auf die förderbaren Reserven entwickeln werden. Diese doppelte Belastung durch reduzierte Feldgröße für die Entwicklung und deutlich niedrigere Ölpreise macht es derzeit sehr schwierig, die notwendigen neuen Investitionen in UKCS-Ölfelder zu rechtfertigen. Die Aussichten für die weitere Entwicklung von UKCS-Gasfeldern scheinen gesünder. Gasentwicklungen stehen enger mit denen für alternative Primärenergien wie Kohle oder Kernkraft in Verbindung. Gaslieferverträge sind langfristig und nicht mit dem Spotmarkt verbunden, mit festgelegten Preisen und Mindestabnahmemengen, Take-or-Pay-Klauseln und strengen Formeln für Preisanpassungen. Solche Maßnahmen sind notwendig, um die großen Investitionen in voll spezialisierte Feldanlagen und die Infrastruktur eines Exportleitungsnetzes und eines Onshore-Terminals zu schützen, die benötigt werden, um das Gas an den spezifischen Markt zu liefern, für den es vertrieben wurde. UKCS-Gasverträge haben traditionell eine Preiskopplung auf der Grundlage eines ausgewogenen Gemischs aus Öl, anderen Primärenergien und allgemeinen Inflationsfaktoren enthalten. Als Folge des Ölpreiskollaps ist in neuen Gaslieferverträgen wahrscheinlich mehr Gewicht auf die Preiskopplung an Öl und Erdölprodukte zu legen, möglicherweise auch mit einer ölpreisgekoppelten Option, um scharfe und anhaltende Einbrüche der Öl- und Produktpreise zu berücksichtigen. Die potenziellen UKCS-Gasressourcen und die prognostizierte britische Gasnachfrage stehen sich näherungsweise in Balance, wobei die meisten Analysten für die Mitte der 1990er Jahre ein Netto-Manko vorhersagen. Daher bleiben die allgemeinen Aussichten für die UKCS, insbesondere für Gasfeldentwicklungen im südlichen Becken, relativ gut, wie durch die Fortsetzung von Projekten wie den V-Feldern von Conoco und dem Lincolnshire Offshore Gas Gathering System (LOGGS) sowie den Cleeton- und Ravenspurn South-Feldern von British Petroleum (BP), einschließlich einer neuen Hauptleitung und eines Onshore-Terminals, belegt wird. Dies steht im scharfen Kontrast zu den jüngsten Rückschlägen bei großen Ölfeldentwicklungen, wie dem Gannet/Kittiwake-Komplex von Shell Esso oder Miller von BP Conoco. Für diese und andere potenzielle UKCS-Ölfeldentwicklungen sind umfassende Überprüfungen notwendig, um die Kosten erheblich zu senken, um auf den Ölpreiskollaps zu reagieren. Jetzt scheint ein geeigneter Zeitpunkt zu sein, um historische Kosten, Entwicklungstrends und Wirtschaftlichkeit zu überprüfen, um bei zukünftigen Feldentwicklungen zu helfen. Der genaue Zeitpunkt für eine Reihe dieser Entwicklungen bleibt jedoch fraglich, doch kann kaum bezweifelt werden, dass die Mehrheit der für die Entwicklung verbleibenden UKCS-Felder in angemessener Zeit produziert werden wird. Dieser Artikel beschränkt sich auf die Betrachtung von UKCS-Feldern, wobei auf andere Felder dort hingewiesen wird, wo dies angemessen ist. Gasfeldentwicklungen im Südlichen Becken Im Jahr 1959 wurde ein riesiges Onshore-Gasfeld in Groningen, nördlichen Holland, in permischen Rotliegende-Sandsteinformationen entdeckt. Dieses Ereignis löste die Suche nach Kohlenwasserstoffen in der Nordsee aus. Ab Mitte der 1960er Jahre wurden eine Reihe von permischen Gasfeldern in einem Streifen entdeckt, der sich über das südliche Nordseegebiet von Holland bis zum Vereinigten Königreich erstreckt, die weiterhin intensiv gebohrt werden. Tabelle I gibt einen Zeitplan und eine Zusammenfassung der Einrichtungen, und Tabelle 2 gibt eine Zusammenfassung der Kosten und der Wirtschaftlichkeit für UKCS-Gasfeldentwicklungen im südlichen Becken an. Die Kapitalkosten für diese Entwicklungen sind im Vergleich zu denen für Nordsee-Ölfelder niedrig. Die realen Kapitalrenditen (RORs) für die früheren Projekte sind jedoch aufgrund der sehr niedrigen Gaspreise, die von British Gas ausgehandelt wurden, als es der Monokäufer war, niedrig. JPT S. 1311",
    url = "https://doi.org/10.2118/12984-pa",
    doi = "10.2118/12984-pa",
    number = "11",
    pages = "1211-1220",
    volume = "38"
}

Der anhaltende Fortschritt bei der Erschließung von Grenzerzen hängt von der Vermeidung vergangener Fehler ab. Die Entwicklung von Öl- und Gasfeldern in der feindlichen Umgebung des Nordmeers stellt einen bedeutenden Pionierversuch dar, der die erfolgreiche Einführung vieler neuer Technologien zeugte. Die Bewertung des Erfolgs nordseer Vorhaben wurde jedoch durch die Auswirkungen von Inflation und Währungsumstellungen verwirrt. Eine kürzlich durchgeführte Analyse von Castle) der wirtschaftlichen Leistung nordseer Felder deutet darauf hin, dass diese Felder „unter Wasser" gewesen wären (aufgrund technischer Unterperformance), wenn sie nicht durch die Steigerung der Rohölpreise, insbesondere im Jahr 1979, „gerettet" worden wären. Untersucht werden die technischen Faktoren, die für Castles Beobachtung bei bestimmten Feldern verantwortlich sind, und es wird geschlossen, dass bei der Zuordnung von Unsicherheiten der Reservoirleistung zu vor der Entwicklung durchgeführten Erkundungsbohrungsdaten größere Vorsicht geboten ist. Es wird versucht, einige der potenziellen Problemgebiete hervorzuheben, die bei der Definition eines Entwicklungsplans mit Hilfe von Reservoirsimulationsmodellen auftreten. Analysiert werden veröffentlichte Daten für zwei typische Nordseefelder: Thistle und Beatrice, die mit Beobachtungen aus persönlicher Erfahrung ergänzt werden. Einleitung Tabelle 1 ist teilweise aus einem kürzlich erschienenen Artikel von Castle(l) extrahiert, in dem versucht wurde, abzuschätzen, wie profitabel 19 Nordseefelder gewesen wären, wenn die Preise seit Beginn der Entwicklung konstant geblieben wären. Diese „proforma"-Schätzungen der Kapitalrendite, die die Erdölsteuern sowie Unternehmenssteuern ignorieren und lediglich die 12 %-Royalty abziehen, zeigten, dass tatsächlich nur 14 Felder einen positiven Cashflow erwirtschafteten und von diesen nur 7 eine Kapitalrendite von mehr als 15 % erzielten. Auf den ersten Blick führt Castles Analyse dazu, zu dem Schluss, dass die Leistung der Ölindustrie im Nordseeraum in realen Werten eine wirtschaftliche Enttäuschung darstellte. Tabelle 1 wurde um technische Leistungsdaten erweitert, die aus dem britischen Brown Book(2) extrahiert wurden. Es ist allgemein bekannt, dass die Ölindustrie und verschiedene nordwesteuropäische Nationalkassen von der Nordseer Ölprovinz erheblichen Nutzen gezogen haben. In Bezug auf die damalige Währung waren die Kapitalrenditen mehr als ausreichend, um eine schnelle Tilgung von Krediten, eine sehr hohe staatliche „Entnahme" sowie die Finanzierung weiterer Entwicklungen zu ermöglichen. Dies ist darauf zurückzuführen, wie Castle feststellt, dass Inflation und Währungsschwankungen die Nordseeprojekte „gerettet" haben, von denen die meisten unter Bauverzögerungen, Kostenüberschreitungen und Produktionsmängeln litten. In diesem Aufsatz wird versucht, die wichtigsten technischen Gründe für die Unterperformance von zwei von Castles Feldern zu identifizieren: Thistle und Beatrice (Abb. 1). Diese Felder sind recht gut dokumentiert (siehe Referenzliste) und bieten somit viel Studienmaterial. Diese Stichprobe umfasst zudem ein typisches „Brent Province"-Jura-Feld, das eine der Pionierentwicklungen darstellt, sowie ein späteres, nicht zum Brent gehörendes „Randfund", das von fünf Jahren Offshore-technologischen Fortschritts profitiert. Es handelt sich daher um eine repräsentative Stichprobe und gibt einen fairen Einblick in die technischen Risiken, die mit Offshore-Entwicklungen einhergehen. Im Kontext der britischen Offshore-Entwicklungen sind beide Felder erfolgreich.

@article{vanoort1988lessons,
    author = "Van Oort, B.",
    title = "Lessons Learned In North Sea Oil Field Developments",
    year = "1988",
    journal = "Journal of Canadian Petroleum Technology",
    abstract = {Der anhaltende Fortschritt in Fragen der Erschließung von Frontier-Ressourcen hängt von der Vermeidung vergangener Fehler ab. Die Entwicklung von Öl- und Gasfeldern in der feindlichen Umgebung des Nordseeraums stellt einen bedeutenden Pionierversuch dar, der die erfolgreiche Einführung vieler neuer Technologien miterlebt hat. Die Bewertung des Erfolgs nordseer Vorhaben wurde jedoch durch die Auswirkungen von Inflation und Währungsumstellungen verwirrt. Eine kürzlich durchgeführte Analyse von Castle) zur wirtschaftlichen Leistung nordseer Felder deutet darauf hin, dass diese Felder „unter Wasser" gewesen wären (aufgrund technischer Unterperformance), wenn sie nicht durch die Steigerung der Rohölpreise, insbesondere 1979, „gerettet" worden wären. Untersucht werden die technischen Faktoren, die für Castles Beobachtung bei bestimmten Feldern verantwortlich sind, und es wird geschlossen, dass bei der Zuordnung von Unsicherheiten der Reservoirleistung zu vor der Entwicklung durchgeführten Erkundungsbohrdaten größere Sorgfalt erforderlich ist. Es wird versucht, einige der potenziellen Problemgebiete hervorzuheben, die auftreten, wenn ein Entwicklungsplan mit Hilfe von Reservoirsimulationmodellen definiert wird. Analysiert werden veröffentlichte Daten für zwei typische Nordseefelder: Thistle und Beatrice, die mit Beobachtungen aus persönlicher Erfahrung ergänzt werden. Einleitung Tabelle 1 ist teilweise aus einem kürzlich erschienenen Artikel von Castle(l) extrahiert, in dem versucht wurde, abzuschätzen, wie profitabel 19 Nordseefelder gewesen wären, wenn die Preise seit Beginn der Entwicklung konstant geblieben wären. Diese „proforma"-Schätzungen der Kapitalrendite, die die Erdölsteuern sowie die Körperschaftssteuern ignorieren und lediglich die 12% Royalty abziehen, zeigten, dass tatsächlich nur 14 Felder einen positiven Cashflow erwirtschafteten und von diesen nur 7 eine Kapitalrendite von mehr als 15% erzielten. Auf den ersten Blick führt Castles Analyse dazu, zu dem Schluss, dass die Leistung der Ölindustrie im Nordseeraum in realen Werten eine wirtschaftliche Enttäuschung war. Tabelle 1 wurde mit technischen Leistungsdaten erweitert, die aus dem britischen Brown Book(2) extrahiert wurden. Es ist allgemein bekannt, dass die Ölindustrie und verschiedene nordwesteuropäische Nationalkassen von der Nordseer Ölprovinz erheblichen Nutzen gezogen haben. In Bezug auf die Geldwerte der damaligen Zeit waren die Kapitalrenditen mehr als ausreichend, um eine schnelle Rückzahlung von Krediten, eine sehr hohe staatliche „Entnahme" sowie die Finanzierung weiterer Entwicklungen zu ermöglichen. Dies ist, wie Castle hervorhebt, auf Inflation und Währungsschwankungen zurückzuführen, die die Nordseeprojekte „gerettet" haben, von denen die meisten unter Bauverzögerungen, Kostenüberschreitungen und Produktionsmängeln litten. In diesem Aufsatz wird versucht, die wichtigsten technischen Gründe für die Unterperformance zweier von Castles Feldern zu identifizieren: Thistle und Beatrice (Abb. 1). Diese Felder sind recht gut dokumentiert (siehe Referenzliste) und bieten somit viel Studienmaterial. Diese Stichprobe umfasst zudem ein typisches „Brent Province"-Jura-Feld, das eine der Pionierentwicklungen darstellt, sowie ein späteres, nicht-Brent „marginales Entdeckungsgebiet", das von fünf Jahren offshorer technologischer Fortschritte profitiert. Es handelt sich daher um eine repräsentative Stichprobe und bietet einen fairen Einblick in die technischen Risiken, die mit Offshore-Entwicklungen einhergehen. Im Kontext der britischen Offshore-Entwicklungen sind beide Felder erfolgreich.},
    url = "https://doi.org/10.2118/88-06-11",
    doi = "10.2118/88-06-11",
    number = "06",
    volume = "27"
}

@article{spencerrwinter1989alba,
    author = "Spencer R. Winter, Henry H. Brettha",
    title = "Alba Field--Middle Eocene Deep-Water Channel in U.K. North Sea: ABSTRACT",
    year = "1989",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/44b49f79-170a-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/44b49f79-170a-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "73"
}

FELD-KLASSIFIZIERUNG: BECKEN: Nordsee BECKENTYP: Graben LAGERSTÄTTE-ROCK-TYP: Kalkstein (Kreide) LAGERSTÄTTE-ABSETZUNGSMILIEU: Resedimentierter Kalk LAGERSTÄTTE-ALTER: Paläozän ÖL-TYP: Gas und Kondensat FANG-TYP: Kuppel überliegender Salzdiapir

@article{dheur1991west,
    author = "D’Heur, Michel",
    title = "West Ekofisk Field–Norway, Central Graben, North Sea",
    year = "1991",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "FIELD CLASSIFICATION: BASIN: North Sea BASIN TYPE: Rift RESERVOIR ROCK TYPE: Limestone (Chalk) RESERVOIR ENVIRONMENT OF DEPOSITION: Resedimented Chalk RESERVOIR AGE: Paleocene PETROLEUM TYPE: Gas And Condensate TRAP TYPE: Dome Overlying Salt Diapir",
    url = "https://doi.org/10.1306/0c9b28a3-1710-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/0c9b28a3-1710-11d7-8645000102c1865d",
    number = "5",
    pages = "946-968",
    volume = "75"
}

Das Fife Field befindet sich im äußersten südöstlichen Teil des zentralen Nordseebeckens in der Nähe der UK-, norwegischen und dänischen Mittellinie. Das Feld ist ein flaches Relief-Vierweg-Senkungsschluss, der durch Inversion während der späten Kreide-/frühen Tertiärzeit gebildet wurde. Das Reservoir besteht aus dicken oberjurassischen, stark bioturbierten Sandsteinen, die als in einer ähnlichen Umgebung abgelagert wie die Fulmar-Formation betrachtet werden. Die Tiefe zur Oberkante des Oberjura am Scheitel des Feldes beträgt 8250 ft unter dem Meeresspiegel, wobei der Öl-Wasser-Kontakt bei 8512 ft unter dem Meeresspiegel liegt. Die Abdichtung des Reservoirs wird durch Volgian-Ryazanian-Schiefer der Kimmeridge Clay-Formation und des Oberkreide-Kreides gebildet. Obwohl Jurassische Sandsteine das primäre Reservoir bilden, wurden zusätzliche Kohlenwasserstoffe in der Tor-Formation der Kreidegruppe angetroffen, die über dem Scheitel des Feldes gefaltet ist. Das Fife Field wurde 1991 entdeckt und befindet sich derzeit in der Entwicklung. Die Produktion begann im August 1995 über die 'Uisge Gorm' Floating Production Storage and Offloading-Anlage (FPSO). Der STOIIP wird auf 132 x 106 BBL geschätzt, und die ultimative Rückgewinnung wird auf 34 x 106 BBL Öl vorhergesagt. Die geringe Mobilität des Öls und die geringe vertikale Permeabilität des Reservoirs tragen zu den vorhergesagten niedrigen (26%) Rückgewinnungseffizienzen bei.

@article{mackertich1996the,
    author = "Mackertich, David",
    title = "The Fife Field, UK central North Sea",
    year = "1996",
    journal = "Petroleum Geoscience",
    abstract = "The Fife Field is located in the far southeastern part of the Central North Sea Basin close to the UK, Norwegian, Danish median line. The field is a shallow relief four-way dip closure formed by inversion during Late Cretaceous/ early Tertiary times. The reservoir consists of thick Upper Jurassic, heavily bioturbated sandstones which are considered to have been deposited in a similar setting to the Fulmar Formation. The depth to the top of the Upper Jurassic at the crest of the field is 8250 ft sub-sea with the oil-water contact at 8512 ft sub-sea. The seal to reservoir is provided by Volgian-Ryazanian shales of the Kimmeridge Clay Formation and Upper Cretaceous Chalk. Although Jurassic sandstones form the primary reservoir, additional hydrocarbons have been encountered in the Tor Formation of the Chalk Group which is fractured over the crest of the field. The Fife Field was discovered in 1991 and is currently under development. Production started in August 1995 via the 'Uisge Gorm' Floating Production Storage and Offloading facility (FPSO). STOIIP is estimated at 132 x 106BBL and ultimate recovery is predicted to be 34 x 106 BBL oil. The low mobility of the oil and the low vertical permeability of the reservoir contribute to the predicted low (26\%) recovery efficiencies.",
    url = "https://doi.org/10.1144/petgeo.2.4.373",
    doi = "10.1144/petgeo.2.4.373",
    number = "4",
    pages = "373-380",
    volume = "2"
}

@inproceedings{simm19974d,
    author = "Simm, R. und Uden, R.H. und Burford, S. und Plummer, C. und Harrison, P. und Johnson, R.",
    title = "4D-Seismische Modellierung – Nelson Field, Zentraler Nordsee",
    year = "1997",
    booktitle = "59. EAGE-Konferenz \& Ausstellung",
    url = "https://doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.131.gen1997\_b043",
    doi = "10.3997/2214-4609-pdb.131.gen1997\_b043"
}

Freihängende Metallriser sind zu einer wichtigen Alternative zu flexiblen Risern für Öl- und Gasfeldentwicklungen geworden. Diese Risser bieten auch einen potenziellen Vorteil bei Anwendungen mit hohen Temperaturen und hohem Druck. Dieser Artikel stellt eine Zusammenfassung der durchgeführten Arbeiten zur Entwicklung von Steel Catenary Riser (SCR)-Konzepten für zwei Felder im Nordsee dar. Es handelt sich um: Statfjord C, eine auf dem norwegischen Festlandsockel in einer Wassertiefe von etwa 145 m gelegene betonbasierte Schwerkraftplattform, und Heidrun, mit einem Beton-TLP in einer Wassertiefe von 345 m. Diese entwickelten Konfigurationen erfüllen sowohl die Ultimate Limit State (ULS)-Bedingungen als auch Ermüdung aufgrund von Wellen der ersten Ordnung und aufgrund von Wirbelinduzierten Vibrationen. Wie in diesem Artikel gezeigt, bestimmt der Fatigue Limit State (FLS) die globale Konfiguration des SCR-Konzepts. Um ein sicheres Design zu erreichen, wurden mehrere Designaspekte im Detail untersucht:Wellenbelastung der ersten OrdnungWirbelinduzierte Vibration (VIV)Beugungseffekte (vom großen Volumenstruktur)Riser/Boden-InteraktionErmüdungsfähigkeit Einleitung Eine Reihe von Forschungs- und Entwicklungsprojekten bewerten derzeit die Anwendbarkeit des SCR-Konzepts auf schwimmende Produktionssysteme, hauptsächlich in Tiefwasserumgebungen (z. B. Karunakaran et al. (1996), Hatton et al. (1998)). Wie jedoch in diesem Artikel gezeigt, könnte das SCR-Konzept auch eine attraktive Alternative für die Anbindung von Pipelines an feste Plattformstrukturen sein, wie Statfjord C, siehe Abbildung 1. Selbst bei Abwesenheit von Spitzenbewegungen (wie bei schwimmenden Produktionseinheiten) sind die Designherausforderungen für ein SCR-Konzept für diese Anwendung erheblich. Aufgrund des relativ flachen Wassers und des ziemlich strengen Wellen- und Stromumfeldes ist der Riser großen hydrodynamischen Belastungen ausgesetzt, die zu ausgedehntem dynamischem Verhalten führen. Für das in Abbildung 2 gezeigte Heidrun TLP ist die Designherausforderung für die Metallriser auf die Riser-Dynamik aus Wellenbelastung und Plattformbewegungen zurückzuführen. Darüber hinaus haben sich für dieses Konzept die Beugungseffekte als ein Schlüsselfaktor für die Ermüdungsantwort erwiesen. In diesem Artikel werden die entwickelten SCR-Konfigurationen für beide Felder diskutiert sowie die Schlüsselfragen, die das Design solcher Riser-Konzepte bestimmen. Abbildung 1 Statfjord C und Riser-Geometrie (Verfügbar im Volltext) Abbildung 2 Heidru TLP (Verfügbar im Volltext)

@inproceedings{karunakaran1999steel,
    author = "Karunakaran, Daniel und Lund, Kjell M. und Nordsve, Nils T.",
    title = "Steel Catenary Riser Configurations for North Sea Field Developments",
    year = "1999",
    booktitle = "Offshore Technology Conference",
    abstract = "Freihängende Metallriser sind zu einer wichtigen Alternative zu flexiblen Risern für Öl- und Gasfeldentwicklungen geworden. Diese Risser bieten auch einen potenziellen Vorteil bei Anwendungen mit hohen Temperaturen und hohem Druck. Dieser Artikel stellt eine Zusammenfassung der durchgeführten Arbeiten zur Entwicklung von Steel Catenary Riser (SCR)-Konzepten für zwei Felder im Nordsee dar. Es handelt sich um: Statfjord C, eine auf dem norwegischen Festlandsockel in einer Wassertiefe von etwa 145 m gelegene betonbasierte Schwerkraftplattform, und Heidrun, mit einem Beton-TLP in einer Wassertiefe von 345 m. Diese entwickelten Konfigurationen erfüllen sowohl die Ultimate Limit State (ULS)-Bedingungen als auch Ermüdung aufgrund von Wellen der ersten Ordnung und aufgrund von Wirbelinduzierten Vibrationen. Wie in diesem Artikel gezeigt, bestimmt der Fatigue Limit State (FLS) die globale Konfiguration des SCR-Konzepts. Um ein sicheres Design zu erreichen, wurden mehrere Designaspekte im Detail untersucht:Wellenbelastung der ersten OrdnungWirbelinduzierte Vibration (VIV)Beugungseffekte (vom großen Volumenstruktur)Riser/Boden-InteraktionErmüdungsfähigkeit Einleitung Eine Reihe von Forschungs- und Entwicklungsprojekten bewerten derzeit die Anwendbarkeit des SCR-Konzepts auf schwimmende Produktionssysteme, hauptsächlich in Tiefwasserumgebungen (z. B. Karunakaran et al. (1996), Hatton et al. (1998)). Wie jedoch in diesem Artikel gezeigt, könnte das SCR-Konzept auch eine attraktive Alternative für die Anbindung von Pipelines an feste Plattformstrukturen sein, wie Statfjord C, siehe Abbildung 1. Selbst bei Abwesenheit von Spitzenbewegungen (wie bei schwimmenden Produktionseinheiten) sind die Designherausforderungen für ein SCR-Konzept für diese Anwendung erheblich. Aufgrund des relativ flachen Wassers und des ziemlich strengen Wellen- und Stromumfeldes ist der Riser großen hydrodynamischen Belastungen ausgesetzt, die zu ausgedehntem dynamischem Verhalten führen. Für das in Abbildung 2 gezeigte Heidrun TLP ist die Designherausforderung für die Metallriser auf die Riser-Dynamik aus Wellenbelastung und Plattformbewegungen zurückzuführen. Darüber hinaus haben sich für dieses Konzept die Beugungseffekte als ein Schlüsselfaktor für die Ermüdungsantwort erwiesen. In diesem Artikel werden die entwickelten SCR-Konfigurationen für beide Felder diskutiert sowie die Schlüsselfragen, die das Design solcher Riser-Konzepte bestimmen. Abbildung 1 Statfjord C und Riser-Geometrie (Verfügbar im Volltext) Abbildung 2 Heidru TLP (Verfügbar im Volltext)",
    url = "https://doi.org/10.4043/10979-ms",
    doi = "10.4043/10979-ms"
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@article{doi1011441354079310022,
    author = "Kilhams, Ben A. und Godfrey, S. und Hartley, A. und Huuse, M.",
    title = "An integrated 3D seismic, petrophysical and analogue core study of the Mid-Eocene Grid channel complex in the greater Nelson Field area, UK Central North Sea",
    year = "2011",
    journal = "Petroleum Geoscience",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/86bf040d4d8e6ae807b7737277967411c105622b",
    doi = "10.1144/1354-079310-022",
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    number = "2",
    pages = "127-142",
    semanticscholar_citation_count = "12",
    semanticscholar_id = "86bf040d4d8e6ae807b7737277967411c105622b",
    volume = "17"
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Das Vorkommen von Kohlenwasserstoff führenden Sandsteinen innerhalb des Eozän des Forties-Gebiets wurde erstmals 1985 dokumentiert, als ein Forties-Feld (Paläozän) Entwicklungsbohrung das Brimmond-Feld entdeckte. Weitere Kohlenwasserstoffe im Eozän wurden 2009 im angrenzenden Maule-Feld entdeckt. Die Reservoirgeometrie, die aus dreidimensionalen seismischen Daten abgeleitet wurde, hat Beweise für sowohl ein sedimentäres als auch ein Sand-Injectit-Ursprung für die Eozän-Sandsteine geliefert. Das Brimmond-Feld befindet sich in einem Tiefwasser-Kanal-Komplex, der sich nach Südosten erstreckt, wohingegen die Maule-Feld-Sandsteine die Geometrie einer Einspritzungsplatte am updip-Rand des Brimmond-Kanal-Systems aufweisen, mit einer kegelförmigen Struktur, die von der Oberseite des Forties Sandstone Member (Paläozän) ausgeht. Die Geometrie der Eozän-Sandsteine im Maule-Feld deutet darauf hin, dass sie intrusiv sind und durch die Fluidisierung und Einspritzung von Sand während der Verwitterung entstanden sind. Aus seismischen und Bohrlochdaten ist unklar, ob der Sand, der zur Bildung des Maule-Reservoirs eingespritzt wurde, aus sedimentären Eozän-Sandsteinen oder aus dem darunterliegenden Forties Sandstone Member stammt. Diese beiden Alternativen werden getestet, indem die Schwermineral- und Granat-geochemischen Eigenschaften der Injectit-Sandsteine im Maule-Feld mit den sedimentären Sandsteinen des Brimmond-Felds und den Forties-Sandsteinen des Forties-Felds verglichen werden. Die Studie ergab signifikante Unterschiede zwischen den Sandsteinen im Forties-Feld und denen des Maule- und Brimmond-Felds), sowohl in Bezug auf Schwermineral- und Granat-geochemische Daten. Die Brimmond-Maule- und Forties-Sandsteine haben daher unterschiedliche Provenienzen und sind genetisch nicht verwandt, was darauf hindeutet, dass die Sandsteine im Maule-Feld nicht durch die Fluidisierung von Forties-Sandsteinen entstanden sind. Im Gegensatz dazu sind die Provenienzeigenschaften der sedimentären Brimmond-Sandsteine eng mit Sandstein-Intrusionen im Maule-Feld vergleichbar. Wir schließen, dass die Injectite im Maule-Feld durch die Fluidisierung von sedimentären Brimmond-Sandsteinen entstanden sind, schließen aber nicht die wichtige Funktion von Wasser aus dem riesigen darunterliegenden Forties Sandstone Member Aquifer als Agent für die Entwicklung der Fluidversorgung und die Erhöhung des Porendrucks zur Fluidisierung und Einspritzung des Eozän-Sands aus. Die Studie hat gezeigt, dass Schwermineral-Provenienzsstudien eine effektive Methode zur Verfolgung des Ursprungs von eingespritzten Sandsteinen sind, die zunehmend als wichtiger Kohlenwasserstoff-Spielplatz anerkannt werden.

@article{doi10130606141312191,
    author = "Morton, A. and McFadyen, S. and Hurst, A. and Pyle, J. and Rose, P.",
    title = "Constraining the origin of reservoirs formed by sandstone intrusions: Insights from heavy mineral studies of the Eocene in the Forties area, United Kingdom central North Sea",
    year = "2014",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "Das Vorkommen von Kohlenwasserstoff führenden Sandsteinen innerhalb des Eozän des Forties-Gebiets wurde erstmals 1985 dokumentiert, als ein Forties-Feld (Paläozän) Entwicklungsbohrung das Brimmond-Feld entdeckte. Weitere Kohlenwasserstoffe im Eozän wurden 2009 im angrenzenden Maule-Feld entdeckt. Die Reservoirgeometrie, die aus dreidimensionalen seismischen Daten abgeleitet wurde, hat Beweise für sowohl ein sedimentäres als auch ein Sand-Injectit-Ursprung für die Eozän-Sandsteine geliefert. Das Brimmond-Feld befindet sich in einem Tiefwasser-Kanal-Komplex, der sich nach Südosten erstreckt, wohingegen die Maule-Feld-Sandsteine die Geometrie einer Einspritzungsplatte am updip-Rand des Brimmond-Kanal-Systems aufweisen, mit einer kegelförmigen Struktur, die von der Oberseite des Forties Sandstone Member (Paläozän) ausgeht. Die Geometrie der Eozän-Sandsteine im Maule-Feld deutet darauf hin, dass sie intrusiv sind und durch die Fluidisierung und Einspritzung von Sand während der Verwitterung entstanden sind. Aus seismischen und Bohrlochdaten ist unklar, ob der Sand, der zur Bildung des Maule-Reservoirs eingespritzt wurde, aus sedimentären Eozän-Sandsteinen oder aus dem darunterliegenden Forties Sandstone Member stammt. Diese beiden Alternativen werden getestet, indem die Schwermineral- und Granat-geochemischen Eigenschaften der Injectit-Sandsteine im Maule-Feld mit den sedimentären Sandsteinen des Brimmond-Felds und den Forties-Sandsteinen des Forties-Felds verglichen werden. Die Studie ergab signifikante Unterschiede zwischen den Sandsteinen im Forties-Feld und denen des Maule- und Brimmond-Felds), sowohl in Bezug auf Schwermineral- und Granat-geochemische Daten. Die Brimmond-Maule- und Forties-Sandsteine haben daher unterschiedliche Provenienzen und sind genetisch nicht verwandt, was darauf hindeutet, dass die Sandsteine im Maule-Feld nicht durch die Fluidisierung von Forties-Sandsteinen entstanden sind. Im Gegensatz dazu sind die Provenienzeigenschaften der sedimentären Brimmond-Sandsteine eng mit Sandstein-Intrusionen im Maule-Feld vergleichbar. Wir schließen, dass die Injectite im Maule-Feld durch die Fluidisierung von sedimentären Brimmond-Sandsteinen entstanden sind, schließen aber nicht die wichtige Funktion von Wasser aus dem riesigen darunterliegenden Forties Sandstone Member Aquifer als Agent für die Entwicklung der Fluidversorgung und die Erhöhung des Porendrucks zur Fluidisierung und Einspritzung des Eozän-Sands aus. Die Studie hat gezeigt, dass Schwermineral-Provenienzsstudien eine effektive Methode zur Verfolgung des Ursprungs von eingespritzten Sandsteinen sind, die zunehmend als wichtiger Kohlenwasserstoff-Spielplatz anerkannt werden.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/538242d29128c738455e27aa4efdcabe58b1322a",
    doi = "10.1306/06141312191",
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    number = "3",
    pages = "545-561",
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    volume = "98"
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Ein Großteil des zukünftigen Potenzial für die Erdöl- und Erdgasexploration im Nordseegebiet liegt in der Lokalisierung stratigraphischer Fallen und diskreter Reservoirintervalle. Diese Studie bewertet das Potenzial für Reservoirs im unteren Kreidezeitalter, mit besonderem Fokus auf den norwegischen zentralen Graben und Methoden zur Identifizierung zukünftiger Prospekte in einem größeren Gebiet. Die seismische Interpretation und Bohrlochdaten offenbaren die Struktur und Sedimentologie des Untersuchungsgebiets. Obwohl die Region im frühen Kreidezeitalter von einem großen Hinterland isoliert war, werden potenzielle lokale Sedimentquellen, Sedimenttransportrouten und Gebiete mit möglichem Reservoirentwicklungs identifiziert. Das größere Gebiet des Mandal High, wo im unteren Kreidezeitalter Küstenabsatzablagerungen und submarine Fächer-Systeme postuliert werden, wird als primärer Fokus vorgeschlagen. Ähnliche Ablagerungen könnten sich um die anderen exponierten Hochgebiete in der Region entwickelt haben, obwohl mehrere davon gegen Ende des frühen Kreidezeitalters versunken sind. Eine detaillierte seismische und stratigraphische Analyse wird notwendig sein, um einzelne Reservoir-Einheiten zu identifizieren. Da vergleichbare Settings möglicherweise während des frühen Kreidezeitalters in den angrenzenden Regionen des südlichen Viking Grabens und des südlichen Permbassins aufgetreten sind, wird eine weitere Reservoirbewertung für das Nordseegebiet im Allgemeinen empfohlen.

@article{doi101144sp4693,
    author = "Zwaan, F.",
    title = "Lower Cretaceous reservoir development in the North Sea Central Graben, and potential analogue settings in the Southern Permian Basin and South Viking Graben",
    year = "2018",
    journal = "Special Publications",
    abstract = "Ein Großteil des zukünftigen Potenzials für die Erdöl- und Erdgasexploration im Nordseegebiet liegt in der Lokalisierung stratigraphischer Fallen und diskreter Reservoirintervalle. Diese Studie bewertet das Potenzial für Reservoirs im unteren Kreidezeitalter, mit besonderem Fokus auf den norwegischen zentralen Graben und Methoden zur Identifizierung zukünftiger Prospekte in einem größeren Gebiet. Die seismische Interpretation und Bohrlochdaten offenbaren die Struktur und Sedimentologie des Untersuchungsgebiets. Obwohl die Region im frühen Kreidezeitalter von einem großen Hinterland isoliert war, werden potenzielle lokale Sedimentquellen, Sedimenttransportrouten und Gebiete mit möglichem Reservoirentwicklungs identifiziert. Das größere Gebiet des Mandal High, wo im unteren Kreidezeitalter Küstenabsatzablagerungen und submarine Fächer-Systeme postuliert werden, wird als primärer Fokus vorgeschlagen. Ähnliche Ablagerungen könnten sich um die anderen exponierten Hochgebiete in der Region entwickelt haben, obwohl mehrere davon gegen Ende des frühen Kreidezeitalters versunken sind. Eine detaillierte seismische und stratigraphische Analyse wird notwendig sein, um einzelne Reservoir-Einheiten zu identifizieren. Da vergleichbare Settings möglicherweise während des frühen Kreidezeitalters in den angrenzenden Regionen des südlichen Viking Grabens und des südlichen Permbassins aufgetreten sind, wird eine weitere Reservoirbewertung für das Nordseegebiet im Allgemeinen empfohlen.",
    url = "https://boris.unibe.ch/108305/7/Zwaan\%202018\_postprint.pdf",
    doi = "10.1144/SP469.3",
    is_oa = "true",
    number = "1",
    pages = "479-504",
    semanticscholar_citation_count = "8",
    semanticscholar_id = "c963bcda72a4f2853abf1d26a6f4cfe2c99d455c",
    volume = "469"
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Das Hochdruck-Hochtemperatur-Feld Culzean im zentralen Nordseegebiet des Vereinigten Königreichs enthält armen Gas-Kondensat in den triassischen Joanne-Sandsteinen und den mittelmiozänen Pentland-Sandsteinen. Ein umfassendes Gasanalyseprogramm wurde als integrierter Bestandteil der Feldentwicklung installiert, um die Gaszusammensetzung, -verteilung und -herkunft in den Reservoirs und dem Überdeckungsgestein vor dem Produktionsstart zu überwachen. Isotube OUT- und Isotube IN-Gasproben wurden gesammelt. Die Isotube IN-Daten zeigen, dass ein Teil des Gases recycelt wird, einschließlich Alkene, die Kontamination durch den Abbau von Schlammzusätzen darstellen; die Konzentrationen sind jedoch gering und scheinen die Isotopenwerte, die aus den C2- und C3-Isotube OUT-Gasen abgeleitet wurden, nicht signifikant zu beeinflussen. 13C-anreicherter Methan, der aus der Bohrmeißel-Metamorphose stammt, wird im Isotube IN-Gas aufgezeichnet, jedoch ebenfalls in geringen Konzentrationen. Gasdaten wurden auch von einem Continuous Isotope Logging Tool (CILT) erfasst, das Echtzeit-Gaskonzentrationen und Isotopenwerte von C1–C3 pro Fuß durch den gesamten gebohrten Abschnitt misst. Das CILT liefert somit einen kontinuierlichen Trend der Methan-Isotopenwerte in Abhängigkeit von der Tiefe, und dieser Trend ist nützlich zur Identifizierung von Änderungen in der Gaszusammensetzung. Allerdings bestehen bei CILT folgende Bedenken: (i) Die Nachweisgrenzen für stabile Kohlenstoffisotope C1–C3 bei Isotube OUT-Gasanalysen sind erheblich niedriger als bei CILT; aufgrund der niedrigeren Isotube-Gaskonzentrationen, die für die Messung von C3-Isotopen erforderlich sind, können Isotubes eine flachere vertikale thermogene Gas-Migrationsfront im Überdeckungsgestein kartieren. (ii) Diskrepanzen zwischen Isotube OUT- und CILT-Isotopenwerten können signifikant sein und lassen sich nicht auf analytische Unsicherheiten zurückführen; im Gegensatz dazu sind Testgas- und Isotube OUT-Isotopenwerte vergleichbar. Daher können CILT-Isotopenwerte aus bestimmten Tiefen nicht isoliert betrachtet werden, sondern müssen durch Isotube OUT-Isotopenmessungen ergänzt werden.

@article{doi101111jpg12745,
    author = "Petersen, H. und Hillock, P. und Milner, S. und Pendlebury, M. und Scarlett, D.",
    title = "MONITORING GAS DISTRIBUTION AND ORIGIN IN THE CULZEAN FIELD, UK CENTRAL NORTH SEA, USING DATA FROM A CONTINUOUS ISOTOPE LOGGING TOOL AND ISOTUBE AND TEST SAMPLES",
    year = "2019",
    journal = "Journal of Petroleum Geology",
    abstract = "Das Hochdruck-Hochtemperatur-Feld Culzean im zentralen Nordseegebiet des Vereinigten Königreichs enthält armen Gas-Kondensat in den triassischen Joanne-Sandsteinen und den mittelmiozänen Pentland-Sandsteinen. Ein umfassendes Gasanalyseprogramm wurde als integrierter Bestandteil der Feldentwicklung installiert, um die Gaszusammensetzung, -verteilung und -herkunft in den Reservoirs und dem Überdeckungsgestein vor dem Produktionsstart zu überwachen. Isotube OUT- und Isotube IN-Gasproben wurden gesammelt. Die Isotube IN-Daten zeigen, dass ein Teil des Gases recycelt wird, einschließlich Alkene, die Kontamination durch den Abbau von Schlammzusätzen darstellen; die Konzentrationen sind jedoch gering und scheinen die Isotopenwerte, die aus den C2- und C3-Isotube OUT-Gasen abgeleitet wurden, nicht signifikant zu beeinflussen. 13C-anreicherter Methan, der aus der Bohrmeißel-Metamorphose stammt, wird im Isotube IN-Gas aufgezeichnet, jedoch ebenfalls in geringen Konzentrationen. Gasdaten wurden auch von einem Continuous Isotope Logging Tool (CILT) erfasst, das Echtzeit-Gaskonzentrationen und Isotopenwerte von C1–C3 pro Fuß durch den gesamten gebohrten Abschnitt misst. Das CILT liefert somit einen kontinuierlichen Trend der Methan-Isotopenwerte in Abhängigkeit von der Tiefe, und dieser Trend ist nützlich zur Identifizierung von Änderungen in der Gaszusammensetzung. Allerdings bestehen bei CILT folgende Bedenken: (i) Die Nachweisgrenzen für stabile Kohlenstoffisotope C1–C3 bei Isotube OUT-Gasanalysen sind erheblich niedriger als bei CILT; aufgrund der niedrigeren Isotube-Gaskonzentrationen, die für die Messung von C3-Isotopen erforderlich sind, können Isotubes eine flachere vertikale thermogene Gas-Migrationsfront im Überdeckungsgestein kartieren. (ii) Diskrepanzen zwischen Isotube OUT- und CILT-Isotopenwerten können signifikant sein und lassen sich nicht auf analytische Unsicherheiten zurückführen; im Gegensatz dazu sind Testgas- und Isotube OUT-Isotopenwerte vergleichbar. Daher können CILT-Isotopenwerte aus bestimmten Tiefen nicht isoliert betrachtet werden, sondern müssen durch Isotube OUT-Isotopenmessungen ergänzt werden.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/f4f208002e259d423658fe2d01d1460a1748b1a9",
    doi = "10.1111/jpg.12745",
    is_oa = "true",
    number = "4",
    pages = "435-449",
    semanticscholar_citation_count = "13",
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    volume = "42"
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ZUSAMMENFASSUNG Das Cenozän des Nordseeraums gehört zu den am besten dokumentierten stratigraphischen Sukzessionen der Welt, und mehrere palynologische Ereignisse wurden für die chronostratigraphische Kontrolle über die Region hinweg erkannt. Die ständig wachsende Anzahl von Bohrungen, die für die Erdöl- und Erdgasexploration und -förderung untersucht werden, führt zur Generierung neuer biostratigraphischer Daten, die unser palynologisches Wissen über das Gebiet ständig erweitern. Hier beschreiben wir zwei neue Dinoflagellatenzysten-Arten aus einer Sukzession vom Unteren Eozän (Ypresium) bis zum Unteren Oligozän (Rupelium) im Gannet Field (UK Central North Sea). Es handelt sich um Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov., ein kurzlebiges Rupelium-Index-Taxon, und Alisocysta heilmannii sp. nov., die zuvor informell als Alisocysta sp. 2 bekannt war, ein Ypresium-Marker, der weit verbreitet von Biostratigraphern verwendet wird, die im Nordseeraum arbeiten. Die Entwicklung eines dichten Netzwerks von Trabekeln, die die Prozesse distal verbinden, ermöglicht es, Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov. deutlich von der sehr ähnlichen Reticulatosphaera actinocoronata zu unterscheiden. Das Hauptdiagnosemerkmal bei Alisocysta heilmannii sp. nov. ist die Entwicklung zarter penitabularer Septen. Beide Arten zeigen eine weit verbreitete paläogeographische Verteilung über den Nordseeraum. Wir dokumentieren auch die diversen Palynofloras, in denen die beiden neuen Arten vorkommen, und diskutieren die biostratigraphische Anwendung und paläoumweltlichen Settings.

@article{doi1010800191612220201819457,
    author = "Casas‐Gallego, Manuel und Gogin, I. und Vieira, M.",
    title = "Zwei neue Dinoflagellatenzysten-Arten und ihre biostratigraphische Anwendung im Eozän und Oligozän des Nordseeraums",
    year = "2020",
    journal = "Palynology",
    abstract = "ZUSAMMENFASSUNG Das Cenozän des Nordseeraums gehört zu den am besten dokumentierten stratigraphischen Sukzessionen der Welt, und mehrere palynologische Ereignisse wurden für die chronostratigraphische Kontrolle über die Region hinweg erkannt. Die ständig wachsende Anzahl von Bohrungen, die für die Erdöl- und Erdgasexploration und -förderung untersucht werden, führt zur Generierung neuer biostratigraphischer Daten, die unser palynologisches Wissen über das Gebiet ständig erweitern. Hier beschreiben wir zwei neue Dinoflagellatenzysten-Arten aus einer Sukzession vom Unteren Eozän (Ypresium) bis zum Unteren Oligozän (Rupelium) im Gannet Field (UK Central North Sea). Es handelt sich um Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov., ein kurzlebiges Rupelium-Index-Taxon, und Alisocysta heilmannii sp. nov., die zuvor informell als Alisocysta sp. 2 bekannt war, ein Ypresium-Marker, der weit verbreitet von Biostratigraphern verwendet wird, die im Nordseeraum arbeiten. Die Entwicklung eines dichten Netzwerks von Trabekeln, die die Prozesse distal verbinden, ermöglicht es, Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov. deutlich von der sehr ähnlichen Reticulatosphaera actinocoronata zu unterscheiden. Das Hauptdiagnosemerkmal bei Alisocysta heilmannii sp. nov. ist die Entwicklung zarter penitabularer Septen. Beide Arten zeigen eine weit verbreitete paläogeographische Verteilung über den Nordseeraum. Wir dokumentieren auch die diversen Palynofloras, in denen die beiden neuen Arten vorkommen, und diskutieren die biostratigraphische Anwendung und paläoumweltlichen Settings.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/5758ac835a5d7d8aba43283cd5fa34a89859011c",
    doi = "10.1080/01916122.2020.1819457",
    is_oa = "true",
    number = "2",
    pages = "337-349",
    semanticscholar_citation_count = "7",
    semanticscholar_id = "5758ac835a5d7d8aba43283cd5fa34a89859011c",
    volume = "45"
}

Zusammenfassung Das Pierce Field liegt 250 km östlich von Aberdeen im britischen Sektor des East Central Graben. Das Feld besteht aus zwei Salzdome, die die Falle für Öl und freies Gas im Reservoir des Forties Sandstone Member des Paläozän–Eozän bilden. Die Dome übten einen starken Einfluss auf die Sedimentation des Reservoirs aus, wobei die Bildung mehrstöckiger Sandsteinkörper eine komplexe Reservoirgeometrie bildeten, die zusätzlich durch ein hydrodynamisches Grundwasserleiter kompliziert wurde. Das Feld wird derzeit an die Haewene Brim schwimmende Produktions-, Lager- und Entladungsanlage (FPSO) geliefert und hat mehrere Entwicklungsphasen durchlaufen, während das Verständnis reifte. Es wurde zunächst mit sechs subsea horizontalen Ölproduzenten entwickelt, die mit der FPSO verbunden waren, wobei das produzierte Gas durch zwei Gasinjektoren zurückinjiziert wurde. Zwischen 2004 und 2005 wurde die Wasserinjektion in South Pierce eingeführt, um den Druck zu unterstützen und die Ausbreitung zu verbessern. Um die Gewinnung zu maximieren, wurden zwischen 2010 und 2016 vier zusätzliche Ölproduzenten gebohrt, wobei der letzte (dritte) Gasinjektor 2010 gebohrt wurde. Die Produktion wird primär durch die Kapazität der Gasverdichtung an der Oberfläche begrenzt, was die Optimierung des Gas/Öl-Verhältnisses zum Schwerpunkt der aktuellen Feldmanagementstrategie macht. Die letzte Phase der Feldentwicklung, die im ursprünglichen Feldentwicklungsplan enthalten ist, umfasst die Druckentlastung des Feldes durch die Installation einer Gasexportleitung.

@article{doi101144m52201822,
    author = "Hale, M. und Laird, R. und Gavnholt, J. und van Bergen, P. V.",
    title = "The Pierce Field, Blocks 23/22a und 23/27, UK North Sea",
    year = "2020",
    journal = "memoirs",
    abstract = "Zusammenfassung Das Pierce Field liegt 250 km östlich von Aberdeen im britischen Sektor des East Central Graben. Das Feld besteht aus zwei Salzdome, die die Falle für Öl und freies Gas im Reservoir des Forties Sandstone Member des Paläozän–Eozän bilden. Die Dome übten einen starken Einfluss auf die Sedimentation des Reservoirs aus, wobei die Bildung mehrstöckiger Sandsteinkörper eine komplexe Reservoirgeometrie bildeten, die zusätzlich durch ein hydrodynamisches Grundwasserleiter kompliziert wurde. Das Feld wird derzeit an die Haewene Brim schwimmende Produktions-, Lager- und Entladungsanlage (FPSO) geliefert und hat mehrere Entwicklungsphasen durchlaufen, während das Verständnis reifte. Es wurde zunächst mit sechs subsea horizontalen Ölproduzenten entwickelt, die mit der FPSO verbunden waren, wobei das produzierte Gas durch zwei Gasinjektoren zurückinjiziert wurde. Zwischen 2004 und 2005 wurde die Wasserinjektion in South Pierce eingeführt, um den Druck zu unterstützen und die Ausbreitung zu verbessern. Um die Gewinnung zu maximieren, wurden zwischen 2010 und 2016 vier zusätzliche Ölproduzenten gebohrt, wobei der letzte (dritte) Gasinjektor 2010 gebohrt wurde. Die Produktion wird primär durch die Kapazität der Gasverdichtung an der Oberfläche begrenzt, was die Optimierung des Gas/Öl-Verhältnisses zum Schwerpunkt der aktuellen Feldmanagementstrategie macht. Die letzte Phase der Feldentwicklung, die im ursprünglichen Feldentwicklungsplan enthalten ist, umfasst die Druckentlastung des Feldes durch die Installation einer Gasexportleitung.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/c7bdec14b3152826889ff29971032157fffafd4f",
    doi = "10.1144/M52-2018-22",
    is_oa = "true",
    number = "1",
    pages = "550-559",
    semanticscholar_citation_count = "1",
    semanticscholar_id = "c7bdec14b3152826889ff29971032157fffafd4f",
    volume = "52"
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Zusammenfassung Das Alba Field ist ein relativ schweres Ölreservoir, das sich in einem eozänen Tiefwasser-Kanal-Komplex im Block 16/26a des zentralen Nordsees befindet. Mit einem geschätzten In-Place-Volumen von 880 MMbbl zeichnet sich das Reservoir durch dicke, hohe Netto/Groß-Sande mit hervorragenden Reservoir-Eigenschaften und Gesteinsphysik aus, die für die seismische Eigenschaftserkennung günstig sind. Das Feld wurde durch horizontale Produktionsbohrungen entwickelt, wobei der Druck durch Meerwasser-Injektoren unterstützt wird. Nach 24 Jahren Produktion wurden mehr als 427 MMbbl gefördert. Im Laufe der Entwicklung haben die Ergebnisse der Entwicklungsbohrungen und die verbesserte Reservoirabbildung durch Seismik eine höhere Reservoirkomplexität offengelegt als bei der Sanction erwartet. Die stark unregelmäßige Reservoirgeometrie spiegelt wahrscheinlich die internen Stapelmuster von Kanalelementen innerhalb des Kanal-Komplexes wider, die lokal durch post-depositionale Remobilisierung überprägt werden. Diese erhöhte Reservoirkomplexität hat mehr Bohrungen erforderlich gemacht, um die erwarteten Volumina effektiv zu entwässern. Trotz dessen hat die Förderung die Schätzungen aus dem ursprünglichen Feldentwicklungsplan übertrafen, was auf eine extrem effiziente Wasserflutung zurückzuführen ist. 4D-Seismik bildet ausgedehnte Ausbreitungen weit entfernt von Injektoren und hervorragende Reservoirverbindung spektakulär ab. Während der gesamten Entwicklung war die Anwendung von Seismotechnologien ein Schlüsselfaktor für ein effektives Reservoirmanagement und, in die Zukunft blickend, zur Maximierung des Wertes.

@article{doi101144m52201846,
    author = "Moore, I. und Archer, J. und Peavot, David",
    title = "The Alba Field, Block 16/26a, UK North Sea",
    year = "2020",
    journal = "memoirs",
    abstract = "Zusammenfassung Das Alba Field ist ein relativ schweres Ölreservoir, das sich in einem eozänen Tiefwasser-Kanal-Komplex im Block 16/26a des zentralen Nordsees befindet. Mit einem geschätzten In-Place-Volumen von 880 MMbbl zeichnet sich das Reservoir durch dicke, hohe Netto/Groß-Sande mit hervorragenden Reservoir-Eigenschaften und Gesteinsphysik aus, die für die seismische Eigenschaftserkennung günstig sind. Das Feld wurde durch horizontale Produktionsbohrungen entwickelt, wobei der Druck durch Meerwasser-Injektoren unterstützt wird. Nach 24 Jahren Produktion wurden mehr als 427 MMbbl gefördert. Im Laufe der Entwicklung haben die Ergebnisse der Entwicklungsbohrungen und die verbesserte Reservoirabbildung durch Seismik eine höhere Reservoirkomplexität offengelegt als bei der Sanction erwartet. Die stark unregelmäßige Reservoirgeometrie spiegelt wahrscheinlich die internen Stapelmuster von Kanalelementen innerhalb des Kanal-Komplexes wider, die lokal durch post-depositionale Remobilisierung überprägt werden. Diese erhöhte Reservoirkomplexität hat mehr Bohrungen erforderlich gemacht, um die erwarteten Volumina effektiv zu entwässern. Trotz dessen hat die Förderung die Schätzungen aus dem ursprünglichen Feldentwicklungsplan übertrafen, was auf eine extrem effiziente Wasserflutung zurückzuführen ist. 4D-Seismik bildet ausgedehnte Ausbreitungen weit entfernt von Injektoren und hervorragende Reservoirverbindung spektakulär ab. Während der gesamten Entwicklung war die Anwendung von Seismotechnologien ein Schlüsselfaktor für ein effektives Reservoirmanagement und, in die Zukunft blickend, zur Maximierung des Wertes.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/6e9f3eeea53b4f5ef97a09529843aeeb34331b4b",
    doi = "10.1144/M52-2018-46",
    is_oa = "true",
    number = "1",
    pages = "637-650",
    semanticscholar_citation_count = "3",
    semanticscholar_id = "6e9f3eeea53b4f5ef97a09529843aeeb34331b4b",
    volume = "52"
}

Zusammenfassung Das Chestnut-Feld wurde 1986 entdeckt und befindet sich im Block 22/2a, Lizenz P354, des zentralen Nordsees im Vereinigten Königreich. Das Feld liegt etwa 7 km südlich des Britannia-Gas-Kondensat-Feldes und 8 km südöstlich des Alba-Ölfeldes am südlichen Rand des Witch Ground Graben. Das Feld besteht aus injiziertem unteren Eozän-Nauchlan-Sandstein, der in Horda-Formation-Schiefern eingebettet ist. Die Produktion des Chestnut-Feldes begann 2008 über das Hummingbird-Floating-Production-Vessel mittels zweier Förderbohrungen und einer Injektionsbohrung. Die komplexen Reservoirgeometrien stellen Herausforderungen für die seismische Bildgebung dar, und Produktionsdaten deuten auf ein größeres zusammenhängendes Volumen hin als aus seismischen Daten kartiert. Im Jahr 2017 wurde eine Infill-Förderbohrung gebohrt, um den Produktionsrückgang zu stoppen. Diese Bohrung bestätigte das Vorhandensein und die Vernetzung von Sandstein jenseits des Feldinneren und erhöhte das Vertrauen in die Verwendung seismischer Daten zur Vorhersage der Verteilung des Injektit-Reservoirs.

@article{doi101144m52201881,
    author = "van Oorschot, R. und Fletcher, A. und Basford, H. und Stuart, A.",
    title = "The Chestnut Field, Block 22/2a, UK North Sea",
    year = "2020",
    journal = "memoirs",
    abstract = "Zusammenfassung Das Chestnut-Feld wurde 1986 entdeckt und befindet sich im Block 22/2a, Lizenz P354, des zentralen Nordsees im Vereinigten Königreich. Das Feld liegt etwa 7 km südlich des Britannia-Gas-Kondensat-Feldes und 8 km südöstlich des Alba-Ölfeldes am südlichen Rand des Witch Ground Graben. Das Feld besteht aus injiziertem unteren Eozän-Nauchlan-Sandstein, der in Horda-Formation-Schiefern eingebettet ist. Die Produktion des Chestnut-Feldes begann 2008 über das Hummingbird-Floating-Production-Vessel mittels zweier Förderbohrungen und einer Injektionsbohrung. Die komplexen Reservoirgeometrien stellen Herausforderungen für die seismische Bildgebung dar, und Produktionsdaten deuten auf ein größeres zusammenhängendes Volumen hin als aus seismischen Daten kartiert. Im Jahr 2017 wurde eine Infill-Förderbohrung gebohrt, um den Produktionsrückgang zu stoppen. Diese Bohrung bestätigte das Vorhandensein und die Vernetzung von Sandstein jenseits des Feldinneren und erhöhte das Vertrauen in die Verwendung seismischer Daten zur Vorhersage der Verteilung des Injektit-Reservoirs.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/4bf224784dbf07897a1e9782836614a70d1b67fe",
    doi = "10.1144/M52-2018-81",
    is_oa = "true",
    number = "1",
    pages = "413-423",
    semanticscholar_citation_count = "3",
    semanticscholar_id = "4bf224784dbf07897a1e9782836614a70d1b67fe",
    volume = "52"
}

Entleerte Kreide-Ölfelder und Kreidestrukturen im dänischen Zentralgrabens, Nordsee, sind potenzielle CO2-Speicherstätten. In den meisten dieser Felder ist das Hauptreservoir die Oberkreide – Danische Kreidegruppe, und die Mergelsteine der Horda- und Lark-Formationen aus dem Eozän – Miozän bilden die primäre Abdichtung. In einigen Feldern besteht das Reservoir aus den Unterkreide-Formationen Tuxen und Sola. Hier wird angenommen, dass die Kreidegruppe die primäre Abdichtung bildet, die jedoch schlechte Gassperr-Eigenschaften aufweist; die Horda- und Lark-Formationen bilden eine effiziente sekundäre Abdichtung, obwohl sie im Profil recht hoch liegen. Diese Studie dokumentiert einen Workflow, der dazu beitragen kann, die Abdichtungsintegrität der Strukturen durch eine Integration von Schlammgasdaten aus Bohrungen mit seismischen Daten zu bewerten. Schlammgasdaten liefern detaillierte Informationen über die Verteilung und Arten von Gas (biogen oder thermogen) im gesamten Abdichtungsabschnitt und im Deckgebirge. Das Vorhandensein von Gasen mit höherer Kohlenstoffzahl (C3–C5, Propan bis Pentan) in der Abdichtung deutet auf eine Migration von thermogenem Gas in die thermisch unreifen abdichtenden Mergelsteine hin; wohingegen die Dominanz von C1 (Methan) und teilweise C2 (Ethan) wahrscheinlich auf das Vorhandensein von vor Ort erzeugtem biogenem Gas in den Mergelsteinen hinweist, was darauf schließen lässt, dass keine Probleme mit der Abdichtungsintegrität bestehen. Die vertikale Front der thermogenen Gasmigration wurde bestimmt, und ein „Ampel"-Indikatorsystem wurde zur Bewertung der Abdichtungsintegrität verwendet. Wo keine oder nur geringe Migration von thermogenem Gas in die primäre Abdichtung stattgefunden hat und eine primäre Abdichtung >30 m dick vorhanden ist, wird die Abdichtung als gut integrierend (grün) betrachtet. Wenn einige signifikante Migration von thermogenem Gas in die primäre Abdichtung stattgefunden hat, aber mehr als 30 m primärer Abdichtung über der Front der thermogenen Gasmigration vorhanden sind, ist die Abdichtungsintegrität reduziert (gelb). In Strukturen, in denen eine Migration von thermogenem Gas durch die primäre Abdichtung und in das Deckgebirge aufgezeichnet wurde, wird die Abdichtungsintegrität als schlecht (rot) betrachtet. In Bereichen, in denen eine signifikante Leckage von thermogenem Gas in die Abdichtung stattgefunden hat, treten häufig hochdichte, niedrigporöse karbonatische Lager auf, die in den abdichtenden Mergelsteinen eingeschlossen sind und als aus methan-abgeleiteten authigenen Karbonaten (MDACs) bestehend interpretiert werden. Seismische Daten zeigen eine überzeugende Korrelation zwischen der Leckage, wie sie aus Schlammgasdaten hervorgeht, und dem Vorhandensein von vertikalen Wipe-out-Zonen (Gas-Schloten), hellen Zonen (gasbeladene Sedimente oder MDACs) und Vertiefungen (Pockmarks). Im Allgemeinen zeigen potenzielle CO2-Speicherstätten im Untersuchungsgebiet in tektonisch invertierten Strukturen eine gute Abdichtungsintegrität, dies kann jedoch lokal reduziert sein und zusätzliche Analysen erfordern. Speicherstätten, die mit Salzdiapiren assoziiert sind, zeigen im Allgemeinen eine schlechte Abdichtungsintegrität und sind wahrscheinlich schlechte Kandidaten für die CO2-Speicherung. In Kombination sind Schlammgas- und seismische Daten daher leistungsfähige Werkzeuge, um (paläo-) Leckagephänomene zu untersuchen und Unterstützung für die Bewertung der Abdichtungsintegrität auf lokaler bis regionaler Ebene zu bieten.

@article{doi101111jpg12830,
    author = "Petersen, H. und Smit, F.",
    title = "ANWENDUNG VON SCHLAMMGASDATEN UND LECKAGEPHÄNOMENEN ZUR BEWERTUNG DER VERSIEGELUNGSINTEGRITÄT POTENZIELLER CO2-SPERTEGELÄNDE: EINE UNTERSUCHUNG VON KREIDESTRUKTUREN IM DÄNISCHEN ZENTRALGRABEN, NORDSEE",
    year = "2022",
    journal = "Journal of Petroleum Geology",
    abstract = "Ausgeprägte Kreideölfelder und Kreidestrukturen im dänischen Zentralgraben, Nordsee, sind potenzielle CO2-Speichergelände. In den meisten dieser Felder ist das Hauptreservoir die Oberkreide–Danische Kreidegruppe, und die Eozän–Miozän-Schlammschiefer der Horda- und Lark-Formationen bilden die primäre Versiegelung. In einigen Feldern besteht das Reservoir aus den Unterkreide-Formationen Tuxen und Sola. Hier wird angenommen, dass die primäre Versiegelung die Kreidegruppe ist, die jedoch schlechte Gassperreigenschaften aufweist; die Horda- und Lark-Formationen bilden eine effiziente sekundäre Versiegelung, obwohl sie im Profil recht hoch liegen. Diese Studie dokumentiert einen Workflow, der bei der Bewertung der Versiegelungsintegrität der Strukturen durch Integration von Schlammgasdaten aus Bohrungen mit seismischen Daten helfen kann. Schlammgasdaten liefern detaillierte Informationen über die Verteilung und Art des Gases (biogen oder thermogen) im gesamten Versiegelungsabschnitt und im Deckgebirge. Das Vorhandensein von Gasen mit höherem Kohlenstoffgehalt (C3–C5, Propan bis Pentan) in der Versiegelung deutet auf die Migration von thermogenem Gas in thermisch unreife versiegelnde Schlammschiefer hin; wohingegen die Dominanz von C1 (Methan) und teilweise C2 (Ethan) wahrscheinlich auf das Vorhandensein von vor Ort gebildetem biogenem Gas in den Schlammschiefern hinweist und somit darauf, dass keine Probleme mit der Versiegelungsintegrität bestehen. Die vertikale Front der thermogenen Gasmigration wurde bestimmt, und ein „Ampel"-Indikatorsystem wurde zur Bewertung der Versiegelungsintegrität verwendet. Wo keine oder nur geringe Migration von thermogenem Gas in die primäre Versiegelung stattgefunden hat und eine primäre Versiegelung mit einer Dicke von >30 m vorhanden ist, wird die Versiegelung als gut integrierend (grün) betrachtet. Wenn einige signifikante Migration von thermogenem Gas in die primäre Versiegelung stattgefunden hat, aber mehr als 30 m primäre Versiegelung über der Front der thermogenen Gasmigration vorhanden sind, ist die Versiegelungsintegrität reduziert (gelb). In Strukturen, in denen eine Migration von thermogenem Gas durch die primäre Versiegelung und in das Deckgebirge aufgezeichnet wurde, wird die Versiegelungsintegrität als schlecht (rot) betrachtet. In Gebieten, in denen eine signifikante Leckage von thermogenem Gas in die Versiegelung stattgefunden hat, treten häufig hochdichte, niedrigporöse karbonatische Lager auf, die in den versiegelnden Schlammschiefern eingeschlossen sind und als aus methan-abgeleitetem authigenen Karbonaten (MDACs) bestehend interpretiert werden. Seismische Daten zeigen eine überzeugende Korrelation zwischen der Leckage, wie sie aus Schlammgasdaten hervorgeht, und dem Vorhandensein vertikaler Wipe-out-Zonen (Gas-Schächte), heller Zonen (gasbeladene Sedimente oder MDACs) und Vertiefungen (Pockmarks). Im Allgemeinen zeigen potenzielle CO2-Speichergelände im Untersuchungsgebiet in tektonisch invertierten Strukturen eine gute Versiegelungsintegrität, dies kann jedoch lokal reduziert sein und zusätzliche Analysen erfordern. Speichergelände, die mit Salzdiapiren assoziiert sind, zeigen im Allgemeinen eine schlechte Versiegelungsintegrität und sind wahrscheinlich keine guten Kandidaten für die CO2-Speicherung. In Kombination sind Schlammgas- und seismische Daten daher leistungsfähige Werkzeuge, um (paläo-) Leckagephänomene zu untersuchen und Unterstützung für die Bewertung der Versiegelungsintegrität auf lokaler bis regionaler Ebene zu bieten.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/e53510ae4a85f99f557a7b2136b51fb1ab30a729",
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    number = "1",
    pages = "47-75",
    semanticscholar_citation_count = "6",
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    volume = "46"
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Der Eozän-Oligozän-Übergang (EOT) (∼34 Ma) ist durch die schnelle Entwicklung eines halbpermanenten antarktischen Eisschildes gekennzeichnet, wie durch eisgestrandetes Geröll und eine Zunahme des δ18O im Tiefseewasser um 1–1,5‰ angedeutet wird. Proxy-Rekonstruktionen deuten auf einen Rückgang der atmosphärischen CO2-Konzentration und eine globale Abkühlung hin. Wie diese Veränderungen die Oberflächentemperaturen des Nordatlantiks und die Schichtung des Ozeanwassers beeinflusst haben, bleibt unzureichend geklärt. In dieser Studie wenden wir die Clumped-Isotopen-Thermometrie auf gut erhaltene planktonische Foraminiferen an, die mit geringeren Tiefen des gemischten Schichtes bis zum Subthermoklin in Driftablagerungen des internationalen Ozean-Entdeckungsprogramms Site 1411 in Neufundland über vier Intervalle, die den EOT umfassen, assoziiert sind. Die im Thermoklin/gemischten Schicht lebenden Foraminiferen dokumentieren eine Abkühlung von 1,9 ± 3,5 K (Mittelwert ± 95% CI) über den EOT hinweg. Während die Amplitude der Abkühlung mit früheren Rekonstruktionen der Meerestemperatur (SST) vergleichbar ist, scheinen die absoluten Temperaturen (Eozän 20,0 ± 2,9°C, Oligozän 18,0 ± 2,2°C) kälter zu sein als frühere organische Proxy-Rekonstruktionen für den nördlichsten Atlantik, die auf diesen Standort extrapoliert wurden. Wir diskutieren saisonale Verzerrungen, die Aufzeichnungstiefe und die angemessene Berücksichtigung der Paläobreiten, die alle den Vergleich zwischen SST-Rekonstruktionen und Modellausgaben erschweren. Unsere im Subthermoklin lebenden Foraminiferen dokumentieren eine größere Abkühlung über den EOT hinweg (Eozän 19,0 ± 3,5°C, Oligozän 13,0 ± 3,2°C, Abkühlung von 5,5 ± 4,6 K) als Foraminiferen aus dem Thermoklin/gemischten Schicht, was mit der globalen Abkühlung und einer Zunahme der Ozeanschichtung übereinstimmt, die möglicherweise mit dem Beginn oder der Intensivierung der atlantischen meridionalen Umwälzströmung zusammenhängt.

@article{doi1010292023pa004809,
    author = "Kocken, I. und Nooteboom, Peter D. und Veen, K. und Coxall, H. und Müller, I. A. und Meckler, A. und Ziegler, Martin",
    title = "North Atlantic Temperature Change Across the Eocene‐Oligocene Transition From Clumped Isotopes",
    year = "2024",
    journal = "Paleoceanography and Paleoclimatology",
    abstract = "Der Eozän-Oligozän-Übergang (EOT) (∼34 Ma) ist durch die schnelle Entwicklung eines halbpermanenten antarktischen Eisschildes gekennzeichnet, wie durch eisgestrandetes Geröll und eine Zunahme des δ18O im Tiefseewasser um 1–1,5‰ angedeutet wird. Proxy-Rekonstruktionen deuten auf einen Rückgang der atmosphärischen CO2-Konzentration und eine globale Abkühlung hin. Wie diese Veränderungen die Oberflächentemperaturen des Nordatlantiks und die Schichtung des Ozeanwassers beeinflusst haben, bleibt unzureichend geklärt. In dieser Studie wenden wir die Clumped-Isotopen-Thermometrie auf gut erhaltene planktonische Foraminiferen an, die mit geringeren Tiefen des gemischten Schichtes bis zum Subthermoklin in Driftablagerungen des internationalen Ozean-Entdeckungsprogramms Site 1411 in Neufundland über vier Intervalle, die den EOT umfassen, assoziiert sind. Die im Thermoklin/gemischten Schicht lebenden Foraminiferen dokumentieren eine Abkühlung von 1,9 ± 3,5 K (Mittelwert ± 95% CI) über den EOT hinweg. Während die Amplitude der Abkühlung mit früheren Rekonstruktionen der Meerestemperatur (SST) vergleichbar ist, scheinen die absoluten Temperaturen (Eozän 20,0 ± 2,9°C, Oligozän 18,0 ± 2,2°C) kälter zu sein als frühere organische Proxy-Rekonstruktionen für den nördlichsten Atlantik, die auf diesen Standort extrapoliert wurden. Wir diskutieren saisonale Verzerrungen, die Aufzeichnungstiefe und die angemessene Berücksichtigung der Paläobreiten, die alle den Vergleich zwischen SST-Rekonstruktionen und Modellausgaben erschweren. Unsere im Subthermoklin lebenden Foraminiferen dokumentieren eine größere Abkühlung über den EOT hinweg (Eozän 19,0 ± 3,5°C, Oligozän 13,0 ± 3,2°C, Abkühlung von 5,5 ± 4,6 K) als Foraminiferen aus dem Thermoklin/gemischten Schicht, was mit der globalen Abkühlung und einer Zunahme der Ozeanschichtung übereinstimmt, die möglicherweise mit dem Beginn oder der Intensivierung der atlantischen meridionalen Umwälzströmung zusammenhängt.",
    url = "https://onlinelibrary.wiley.com/doi/pdfdirect/10.1029/2023PA004809",
    doi = "10.1029/2023PA004809",
    is_oa = "true",
    number = "3",
    semanticscholar_citation_count = "3",
    semanticscholar_id = "795487d092c25a88e3b7f72bd5b0e6521aa9056e",
    volume = "39"
}

@incollection{kingNonethe,
    author = "King, C.",
    title = "The North Sea Basin: Eocene",
    year = "None",
    booktitle = "A revised correlation of Tertiary rocks in the British Isles and adjacent areas of NW Europe",
    url = "https://doi.org/10.1144/sr27.11",
    doi = "10.1144/sr27.11",
    pages = "155-228"
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