The German Central Graben (North Sea): Tectonostratigraphic evolution and hydrocarbon systems

Abstract

Der Deutsche Zentralgraben ist Teil des Zentralgrabens in der südlichen Nordsee, welcher im Wesentlichen eine Mesozoische Halbgraben-Struktur darstellt. Aktive Grabenbildung in Verbindung mit Salztektonik beeinflussten dessen Struktur und Stratigraphie, so dass eine differenzierte Becken-Architektur mit mehreren untergeordneten Becken entstand. Der südliche Zentralgraben beherbergt auch bedeutende Kohlenwasserstoffvorkommen der Niederlande und Dänemarks. Deshalb und wegen einer freizügigeren Gesetzeslage zur Veröffentlichung von Daten, konzentrieren sich die meisten geowissenschaftlichen Studien der Gegend auf den dänischen und niederländischen Teil des Grabens. Das Ziel dieser Arbeit ist es, die Forschung zu Kohlenwasserstoffsystemen und der geologischen Entwicklung dieses im Vergleich wenig erforschten Teils des Zentralgrabens voranzubringen. Diese Arbeit fand größtenteils im Rahmen der Projekte „Tieferer Untergrund Norddeutsches Becken (TUNB)“ und „Establishing the European geological surveys research area to deliver a geological service for Europe (GeoERA)“ statt. In diesem Rahmen konnten 2D und 3D reflexionsseismische und bohrlochgeophysikalische Daten ausgewertet werden. Amplitudenanomalien, die Hinweise auf Gasvorkommen liefern können, wurden in reflexionsseismischen Daten kartiert, welche die nordwestliche deutsche Nordsee, einschließlich des deutschen Zentralgrabens, umfassen. Diese Anomalien kommen vornehmlich in unkonsolidierten känozoischen Sedimenten oberhalb von Zechstein-Salzdiapiren vor. Als Beispiele werden drei seismische Profile mit Häufungen dieser Anomalien, einschließlich deutlich erhöhter Amplituden („bright spots“), Abschwächungen des seismischen Signals („seismic attenuation“) und verlängerter Laufzeiten des seismischen Signals („velocity pull-down“) diskutiert und mit dem seismischen Abbild von derzeit produzierenden niederländischen Flachgas-Feldern verglichen. Austrittsstellen von Methan im Meeresboden der nordwestlichen deutschen Nordsee, oberhalb des deutschen Zentralgrabens, wurden mit Hilfe eines schiffbasierten Mehrfachstrahl-Echolots kartiert. Die meisten dieser Austrittstellen traten oberhalb von Salzstrukturen auf, welche in reflexionsseismischen Daten Amplitudenanomalien in ihrem Deckgebirge aufweisen. Aufgegebene Offshore-Bohrlöcher zeigen dagegen keine Beziehung zu den Austrittstellen. Die Analyse von sowohl boden- als auch oberflächennahen Wasserproben an den Austrittstellen zeigte erhöhte Methankonzentrationen und weist auf einen Beitrag zum atmosphärischen Treibhausgashaushalt hin. Das Potential zur Kohlenwasserstoffgenerierung von sechs Formationen der Obersten Trias bis zur Untersten Kreide wurde untersucht. Diese Formationen beinhalten bedeutende Kohlenwasserstoff-Mutter-gesteine des südlichen Zentralgrabens, wie den unterjurassischen Posidonienschiefer und die oberjuras-sischen bis unterkretazischen „Hot Shales“, welche beide mit Hilfe reflexionsseismischer Daten neu kartiert wurden. Zusätzlich wurden andere marine oder terrestrische Formationen untersucht, welche Tonsteine oder Kohleschichten enthalten. Die Ergebnisse zeigen, dass Formationen, welche ansonsten nicht im Fokus stehen, wahrscheinlich Kohlenwasserstoffe gebildet haben und die wahrscheinlichsten Quellen für mögliches thermisch gebildetes Gas innerhalb der Flachgasvorkommen im Untersuchungs-gebiet sind. Die tektonostratigraphische Entwicklung des deutschen Zentralgrabens wurde rekonstruiert. Dafür wurden neun lateral verfolgbare Horizonte des Unteren Juras bis zur Unteren Kreide mit Hilfe reflexions-seismischer Daten kartiert, einschließlich der Basishorizonte von tektonostratigraphischen Megasequenzen. Die Ergebnisse stellen die Entwicklung des Beckens von rift- zu salzdominierter, zu thermisch induzierter Subsidenz dar. Sie werden in die tektono- und sequenzstratigraphischen Konzepte der Niederlande und Dänemarks eingeordnet und hinsichtlich des tektonischen Einflusses auf die (Litho-)stratigraphie diskutiert.

The German Central Graben is part of the Central Graben in the southern North Sea, which is essentially a Mesozoic half-graben structure. The interaction of active rifting and salt tecton-ics formed its geology and deeply influenced sedimentation, which resulted in a differentiated basin architecture with various sub-basins. The Central Graben is also a major hydrocarbon province for both The Netherlands and Den-mark. Therefore, and due to a more liberal data publication policy in The Netherlands, most geoscientific studies concentrate on the Danish and Dutch part of the graben. One aim of this thesis is hence to advance research in this rather neglected part of the Central Graben regarding its hydrocarbon systems and geological evolution The studies that are included in this thesis were mostly realized within the projects “Subsurface potentials for storage and economic use in the North German Basin (TUNB)” and “Establishing the European geological surveys research area to deliver a geological service for Europe (Ge-oERA)”. These projects provided the opportunity to interpret reflection seismic data (3D and 2D) and well log data in regard of shallow and conventional hydrocarbon systems as well as the tectonostratigraphic evolution of the German Central Graben. Amplitude anomalies, which are indicative for gas accumulations, were mapped on reflection seismic data within the northwestern German North Sea, including the German Central Graben. These anomalies occur mainly within unconsolidated Cenozoic sediments above Zechstein salt domes. Three exemplary seismic profiles with anomaly clusters, including bright spots, seismic attenuation, and velocity pull-downs, are discussed and compared to the seismic image of cur-rently producing Dutch shallow gas fields. Seafloor methane seep sites were mapped in the northwestern German North Sea, above the German Central Graben, using a ship-based multibeam echosounder. Most detected seep sites occur above salt structures that feature amplitude anomalies in their overburden on reflection seismic data. Abandoned offshore wells show no correlation with seep sites. Analysis of bottom and surface waters at the seep sites revealed increased methane concentrations and indicated a contribution to the atmospheric greenhouse gas inventory. The potential for generating hydrocarbons of six Uppermost Triassic to Lowermost Cretaceous formations was investigated. These formations include important source rocks of the southern Central Graben, like the Lower Jurassic Posidonia Shale Formation and Upper Jurassic to Lower Cretaceous “Hot Shales”, which were both mapped anew on reflection seismic data. Additionally, other marine or terrestrial formations with mudstones or coal layers were inves-tigated in a petroleum system model. The results reveal that some of these not-in-the-spotlight formations are likely to have generated hydrocarbons and are the most likely sources of the potentially in part thermogenic shallow gas accumulations in the area. The tectonostratigraphic evolution of the German Central Graben was reconstructed. Therefore, nine laterally traceable horizons from the Lower Jurassic to the Lower Cretaceous were mapped on reflection seismic data, including the base horizons of tectonostratigraphic mega-sequences (TMS) of the tectonostratigraphic concept from offshore The Netherlands. The results reflect the evolution of the basin from rift to salt dominated, to thermally induced subsidence. The findings were integrated in the Dutch and Danish tectono- and sequence stratigraphic concepts and discussed regarding the influence of tectonics on (litho-)stratigraphy.