OBERSEMINAR THEMA: DIE ERDÖL- UND ERDGASLAGERSTÄTTEN DER NORDSEE

Transkript

1 OBERSEMINAR THEMA: DIE ERDÖL- UND ERDGASLAGERSTÄTTEN DER NORDSEE BETREUER: PROF. DR. R. VULPIUS BEARBEITER: CARMEN JUNGHANNS DATUM: 27. APRIL 2000

2 INHALTSVERZEICHNIS Kapitel Seite 1. Zusammenfassung und Ausblick 1 2. Einführung 1 3. Die Entstehung des Nordseebeckens als erdölgeologisches Becken Präkarbone Entwicklung Karbon Die kohleführenden Schichten des Westfal A und B Zechstein Trias Jura Die Kimmeridge Clay- Formation Kreide Tertiär Wichtigste Fallentypen 7 4. Wirtschaftsgeologische Bewertung Deutschland Dänemark Niederlande Großbritannien Norwegen 8 5. Offshore- Bohrtechnik Literaturverzeichnis 12 ANHANG 13

3 1. Zusammenfassung und Ausblick Das Nordseebecken entwickelte sich aufgrund von Kompressions- und Extensionsbewegungen, assoziiert mit horizontalen Verschiebungen, zu einem Becken mit einem komplexen System von Kippschollen, Gräben und Horsten. Im Laufe der Zeit kam es zu immer stärkeren Absenkungen, besonders in den Gräben. Auf dieser Grundlage lagerten sich mächtige Sedimentgesteinseinheiten ab, welche die Mutter- und Speichergesteinskomplexe für die Kohlenwasserstoffe der Nordsee beherbergen. Die eigentliche stratigraphische Entwicklung des Nordseebeckens beginnt im Devon. Im Karbon liegt die erste und wichtigste Erdgas- Muttergesteinsformation dieses Gebietes, die kohleführenden Schichten des Westfal A und B. Die zugehörigen Speichergesteine sind die Sandsteine des Rotliegend. Dieser Komplex bildet das erste von zwei wirtschaftlich wichtigen Stockwerken im Nordseebecken. Im zweiten Stockwerk ist die Kimmeridge- Clay- Formation mit zugehörigen Speichergesteinen im Jura, in der Kreide und im Tertiär der erdölgeologisch bedeutendste Komplex. Erdöl ist und wird mindestens in den nächsten zwei bis drei Jahrzehnten weltweit der wichtigste Energieträger bleiben. Jedoch wird beim konventionellen Erdöl zwischen 2010 und 2020 mit großer Wahrscheinlichkeit die maximale Förderung erreicht sein (Welt). Die Nordsee als weltgrößtes offshore- Fördergebiet spielt im Weltmaßstab der Erdölförderung eine eher unbedeutende Rolle. Auf dem Erdgas- Sektor werden die Nordsee- Anrainerstaaten jedoch noch eine Weile präsent sein, die Erdgasproduktion kann sogar noch gesteigert werden. 2. Einführung Das Nordseebecken liegt auf der nördlichen Halbkugel auf dem Schelfbereich der Eurasischen Platte. Begrenzt wird es im Süden und Osten durch den europäischen Kontinent (Norwegen, Schweden, Deutschland, Dänemark, Niederlande) sowie im Westen durch die Britische Insel. Die regionalgeologisch- tektonischen Begrenzungen sind präkänozoisch im Osten der Fennoskandische Kraton, im Nordwesten die Britisch- Skandinavischen Kaledoniden und im Süden das Brabanter Massiv bzw. der nördliche Außenrand der mitteleuropäischen Varisziden. Abbildung 1 zeigt die Lage des Nordseebeckens in Mitteleuropa.

4 Abb. 1 Geologische Gliederung Mitteleuropas aus: R. Walter- Regionale Geologie von Mitteleuropa 3. Die Entstehung des Nordseebeckens als erdölgeologisches Becken 3.1 Präkarbone Entwicklung Die spätkaledonische Orogenese an der Wende Silur/ Devon führte paläogeographisch zu einer fundamentalen Veränderung in der Plattenkonfiguration. Es kam zur Bildung des kaledonischen Faltengürtels. Postorogen veränderten Kompressions- und Extensionsbewegungen, assoziiert mit horizontalen Bewegungen, das Gebiet es kam zur Anlage von Gräben und pull- apart- Becken. In diesem Zeitraum kam es zu keiner nennenswerten Generation von Kohlenwasserstoffen. 3.2 Karbon Die tektonische Entwicklung im Karbon ist gekennzeichnet durch Extensionsbewegungen, welche zu einer weiteren Gliederung des Nordseebeckens in Gräben und Horste führte. Weiterhin entwickelte sich das südliche und mittlere Nordseegebiet zu einer relativ breiten, flachen Verebnungsfläche mit direkter Verbindung zum marinen Sedimentationsraum der varistischen Vortiefe im Süden. Dadurch kam es zu Ingressionen aus Süden und es breiteten sich weitflächig Flachwasserkalke sowie kohleführende Sandstein- Tonschiefer- Folgen aus. Ab dem Westfal herrschten im südlichen und mittleren Nordseegebiet paralische Verhältnisse. Es kam zur Ablagerung von m mächtigen kohleführenden Schichten des Westfal A und B, welche die Muttergesteinsformationen für die Erdgaslager des südlichen Nordseebeckens bilden. Diese Muttergesteinskomplexe sind vor allem erdgasgeologisch bedeutend. Sie bilden das erste von zwei wirtschaftlich wichtigen Stockwerken im Nordseebecken.

5 3.2.1 Die kohleführenden Schichten des Westfal A und B Diese Schichten bilden, wie schon erwähnt, die älteste und wichtigste Quelle für die Gasakkumulationen im Nordseebecken. Vorwiegend im südlichen Teil der Nordsee, in den Niederlanden und in Norddeutschland treten bedeutende Gasvorkommen auf. Im Känozoikum wurden die Schichten bis zu 7000 m versenkt, dadurch erreichten die Kohlen das Stadium der späten Katagenese bis Metagenese, abhängig natürlich von geographischer und stratigraphischer Lage. Nach TEICHMÜLLER et.al. (1979) liegt eine Vitrinit- Reflektanz von 1,0 bis 2,6% vor. Die Migration der Erdgase erfolgte vom Muttergestein in überlagernde Speicher des Oberkarbon bis zum Rotliegenden. Dies sind hauptsächlich Dünensande. Das geförderte Erdgas ist trocken und süß, der Methangehalt liegt bei Mol-%, das Kondensat: Gas- Verhältnis um 2 bbl/ MMSCF, der Stickstoffgehalt generell um 2%, der Kohlendioxidgehalt meist unter 0,6 Mol-%. Zum Teil treten außergewöhnlich hohe Gehalte an Stickstoff auf, welche auf spezifische Muttergesteinseigenschaften (fortgeschrittener Inkohlungsgrad) zurückzuführen sind. Diese höheren Inkohlungsgrade sind begründet im Rotliegend- Vulkanismus, welcher durch erhöhte Temperaturen (Magmenaufstieg) die Kohlen des Westfal A und B stark beeinflußte. Die wichtigsten Fördergebiete für das Erdgas sind das Sole Pit- Teilbecken, das Silver Pit- Becken (gehören zum Southern Gas Basin von Großbritannien) mit den Förderfeldern Leman, Hewett, West Sole, Ravenspurn, Indefatigable, usw Zechstein Der Zechstein im Nordseebecken ist geprägt durch sieben Karbonat- Evaporit- Zyklen, welche mit Mächtigkeiten um 1000 m vor allem in den Hauptbecken auftreten. Die abgelagerten Steinsalze sind erdgasgeologisch bedeutend, da sie die Deckschichten für die Erdgase des unteren Stockwerkes bilden. 3.4 Trias Das strukturelle Muster der Nordsee wurde während der Trias durch die Anlage von vorwiegend N- S- orientierten Riftgräben modifiziert. Die wichtigsten Gräben sind der Viking- Graben, der Zentralgraben, der Moray Firth- Graben und der Egersund- Graben. Die Sedimentmächtigkeiten in den Gräben sind in Tabelle 1 dargestellt. Nordsee- Graben Sedimentmächtigkeit in m Horn- Graben Zentralgraben Egersund- Becken Norddänisches Becken bis bis 3500 ca Tab. 1 Sedimentmächtigkeiten der Trias zusammengestellt aus: R. Walter- Regionale Geologie von Mitteleuropa Erdölgeologisch ist die Trias relativ unbedeutend, da in diesem Sedimentationszeitraum keine wirtschaftlich wichtigen Kohlenwasserstoffe gebildet wurden. 3.5 Jura Der Jura ist gekennzeichnet durch eine gesteigerte tektonische Aktivität, welche sich vor allem in störungskontrollierten, synsedimentären Senkungsbewegungen äußerte. Die kimmerische Riftphase führte zu einer völligen Neuordnung des paläogeographischen Musters und wird mit der Heraushebung des Zentral- Nordsee- Doms assoziiert, welcher über der triple junction zwischen Viking-/ Zentral- und Moray Firth- Graben liegt. Vom

6 Kimmeridge bis zum Valangin verlief die Krustenextension sehr rasch und erreichte den Höhepunkt in der spätkimmerischen Phase. Im unteren Jura wurden vorwiegend tonige Sedimente abgelagert, deren heutige Verbreitung durch weitflächige Erosion während des mittleren Jura stark eingeschränkt ist. In unmittelbarer Umgebung des Zentral- Nordsee- Doms sowie in den Hauptgrabenstrukturen kam es im mittleren Jura zur Akkumulation von Deltasandsteinen, welche wichtige Erdölund Erdgasspeichergesteine darstellen. Im oberen Jura herrschten in verschiedenen Beckenteilen wieder marine Verhältnisse, welche zur Ablagerung von dunklen z.t. mit hohen TOC- Gehalten führten. Diese Tone werden als Kimmeridge Clay bezeichnet, sie bilden das wichtigste Erdölmuttergestein der zentralen und nördlichen Nordsee und bilden innerhalb des zweiten bedeutenden Stockwerkes die wichtigste Einheit Die Kimmeridge Clay- Formation Der TOC- Gehalt dieser Formation reicht von 2 bis 12%. Die Kerogentypen wurden mit Hilfe von visuellen Bewertungen und chemischen Analysen bestimmt. Dabei ergab sich für die Gebiete von wirtschaftlichem Interesse ein Kerogentyp II, welcher z.t. durch Kerogentyp I ersetzt sein kann. Die Mächtigkeiten liegen um 580 m (Bohrung 15/3-1, Norwegen). Die Kohlenwasserstoffmigration und der Einfang korreliert mit der Lagerstätten- Diagenese. Die Migrationsraten reichen von 20% im nördlichen bis 90% im südlichen Viking- Graben; die sekundäre Migration wird gesteuert durch Auftriebskräfte und hydrodynamische Strömung. Die Migrationswege variieren zwischen den einzelnen Ölfeldern die vertikale Migration verläuft hauptsächlich in Störungen und Klüften, für die sekundäre laterale Migration sind Wege in jurassische Speiche am typischsten. 3.6 Kreide Die alpine Orogenese als Resultat der Kollision von Afrika und Europa veränderte in einigen Teilgebieten die Beckenkonfiguration, obwohl die Grenze der alpinen Deformation in Zentraleuropa lag. Sie verursachte ein N- W- orientiertes Deformationsband in der zentralen und südlichen Nordsee. Die Ursache der resultierenden Beckeninversion wird in einer transpressionalen Deformation gesehen. Parallel zu diesen Ereignissen im Süden öffnete sich der Atlantik weiter und die Nordsee- Gräben stagnierten in ihrer Entwicklung als unvollkommen ausgebildete Rifts. Am Schluß der alpinen Orogenese kam es zur weiteren Absenkung der Beckenstrukturen, wobei die Subsidenz nicht gleichmäßig erfolgte, sondern vorwiegend in den N- S- orientierten Gräben stattfand. Die Unterkreide ist gekennzeichnet durch Reliefausgleich, welcher durch die kontinentale Sedimentation von Tonsteinen zustande kam. Während der Oberkreide lagerten sich Kalke der Schreibkreide- Formation ab mit Mächtigkeiten zwischen 400 und 500 m. In Gräben beträgt ihre Mächtigkeit bis zu 1800 m und in stabilen Schwellengebieten < 200 m. Der Höhepunkt der allgemeinen Transgression lag im Maastricht, während bereits erste tektonische Inversionsbewegungen in der südlichen Nordsee während der subherzynen Phase stattfanden. Nach der Zeit der Oberkreide kam es zu einer starken Einengung des Nordseebeckens. Die Oberkreide- Kalke gehören zu den wichtigsten Erdöl-/ Erdgasspeichergesteinen der mittleren Nordsee. Diese synsedimentären Kalke besitzen ein hohes Kluftspeicherpotential, welches durch die Auflockerung des Sediments in Bruchzonen zustande kam.

7 Abb. 2 Schema der tektonisch- magmatischen Entwicklung Mitteleuropas während des Mesozoikums und Känozoikums gekürzt aus: R. Walter- Regionale Geologie von Mitteleuropa 3.7 Tertiär Laramische Dehnungsbewegungen führten im Paleozän zu verstärkter Absenkung der Nordseegräben, in welche sich dann turbiditische Tiefwassersande ablagerten, welche zu den wichtigsten Erdöl-/ Erdgasspeichergesteinen der zentralen und nördlichen Nordsee gehören. Die zugehörigen Erdölmuttergesteine sind Tone des Paleozän, welche einen hohen TOC- Gehalt aufweisen. Im Eozän nahm das Nordseebecken seine heutige Gestalt an flachschüsselförmig symmetrisch. In diesem Zeitraum bildeten sich im Norden nochmals Sandsteine mit günstigen Speichereigenschaften neben der Ablagerung von Tonsteinen und gelegentlich eingewehten vulkanischen Tuffen. Die Mächtigkeiten der gesamten Tertiär- Ablagerungen liegen im mittleren Beckenteil bei 3500 m, in den Randgebieten treten geringere Mächtigkeiten zutage.

8 Abb. 3 Stratigraphische Abfolgen der Britischen und Norwegischen Nordsee. Kompilation der Schichtfolgen, produktiven Speicher und potentiellen Muttergesteine. Zuordnung der Ölspeicher: 1) Fladen Ground Spur, 2) Beatrice Feld, 3) Andrew Fmt. in Fladen Ground Spur aus: H. Kulke- Regionale Erdöl- und Erdgasgeologie der Erde

9 3.8 Wichtigste Fallentypen Wichtigster Fallentyp im größten Teil des Nordseebeckens sind Kippschollen (ca. 70% der Kohlenwasserstoff- Reserven der nördlichen Nordsee) und Horste z.t. kombiniert mit stratigraphischen Fallen. Einzelne Fallentypen: Fallen an Aufdomungen der Zechstein- Evaporite treten vorwiegend in der zentralen und südlichen Nordsee auf; bergen die Hauptreserven im Esmond-/ Forbes- und Gordon- Gasfeld (Buntsandstein) sowie in den Ölfeldern des Greater Ekofisk - Gebietes (Tertiär) Kippschollen- und Horst- Fallen hauptsächlich in den Gebieten der mesozoischen Gräben mit jurassischen Speichern; Bsp.: Ölfelder Brent und Statfjord Antiklinale Fallen sind generell störungsgebunden; vorwiegend in Rotliegend- und Oberkarbon- Speichergesteinen; Bsp.: Southern Gas Basin Stratigraphische Fallen meistens an Turbiditfächer und debris flow- Ablagerungen des oberen Jura gebunden; Speicher liegen im frühen Tertiär; Bsp.: Central Brae Field, Frigg-, Balder-, Alba- Fields Abb. 4 Schematische Darstellung der Sedimentfüllung eines Grabens (aus Kulke, 1988). 1: gestapelte Alluvialfächer, von den angehobenen Grabenschultern geschüttet; 2: mediane, sandreiche Fazies, meist fluviatil; 3: vereinzelt auftretender Synrift- Vulkanismus; 4: distale Seesedimente (häufig Muttergesteinsfazies); 5: Evaporite, i.a. synchron mit dem Rift- Aufbrechen; 6: marine Mergel; 7: Kalkstein; 8: Riff aus: H. Kulke- Regionale Erdöl- und Erdgasgeologie der Erde 4. Wirtschaftsgeologische Bedeutung Die Nordsee stellt derzeit das größte offshore- Fördergebiet der Erde dar. Bezüglich der Welterdölreserven spielt die Nordsee jedoch eine eher untergeordnete Rolle. Da die Maximumproduktion schon 1994/ 95 erreicht war, ist damit zu rechnen, daß die OPEC- Staaten ihre Produktion und Kapazitäten sowie die Liefermengen steigern werden, um auch den europäischen und vor allem den asiatischen Markt zu versorgen. Für die Deckung des Erdgasbedarfs steht vor allem Norwegen in Konkurrenz zu Holland, Algerien und der GUS. Norwegen kann die Gasproduktion bis auf 65 Mrd. cbm/ a ausbauen, so daß auch nach den abgeschlossenen Lieferverträgen aus dem Troll- Feld ein beträchtliches Exportpotential verbleibt. 4.1 Deutschland Die offshore- Exploration begann 1964 in 4 Bohrkampagnen mit 55 Bohrungen. Eine wirtschaftliche Förderung wurde jedoch nicht erzielt. Als limitierender Faktor hierfür wird der hohe Stickstoff- Gehalt in den angetroffenen Gasen angesehen. Erwähnenswert ist

10 Deutschlands größtes Erdölfeld Mittelplate im Nationalpark Schleswig- Holsteinisches Wattenmeer mit gewinnbaren Reserven von 27 Mio. t (1998). 4.2 Dänemark Das erste Ölfeld wurde 1971 in der südlichen Nordsee entdeckt. Seit 1973 wurde die Ölproduktion ständig gesteigert. Das zukünftige Ölpotential wird im Zentralgraben in stratigraphischen Fallen in Kreidespeichern und jurassischen Sandsteinen erwartet. Die Gasbzw. Kondensatvorräte hofft man in jurassischen Speichern in tieferer Beckenlage zu finden. 4.3 Niederlande Seit Explorationsbeginn 1935 wurden bis 1992 ca. 530 Explorationsbohrungen im Nordseegebiet niedergebracht. Von den förderbaren Erdöl- und Erdgasreserven waren Ende 1991 ca. 50% gefördert. Mächtige Rotliegend- Speicher liegen direkt über kohleführenden Muttergesteinen; die geschlossene Abdeckung durch die Zechsteinsalze ist erhalten geblieben. Weiterhin beinhaltet der niederländische Anteil am Zentralgraben ölführende jurassische Gesteine. 4.4 Großbritannien Das erste britische offshore- Gasfeld ( West Sole ) wurde 1965 entdeckt waren die größten Gasfelder Hewett, Leman und Indefatigable entdeckt, welche Großbritannien zu einer autarken Nation machten. Bis 1989 wurden ca. 33% der Erdgasvorräte verbraucht. Im Jahre 1990 wurde das Erdgas im britischen Sektor aus 26 Gasfeldern und 2 Gas-/ Kondensatfeldern gefördert. Die Explorationsgeschichte des Erdöls gestaltet sich noch eindrucksvoller: 1970 wurde das Forties- Feld im Zentralgraben entdeckt. Die ursprünglich förderbaren Erdölreserven lagen bei Mio. t, von denen bis Ende 1989 ca. 50% gefördert waren. Die Entdeckungsraten liegen im Southern Gas Basin bei 1: 4 und im Gebiet des Viking- und Zentralgrabens bei 1: 5,4. Die Wahrscheinlichkeit, weitere größere Erdöl- und Erdgasfelder zu finden, sehr gering. Die Industrie entwickelt sich jedoch weitgehend dahin, auch kleinere Funde noch wirtschaftlich fördern zu können. Zudem erleichtert eine weitere Ausdehnung des Pipeline- Netzes den Anschluß kleinerer Vorkommen. Weiterhin spielt der Rohölpreis eine wesentliche Rolle für die Aufschluß- und Entwicklungstätigkeit, erfahrungsgemäß nehmen diese bei fallenden Ölpreisen kräftig ab. 4.5 Norwegen Die tägliche Förderung auf dem norwegischen Festlandssockel liegt bei ca. 2 Mio. bbl Erdöl und 71,2 Mio. cbm Erdgas (1993). Damit ist Norwegen viertgrößter Erdölexporteur der Welt. Die Explorationsgeschichte begann 1966, als auf der Bohrinsel Ocean Traveller die erste Suchbohrung niedergebracht wurde. Die erste fündige Bohrung hingegen wurde 1969 im Greater Ekofisk - Feld abgeteuft. Aufgrund von Berechnungen wurde nachgewiesen, daß die Ölvorkommen für 40 Jahre und die Gasvorkommen für 80 Jahre Förderung ausreichend sind. Da die Erdöl- und Erdgasreserven auf dem norwegischen Festlandssockel zu den teuersten bzgl. Exploration und Förderung gehören, sind kosteneffektive und umweltschonende Lösungen besonders stark gefragt. Eine zunehmend wichtigere Rolle spielt das Erdgas, welches 25% des Weltverbrauchs an fossilem Brennstoff liefert. Aufgrund seines niedrigen Kohlendioxid- Gehaltes liegt demzufolge auch die CO2- Emissionsrate sehr niedrig. Der norwegische Gasexport wird für 2010 auf 90 Mrd. cbm/ a geschätzt, die Gasreserven in der norwegischen Nordsee liegen bei ca Mrd. cbm. Norwegens größte Vorräte birgt das Troll- Feld, welches mit einer Produktionsplattform von 470 m Höhe ausgestattet ist. Die bedeutendsten Pipelines sind die Statpipe/ Norpipe mit einer Länge von 880 km und einer Kapazität von 18 Mrd. cbm Erdgas/ a sowie die Frigg- St. Fergus, die Zeepipe und die Europipe.

11 Genauere Wirtschaftsdaten zu den einzelnen Staaten sowie die Lage der Förderfelder können den Tabellen 1 und 2 und Abb. 5 entnommen werden. Westeuropa (in Mio. t) Reserven Erdölförderung 186,6 197,6 300, ,6 Raffineriekapazität 693,5 671,7 670,6 679,6 691,9 Verbrauch 542,4 598,7 634,6 651,8 662,4 Reserven BRD Dänemark Großbritannien Niederlande Norwegen Förderung BRD 4,1 3,6 2,9 2,8 2,9 Dänemark 2,9 6 8,9 10,9 13 Großbritannien 127,5 91,6 128,9 122,3 138,9 Niederlande 4,1 4 3,8 2,2 2,7 Norwegen 38,4 81,8 145,7 160,8 158,9 Raffineriekapazität BRD 87,3 100,8 104,8 108,1 109,8 Dänemark, Norwegen, Schweden 41,8 45,1 46,7 43,4 43,8 Großbritannien 89,6 93,3 94,4 91,3 92,7 Niederlande 73,4 59,8 59,3 59,4 59,4 Verbrauch BRD 112,9 126,3 135,1 136,4 136,6 Dänemark, Norwegen, Schweden 36,5 35,4 36,7 37,6 38,1 Großbritannien 78,1 84, ,5 82,4 Niederlande 29, ,1 39,1 38,9 Tab. 2 Wirtschaftsdaten Erdöl Westeuropa

12 Westeuropa (in Mrd. cbm) Reserven BRD 347 Dänemark 111 Großbritannien 765 Niederlande Norwegen Förderung BRD 17,2 21,2 19,1 20,4 19,9 Dänemark 1,2 2,7 5,3 7,9 7,5 Großbritannien 43 49,6 75,5 91,9 93,8 Niederlande 80,6 71,8 84,4 84,5 79,2 Norwegen 26, ,3 46,5 47,1 Verbrauch BRD 52,7 69,7 94,1 100,2 100,5 Dänemark, Norwegen 1,9 4,2 7,1 8,6 9,2 Großbritannien 56, ,1 90,5 91,4 Niederlande 45,7 43,1 48,2 49,9 48,6 Tab. 3 Wirtschaftsdaten Erdgas Westeuropa; Tabellen zusammengestellt aus: Petroleum Economist, Oil & Gas Journal, OECD Oil & Gas Statistics, UN Energy Statistics Yearbook Abb. 5 Die Öl- und Gasfelder der Britischen und Norwegischen Nordsee

13 5. offshore- Bohrtechnik Der Vorstoß in immer größere Wassertiefen erfordert die Entwicklung neuer Technologien sowohl in der Bohrtechnik als auch bei der Konzeption der Förder- Plattformen. Da beispielsweise die feste verankerten unbeweglichen Plattformen längst nicht mehr den neuen Anforderungen genügen, werden neue Plattformen eingesetzt. Weit verbreitet ist die sogenannte Tension Leg Plattform (TLP) eine schwimmfähige Konstruktion, die am Meeresboden verankert ist. In der Nordsee werden verstärkt armierte Betonschwerkraftplattformen sowie schwimmende Produktionseinrichtungen eingesetzt. Die Bohrtechnik erlebt ebenso einen stetigen Fortschritt. Die extreme Richtbohrtechnik (Extended Reach Drilling) ermöglicht eine wesentliche Reduzierung der offshore- Entwicklungskosten. Ebenso gibt es enorme Entwicklungen auf dem Gebiet der Horizontalbohrtechnik wurde eine Horizontalbohrung von der Statfjord- C - Plattform mit einer horizontalen Reichweite von m abgeteuft. (vertikale Teufe = m, Bohrlochlänge = m). Daraus ergeben sich natürlich neue Möglichkeiten für die Erschließung vieler Lagerstätten, es können Plattformen eingespart werden durch den hohen Drainageradius beim Sleipner- Feld z.b m. Es ist möglich, die Richtbohrungen in Neigung und Azimut an die Gegebenheiten der Lagerstätte anzupassen. Diese sogenannten Designer- Wells, d.h. maßgeschneiderte Bohrungen mit optimalem räumlichem Bohrlochverlauf garantieren eine effektivere Produktion, eine Verlängerung des Produktionszeitraumes sowie die Erschließung marginaler Felder. Ein typisches Beispiel für eine Designer- Bohrung ist die Bohrung 34/ 10- A39a im Gullfaks- Feld. Weitere Möglichkeiten bietet die Slim Hole- Bohrtechnik, d.h. eine Reduzierung des Bohrlochdurchmessers auf < 120,6 mm. Vorteil ist eine mögliche Kosteneinsparung um 25-35%. Nachteile sind der zu kleine Durchmesser, wenn eine restriktive Produktion und ein ungenügender Informationsgewinn zu erwarten sind sowie ein zu großer Durchmesser, wenn große Investitionen nötig sind, keine optimale Produktion zu erwarten ist und darausfolgend mit einem geringeren Profit zu rechnen ist. Abb. 6 Prinzip einer Tension Leg Plattform aus: Coron Enzyklopädie

14 6. Literaturverzeichnis Coron Enzyklopädie Naturwissenschaften und Technik Band 3, Coron Verlagsgesellschaft mbh, Stuttgart 1995 Davidson, Reed, Davis Exploring Earth, Prentice Hall Inc., 1997 Diercke Weltatlas 3. Auflage, Westermann Verlag Braunschweig, 1992 Frisch/ Loeschke Plattentektonik, 3. Auflage, Wissenschaftliche Buchgesellschaft Darmstadt, 1993 D. Henningsen Einführung in die Geologie der Bundesrepublik Deutschland, 3. Auflage, Enke Verlag Stuttgart, 1986 H. Kulke Regionale Erdöl- und Erdgasgeologie der Erde Teil 1, Gebr. Borntraeger Berlin & Stuttgart, 1994 W. & W.F. Petrascheck Lagerstättenlehre, 4. Auflage, E. Schweizerbart`sche Verlagsbuchhandlung Nägele und Obermiller Stuttgart, 1992 R. Schönenberg & J. Neugebauer Einführung in die Geologie Europas, 7. Auflage, Rombach Verlag Freiburg i. Breisgau, 1997 B. P. Tissot/ D. H. Welte Petroleum Formation and Occurence, 2. Auflage, Springer- Verlag, 1984 R. Walter Geologie von Mitteleuropa, 6. Auflage, E. Schweizerbart`sche Verlagsbuchhandlung Nägele und Obermiller, 1995 Prof. Dr. A. Watznauer Technik- Wörterbuch Geowissenschaften Englisch/ Deutsch, 3. Auflage, VEB Verlag Technik Berlin, 1987 Brian F. Windley The evolving continents, 3. Auflage, John Wiley & Sons Zeitschriften Erdöl Erdgas Kohle Jahrgänge (erscheint monatlich) Geographische Rundschau, Heft 5, Jg. 48, S Heft 10, Jg. 42, S , Westermann Schulbuchverlag Braunschweig Öldorado 1999, Esso AG Hamburg Tageszeitungen Die Welt und Freie Presse Internetadressen

15 ANHANG Abb. 7 Der strukturelle Rahmen der Britischen und Norwegischen Nordsee. Übersichtskarte. (1) Moere Basin, (2) Magnus Embayment, (3) East Shetland Sub- Basin, (4) Unst Sub- Basin, (5) Vestland Arch, (6) Horda Platform, (7) Dutch Bank & East Orkney Sub- Basins, (8) Fair Isle Sub- Basin, (9) Fladen Ground Spur, (10) Outer Moray Firth Basin, (11) Halibut Horst, (12) Forties- Montrose High, (13) Norwegian- Danish Basin, (14) Egersund High, (15) Forth Approaches Basin, (16) Offshore Durham & North Dogger Shelf, (17) Cleveland Basin, (18) Silver Pit Basin, (19) East Midlands Shelf, (20) Cleaver Bank High, (21) Sole Pit- Sub- Basin, (22) South Hewett Shelf aus: H. Kulke- Regionale Erdöl- und Erdgasgeologie der Erde

16