<b>Bijsluiter</b>. De hyperlink naar het originele document werkt niet meer. Daarom laat Woogle de tekst zien die in dat document stond. Deze tekst kan vreemde foutieve woorden of zinnen bevatten en de opmaak kan verdwenen of veranderd zijn. Dit komt door het zwartlakken van vertrouwelijke informatie of doordat de tekst niet digitaal beschikbaar was en dus ingescand en vervolgens via OCR weer ingelezen is. Voor het originele document, neem contact op met de Woo-contactpersoon van het bestuursorgaan.<br><br>====================================================================== Pagina 1 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport [TNO 2016 R10164 Bijlage B | 5/5    Tubbergen Zechstein Group Uitgeproduceerd  Tubbergen Zechstein 3 Carbonaat Uitgeproduceerd   LITT URE CN EE a   Ureterp Slochteren Formatie DHAIS uitkomst  verwaarloosbaar                            Vinkega    vn Slochteren Formatie DHAIS uitkomst  verwaartoosbaar                   Waalwijk-Noord                Wanneperveen Vlieland Zandsteen DHAIS uitkomst  Formatie verwaarloosbaar    Wanneperveen Onder Buntsandstein DHAIS uitkomst  Formatie verwaarloosbaar    Wanneperveen    Warga-Wartena             Westbeemster Slochteren Formatie DHAIS uitkomst   verwaarloosbaar  Weststellingwerf Ve  Wimmenum- Onder Volpriehausen Uitgeproduceerd & Verlaten  Egmond Zandsteen    Zuid-Schermer Zechstein 3 Carbonaat Uitgeproduceerd  Zuidwal ADE, :                                        Zuidwending Zechstein 2 Formatie Ondergrondse gasopsiag  Aardgasbuffer (Stassfurt)</pre>

====================================================================== Einde pagina 1 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 2 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage C | 1/5    C Methodes voor berekening mogelijke magnitudes    Hieronder staat de beschijving van de methodes om de mogelijke magnitude te  berekenen. Deze methodes zijn gelijk aan die in de SRA (SodM, 2016) worden  genoemd.    Methode 1: Berekening van mogelijke magnitudes gebaseerd op compactie-  volume   Voor de geinduceerde seismiciteit van het Groningen veld zijn in 2013 studies  verricht naar de relatie tussen het voorkomen van bevingen, de geologie, reservoir  eigenschappen en geomechanische eigenschappen. NAM (2013) heeft hierbij een  relatie afgeleid tussen de samendrukking van het gesteente door depletie en het  voorkomen van bevingen. Deze relatie wordt hieronder toegelicht.    Uit :Nederlandse samenvatting van TNO Rapport 2014 R11703 “Recent develop-  ments of the Groningen field in 2014 and, specifically, the southwest periphery of  the field”, 9 december 2014.    Als gevolg van de productie van aardgas daalt de interne gasdruk in het reservoir.  Daardoor worden de gashoudende lagen samengedrukt onder het gewicht van de  bovenliggende gesteentelagen. Dit heet compactie (samendrukking van onder-  grondse lagen onder het gewicht van de bovenliggende gesteentelagen, bv. door  het afnemen van interne gasdruk door gasproductie). De compactie uit zich ener-  zijds in bodemdaling (daling van het maaiveld — uitgedrukt in (centi-)meters — ten  gevolge van compactie van gesteenten in de ondergrond) en anderzijds in bevin-  gen, wanneer een deel van de door compactie in het gesteente opgebouwde ener-  gie zich ontlaadt via beweging langs een breukvlak. Compactie kan dus worden  gezien als de drijvende kracht achter zowel bodemdaling als bevingen. Dit wordt  geïllustreerd in Figuur C1.    Gasproductie TOTALE) Ala 4 Reservoircompactie    Spanningsverandering         Figuur C.1. Schematische beschrijving van de relatie tussen gasproductie en de gevolgen voor  bodemdaling en seismiciteit, waarop de gevolgde methode is afgestemd.    De opgetreden compactie in het reservoir is— afgezien van metingen in enkele  putten — niet direct en voor het hele veld meetbaar. Daarom wordt compactie met  een ondergrondmodel (in dit geval het geologische, reservoir en geormechanische</pre>

====================================================================== Einde pagina 2 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 3 ======================================================================

<pre>Bijlage C | 2/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
model) berekend en vertaald in berekende bodemdaling, die wordt geijkt aan 
gemeten bodemdaling. De daaruit afgeleide relatie tussen historische gasproductie 
en compactie kan worden gebruikt om de toekomstige toename van de compactie – 
zowel in plaats als in tijd – te berekenen voor diverse productiescenario’s. 
 
Voor Groningen is een geologisch model beschikbaar met de gesteente eigen-
schappen (o.a. porositeit) van het veld en het voorkomen van breuken. Daarnaast 
is een reservoir dynamisch model beschikbaar waarin de volledige historie van 
productie is geijkt zodat het model voorspellingen kan geven voor de toekomst. 
Daarnaast zijn verschillende geomechanische modellen beschikbaar die gebruik 
maken informatie uit het geologische en reservoir dynamisch model om een voor-
spelling van de compactie en de daarbij optredende bodemdaling te doen.  
 
Voor alle gasvelden zijn deze gegevens beperkt beschikbaar voor TNO. De be-
schikbare geologische modellen bestaan uit de belangrijkste breuken met de top 
van het reservoir en informatie van een gas-water contact. De gesteente eigen-
schappen (o.a. porositeit) zijn constant verondersteld voor elk veld en afgeleid uit 
beschikbare putdata. De drukken worden alleen als gemiddelden gegeven over het 
veld; de variatie binnen een veld door bijvoorbeeld breukblokken wordt niet meege-
nomen. 
 
Voor studies m.b.t. het Groningen veld zijn verschillende compactiemodellen toe-
gepast (TNO, 2013). Het RTiCM model (TNO 2013, TNO 2014, Pruiksma et al., 
2014) past goed bij de gemeten bodemdaling in de tijd. Het beschrijft zowel de ver-
traagde reactie van de bodemdaling in het begin van productie als de versnelling op 
latere tijden. Het model is echter gebaseerd op compactietesten die niet beschik-
baar zijn voor andere dan Rotliegend velden. Daarnaast zijn onbekende parameters 
aangepast zodanig dat de bodemdaling het beste wordt benaderd. Het is als gevolg 
hiervan buiten het bereik van deze studie om het RTiCM model voor alle velden in 
te zetten. Het RTiCM model, gekalibreerd aan Groningen, wordt in deze studie 
alleen ingezet voor de velden die geologisch gezien vergelijkbaar zijn met het Gro-
ningen veld. Het lineaire compactiemodel  geeft meer compactie dan het RTiCM 
model omdat de laatste een vertraagde bodemdaling heeft bij de start van produc-
tie. Het verschil in compactievolume loopt op tot 60% (zoals komt uit een test voor 
verschillende velden) tot aan het einde van productie. Aan het einde van productie 
voorspelt het lineaire model dat de compactie stopt, terwijl de compactie in het 
RTiCM model doorgaat vanwege de kruipterm in dit model. Hierdoor krijg je juist 
een groter compactievolume met het RTiCM model een aantal jaren na de stop van 
productie. Aangezien de compactie bepaald wordt op het eind van productie zal het 
gebruik van het lineaire compactiemodel een grotere compactie geven dan het 
RIiCM model. 
 
Uit het compactievolume wordt het reservoir moment (RM in Nm) berekend met: 
Vc G RM* * 2=  (1) 
waarbij G de schuifmodulus is van het gesteente en Vc het bulkvolume. De 
schuifmodulus is een materiaaleigenschap die het verband aangeeft tussen de 
opgelegde schuifkracht en de daardoor veroorzaakte vervorming van een stuk 
gesteente.  
Een Gutenberg-Richter relatie (Gutenberg en Richter, 2010) geeft de relatie tussen 
het aantal bevingen en de grootte van de bevingen weer. Een belangrijke </pre>

====================================================================== Einde pagina 3 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 4 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage C | 3/5    parameter in de Gutenberg-Richter relatie is de z.g. b — waarde welke de  verhouding tussen het aantal kleinere bevingen en het aantal grotere bevingen  geeft. Een b waarde van 1.0, betekent dat als er één beving van magnitude 4,0 is  opgetreden, er gemiddeld 10 bevingen van magnitude 3,0 moeten zijn geweest en  100 bevingen met magnitude 2,0.   Als aangenomen wordt dat de bevingen kunnen worden beschreven met een  Gutenberg-Richter relatie waarvan de helling (b) één is, dan wordt de maximaal  mogelijke magnitude gegeven door:    M =('°log(RM /2)—9.1)/1.5 (2)    Deze maximale magnitude wordt alleen bereikt als alle energie die wordt  opgebouwd door de samendrukking van het gesteente ook daadwerkelijk vrijkomt in  de vorm van bevingen. Daarom wordt in Bourne et al. (2014) een z.g.  partitiecoëfficiënt (a) geïntroduceerd, waardoor vergelijking (2) verandert in:    M =(°log(a* RM /2)—9.1)/1.5 (3)    De partitiecoëfficiënt is empirisch bepaald: het is de fractie van de in ondergrond  door compactie opgeslagen energie die als seismische energie vrijkomt. Een waar-  de van 1 betekent dat alle in de ondergrond opgebouwde energie (uiteindelijk) vrij-  komt middels één of meerdere bevingen; een waarde van 0.001 betekent dat  slechts 0.1% ervan vrijkomt als seismische energie. Ter vergelijking: in het Gronin-  gen reservoir is tot nu toe een waarde voor de partitiecoëfficiënt van 0,0005 geob-  serveerd (Bourne et al., 2014). Zoals in Tabel C1 te zien is, is het verschil in de  grootte van de bevingen slechts in de orde van 0,2 magnitudepunten. Een groot  verschil in compactievolume geeft dus een relatief klein verschil in de grootte van  de bevingen.    Tabel C.1. Compactievolume (Vc in m°) voor Rotliegend velden van Drenthe berekend met het  RTiCM model, gefit aan Groningen, en het lineaire compactiemodel. Verder is aange-  geven het verschil tussen deze waardes in compactievolume (m°) en grootte van de  bevingen (AM)    PN  RTICM Ni A  8,57E+04 182505 47% 0,21  ECE eoeE-os tore-oe 57% 0,16  213805 38805 SK 017  1,88E+05 383E+05 49% 0,21  1,60E+05  265E+05 61%. 0,15    Witterdiep 4,19E+04 7,98E+04 53% 0,19    Gevoeligheid magnitude voor de waarde van de partitiecoéfficiént    Een verhoging/verlaging van de partitiecoéfficiént met een factor 10, zal een verho-  ging/verlaging in de mogelijke magnitude geven van 0,7 magnitudepunten.    Discussie van de methode   De beschreven methode is empirisch. De empirische relatie tussen het compactie-  volume en de bevingen is aan Groningen gefit en vormt niet de basis van een ver-  klarend fysisch model. Compactie in het reservoir geeft een verandering in het vo-</pre>

====================================================================== Einde pagina 4 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 5 ======================================================================

<pre>Bijlage C | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
lume van het reservoir. Deze compactie is aan het oppervlak zichtbaar als bodem-
daling. Beweging op de aanwezige breuken in het reservoir is het gevolg van 
schuifspanningen. De toename in schuifspanning wordt veroorzaakt door de com-
pactie waardoor compactie als een benadering gebruikt kan worden voor de toe-
name in schuifspanning op de breuken en het optreden van seismiciteit(NAM 2013, 
Bourne et al., 2014). 
 
Methode 2: Berekening van mogelijke magnitudes gebaseerd op het voorko-
men van breuken 
Ruim voor de Groningen studies van 2013 zijn geomechanische studies verricht 
naar het gedrag van breuken (Mulders 2003; Roest et al., 1994). Vanuit de 
seismologie (de wetenschappelijke discipline die zich bezighoudt met het 
bestuderen, beschrijven en meten van seismische golven bij aardbevingen) is 
bekend dat de grootte van de bevingen een relatie heeft met het breukoppervlak 
dat beweegt. Als het oppervlak van de breuk bekend is, kan de maximale 
magnitude die op deze breuk kan optreden in theorie worden uitgerekend. De 
relatie tussen het seismisch moment ( M0) en het oppervlak van de breuk dat 
beweegt is gegeven door (Stein en Wysession, 2006):  
) (832
0 L w M σπΔ=                        (4) 
In deze vergelijking is ∆σ de stress drop, w  is de hoogte en L de lengte van een 
rechthoekige breuk. De stress drop  is gedefinieerd als het verschil in spanning over 
een breuk voor en na een beving. 
 
Dit seismische moment kan worden omgerekend in een lokale magnitude (Hanks 
en Kanamori, 1979) door:  
5 . 1 / ) 1 . 9 ) log( (010− =M ML  (5) 
toe te passen. In tegenstelling tot vergelijking 3 wordt hier niet uitgegaan van een 
verdeling van de magnitudes volgens Gutenberg-Richter. Hier wordt specifiek 
gekeken naar de mogelijke magnitude op een specifieke breuk in de ondergrond. 
Per veld wordt de grootste breuk bepaald. Deze breuk kan, in theorie, de grootste 
beweging geven.  
 
Gevoeligheid magnitude voor de waarde van de gekozen stress drop 
Bij tektonische bevingen kan de stress drop  variëren tussen de 1 MPa (10 bar) en 
10 MPa (100 bar) (Abercrombie, 1995). Voor de meeste geïnduceerde bevingen 
komt de stress drop  niet boven de 5 MPa uit (equivalent aan 50 bar). Daarom is 
hier gekozen voor een stress drop  van 5 MPa. Voor een keuze van de stress drop  
van 1 MPa (10 bar) zullen alle berekende magnitudes 0,5 magnitudepunten lager 
uitvallen. Voor een keuze van de stress drop  van 10 MPa (100 bar) zullen alle 
berekende magnitudes 0,2 magnitudepunten hoger uitvallen. 
 
Discussie van de methode 
Het is vaak niet bekend hoe ver een breuk zich lateraal of in de diepte uitstrekt 
onder of boven het reservoir. Door geomechanische modellering is bekend dat door 
depletie spanningstoename op breuken in het reservoir plaatsvindt (Roest en 
Kuilman, 1994; Mulders, 2003; TNO, 2013). Er vindt een lichte spanningstoename 
plaats op breuken net buiten het veld. Het is onduidelijk of dit ook tot significante 
beweging op de breuk kan leiden buiten het reservoir. De aanname dat de breuk </pre>

====================================================================== Einde pagina 5 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 6 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage C | 5/5    buiten het reservoir niet beweegt is hierdoor onzeker. Grotere bewegingen kunnen  niet uitgesloten worden.    De oriëntatie van de breuken wordt in deze methode ook niet meegenomen.  Breuken met een oriëntatie evenwijdig aan de oriëntatie van bestaande spanningen  in de aarde zullen eerder gaan bewegen door depletie van de velden dan breuken  die anders georiënteerd zijn. In sommige velden is de grootste breuk — daar kijken  we naar bij deze methode - niet degene die optimaal georiënteerd is voor beweging  onder het geldende spanningsveld. Dit is bijvoorbeeld bij Annerveen het geval.    Gevoeligheid van de resultaten voor aannames    De beide toegepaste methodes zijn gevoelig voor gedane aannames. In deze  paragraaf wordt de gevoeligheid van de einduitkomsten voor deze aannames  aangegeven. In Tabel C2 en Tabel C3 staan de aannames van Methode 1 en  Methode 2 en het effect van die aannames op de berekende magnitudes.    Tabel C.2. De aannames van Methode 1 en hun effect op de berekende magnitudes    Aannames methode 1 | Effect    Partitiecoëfficiënt is 1%            Lineair vs RTiCM Lineair geeft 0.2 magnitudepunten hoger waarden  (Tabel C) dan RTICM  Niet meenemen van a fe 7 : 5    compactiesnelheid  effect                               Tabel C.3. De aannames van Methode 2 en hun effect op de berekende magnitudes    ENEESTENKEER    Stress drop is 5 MPa         Niet meenemen van Afhankelijk van de oriëntatie van de breuken en de  oriëntatie breuk en veranderingen in oriëntatie kunnen magnitudes te   oriëntatie hoog zijn ingeschat. Berekende magnitudes aan de  veranderingen hoge kant voor sommige velden.    Niet meenemen max. |  aspect ratio 1:20 ; = a > ee  ACS TAN TTE NUR Bij niet kritisch gespannen breuken klopt deze    reservoir aanname. Berekende magnitude aan de lage kant  voor kritisch gespannen breuken.    </pre>

====================================================================== Einde pagina 6 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 7 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 1/8    D Resultaten SRA    In deze appendix staan de resultaten van de seismische risico analyse per veld  aangegeven. Tabel D.1 en Tabel D.2 laten de score zien voor de invloedsfactoren  ondergrond en bovengrond, respectievelijk. In Tabel D.3 staat per veld het genor-  meerde risico score.    Tabel D.1. Score per categorie voor de invloedsfactoren ondergrond en totaal score.    Veld Score Score Mag- Score Score Totaal  kans op nitude tocatie opsting- score  [er AKA) gasveld Cidiaye         a A SC A  FC Sc SS    Annerveen    Ea  a SS    Bedum    Bedum  mmm mn mn nn    mle -Ferwerderadeel    EE mn mn mn nn    Blija-Zuidoost    Boerakker    Boer |   ae a mn nn  En mn mn mn mn  mn vn mn nn nn    Dalen-DC    bende |  EEC en    Den Velde    Cn  CE mn mn mn nn  EREN  EN nn    Emmen-Nieuw Amster-  dam  LA    Gaag    [sae  En mn nn nn    Geesbrug-ROSL    nn    Groet-Oost    SroetOost |   FC nn  Hardenberg   nn am mn nn  Kn mmm mn mn ns</pre>

====================================================================== Einde pagina 7 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 8 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 2/8    A) Score Score Mag- Score Score Totaal  kans op nitude locatie opsiing- score  beven gasveld ering    Kollum    mm mn mn nn    Kommerzijl    EC mn mm nn    Lauwersoog - West    mmm mn mn nn    MO9-FA    MOSFA OO  CE mmm mn mn  Mam | 2    Middelie    Ce  mmm zamen mm mn mn    Molenpolder    |Molenpolder  Monster LE  Munneke  NE    mmm, mmm mn  1 0 2 0 3    Oosterhesseten-DC    Oud Beijerland Zuid    Oudeland    Cn  mmm mam mm mn nn    Pasop    Reedijk    S' Gravenzande    EE mm mn mn mn    Saaksum-West    Schoonebeek Gas    En mn mn nn    Tietjerksteradeel  Vierhuizen-Oost    Vries - Noord    cm  mn mn mn</pre>

====================================================================== Einde pagina 8 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 9 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 3/8    Veld Score Score Mag- Score Score Totaal  kans op nitude locatie opsling- score  beven gasveld alar   3 zo    es ee ee ee ee</pre>

====================================================================== Einde pagina 9 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 10 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 4/8    Tabel D.2. Score per categorie voor de invloedsfactoren bovengrond en totaal score.    Score Score Score speciale Score Totaal  bevolkings- | industriële gebouwen & dijken Tefal cs  dichtheid inrichtingen | vitale infra-   structuur    Ln Se  Anjum | mmm mn mn    Annerveen    nn  Bedum   SS  SN SO  Ca SS nn    Boerakker    SS nn nn  Brakei   SS nn  2   eS mm nn Sn    Dalen-DC    CET  nn    DIA LAK    mmm mm mn Sn    Eleveld-NN    Emmen-Nieuw Am- 2         sterdam    a ee es ee  Gaag   SS A A  A  eS    Hardenberg    SS nn    Heinenoord    EE    Kollum    mn nn SOE    Kommerzijl    SS    Lauwersoog -West    Leens ES SS A</pre>

====================================================================== Einde pagina 10 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 11 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 5/8               en mmm mn  CE    mmm mn nn nn    Middelie    |Middetie  SS    Molenpolder    CE mmm mm nn nn  |Munnekezij  SS SD    Nes-Noord    a mn mn    Oosterhesselen- | Oosterhesselen-DC |    Oosterhesselen-  oestum    esn Emm mm mn  Oud Beijerland Zuid  EEE ED    Oudeland    mmm mn mn    Pasop    SS nn nn  Reedijk   SS nn  eS  SS A    Schoonebeek Gas    mm mn Sn Sn  Suawoude   mmm mn nn  mmm mm nn    Vierhuizen-Oost    mmm mn nn    Vries - Noord    mmm mn nn    Warffum    nn    ALL    A</pre>

====================================================================== Einde pagina 11 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 12 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 6/8    Tabel D.3. Totaal aan Invioedsfactoren ondergrond en bovengrond (totaal genormeerde score)  en de risico score voor de gasvelden binnen de 3-mijls zone.    totaal genorm- totaal genorm- risico  onder- aliseerd boven- aliseerd    grond onder- grond boven-         grond grond    Peren VO  ach  mm mn mn En    ENA EL)    Appelscha mm mn nn    Bedum   mn mn nn  Blija- 0,63 0,27  Ferwerderadeel    AS A eR ee  mm mn mn nn Sn    Boerakker    mm mn nn Sn                                                                            Brakel  Coevorden — DC mm mn nnn  Coevorden — 0,38 0,75 0,27    ATS    Collendoorn a SE    Daten -DC    A A    Den Veide    mmm nn    Eleveld NN    Emmen-Nieuw 0,50 0,44 0,22  Amsterdam    Faan a ES a    Gaag    A nn    Geesbrug — ROSL    mm mn Sn nn    Groet-Oost    Grootegast mm nn    Hardenberg    mn mn mn nn nn  Cn °    Heinenoord    ENEN mm mn mn nn nn  Kollum-Noord KE KE  KETEN 7    0,50 8 0,50 0,25</pre>

====================================================================== Einde pagina 12 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 13 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 7/8    eeen a ee    Lauwersoog - West HR)    mmm ne    MOg-FA    Marum    Metslawier-Zuid mmm nn    Middelie    SS    Molenpolder    SS  mn nn nn    Nes-Noord    mm mn nn    Oosterhesselen - 3 0,43    Oosterhesselen —  oes    EP Emm mn mn en    Oud Beijerland 0,29 0,75 0,22  Zuid    a a SE    Oudeland    Oudendijk mn mn nn    Ee    mm mn nn    Reedijk    er mmm nn    S' Gravenzande    Saaksum-Oost mn nn  mmm mn nn    Schoonebeek Gas    mm mn nn  Suawoude   mm mn nn  mm mn nn    Vierhuizen-Oost    Ve men mn mn nn    Vries - Noord    a mn nn    Warffum    mm mn nn    043 0,44 0,19                                                                           </pre>

====================================================================== Einde pagina 13 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 14 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage D | 8/8    Zuidwendingoost Pott TCT</pre>

====================================================================== Einde pagina 14 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 15 ======================================================================

<pre>Bijlage E | 1/1  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
E Toelichting op de appendices van de velden 
In de Appendices F tot en met AAAA worden de producerende gasvelden binnen 
de 3 mijlszone toegelicht. Per veld wordt een beschrijving gegeven van de geologie 
(structurele setting, de lithologie en reservoireigenschappen), productie informatie 
en de bevingen, als deze opgetreden zijn. Verder wordt per veld aangegeven welke 
breuk, alsmede de lengte van deze breuk, is gebruikt in de berekening van de 
maximale magnitude voor de SRA (zie Appendix C). De lengte van de langste 
breuk is per veld bepaald op confidentiële structuurkaarten. In deze appendices zijn 
per veld de openbare structuurkaarten bijgevoegd. Op deze kaarten is aangegeven 
welke breuk is opgemeten. Tenzij expliciet anders staat aangegeven zijn deze 
kaarten te vinden op: 
http://nlog.nl/resources/vrijgave2005/Structural_maps_2 005.zip 
 
 
De informatie over de geologie en productie is  afkomstig uit de openbare 
winningsplannen, te vinden op  
http://www.nlog.nl/nl/reserves/reserves.html  
 
 
Voor de beschrijving van de bevingen is gebruikt gemaakt van de database van het 
KNMI, te vinden op: 
https://www.knmi.nl/kennis-en-datacentrum/dataset/aardbevingscatalogus  
 
Als er meer dan één beving is geregistreerd boven of in de nabijheid van het veld 
dan is dit beschreven in een histogram. Als er meer dan twee bevingen zijn 
geregistreerd worden deze ook weergegeven in een tabel, behalve in het geval van 
Annerveen en Eleveld. Daarnaast worden de bevingen in de tijd tegen de productie 
van het gasveld uiteengezet. Tenslotte wordende locaties voor alle bevingen met 
een magnitude groter dan of gelijk aan 1,5 weergegeven in een kaartbeeld met de 
contouren van het gasveld. De reden voor de keuze om alleen magnitudes boven 
of gelijk aan 1,5 te laten zien voor de locaties is tweeërlei. Ten eerste worden, in het 
grootste gedeelte van Nederland, sinds 1996 alle bevingen met magnitudes groter 
dan of gelijk aan 1,5 geregistreerd door seismometers. Kleinere magnitudes worden 
alleen geregistreerd als een seismometer dichtbij de oorsprong van de beving staat. 
Ten tweede is de locatiebepaling van de kleinere bevingen onzeker. Als er geen 
bevingen met een magnitude onder de 1,5 zijn geregistreerd, dan betekent dit niet 
dat er geen kleinere bevingen zijn geïnduceerd (met M L<1,5). Dit betekent dat het 
netwerk van seismometers de kleinere bevingen niet heeft geregistreerd boven het 
ruisniveau. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 15 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 16 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage F | 1/4    F    F.1    Ameland-Oost    Het Ameland-Oost gasveld is ontdekt in 1964 door de boring AME-01 en is, na het  Groningen veld, het op een na grootste gasveld van Nederland. Dit veld bevindt  zich geografisch gezien gedeeltelijk onder de Waddenzee, onder het Waddeneiland  Ameland, en de Noordzee. Het is gelegen binnen de winningsvergunning Noord-  Friesland van de NAM. Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het  reservoirgesteente.   Gasproductie uit dit veld is gestart in 1986 en vindt momenteel plaats vanuit drie  productielocaties. Het Ameland-Oost veld is in totaal door 18 putten aangeboord.  Daarvan zijn er momenteel nog 7 in productie en íÎ put is omgebouwd tot  waterinjector. De productiestop is gepland in het jaar 2035.    WAP BORED ON SEIN AND WELL DATA  EXCL AwO-s00 Fmd. EVALUATION         Figuur F.1 Structuurkaart van het Ameland-Oost gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket. (De  lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Ameland-Oost veld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep  (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische  formaties (Figuur F.2) die worden gekenmerkt door verschillende depositionele  milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen laagpakketten bestaan voornamelijk uit  kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot  woestijnmeer, dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond.  De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen laagpakketten bestaan voornamelijk uit  fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische  duinzandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze  intervallen gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn,</pre>

====================================================================== Einde pagina 16 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 17 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage F | 2/4    F.2    F.21    F.3    maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat  voornamelijk zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. Het gas bevindt  zich dan ook voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen en in kleine delen van  het veld ook in de Onder-Slochteren Zandsteen. De porositeit en permeabiliteit van  het reservoir zijn matig tot gemiddeld.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Ameland-Oost veld bevat meerdere interne breuken met hoofdzakelijk een  NNW-ZZO oriëntatie (Figuur F.1 en Figuur F.2). Deze breuken delen het veld op in  meerdere blokken waardoor het veld vrij complex is. Het gas dat zich in de meeste  breukblokken bevindt wordt logischerwijs aan meerdere zijden begrensd door  breuken en aan een enkele zijde door de hellende gelaagdheid (fault-dip closure).  Omdat de connectiviteit van de breukblokken slechts beperkt is, zijn meerdere  putten nodig om het gehele veld te kunnen produceren. Het gas-water contact van  het veld bevindt zich op een diepte van 3496 meter. Voor de berekening van de  compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van  het reservoir tot het GWC gebruikt.    AME-1 AWG’- 1(proj}  platform platform AWG- l (proj)    a  =  =  a  z  3  =         Figuur F.2 Doorsnede van het Ameland-Oost gasveld (Winningsplan Ameland, NAM 2011).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur F.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van deze breuk is bepaald op 5,5 kilometer.    Productie    Er zijn in totaal 18 putten geboord in dit veld. Daarvan zijn er twee afgesloten en  verlaten, één put is omgebouwd tot waterinjector en zeven putten produceren  momenteel gas. Het gas uit deze zeven putten wordt geproduceerd via drie  productieplatforms. Op het moederplatform (Ameland-Westgat) wordt het gas  gedroogd en het overtollige water wordt geïnjecteerd via de put AWG-106.</pre>

====================================================================== Einde pagina 17 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 18 ======================================================================

<pre>Bijlage F | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De gasproductie is gestart in 1986 en eindigt naar verwachting in 2035. Op dat 
moment is ongeveer 85% van de oorspronkelijke hoeveelheid gas geproduceerd. 
Echter, wanneer blijkt dat de bodemdaling boven een bepaalde grens uitkomt (veld 
ligt gedeeltelijk onder de Waddenzee) kan de productie eerder gestaakt worden. 
De initiële reservoirdruk was 570 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 100 bar in 2011 (gemiddelde van verschillende 
breukblokken). De beoogde einddruk van het reservoir is 30 bar. 
 
F.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in Ameland-Oost was een M L=1,8 in maart 2005. 
Sindsdien, tot 1 april 2016 is nog één andere beving geregistreerd. Deze beving 
had een M L=1,8 en vond plaats in augustus 2013. 
 
 
Figuur F.3 Histogram van de bevingen die in het Ameland-Oost gasveld zijn opgetreden tot 01-
04-2016. 
 
Figuur F.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Ameland-Oost gasveld in de tijd gerang-
schikt naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (mln. Nm3). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 18 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 19 ======================================================================

<pre>Bijlage F | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur F.5 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Ameland-Oost gasveld. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 19 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 20 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage G | 1/3    G    G.1    Ameland-Westgat    Het Ameland-Westgat gasveld is ontdekt in 1975 door de boring AWG-01. Dit veld  bevindt zich geografisch gezien onder de Noordzee, ten noorden van het  Waddeneiland Ameland. Het is gelegen binnen de winningsvergunning Noord-  Friesland van de NAM. Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het  reservoirgesteente. Gasproductie uit dit veld is gestart in 1993 en eindigt naar  verwachting in 2035. Het Ameland-Westgat veld is in totaal door vier putten  aangeboord. Daarvan zijn er momenteel nog 2 in productie.    1000 m    LEGEND - , E . All depths in leert    ETS Coordinate Pro}. TM  <___/ Developed gasfield . Contour interval : 25 m         Figuur G.1 Structuurkaart van het Ameland-Westgat gasveld (www.nlog.nl).De diepte contourlij-  nen representeren de bovenkant van het Boven-Siochteren Zandsteen Laagpakket.  De twee breukblokken ten westen van het Ameland-Westgat veld (W20 en W30)} zijn  momenteel ook aangeboord en in productie. (De lengte van de breuk is gegeven in  inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Ameland-Westgat veld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend  Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere  lithostratigrafische formaties (Figuur G.2) die worden gekenmerkt door  verschillende depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen  Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die  zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer, dat zich ten tijde van het Perm in  het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen  Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe  intervallen van eolische duinzandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze inter-  vallen gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar  dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat voor-  namelijk zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. Het gas bevindt zich in  dit veld dan ook voornamelijk in het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket.   De porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn matig tot gemiddeld.</pre>

====================================================================== Einde pagina 20 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 21 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage G | 2/3    G.2    G.2.1    G.3    Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Ameland-Westgat veld is een langgerekte structuur met een oost-west  oriëntatie (Figuur G.1). Het veld bestaat uit drie breukblokken met een beperkte  onderlinge connectiviteit. De begrenzing van het veld wordt dus ook bijna volledig  gevormd door breuken. Alleen de zuidelijke grens wordt deels gevormd door de  hellende gelaagdheid. Het gas-water contact bevindt zich op een diepte van 3360  meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende  reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    AME-1 AWG: liproj)  platform platform AWG-1(proj) AMN-3A    2  =  =  ö  a  a  =    bn WESIGAT mm HOORD id         Figuur G.2 Doorsnede van de Ameland-Oost, -Westgat en -Noord gasvelden (Winningsplan Ame-  land, NAM 2011).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur G.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van deze breuk is bepaald op 4,2 kilometer.    Productie    Er zijn vier boringen gezet in het Ameland-Westgat veld. De eerste was een  exploratieboring die later is afgesloten en verlaten. De overige drie zijn  ontwikkelingsboringen, waarvan er momenteel nog twee gas produceren.   De productie is gestart in 1993 via de boring AWG-107. In 1997 is de tweede boring  in hetzelfde breukblok gezet (AWG-108) en in 2007 is het meest westelijke  breukblok van het veld middels de put AWG-101C in productie gegaan.   Deze laatste put produceert echter sinds 2013 geen gas meer.   De productie uit dit veld eindigt naar verwachting in 2035. Op dat moment zou on-  geveer 82% van de oorspronkelijke hoeveelheid gas geproduceerd moeten zijn.  Echter, wanneer blijkt dat de bodemdaling boven een bepaalde grens uitkomt (veld  ligt onder de Waddenzee) kan de productie eerder gestaakt worden.</pre>

====================================================================== Einde pagina 21 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 22 ======================================================================

<pre>Bijlage G | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De initiële reservoirdruk was 570 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 300 bar in 2011 (gemiddelde van verschillende 
breukblokken).  
De beoogde einddruk van het reservoir is ongeveer 30 bar. 
 
G.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Ameland-Westgat veld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 22 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 23 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage H | 1/3    H    H.1    Anjum    Het Anjum gasveld is ontdekt in 1992 door de boring ANJ-01. Dit veld bevindt zich  geografisch gezien in het noordoosten van de provincie Friesland en ten westen  van het Lauwersmeer. Het is gelegen binnen de winningsvergunning Noord-  Friesland van de NAM, op een diepte van ongeveer 3800 meter (Figuur H.1).   De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente.   De gasproductie uit het Anjum veld is gestart in 1997 via de enige twee boringen in  dit veld (ANJ-01 en ANJ-04) en eindigt naar verwachting in 2030.    LEGEND  CCD Developed gasteid         Figuur H.1 Structuurkaart van het Anjum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen represen-  teren de bovenkant van de Boven-Rotliegend Groep. (De lengte van de breuk is ge-  geven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Anjum veld.   Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom).  Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische eenheden (Figuur  H.2) die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten Boer  en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa en  sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten  tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-</pre>

====================================================================== Einde pagina 23 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 24 ======================================================================

<pre>Bijlage H | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-afzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht.  
Deze intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend 
zijn, maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen 
bevat voornamelijk zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. het gas 
bevindt zich in dit veld dan ook voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen, 
maar deels ook in de Onder-Slochteren Zandsteen. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
H.2 Structurele setting 
Het Anjum veld ligt nabij de Hantum breukzone en de Lauwerszee trog.  
Deze structurele elementen hebben mogelijk een negatief effect op de 
reservoirkwaliteit gehad. Het veld wordt aan drie zijden begrensd door breuken en 
aan een enkele zijde door de hellende gelaagdheid richting het noordwesten 
(Figuur H.1 & H.2). Er is één interne breuk die het veld opdeelt in twee 
compartimenten. Het volume van het westelijke compartiment is echter zeer 
beperkt. 
Het Free Water Level  is bepaald op een diepte van 3867 meter. Dit maakt dat de 
gemiddelde dikte van het gasvoerende reservoirgesteente ongeveer 51 meter 
bedraagt. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur H.2 Doorsnede van het Anjum gasveld (Winningsplan Anjum, NAM 2011). 
H.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur H.1 is met 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 24 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 25 ======================================================================

<pre>Bijlage H | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 4,4 kilometer. 
 
H.3 Productie 
Er zijn twee putten geboord naar het Anjum gasveld, ANJ-01 en ANJ-04. De put 
ANJ-04 heeft twee sidetracks , waarvan er een horizontaal is geboord. Uit deze 
horizontale sidetrack wordt momenteel gas geproduceerd. De put ANJ-01 is nog 
wel open, maar produceert al een aantal jaar geen gas meer. Het gas wordt geleid 
naar de productielocatie Anjum, waar het wordt behandeld en op specificatie 
gebracht. 
De gasproductie uit het Anjum veld is gestart in 1997 en eindigt naar verwachting in 
2030. Het verwachte winningspercentage bedraagt 98%. Bij een geschatte initiële 
hoeveelheid gas van 16,2 miljard Nm3 bedraagt het winbare volume 15,9 miljard 
Nm3. 
De initiële reservoirdruk was 563 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 81 bar in 2010. De beoogde einddruk van het reservoir is 
10 bar. 
 
H.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Anjum veld tot en met 1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 25 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 26 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage 1 | 1/5    1.1    Annerveen    Het Annerveen gasveld is ontdekt in 1962 door de boring ANA-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunningen Groningen en Drenthe IIb van de NAM (Figuur  1.1). Het veld ligt direct ten zuiden van het Groningen gasveld en kent twee  voorkomens, een in het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket (ZEZ2C) en een in de  Boven-Rotliegend Groep. Omdat het ZEZ2C voorkomen nooit in productie is  genomen zal deze hier niet beschreven worden.   Gasproductie uit dit veld is gestart in 1973 en vond plaats vanuit 5 productie-  clusters. De productiestop is gepland in het jaar 2021. Het Annerveen veld is door  24 putten aangeboord, waarvan er 19 zijn gebruikt voor de productie van gas.  Daarvan zijn er momenteel nog 13 in productie.         At eae vam Bie MAF    Cam  ee ee Aar Crd vem Pad OD  CD meget patient noemers bebo Verdere oaben: ov atra moras 5 Lares rave Ue    Figuur 1.1 Structuurkaart van het Annerveen gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Boven-Rotliegend Groep.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het gas in het Annerveen veld bevindt zich in het Ten Boer Laagpakket en de  Slochteren Formatie, beiden van Perm ouderdom. De Slochteren Formatie wordt  gekenmerkt door een combinatie van conglomeraat en grofkorrelige  zandsteenlagen afgezet in puinwaaiers en in vlechtende riviersystemen,  afgewisseld door fluviatiele zandsteenlagen met een medium korrelgrootte afgezet  in een woestijnvlakte. Daarboven is het Ten Boer Laagpakket afgezet. Dit is een  kleisteen formatie met enkele dunne zandige intervallen, afgezet in het Zuidelijk  Perm Bekken waar zich destijds een woestijnmeer bevond. Een doorsnede van het  gehele reservoir is gegeven in Figuur 1.2.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. Dit bovenliggende zout heeft zich</pre>

====================================================================== Einde pagina 26 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 27 ======================================================================

<pre>Bijlage I | 2/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
boven het oosten van het veld geculmineerd in een zoutpijler (Zuidwending 
zoutpijler) waarin cavernes zijn aangelegd voor de opslag van verschillende stoffen. 
De Ten Boer Kleisteen formatie is wel gasvoerend, maar draagt slechts voor een 
klein deel bij aan de gasproductie van dit veld. De dikte van deze formatie is in dit 
gebied slechts 20-30 meter en daarnaast zijn de porositeit en permeabiliteit vrij 
laag. De Slochteren Formatie is een stuk dikker hier en heeft een betere porositeit 
en permeabiliteit dan het Ten Boer Laagpakket. Aan de basis van de Slochteren 
Formatie bevindt zich vaak een conglomeraatinterval. Conglomeraatlagen worden 
gekenmerkt door vrij slechte reservoireigenschappen. 
 
Figuur I.2  Doorsnede van het Annerveen gasveld (Winningsplan Annerveen, NAM 2003). 
I.2 Structurele setting 
Het Annerveen veld ligt in een oost-west georiënteerd horstblok dat naar het zuiden 
helt. Twee oost-west georiënteerde breuken vormen de noordelijke en zuidelijke 
begrenzing van het veld en, zoals in Figuur I.1 te zien is, wordt het veld aan de 
oost- en westzijde begrensd door de hellende gelaagdheid. In Figuur I.1 is ook te 
zien dat het veld wordt doorsneden door een aantal noord-zuid georiënteerde 
breuken. Deze hebben echter geen van alle een groot genoeg verzet om de 
connectie tussen het reservoir aan beide kanten van de breuk te verliezen. 
Het gas-water contact (GWC) is bepaald op een diepte van 3060 meter (Figuur I.2). 
In het midden van het veld ligt de basis van het reservoir echter hoger dan het 
GWC. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende 
reservoir in het midden van het veld een gemiddelde reservoirdikte van 87 meter 
gebruikt, zoals gegeven in het Winningsplan uit 2004. In de overige delen van het 
veld is de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.  
 
I.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur I.1 is met 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 27 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 28 ======================================================================

<pre>Bijlage I | 3/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 18 kilometer. 
 
I.3 Productie 
De productie uit het Annerveen gasveld is gestart in 1973 en eindigt naar 
verwachting in 2021. Het veld is in totaal door 24 putten aangeboord, waarvan er 
19 zijn gebruikt voor de productie van gas. Daarvan zijn er momenteel nog 13 in 
productie. Inmiddels is ongeveer 90% van het oorspronkelijk aanwezige gas 
geproduceerd. De verwachting is dat een uiteindelijk winningspercentage van 
ongeveer 96% behaald kan worden. 
De productie vond plaats vanuit 5 productieclusters (Wildervank, Annerveen, 
Westerdiep, Zuidlaren en Zuidlaarderveen). Wildervank is de hoofdlocatie voor 
gasproductie waar ook gasbehandeling plaatsvindt en momenteel het enige nog 
producerende cluster. Het Annerveen veld heeft een tijd lang gefungeerd als “swing 
producer”. Dit betekent dat geen gas werd geproduceerd uit dit veld, tenzij het echt 
nodig was. Dit swingsysteem is inmiddels gestopt en er wordt weer continu 
geproduceerd. 
De initiële reservoirdruk was 346 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 34 bar in 2003. De beoogde einddruk van het reservoir is 
13 bar. 
 
I.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Annerveen gasveld was een M L=2,3 in 
augustus 1994. Sindsdien, tot 1 april 2016 zijn in totaal 91 bevingen geregistreerd, 
waarvan 14 bevingen met een magnitude boven de M L=1,5.  
De grootste magnitude is een M L=2,4 van 9 november 2013. Het valt op dat dit veld 
ook in de staart van de productie nog bevingen heeft (Figuur I.4). 
 
 
Figuur I.3  Histogram van de bevingen die in het Annerveen gasveld zijn opgetreden tot 01-04-
2016. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 28 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 29 ======================================================================

<pre>Bijlage I | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur I.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Annerveen gasveld in de tijd gerangschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 29 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 30 ======================================================================

<pre>Bijlage I | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur I.5 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Annerveen gasveld. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 30 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 31 ======================================================================

<pre>Bijlage J | 1/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
J Bedum 
Het Bedum gasveld is ontdekt in 1977 door de boring BDM-01 en is gelegen binnen 
de winningsvergunning Groningen van de NAM. Dit veld ligt geografisch gezien aan 
de westelijke grens van het Groningen gasveld en ten noorden van de stad 
Groningen. Het ligt op een diepte van ongeveer 2900-3000 meter en de Boven-
Rotliegend Groep vormt het reservoirgesteente (Figuur J.1). 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 1985 en eindigt naar verwachting in 2035. 
Er zijn in totaal zeven boringen gezet in dit veld. Vier van deze boringen zijn 
momenteel nog in productie. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figuur J.1 Structuurkaart van het Bedum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-
senteren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket. Inmiddels 
zijn ook de putten BDM-03, BDM-04 en BDM-05 geboord. BDM-03 staat in het noor-
delijke deel van het veld en BDM-04 heeft het meest zuidelijke niet-ontwikkelde blokje 
in deze kaart aangeboord. BDM-05 is nog confidentieel op het moment van schrijven.  
(De lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 31 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 32 ======================================================================

<pre>Bijlage J | 2/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
J.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van 
het Bedum gasveld. Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere litho-
stratigrafische formaties (Figuur J.2) die worden gekenmerkt door verschillende 
depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een 
groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit eolische en fluviatiele/lacustriene zandafzettingen, afgezet in een 
woestijnomgeving. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. het gas bevindt 
zich in dit veld dan ook voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen en in kleine 
delen van het veld ook in de Onder-Slochteren Zandsteen. De porositeit en 
permeabiliteit van het reservoir zijn gemiddeld. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
J.2 Structurele setting 
Het Bedum gasveld heeft een langgerekte structuur met een NNW-ZZO oriëntatie 
en wordt begrensd door zowel breuken als de hellende gelaagdheid ( fault-dip 
closure). Er zijn ook meerdere interne afschuivingsbreuken die het veld opdelen in 
compartimenten met geen of slechte connectiviteit (Figuur J.2). Door deze 
compartimentalisatie was het nodig meerdere ontwikkelingsputten te boren om 
zodanig het gehele veld te kunnen produceren. 
Het gas-water contact (GWC) is bepaald op een diepte van 3002 meter. Omdat de 
diepte van dit GWC afwijkt van dat van het Groningen veld, de gassamenstelling 
anders is (hoog calorisch t.o.v. laag calorisch in Groningen) en omdat de 
drukafname door productie van gas niet gelijk is, lijkt het erop dat Bedum niet in 
connectie staat met het Groningen veld. Voor de berekening van de compactie is 
voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir 
tot het GWC gebruikt. 
 
Figuur J.2 Doorsnede van het Bedum gasveld (Winningsplan Bedum, NAM 2010). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 32 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 33 ======================================================================

<pre>Bijlage J | 3/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
J.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur J.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 6,6 kilometer. 
 
J.3 Productie 
Er zijn in totaal zeven putten geboord in het Bedum gasveld. Vier van deze putten 
zijn momenteel in productie. De boring WSM-01, naar een noordelijk breukblok van 
het veld is afgesloten en verlaten omdat deze maar een kleine gaskolom heeft 
aangetroffen. Het gas gaat naar de Bedum productielocatie waar het gemengd 
wordt (van hoog calorisch naar laag calorisch) voor levering aan GasTerra. 
De oorspronkelijke hoeveelheid gas in het veld was 15,8 miljard Nm3, maar daarvan 
is nu ongeveer de helft geproduceerd. Aan het einde van de productie, geschat in 
het jaar 2035, is naar verwachting 76,9% van de oorspronkelijke hoeveelheid gas 
geproduceerd worden. 
De initiële reservoirdruk was 345 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 100 bar in 2009. Het hoofdblok, waar de putten BDM-01 
en BDM-02 in staan, heeft ondersteuning van een licht actieve aquifer. Dit was te 
herkennen aan de licht gelijkblijvende reservoirdruk in de eerste jaren van de 
productie. De beoogde einddruk is 35 bar. 
 
J.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Bedum gasveld was een M L=1,4 in 2004. 
Sindsdien, tot 1 april 2016 zijn in totaal 7 bevingen geregistreerd, daarvan waren er 
slechts één boven de M L=1,5 (een M L=1,6 in 2013).  
Gezien de nabijheid van het Groningen gasveld is het moeilijk vast te stellen welke 
bevingen binnen de onzekerheid in de locatie plaatsvonden in het Bedum gasveld. 
In deze studie is gekozen om de bevingen binnen de contour van het veld mee te 
nemen. Er zijn een aantal bevingen net ten zuiden van de contour van het gasveld. 
Voor deze bevingen word aangenomen dat de gasproductie in het Groningen 
gasveld de oorzaak is. 
 
 
Figuur J.3 Histogram van de bevingen die in het Bedum gasveld zijn geregistreerd (tot 01-04-
2016). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 33 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 34 ======================================================================

<pre>Bijlage J | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
 
Figuur J.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Bedum gasveld in de tijd gerangschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (mln Nm3). 
Tabel J.1 Datum, locatie (in Rijksdriehoekcoördinaten) en magnitude van alle geregistreerde 
bevingen in Bedum tot 1 april 2016 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Datum Locatie RD_X Locatie RD_Y Diepte Magnitude 
24-05-2004 230801 591940 3 km 1,4 
29-05-2004 229693 591737 3 km 0,8 
31-05-2004 230351 592285 3 km 0,3 
10-12-2007 231490 590559 3 km 0,7 
15-04-2008 232907 592252 3 km 0,9 
08-07-2013 231920 591457 3 km 1,6 
21-01-2014 233760 587665 3 km 1,0 </pre>

====================================================================== Einde pagina 34 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 35 ======================================================================

<pre>Bijlage J | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur J.5 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) voor het Bedum gasveld (zwarte contour). 
 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 35 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 36 ======================================================================

<pre>Bijlage K | 1/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
K Bergen 
Het Bergen gasveld is ontdekt in 1965 door de boring BER-01-A en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Bergen 2 van Taqa Onshore B.V. Het veld ligt in de 
provincie Noord-Holland, ten noordwesten van de stad Alkmaar, en bevindt zich 
onder het kustgebied van de Noordzee. De Boven-Rotliegend Groep, die in dit 
gebied enkel uit de Slochteren Zandsteen bestaat, vormt het reservoirgesteente. 
Het Bergen veld kende daarnaast ook een Trias voorkomen, maar deze is 
uitgeproduceerd. 
De gasproductie is gestart in 1978 via drie putten, waarvan er momenteel nog twee 
in productie zijn. De beëindiging van de gasproductie vindt voor alle velden die 
binnen deze vergunning liggen op hetzelfde moment plaats. De resterende 
productieduur van het Bergen veld is dus mede afhankelijk van de andere velden in 
de vergunning. Wanneer dit precies plaats zal vinden is niet bekend. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 36 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 37 ======================================================================

<pre>Bijlage K | 2/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
 
Figuur K.1 Structuurkaart van het Bergen gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-
senteren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket. 
 
K.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het gas dat momenteel uit het Bergen veld wordt geproduceerd is afkomstig uit 
zandsteenlagen van de Slochteren Formatie. Deze formatie behoort tot de Boven-
Rotliegend Groep (Perm ouderdom). Verder naar het noorden zijn ook de Ten Boer 
en Ameland Kleisteen Laagpakketten onderdeel van deze groep, maar in dit gebied 
zijn deze afwezig. 
De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied uit een dik zandsteenpakket (200-270 
meter), voornamelijk afgezet als duinzanden in een woestijnklimaat, en wordt 
opgedeeld in drie eenheden: fluviatiele en wadi afzettingen aan de basis, eolische 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 37 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 38 ======================================================================

<pre>Bijlage K | 3/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
zandsteen in het midden en een bleker gekleurde zandsteen aan de top.  
Doordat de Slochteren Formatie hier hoofdzakelijk uit eolische afzettingen bestaat 
is de reservoirkwaliteit vrij goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koolrijke lagen in het onderliggende Carboon-
gesteente. Zout, kleisteen en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de 
afsluitende laag die het gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
K.2 Structurele setting 
Het gebied rondom het Bergen veld wordt gekenmerkt door een groot aantal NW-
ZO georiënteerde breuken die een horsten en slenken structuur hebben gevormd. 
Het Rotliegend voorkomen van het Bergen veld bevindt zich in een horstblok en de 
structuur wordt zodoende gevormd door een combinatie van breuken en hellende 
gelaagdheid ( fault-dip closure) . Aan de oost- en westzijde wordt het veld begrenst 
door normale breuken (afschuivingen) en aan de noord- en zuidzijde door de 
hellende gelaagdheid. De top van de structuur ligt op ongeveer 2000 meter diepte 
en het gas-water contact is bepaald op een diepte van 2133 meter. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
K.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur K.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,0 kilometer. 
 
K.3 Productie 
Nadat het veld in 1965 ontdekt was, zijn in 1976 drie ontwikkelingsputten geboord 
om de productie vervolgens in 1978 op te starten. Twee van deze putten (BER-03 
en BER-04) produceren momenteel nog gas uit de Slochteren Formatie. De put 
BER-02, die in het verleden ook gas uit het Trias voorkomen heeft geproduceerd, is 
verwaterd. De initiële hoeveelheid gas in het veld bedroeg 7,3 miljard Nm3. Daarvan 
was in 2008 reeds 7,0 miljard Nm3 geproduceerd. Het uiteindelijke verwachte 
winnings-percentage bedraagt 95%. Naast gas zijn ook kleine hoeveelheden 
condensaat uit dit veld gewonnen. 
De initiële reservoirdruk was 218,5 bar, maar gezien het huidige winnings-
percentage zal deze druk momenteel significant verlaagd zijn. 
Het moment waarop de gasproductie wordt beëindigd is hetzelfde voor alle velden 
in de vergunning Bergen 2. De resterende productieduur van het Bergen veld wordt 
dus mede bepaald door de overige velden in de vergunning. Wanneer dit precies 
zal plaatsvinden is niet bekend. 
 
K.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Bergen gasveld was een ML=2,7 in oktober 
2001. Tot 1 april 2016 zijn in totaal 3 bevingen geregistreerd, waarvan twee boven 
de ML=1,5. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 38 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 39 ======================================================================

<pre>Bijlage K | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur K.2 Histogram van de bevingen die in het Bergen gasveld zijn geregistreerd (tot 01-04-
2016).  
 
Figuur K.3 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) voor het Bergen gasveld in de tijd gerangschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (mln Nm3).  
Tabel K.1 Datum, locatie (in Rijksdriehoekcoördinaten) en magnitude van alle geregistreerde 
bevingen in Bergen tot 1 april 2016. 
Datum Locatie RD_X Locatie RD_Y Diepte Magnitude 
10-10-2001 105011 521739 2.9 km 2,7 
18-04-2012 103455 523739 3 km 1,8 
16-03-2012 102668 523951 3 km 1,0 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 39 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 40 ======================================================================

<pre>Bijlage K | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur K.4 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) voor het Bergen gasveld (zwarte contour).  
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 40 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 41 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage L | 1/3    L.1    Blija-Ferwerderadeel    Het Blija-Ferwerderadeel gasveld is ontdekt in 1963 door de boring BLF-101 en is  gelegen binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM. Dit gasveld  bevindt zich in het kustgebied en ligt deels onder de Waddenzee, ten zuiden van  Ameland. Op zeer korte afstand liggen twee andere gasvelden, namelijk Blija Zuid-  Oost en Blija Zuid (Figuur L.1). Het Boven-Stlochteren Zandsteen Laagpakket, dat  zich op een diepte van ongeveer 2600 meter bevindt, vormt het reservoirgesteente.  De productie van gas uit het Blija-Ferwerderadeel gasveld is gestart in 1985 en  eindigt naar verwachting in 2032. Er zijn in totaal vijf putten geboord in dit veld,  waarvan er momenteel nog drie in productie zijn.    ak ob   FE coretmpes caomoes  [T) ondevstoped Gesnein  a — ,    Att Goptis in ware botew NAP    me   Comteue wewevst 3 em   Prazact name   Biya Fusil Powel Projser NO ten-Shey208e ARPA IS gut         Figuur L.1 Structuurkaart van de gasvelden bij Blija (Blija-Ferwerderadeel, Blija-Zuidoost en Blija-  Zuid) (Winningsplan Blija-Zuid, NAM 2011). De rode pijl geeft aan welke breuk ge-  bruikt is voor de breukenanalyse    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Blija-Ferwerderadeel veld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend  Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere  lithostratigrafische eenheden (Figuur L.2) die worden gekenmerkt door  verschillende depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen  Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die  zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het  Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen</pre>

====================================================================== Einde pagina 41 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 42 ======================================================================

<pre>Bijlage L | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe 
intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
voornamelijk zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. In dit veld bevindt 
het gas zich enkel in de Ten Boer Kleisteen en het Boven-Slochteren Zandsteen 
laagpakket. De reservoirkwaliteit van dit veld is matig tot slecht. De porositeit 
varieert binnen het zandsteeninterval, en de permeabiliteit is laag. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.  
 
L.2 Structurele setting 
Het Blija-Ferwerderadeel gasveld wordt aan nagenoeg alle zijden begrensd door 
breuken en ligt in een structureel hoog (Figuur L.2). De noordelijke begrenzende 
breuk lijkt afsluitend te zijn, aangezien er een niet ontwikkeld breukblok ten noorden 
van het Blija-Ferwerderadeel ligt (naar verwachting gevuld met gas). Ook binnen 
het veld liggen een aantal breuken. Het gas-water contact ligt op een diepte van 
2625 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
Figuur L.2 Doorsnede van het Blija-Ferwerderadeel gasveld (Winningsplan Blija, NAM 2003).  
De Boven-Rotliegend Formatie is onderverdeeld in meerdere eenheden. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 42 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 43 ======================================================================

<pre>Bijlage L | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
L.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur L.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 5,0 kilometer 
 
L.3 Productie 
Er zijn momenteel drie putten in het Blija-Ferwerderadeel veld die gas produceren. 
Het gas wordt, eveneens op de locatie Blija-Ferwerderadeel behandeld en op 
specificatie gebracht voor levering aan GasTerra. 
De productie is gestart in 1985 en eindigt naar verwachting in 2032 (Winningsplan 
Blija-Zuid, NAM 2011). Op dat moment zal naar verwacht 19% van het aanwezige 
gas geproduceerd zijn. Dit percentage is erg laag door de slechte reservoirkwaliteit 
in dit veld. Er wordt gestreefd een percentage van 25% te halen, maar er zijn 
momenteel geen plannen om het productieproces te optimaliseren. 
De initiële reservoirdruk was 380 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 242 bar in 2003. Gezien de gecontinueerde gasproductie 
in de afgelopen jaren zal de huidige reservoirdruk nog lager zijn. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 207 bar. 
 
L.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Blija-Ferwerderadeel veld tot en 
met 1 april 2016. </pre>

====================================================================== Einde pagina 43 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 44 ======================================================================

<pre>Bijlage M | 1/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
M Blija-Zuid 
Het Blija-Zuid gasveld is ontdekt in 2011 door de boring BLF-108. Dit veld is 
gelegen binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM en bevindt 
zich nabij de kust van de Waddenzee. Het ligt in de nabijheid van de gasvelden 
Blija-Ferwerderadeel en Blija-Zuidoost. Het reservoirgesteente wordt gevormd door 
laagpakketten van de Boven-Rotliegend Groep, die zich bevinden op een diepte 
van circa 2650 meter (Figuur M.1). 
Gasproductie uit dit veld is gestart in september 2012 en eindigt naar verwachting 
in 2032. Er is één put gezet in dit veld, waaruit momenteel gas wordt geproduceerd. 
 
 
Figuur M.1 Structuurkaart van de gasvelden bij Blija (Blija-Ferwerderadeel, Blija-Zuidoost en Blija-
Zuid) (Winningsplan Blija-Zuid, NAM 2011). De diepte contourlijnen representeren de 
bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket. (De lengte van de breuk 
is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
M.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van 
het Blija-Zuid veld. Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
eenheden die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten 
Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden.  
</pre>

====================================================================== Einde pagina 44 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 45 ======================================================================

<pre>Bijlage M | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De Slochteren Zandsteen bevat voornamelijk zand en kent daarom over het 
algemeen een betere reservoirkwaliteit. In dit veld is de reservoirkwaliteit echter vrij 
matig. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
M.2 Structurele setting 
Het Blija-Zuid veld is een noordwest-zuidoost georiënteerde structuur die aan 
meerdere zijden wordt begrensd door afschuivingsbreuken. Aan de zuidoost zijde 
wordt de structuur begrensd door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). 
Binnen het veld liggen een paar kleinere breuken, maar deze lijken het geheel niet 
op te delen in afzonderlijke compartimenten. Het gas-water contact bevindt zich in 
dit veld op een diepte van 2727 meter. Voor de berekening van de compactie is 
voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir 
tot het GWC gebruikt. 
 
M.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur M.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 3,2 kilometer. 
 
M.3 Productie 
De eerste en enige put in het veld (BLF-108) produceert gas sinds september 2012. 
De productie eindigt naar verwachting in 2032. Er wordt naar gestreefd op dat 
moment ongeveer 59,4% van het aanwezige volume geproduceerd te hebben.  
Dit is een vrij laag percentage omdat de reservoirkwaliteit van het Rotliegend hier 
vrij matig is. Er zijn geen plannen om een additionele put te boren naar dit veld, 
maar er wordt wel gedacht over een mogelijke putstimulatie en het aansluiten van 
een meer-traps compressiefaciliteit. 
De put BLF-108 is geboord vanaf de productielocatie Blija-Ferwerderadeel. Hier 
wordt het gas behandeld en op specificatie gebracht voor levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk was 376 bar in 2012, maar is op dit moment waarschijnlijk 
lager doordat het reservoir voor een deel gedepleteerd is. De beoogde einddruk 
bedraagt 192 bar. 
 
M.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Blija-Zuid veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 45 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 46 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage N | 1/3    N    N.1    Blija-Zuidoost    Het Blija-Zuidoost gasveld is ontdekt in 1997 door de boring BLF-106. Dit veld is  gelegen binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM en ligt nabij  de kust van de Waddenzee, ten oosten van het veld Blija-Ferwerderadeel. De  Boven-Slochteren Zandsteen vormt het reservoirgesteente en ligt op een diepte van  ongeveer 2650 meter (Figuur N.1).   Gasproductie uit dit veld is gestart in 2001 en eindigt naar verwachting in 2032. Het  gas wordt geproduceerd uit de enige put die in het veld geboord is (BLF-106).    LEGEND *  FEE cov erecee corsa  el Sec 5 men  CREAT RR BNG aterm  eN Sie Ab Gepthe m moves Detour MAP  Conwoun were 20 m  Project reste.  man FING Pomel Project NO. Jen-they2000_ARPRTO pet         \ ek.  5  Figuur N.1 Structuurkaart van de gasvelden bij Blija (Blija-Ferwerderadeel, Blija-Zuidoost en Blija-  Zuid) (Winningsplan Blija-Zuid, NAM 2011). De diepte contourlijnen representeren de  bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket. (De lengte van de breuk  is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Blija-Zuidoost veld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep  (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische  formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten  Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa  en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich  ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-  Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele  zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze  intervallen gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn,</pre>

====================================================================== Einde pagina 46 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 47 ======================================================================

<pre>Bijlage N | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
voornamelijk zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. het gas bevindt 
zich in dit veld in de Boven-Slochteren Zandsteen. De porositeit en permeabiliteit 
van het reservoir zijn matig tot gemiddeld. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
N.2 Structurele setting 
Het Blija-Zuidoost gasveld wordt aan meerdere zijden begrensd door 
afschuivingsbreuken en aan de zuidzijde door de hellende gelaagdheid ( fault-dip 
closure). Het breukblok dipt dus naar het zuiden. Binnen het veld ligt tenminste één 
breuk, maar deze lijkt niet afsluitend te zijn. De breuk die de oostelijke begrenzing 
vormt daarentegen wel. Het breukblok ten oosten van het Blija-Zuidoost veld is naar 
verwachting gasvoerend, maar is niet ontwikkeld. 
De enige, en producerende put in dit veld doorsnijdt de top van de Boven- 
Slochteren Zandsteen in het noorden, hoog op de structuur (Figuur N.2). Het gas-
water contact in dit veld is bepaald op een diepte van 2745 meter. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur N.2  Seismische doorsnede van het Blija Zuidoost gasveld (Winningsplan Blija-Zuid, NAM 
2011). Het aangeduide GWC betreft een oude inschatting. 
N.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur N.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 3,5 kilometer. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 47 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 48 ======================================================================

<pre>Bijlage N | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
N.3 Productie 
De eerste en enige boring in het veld is BLF-106. Deze is in 2001 in productie 
gegaan en eindigt naar verwachting in 2032. Door de slechte reservoirkwaliteit 
bedraagt het verwachte winningspercentage slechts 15%. Onder voorbehoud van 
technische en economische uitvoerbaarheid van productie bevorderende 
maatregelen zal gestreefd worden naar een winningspercentage van 48%. 
Het geproduceerde gas wordt getransporteerd naar de productielocatie Blija-
Ferwerderadeel, waar het behandeld wordt en op specificatie wordt gebracht voor 
levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk bedroeg 380 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 362 bar in 2003. Op dit moment is de reservoirdruk naar verwachting 
nog verder verlaagd. De beoogde einddruk bedraagt 303 bar. 
 
N.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Blija-Zuidoost veld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 48 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 49 ======================================================================

<pre>Bijlage O | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
O Blijham 
Het Blijham gasveld is ontdekt in 1972 door de boring BHM-01 en is gelegen binnen 
de winningsvergunning Groningen van de NAM. Geografisch gezien ligt het ten 
oosten van het veld Oude Pekela en tevens direct naast het zuidoostelijke deel van 
het Groningen gasveld. De Slochteren Zandsteen Formatie, die op een diepte van 
ongeveer 3400 meter is aangetroffen, vormt het reservoirgesteente (Figuur O.1). 
De gasproductie is gestart in 1984 en eindigt naar verwachting in 2025. Er zijn in 
totaal vier boringen gezet in dit veld, waarvan er twee in productie zijn. 
 
 
Figuur O.1 Structuurkaart van het Blijham gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-
senteren de bovenkant van de Slochteren Formatie. Het veld bestaat uit twee separa-
te breukblokjes, die niet met elkaar in contact staan. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 49 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 50 ======================================================================

<pre>Bijlage O | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
O.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Blijham veld.  
Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom). 
Deze groep bestaat in dit gebied uit twee verschillende lithostratigrafische formaties 
die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten Boer 
Kleisteen bestaat uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij 
een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Slochteren Zandsteen bestaat in dit gebied uit fluviatiele 
zandafzettingen, eveneens afgezet in een woestijnomgeving. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer Kleisteen is slecht. Dit interval wordt vaak 
gezien als een waste zone , wat betekent dat hij wel gasvoerend is, maar dat dit gas 
niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat over het algemeen 
grotendeels zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. Echter, in dit gebied 
is zelfs de kwaliteit van de Slochteren Zandsteen vrij slecht, wat mogelijk 
gerelateerd is aan de fluviatiele herkomst van de sedimenten. Verder naar het 
noorden neemt de reservoirkwaliteit toe omdat het reservoir daar meer eolische 
zandsteenintervallen bevat. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
O.2 Structurele setting 
Het Blijham gasveld bestaat uit twee separate breukblokken. Deze worden aan 
meerdere zijden begrensd door breuken en aan de zuidzijde door de hellende 
gelaagdheid ( fault-dip closure ). De bovenkant van de Slochteren Zandsteen ligt op 
ongeveer 3400 meter diepte en het reservoir heeft een gemiddelde dikte van 
ongeveer 72 meter. 
Het feit dat beide breukblokken een ander gas-water contact (GWC) hebben lijkt 
erop te duiden dat ze niet met elkaar in contact staan. Het GWC in het oostelijk blok 
ligt op een diepte van 3504 meter en in het westelijke blok op 3462 meter. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir van 
het oostelijk de dikte van de top van het reservoir tot het GWC van het oostelijk blok 
gebruikt. Voor de dikte van het gasvoerende reservoir van het westelijk deel is de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC van het westelijk blok gebruikt.  
 
O.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur O.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 4,3 kilometer. Bij de bepaling voor de 
langste breuk is een conservatieve schatting gedaan en de noordelijke randbreuk 
die langs beide breukblokjes loopt gekozen. Ondanks dat beide blokjes niet in 
drukcontact met elkaar staan is deze breuk toch gekozen omdat deze breuk door 
gasdepletie in beide blokjes mogelijk in zijn geheel kan schuiven. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 50 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 51 ======================================================================

<pre>Bijlage O | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
O.3 Productie 
Er zijn in totaal vier putten geboord in de twee breukblokken van het Blijham veld, 
waarvan er twee in productie zijn. De producerende putten zijn BHM-02 en BHM-
04, die beiden uit het oostelijke breukblok produceren. De put BHM-05 is in het 
westelijke breukblok gezet, maar nooit in productie genomen. Het geproduceerde 
gas wordt via de satellietlocatie Blijham getransporteerd naar de moederlocatie 
Oude Pekela. Daar wordt het gas behandeld en op specificatie gebracht voor 
levering aan GasTerra. 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 1984 en eindigt naar verwachting in 2025. 
De productie verloopt echter nu al niet meer continu. Slechts gedurende bepaalde 
perioden in het jaar vindt productie plaats. Dit komt mogelijk doordat er 
waterdoorbraak heeft plaatsgevonden en het veld het einde van zijn levensduur 
begint te bereiken. Naar verwachting is aan het einde van het productieproces 72% 
van het aanwezige gas geproduceerd. Dit relatief lage winningspercentage (voor 
een Slochteren Zandsteen reservoir) is gerelateerd aan de slechte reservoirkwaliteit 
in dit veld. 
De initiële reservoirdruk was 417 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot ongeveer 28 bar in 2014. Gezien de gecontinueerde gasproductie in 
de afgelopen jaren zal de huidige reservoirdruk nog lager zijn. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 19 bar. 
 
O.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Blijham veld tot en met 1 april 
2016. </pre>

====================================================================== Einde pagina 51 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 52 ======================================================================

<pre>Bijlage P | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
P Boerakker 
Het Boerakker veld werd in 1984 ontdekt door de boring BRA-01 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Groningen van de NAM. Geografisch gezien ligt het 
ten westen van de stad Groningen. Het veld maakt deel uit van een cluster 
voorkomens (Boerakker, Molenpolder, Pasop en Sebaldeburen) behorende tot het 
Grijpskerk-Zuid systeem. De Boven-Rotliegend Groep, die op een diepte van 
ongeveer 2900 meter is aangetroffen, vormt hier het reservoirgesteente. 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 1998 en eindigde naar verwachting in 2009. 
Echter productie vindt nog steeds plaats. Er zijn in totaal drie putten geboord in dit 
veld, waarvan er twee zijn gebruikt voor de productie van gas. 
 
Figuur P.1 Structuurkaart van de Boerakker en Sebaldeburen gasvelden (www.nlog.nl). De diepte 
contourlijnen representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laag-
pakket. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 52 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 53 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage P | 2/3    P.1    P.2    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Boerakker gasveld. Deze groep bestaat in dit gebied uit twee verschillende  lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende  depositionele milieus. Het Ten Boer Kleisteen laagpakket bestaat uit kleirijke playa  en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich  ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. Het Slochteren  Zandsteen Laagpakket bestaat in dit gebied uit fluviatiele zandafzettingen,  eveneens afgezet in een woestijnomgeving.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer Kleisteen is slecht. Dit interval wordt vaak  gezien als een waste zone, wat betekent dat het wel gasvoerend is, maar dat dit  gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk  minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Boerakker veld maakt deel uit van een horst- en grabenstructuur. Het gas  bevindt zich in een horstblok dat wordt begrensd door NO-ZW georiënteerde  randbreuken. Aan de oostzijde wordt het veld begrensd door de hellende  gelaagdheid en het gas-water contact dat zich op een diepte van 2949 meter  bevindt. Een breuk loodrecht op de twee randbreuken splitst het veld in een  noordelijk en een zuidelijk compartiment. Voor de berekening van de compactie is  voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir  tot het GWC gebruikt.    Cross section Boerakker and Pasop field         Figuur P.2 Doorsnede van de Boerakker en Pasop gasvelden (Winningsplan Grijpskerk-Zuid,  NAM 2005).</pre>

====================================================================== Einde pagina 53 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 54 ======================================================================

<pre>Bijlage P | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
P.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur P.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,7 kilometer. 
 
P.3 Productie 
Er zijn in totaal drie putten geboord in het Boerakker veld. De eerste, BRA-01, was 
een exploratieput gericht op het zuidoostelijke compartiment en is afgesloten en 
verlaten. De productie van gas uit het Boerakker veld is gestart in 1998 via de put 
BRA-02, die eveneens het zuidoostelijke compartiment heeft aangeboord. Later, in 
2002, is BRA-03 geboord om ook het noordwestelijke compartiment in productie te 
brengen. Ondanks de verwachtte productiestop in 2009 produceert dit veld nog 
steeds. Verwacht wordt dat een winningspercentage van 72% gehaald wordt. 
De initiële reservoirdruk bedroeg 338 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 173 bar in 2003. De beoogde einddruk is 30 bar. 
 
P.4 Seismiciteit 
Er is één beving geregistreerd in het Boerakker gasveld in 1995 (M L=0,9). Daar de 
productie van Boerakker pas in 1998 is gestart, is deze beving niet veroorzaakt 
door de gasproductie van Boerakker.  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 54 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 55 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage Q | 1/3    Q    Q.1    Botlek    Het Botlek gasveld is ontdekt in 1984 door de boring BTL-01 en is gelegen binnen  de winningsvergunning Botlek van de NAM. Dit gasveld ligt in de provincie Zuid-  Holland en bevindt zich onder het Rotterdamse havengebied. De zandsteenlagen  van de Röt en Solling Formaties en Hoofd-Bontzandsteen Subgroep, die zich op  een diepte van ongeveer 2400 meter bevinden, vormen het reservoirgesteente  (Figuur Q.1). Onder het gashoudende deel van het reservoir bevindt zich tevens  een dunne oliehoudende zone die momenteel niet wordt geproduceerd.   De productie van gas uit dit veld is gestart in 1992 via de enige boring in het veld  (BTL-01) en eindigt naar verwachting in de periode 2018-2025.         Figuur Q.1 Structuurkaart van het Botlek gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen represen-  teren de bovenkant van respectievelijk de Röt Formatie (links) en Hoofd-  Bontzandsteen Subgroep (rechts). (De lengte van de breuk is gegeven in inch en is la-  ter omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en de Hoofd-Bontzandsteen  Subgroep vormen het reservoirgesteente van het Botlek gasveld. De Röt Formatie  bestaat hier uit een afwisseling van zand- en kleilagen die zijn afgezet in een  lacustriene omgeving. De Solling Formatie wordt eveneens gekenmerkt door zand-  en kleilagen waarbij de zandige lagen in een vlechtend riviersysteem zijn afgezet en  de kleilagen in een facustriene omgeving. De reservoirkwaliteit van deze twee  formaties is gemiddeld tot goed in dit gebied.   De Hoofd-Bontzandsteen Subgroep bestaat uit de Hardegsen, Detfurth en  Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een afwisseling  van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in fluviatiele, lacustriene en af en toe  eolische omgeving. De zandige laagpakketten hebben een goede reservoirkwaliteit  in dit gebied.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. De  afsluitende lagen worden gevormd door kleilagen van Trias en Jura ouderdom.</pre>

====================================================================== Einde pagina 55 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 56 ======================================================================

<pre>Bijlage Q | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Q.2 Structurele setting 
Het Botlek gasveld wordt gevormd door een langgerekt, NW-ZO georiënteerd 
breukblok dat aan drie kanten begrensd wordt door afschuivingsbreuken (Figuur 
Q.2). Door juxtapositie van de Trias gesteenten tegen schalielagen van Jura 
ouderdom vormt deze structuur een succesvolle trap. De noordwestelijke 
begrenzing van het veld wordt gevormd door de hellende gelaagdheid ( fault-dip 
closure) en het gas-olie contact (GOC), dat zich op een diepte van 2621 meter 
bevindt (Figuur Q.2). De olielaag onder de gaskolom heeft naar verwachting een 
dikte van ongeveer 10 meter, waardoor het olie-water contact (OWC) op een diepte 
van 2631 meter ligt. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur Q.2 Schematische doorsnede van het Botlek gasveld (Winningsplan Botlek, NAM 2003). 
Q.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur Q.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 6,4 kilometer. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 56 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 57 ======================================================================

<pre>Bijlage Q | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Q.3 Productie 
De productie van gas uit het Botlek veld is gestart in 1992 via de enige put in dit 
veld, BTL-01. De dunne olielaag onder de gaskolom wordt momenteel niet 
gewonnen. De productie eindigt in de periode 2018-2025 en dan is naar 
verwachting ongeveer 82% van het aanwezige gas gewonnen.  
Een winningspercentage van 95% zou haalbaar kunnen zijn met behulp van extra 
compressie, maar dit is niet toegestaan vanwege beperkingen ten aanzien van de 
te verwachten bodemdaling. 
De initiële reservoirdruk was 269 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 133 bar in 2003. De beoogde einddruk van het reservoir bedraagt 12 
bar. 
 
Q.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Botlek veld tot en met 1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 57 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 58 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage R | 1/2    R    Brakel    Het Brakel veld bestaat uit meerdere voorkomens in verschillende  lithostratigrafische eenheden. Via de boring AND-01 zijn in 1949 de oliehoudende  voorkomens in de Brabant Formatie, het Midden Werkendam laagpakket en de  Delfland Subgroep ontdekt. In 1992 is via de boring BRAK-01 het gasvoorkomen in  de Röt Formatie en Hoofd-Bontzandsteen Subgroep ontdekt (Trias ouderdom)  (Figuur R.1). Omdat momenteel alleen gaswinning plaatsvindt uit het Trias  voorkomen wordt alleen deze eenheid beschreven.   Het veld ligt binnen de winningsvergunning Andel Sa van Vermillion Oil & Gas  Netherlands B.V., die is gelegen in de provincie Gelderland, tussen Gorinchem en  Zaltbommel.   De productie van gas uit het Trias voorkomen is gestart in 2010 via de enige put die  het voorkomen heeft aangeboord (BRAK-01). De productie eindigt naar  verwachting in 2035.    C_> Undeveloped gastiold chotdinate Proj.    Contout Inerval ; 25 m         Figuur R.1 Structuurkaart van het Trias gasvoorkomen van het Brakel veld (www.nlog.nl). De  diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Röt Formatie. (De tengte van  de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).</pre>

====================================================================== Einde pagina 58 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 59 ======================================================================

<pre>Bijlage R | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
R.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en de Hoofd-Bontzandsteen 
Subgroep vormen het reservoirgesteente van het Brakel gasveld. De Röt Formatie 
bestaat hier uit een afwisseling van zand- en kleilagen die zijn afgezet in een 
lacustriene omgeving. De Solling Formatie wordt eveneens gekenmerkt door zand- 
en kleilagen waarbij de zandige lagen in een vlechtend riviersysteem zijn afgezet en 
de kleilagen in een lacustriene omgeving. De reservoirkwaliteit van deze formaties 
is matig tot gemiddeld in dit gebied. 
De Hoofd Bontzandsteen Subgroep bestaat hier uit de Detfurth en Volpriehausen 
Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een afwisseling van zand- en 
kleirijke lagen die zijn afgezet in een fluviatiele, lacustriene en af en toe eolische 
omgeving. De zandige laagpakketten hebben een matige tot gemiddelde 
reservoirkwaliteit in dit gebied. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  
De afsluitende lagen worden gevormd door kleilagen van Trias en Jura ouderdom. 
 
R.2 Structurele setting 
Het Trias voorkomen van het Brakel veld is aangetroffen op een diepte van 
ongeveer 2225 meter (Figuur R.1). De gashoudende zandsteenlagen van de Röt 
en Solling Formaties en de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep liggen in dit veld direct 
op elkaar en vormen samen een reservoir. 
Het veld ligt in een complex breuksysteem, dat ervoor zorgt dat het veld is 
opgedeeld in twee delen. Alleen het noordelijke deel is aangeboord door de put 
BRAK-01. De begrenzing van het veld wordt gevormd door een noord-zuid en een 
oost-west georiënteerde breuk, en door de hellende gelaagdheid. Dat maakt de 
structuur een fault-dip closure . 
Het gas-water contact (GWC) van het veld ligt op een diepte van 2371 meter. Voor 
de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
R.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur R.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 4,5 kilometer. 
 
R.3 Productie 
De productie van gas uit het Brakel veld is gestart in 2010 via de put BRAK-01. 
Voordat deze put in productie is genomen is, vanwege de relatief lage 
permeabiliteit, het reservoir gestimuleerd (middels hydraulisch  fracken). 
De productie eindigt naar verwachting in 2035. Op dat moment is ongeveer 50-70% 
van het aanwezige gas geproduceerd. 
 
R.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Brakel veld tot en met 1 april 2016. </pre>

====================================================================== Einde pagina 59 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 60 ======================================================================

<pre>Bijlage S | 1/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
S Coevorden 
Het Coevorden gasveld is ontdekt in 1948 door boring COV-02. Dit veld bevindt 
zich geografisch ten westen van het Schoonebeek olieveld en ligt zodoende ook 
binnen de winningsvergunning Schoonebeek van de NAM. Het oostelijk deel van 
het veld ligt gedeeltelijk in Duitsland. Het gas bevindt zich in vier verschillende 
reservoirlagen die stratigrafisch boven elkaar liggen. De Muschelkalk Formatie 
(Trias), het Z3 Carbonaat en Z2 Carbonaat Laagpakket van de Zechstein Groep 
(Figuur S.1) en de Limburg Groep (Carboon) (Figuur S.2). Omdat de kans op 
aardbevingen in het Muschelkalk voorkomen volgens de DHAIS analyse 
verwaarloosbaar is en omdat de Zechstein Z3 Carbonaat niet wordt geproduceerd, 
worden deze twee voorkomens hier niet verder beschreven. 
De gasproductie is gestart in 1950 en wordt vanaf acht satellietlocaties en drie 
productielocaties (samen met Collendoornerveen) geproduceerd. In totaal staan er 
56 putten in het Coevorden veld, waarvan er nog 40 in productie zijn. De productie 
wordt naar verwachting in 2019 beëindigd. 
 
 
Figuur S.1 Structuurkaart van het ZEZ2C voorkomen van het Coevorden gasveld (www.nlog.nl). 
De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van het ZEZ2C laagpakket. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 60 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 61 ======================================================================

<pre>Bijlage S | 2/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur S.2 Structuurkaart van het voorkomen in de Limburg Groep van het Coevorden gasveld 
(www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Limburg 
Groep. 
S.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
S.1.1 Zechstein Groep 
De Zechstein groep bestaat uit vele lagen steenzout, anhydriet, kleisteen en 
carbonaatgesteenten. Twee laagpakketten, de Z2 Carbonaat en de Z3 Carbonaat, 
bevatten gas. Deze laagpakketten bestaan uit een mengsel van kalksteen en 
dolomiet. De reservoirgesteenten hebben een geringe porositeit en permeabiliteit. 
Het gas is deels gemigreerd vanuit de Tubbergen Formatie, maar ook ontstaan in 
de Zechstein groep zelf. De afsluitende laag wordt gevormd door de impermeabele 
Zechstein evaporieten. 
 
S.1.2 Limburg Groep 
De Limburg Groep omvat zowel het brongesteente als het reservoirgesteente. Het 
gas is uit het brongesteente in de zandlagen van de Tubbergen Formatie 
gemigreerd en wordt daar gevangen door de bovenliggende evaporieten van de 
Zechstein Groep. Het reservoirgesteente bestaat uit fluviatiele zanden, terwijl het 
moedergesteente uit steenkoollagen bestaat. Over de porositeit en permeabiliteit 
wordt niets vermeld in het winningsplan, maar over het algemeen kan gesteld 
worden dat de porositeit redelijk is en de permeabiliteit laag. 
 
S.2 Structurele setting 
Het Coevorden veld bestaat uit meerdere producerende lagen die worden 
gekarakteriseerd door twee structurele trends. Onder het zout van de Zechstein 
Groep bevinden zich de breukblokken die de Z2 en Z3 carbonaat laagpakketten 
alsmede de Carboon reservoirgesteenten bevatten. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 61 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 62 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage S | 3/5    s.2.1    $.3    Het breuksysteem onder het Zechstein steenzout bestaat uit meerdere interne  breuken met hoofdzakelijk een NNW-ZZO oriéntatie (Figuur S.1).   Deze breuken delen het veld op in meerdere blokken waardoor de structuur vrij  complex is. De meeste van deze blokken worden aan meerdere zijden begrensd  door breuken en aan een enkele zijde door de hellende gelaagdheid. Omdat de  connectiviteit van de breukblokken onderling slechts beperkt is, zijn meerdere  putten nodig om het gehele veld te kunnen produceren. Het ‘Free Water Level’ van  het veld is niet eenduidig (Figuur S.3) en wordt in verschillende putten op  verschillende dieptes gelegd (2920 en 3010 meter). De basis van het Zechstein  voorkomen ligt hoger dan het GWC. Voor de berekening van de compactie is voor  de dikte van het Zechstein voorkomen de gemiddelde reservoirdikte van 45 meter  gebruikt, zoals gegeven in het Winningsplan uit 2003. Voor de berekening van de  compactie is het Limburg voorkomen onderverdeeld in een noord, midden en zuid  blok gebaseerd op de verschillende dieptes van het GWC in deze blokken. Voor de  dikte van de verschillende blokken is de dikte van de top van het blok tot het GWC  gebruikt.    Cross Section Coevorden Fleid         Figuur S.3 Doorsnede van het Coevorden gasveld (Winningsplan Coevorden, NAM 2003).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur S.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk  in het Zechstein en in Figuur S.2 voor het Carboon. De lengte van de langste breuk  in het Zechstein voorkomen is bepaald op 8,0 kilometer en in het Carboon  voorkomen op 9,6 kilometer.    Productie    Er zijn in totaal 56 putten geboord in dit veld. Daarvan is er één afgestoten en  verlaten, vier zijn er ingesloten en van de nieuwste put is de status nog niet bekend.  In totaal zijn er 40 putten in productie, die in verschillende breukbiokken zijn  geplaatst. Het veld wordt vanaf acht satellietlocaties en drie productielocaties  (samen met Collendoornerveen) geproduceerd. Het gas dat wordt geproduceerd op</pre>

====================================================================== Einde pagina 62 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 63 ======================================================================

<pre>Bijlage S | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
de satellietlocaties wordt onder hogere druk gebracht en gedroogd op de 
productielocaties. Hiervandaan gaat het gas naar productielocatie Ten Arlo of naar 
de de gaszuiveringsinstallatie in Emmen. Putten met een laag zwavelgehalte 
worden ontzwaveld op de satellietlocaties, terwijl de putten met een hoog 
zwavelgehalte worden ontzwaveld op de gaszuiveringsinstallatie in Emmen. 
De initiële reservoirdrukken verschillen sterk per reservoirinterval en per breukblok. 
De initiële druk van de Zechstein Z2 Carbonaten was 333 bar (gemiddelde van 
verschillende breukblokken), welke door reservoirdepletie is afgenomen tot 
ongeveer 130 bar in 2003. De beoogde einddruk van het reservoir is 89 bar.  
De initiële druk van de Limburg Groep was 335 bar (gemiddelde van verschillende 
breukblokken), welke door reservoirdepletie is afgenomen tot ongeveer 182 bar in 
2003. De beoogde einddruk van het reservoir is 154 bar. De verwachte 
winningspercentages zijn 75% voor de Zechstein 2 Carbonaat en 59% voor de 
Limburg groep. 
 
S.4 Seismiciteit 
Alle tot nu toe geregistreerde bevingen in het Coevorden veld liggen in Duitsland. 
Deze bevingen worden nieuw genoemd in de KNMI database van september 2015 
(www.knmi.nl). De eerste geïnduceerde beving in Coevorden veld was een M L=1,2 
van 26 februari 1997. Er zijn in totaal tot 1 april 2016 3 bevingen geregistreerd, 
waaronder een met een magnitude boven de 1,5. De beving had een magnitude 
van M L=1,6 en vond plaats op 29 november 2000.  
 
 
Figuur S.4 Histogram van de bevingen die in het Coevorden gasveld zijn geregistreerd (tot 01-04-
2016) 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 63 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 64 ======================================================================

<pre>Bijlage S | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur S.5  Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Coevorden gasveld in de tijd gerangschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
 
 
Tabel S.1 Datum, locatie (in Rijksdriehoekscoördinaten) en magnitude van alle geregistreerde 
bevingen in het Coevorden gasveld tot 1 april 2016. 
Datum Locatie RD_X Locatie RD_Y Diepte Magnitude 
26-02-1997 250825 518105 3 km 1,2 
29-11-2000 246731 516246 3 km  1,6 
26-10-2006 250825 518105 3 km 0,8 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 64 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 65 ======================================================================

<pre>Bijlage S | 6/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur S.6 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Coevorden gasveld. 
  
</pre>

====================================================================== Einde pagina 65 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 66 ======================================================================

<pre>Bijlage T | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
T Collendoorn 
Het Collendoorn gasveld is ontdekt in 1974 door de boring MSL-01 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Hardenberg van de NAM. Dit veld bevindt zich 
geografisch ten zuiden van het Coevorden gasveld en ten zuidwesten van het 
Schoonebeek olieveld. In de direct omgeving liggen de gasvelden Hardenberg, 
Hardenberg-Oost en Collendoornerveen. Het gas bevindt zich in de Tubbergen 
Formatie (Limburg Groep) (Figuur T.1). 
De gasproductie is gestart in 2006 via één put (HWG-02) vanaf productielocatie 
Hoogenweg-1. In totaal staan er drie putten in het Collendoorn veld, waarvan er 
twee zijn afgesloten en verlaten door hun slechte plaatsing. De productie wordt 
naar verwachting in 2021 beëindigd. 
 
 
Figuur T.1 Structuurkaart van het Collendoorn gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van de Limburg Groep. (De lengte van de breuk is gege-
ven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
T.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Tubbergen Formatie van de Limburg Groep (Carboon ouderdom) vormt het 
reservoirgesteente van het Collendoorn veld. Deze formatie bestaat uit een 
afwisseling van zand- en kleisteenlagen (Figuur T.2). De zanden vormen het 
reservoirgesteente. De bovenkant van deze formatie is gedeeltelijk geërodeerd 
door de Saalian discordantie. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 66 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 67 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage T | 2/3    T.2    7.2.1    Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het Carboongesteente. Het zout en  anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het gas in het  reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Collendoorn veld word aan de noord- en zuidzijde begrensd door breuken die  grofweg een oost-west oriëntatie hebben (Figuur T.1) en een verzet van ongeveer  80 meter. De breuk aan de noordzijde vormt de grens met het Hardenberg veld  (Figuur T.2). De oost- en westzijde van het veld wordt gevormd door een  combinatie van breuken en hellende gelaagdheid (fault-dip closure). Er is een breuk  binnen het veld aanwezig, maar hierdoor wordt het voorkomen niet opgedeeld in  compartimenten. Het gas-water contact is bepaald op een diepte van 2706 meter.  Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende  reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    reen ee  B De B IN ME OM OM OVO KD GP 8 Ma HO         Figuur T.2 Doorsnede van de Collendoorn en Hardenberg gasvelden (Winningsplan Collendoorn,  NAM 2013).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur T.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van deze breuk is bepaald op 3,2 kilometer.</pre>

====================================================================== Einde pagina 67 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 68 ======================================================================

<pre>Bijlage T | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
T.3 Productie 
Er zijn in totaal 3 putten geboord in dit veld. Daarvan zijn er twee afgesloten en 
verlaten (MRS-01 en CLD-01) omdat deze te laag op de structuur geboord waren 
en daardoor met te weinig gas in verbinding stonden. De HWG-02 put is hoger op 
de structuur geplaats en staat daarom in verbinding met een grotere hoeveelheid 
gas. De gasproductie is gestart in 2006 en eindigt naar verwachting in 2021. Zodra 
de HWG-02 put te veel water gaat produceren zal er worden overgestapt op 
intermitterende productie, om de druk weer te laten oplopen. De put is momenteel 
ingesloten. 
Het veld wordt vanaf productielocatie Hoogenweg-1 geproduceerd. Het gas wordt 
ter plaatse behandeld door middel van een mobiele behandelingsinstallatie. Het 
gas wordt vervolgens getransporteerd naar productielocatie COV-24. 
Het Collendoorn veld heeft een initiële hoeveelheid gas van 470 miljoen Nm3 waar-
van 159 miljoen Nm3 geproduceerd zal worden. Dit komt overeen met een win-
ningspercentage van 33,7%. 
De initiële reservoirdruk was 304 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 66 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 30 bar. 
 
T.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Collendoorn veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 68 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 69 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage U | 1/6    U    Dalen    Het Dalen gasveld is ontdekt door de boring DAL-01 in 1972 en is gelegen binnen  de winningsvergunningen Drenthe Ilb en Schoonebeek van NAM. Dit veld ligt direct  ten zuiden van het Oosterhesselen gasveld. De velden worden gescheiden door  een afsluitende, en oost-west georiënteerde breuk. Omdat gas is aangetroffen in  zowel het Zechstein 2 Carbonaat Laagpakket (ZEZ2C) (Figuur U.1) als in de  Limburg Groep (DC) (Figuur U.2), bestaat het Dalen gasveld uit twee voorkomens.  Er zijn in totaal 15 boringen gezet in dit veld.   Gasproductie uit de ZEZ2C en DC is gestart in respectievelijk 1974 en 1983 en  eindigt naar verwachting in 2022.         Figuur U.1 Structuurkaart van het ZEZ2C voorkomen van het Dalen gasveld (www.nlog.nl). De  scheiding tussen het Dalen en Oosterhesselen veld wordt gevormd door een oost-  west georiënteerde breuk.</pre>

====================================================================== Einde pagina 69 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 70 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage U | 2/6    U.1    U.1.1    U.1.2         Figuur U.2 Structuurkaart van het DC voorkomen van het Dalen gasveld.    Lithologie en reservoireigenschappen    Zowel gesteenten van het Zechstein 2 Carbonaat Laagpakket (Laat-Perm) als van  de Limburg Groep (Laat-Carboon) zijn gasvoerend in het Dalen veld. Uit beide  stratigrafische intervallen wordt gas gewonnen.    Zechstein 2 Carbonaat   Het ZEZ2C laagpakket (Laat-Perm) bestaat uit relatief dikke gededolomitiseerde  kalksteenbanken, die zijn afgezet op de flanken van een rif. De kalkstenen van dit  laagpakket worden gekarakteriseerd door een lage porositeit en permeabiliteit. Dit  is het gevolg van dedolomitisatie, wat een sterk verlagend effect heeft op de  reservoirporositeit en permeabiliteit. Stroming van gas vindt voornamelijk plaats  door open breuken en scheurtjes in het gesteente.   Het gas in dit reservoir is gemigreerd uit de dieper gelegen Limburg Groep (Laat-  Carboon), maar gedeeltelijk ook afkomstig uit organisch rijke lagen in de Zechstein  Formatie zelf. Bovenliggende zout- en anhydrietlagen vormen het afsluitende  pakket wat ervoor gezorgd heeft dat gas zich in dit ZEZ2C laagpakket heeft  geaccumuleerd.    Limburg Groep   De Limburg Groep is tijdens het Laat-Carboon afgezet en bestaat voornamelijk uit  grijs-zwarte fijnkorrelige siliciclastische sedimenten. Een alternatie van zand-, silt-,  kool- en schalielagen, afgezet in een fluviatiel-marine omgeving, vormt het  laagpakket van deze formatie. De koollagen van de Limburg Groep zijn een  belangrijke bron voor gas geweest voor een groot deel van de Nederlandse</pre>

====================================================================== Einde pagina 70 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 71 ======================================================================

<pre>Bijlage U | 3/6  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
gasvelden. Zo ook voor het Dalen veld. Gas heeft zich opgehoopt in de wat 
poreuzere zandsteenlagen van de Limburg Groep, die worden gekenmerkt door 
een matige porositeit en een slechte permeabiliteit. De mogelijke aanwezigheid van 
afsluitende breuken binnen deze groep vormt een risico voor de reservoir-
permeabiliteit. 
Boven de reservoirlagen van de Limburg Groep ligt eerst een dun, laag poreus 
kiezelgesteente uit de Boven-Rotliegend Groep en daarboven liggen dikke zout- en 
anhydrietlagen van de Zechstein Groep, die een afsluiting vormen voor het gas in 
de zandsteenlagen van de Limburg Groep.  
 
 
Figuur U.3 Doorsnede van de Dalen en Oosterhesselen gasvelden (Winningsplan zuidoost Dren-
the Zuur, NAM 2005). 
U.2 Structurele setting 
Het Dalen veld is, doordat het sterk verbreukt is, relatief complex. Het bestaat uit 17 
individuele reservoirs die door afsluitende breuken niet allemaal met elkaar in 
(volledige) verbinding staan. Een relatief groot aantal producerende putten is 
daarom nodig om het gehele veld te ontwikkelen.  
 
U.2.1 Zechstein 2 Carbonaat 
In vrijwel het hele Dalen veld is het ZEZ2C reservoir aanwezig. In een klein gebied 
in het midden van het veld is deze eenheid niet aangetroffen. Dit betreft een hoog 
breukblok waar de ZEZ2C waarschijnlijk is geërodeerd (Figuur U.3). 
Het gas-water contact (GWC) is in geen enkele boring aangetoond en de 
gepostuleerde diepte ervan is al een aantal keer aangepast. Momenteel wordt 
aangenomen dat het GWC op een diepte van ongeveer 3400 meter ligt, maar ook 
dit blijft vrij onzeker. 
Omdat in het grootste deel van het veld de basis van het reservoir hoger ligt dan 
het GWC is voor de compactieberekening een gemiddelde dikte van het 
gasvoerende pakket van 60 meter aangenomen. Deze gemiddelde dikte is bepaald 
door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2005. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 71 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 72 ======================================================================

<pre>Bijlage U | 4/6  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
U.2.2 Limburg Groep 
De Limburg Groep is in het gehele gebied aanwezig en is door de meeste putten 
aangeboord. Maar door de beperkte permeabiliteit en compartimentalisatie zijn 
slechts drie kleine breukblokjes ontwikkeld voor gasproductie. 
De diepte van het GWC is tot op heden erg onzeker. Op basis van saturatie-hoogte 
modellen is een range van ongeveer 125 meter bepaald waarbinnen het GWC kan 
liggen (3275 – 3400 meter). Dit betekent dat het GWC in elk individueel breukblokje 
mogelijk anders is en niet overeen hoeft te komen met het GWC van het ZEZ2C 
reservoir. 
Omdat in dit reservoir het GWC dieper ligt dan de basis van het reservoir is in de 
berekening van de compactie een constante reservoirdikte van 50 meter 
aangenomen. Deze dikte is bepaald door de NAM en gegeven in het Winningsplan 
uit 2005. 
 
U.2.3 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuren U.1 en U.2 
is met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk.De lengte van de langste breuk in het Zechstein voorkomen is bepaald op 5,4 
kilometer en die in het Carboon voorkomen op 1,2 kilometer. 
 
U.3 Productie 
U.3.1 Zechstein 2 Carbonaat 
Gasproductie uit dit voorkomen is gestart in 1974 en eindigt volgens planning in 
2022. Echter, momenteel wordt nog uit 8 putten gas geproduceerd. De jaarlijks 
geproduceerde hoeveelheid gas is gering, aangezien de reservoirdruk inmiddels 
sterk is afgenomen in dit veld. Het winningspercentage zoals vermeld in het 
Winningsplan uit 2005 is 70%. Gestreefd wordt naar een winningspercentage van 
75%. 
Omdat dit voorkomen uit 17 individuele breukblokjes bestaat, kent het veld geen 
homogene drukverdeling. De druk in de verschillende breukblokjes kan sterk 
variëren. De initiële druk van dit reservoir was 377 bar en de einddruk is geraamd 
op 54 bar volgens het Winningsplan uit 2005. Op dit moment zijn de meeste 
breukblokken al vrij ver gedepleteerd, maar een aantal zijn nog niet lang in 
productie en staan waarschijnlijk nog onder redelijk hoge druk. 
 
U.3.2 Limburg Groep 
Gasproductie uit de Limburg Groep is gestart in 1983 en eindigt volgens planning in 
2022. Slechts 5 boringen hebben gas geproduceerd uit de Limburg Groep in het 
Dalen veld. Twee daarvan zijn later omgebouwd tot productieput in de ZEZ2C.  
Drie boringen zijn momenteel dus nog in productie. De jaarlijkse productie is slechts 
gering. Er wordt naar gestreefd een winningspercentage van 20% te behalen. 
De initiële druk van dit voorkomen was 380 bar. Er wordt slechts uit een paar kleine 
breukblokjes gas geproduceerd, dus deze zullen vrij ver gedepleteerd zijn.  
Het grootste deel van dit voorkomen zal echter nog onder de oorspronkelijke druk 
staan. De einddruk voor de producerende breukblokjes wordt geraamd op 90 bar. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 72 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 73 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage U | 5/6    U.4    Seismiciteit   De eerste geïnduceerde beving in het Dalen gasveld was een M,=1,6 in augustus  1996. Deze werd gevolgd door de grootste beving met een magnitude van M‚=2,2  in 1996. De laatste beving vond plaats in 2000 (M,=1,3).    Totaal aantal bevingen in Dalen    # Events         a Os ' 15    Magnitude                   Figuur U.4 Histogram van de bevingen die in het Dalen gasveld zijn geregistreerd (tot 01-04-  2016).  Jaarlijkse productie vs. seismiciteit  my  4 ‘  H i \  ‘ ‘ a  E  „el! \ €  } ‘ E  ¢ \ 8  3 \ 2  2 8  = \ 8  + \ ®  s 2  \ < €  Ts 20 &  te NN er  ~  = meme EN  “mm a  eed dd En in ee ne Sos ce oe Se Vs Sn a  VAUT VND ES Toe TUG re TG? TUUB Vl OG ZOO OU AES PUG ZE 2E KIT ND MAO Dt MOTT ZUNE JUT ZE a TE te    Jaar    Figuur U.5 Geïnduceerde seismiciteit (M‚21,5) voor het Dalen gasveld in de tijd gerangschikt naar  magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm®).    Tabel U.1 Datum, locatie (in Rijksdriehoekcoördinaten) en magnitude van alle geregistreerde  bevingen in Dalen gasveld tot 1 april 2016.    ne er | |  ‚RD_X. RD Y    04-08-1996 _ | 246237 527063    17-11-1996 245787 527055 3 km 2,2  01-04-2000 247108 522666 | 3 km 1,3              </pre>

====================================================================== Einde pagina 73 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 74 ======================================================================

<pre>Bijlage U | 6/6  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur U.6 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Dalen gasveld (zwarte contour). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 74 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 75 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage V | 1/3    V    V.1    Den Velde    Het Den Velde gasveld is ontdekt in 1986 door boring DVD-01. Dit veld bevindt zich  geografisch ten zuiden van het Coevorden gasveld en ligt gedeeltelijk in Duitsland.  Het veld ligt binnen de winningsvergunning Hardenberg van de NAM. Het gas  bevindt zich in twee verschillende reservoirlagen die stratigrafisch boven elkaar  liggen. Het Z2 Carbonaat Laagpakket van de Zechstein Groep en de Limburg  Groep (Carboon) (Figuur V.1). De productie uit de Zechstein Groep is reeds  beëindigd, daarom wordt deze eenheid hier niet verder beschreven.   De gasproductie is gestart in 1995 en wordt vanaf satellietlocatie DVD  geproduceerd. In totaal staan er 3 putten in het Den Velde veld, waarvan er twee in  productie zijn en van één put (DVD-04) is de status nog niet bekend, aangezien het  een nieuwe put betreft. De productie wordt naar verwachting in 2020 beëindigd.                GERMANY    X,  510000 LEGEND tia 510000"  PB deveiopes gastera All depths in metres below HAP  Coordinate Proj. RO  > Undeveloped pastels Contour interval : 20 m              Figuur V.1 Structuurkaart van Limburg voorkomen van het Den Velde gasveld (www.nlog.nl). De  diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Limburg Groep.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het gas dat momenteel wordt geproduceerd uit het Den Velde veld is afkomstig uit  de Limburg Groep. Deze groep omvat zowel het moedergesteente als het  reservoirgesteente. Het gas is uit het moedergesteente in de zandlagen van de  Tubbergen Formatie gemigreerd, en wordt daar gevangen door de bovenliggende  evaporieten van de Zechstein Groep. Het reservoirgesteente bestaat uit fluviatiele  zanden, terwijl het moedergesteente uit steenkoollagen bestaat. De reservoir-  kwaliteit is gering en de laterale continuïteit van de zanden is beperkt.</pre>

====================================================================== Einde pagina 75 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 76 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage V | 2/3    V.2    V.2.1    V.3    Over de porositeit en permeabiliteit wordt niets vermeld in het winningsplan, maar  over het algemeen kan gesteld worden dat de porositeit redelijk is en de  permeabiliteit laag.    Structurele setting    Het breuksysteem dat het Carboon reservoir verzet, bestaat uit twee preferente  breukrichtingen; ruwweg noord-zuid en oost-west (Figuur V.2). Deze breuken  begrenzen het veld aan de zuid- en westzijde en gedeeltelijk aan de noordzijde.  Aangezien het veld gedeeltelijk in Duitsland ligt is er niets bekend over de oostzijde  van het veld. Het veld is in twee compartimenten verdeeld door een noord-zuid  georiënteerde breuk. Omdat de connectiviteit van de breukblokken onderling  slechts beperkt is, zijn meerdere putten nodig om het gehele veld te kunnen  produceren. Het gas-water contact ligt op 2965 meter diepte (Figuur V.2). Voor de  berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de  dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    Schematic Cross Section Hardenberg - Den Velde Field    HARDENBERG FIELD „- DEN VELDE FIELD    HBG-24 BVD-2 8 OvD-1    3  }  3  j  i         Figuur V.2 Dwarsdoorsnede door het Den Velde veid (Winningsplan Hardenberg, NAM 2003).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur V.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,8 kilometer.    Productie    Er zijn in totaal 3 putten geboord in dit veld. Daarvan zijn er twee in productie en is  de status van de nieuwste put nog niet bekend. Het veld wordt vanaf satellietlocatie</pre>

====================================================================== Einde pagina 76 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 77 ======================================================================

<pre>Bijlage V | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
DVD geproduceerd. Het gas wordt samen met gas uit andere voorkomens naar 
productielocatie COV-24 getransporteerd waar het onder hogere druk wordt 
gebracht en gedroogd. 
Van 2003 tot en met 2011 is er 138 miljoen Nm3 geproduceerd en er werd verwacht 
dat er nog 71 miljoen Nm3 geproduceerd zal gaan worden tot de geplande 
einddatum in 2020. Het verwachte winningspercentage is slechts 17%, maar er 
wordt gestreefd naar een winningspercentage van 36%. 
De initiële druk van de Limburg groep was 281 bar, welke door reservoirdepletie is 
afgenomen tot ongeveer 236 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 
107 bar. 
 
V.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Den Velde veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 77 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 78 ======================================================================

<pre>Bijlage W | 1/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
W Eleveld 
Vanaf begin 2015 wordt er uit het blok tussen Eleveld NN en Eleveld geproduceerd 
met een nieuwe put (WIT-05). In het laatste winningsplan was echter geen 
informatie over deze put beschikbaar. Het blok waaruit wordt geproduceerd wordt in 
Figuur W.1 daarom nog aangegeven met licht groen als een onontwikkeld gasveld. 
De (verwachte) productie van WIT-05 is daarom niet meegenomen in deze studie.  
 
Het Eleveld gasveld is ontdekt in 1971 door de boring ELV-101 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Drenthe IIIb van NAM. Dit veld ligt in de provincie 
Drenthe, ten zuiden van de stad Assen. De Slochteren Formatie vormt het 
reservoirgesteente. Het veld bestaat uit drie afzonderlijke breukblokken en is 
momenteel door drie boringen aangeboord. De productie is gestart in 1975 en 
eindigt naar verwachting in 2027. 
 
Figuur W.1 Structuurkaart van het Eleveld gasveld met de lengte westelijke randbreuk alsook 
opgesplitst in reservoirdelen (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de 
bovenkant van de Boven-Rotliegend Groep. 
W.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied voornamelijk uit conglomeraat- en 
zandafzettingen. De top en basis van het reservoir bestaan voornamelijk uit 
conglomeraat, terwijl het middelste interval grotendeels uit zandsteen bestaat. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 78 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 79 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage W | 2/4    W.2    W.2.1    W.3    Richting het zuiden worden de zandsteenintervallen, die grotendeels de  productiviteit van het veld bepalen, geleidelijk dunner en minder connectief.   De reservoirkwaliteit van de conglomeraatintervallen is, met een porositeit van  ongeveer 6% en een gassaturatie van ongeveer 50%, beduidend minder dan die  van de zandsteenintervallen, die gekenmerkt worden door een porositeit van 16%  en een gassaturatie van gemiddeld 70%.    Structurele setting    Het Eleveld gasveld (Figuur W.1) wordt aan de westzijde begrensd door een  afsluitende breuk. In noord, oost en zuidelijke richting wordt het veld begrensd door  de hellende gelaagdheid. Het veld bestaat uit drie reservoirblokken, die worden  gescheiden door afsluitende breuken. Hierdoor zijn ook drie afzondertijke  accumulaties aanwezig (ELV-RO, ELV-RO-N en ELV-RO-NN). De ELV-RO en  ELV-RO-NN blokken worden op dit moment geproduceerd en zijn de focus van  deze studie. Het grootste deel van het aanwezige gas in dit veld bevindt zich in het  zuidelijke blok ELV-RO. Dit blok is aangeboord door de boringen ELV-101 en ELV-  102 en is al in productie sinds 1975. Het meest noordelijke ELV-RO-NN blok is  aangeboord door WIT-03 en is sinds 2009 in productie.   Geen van de drie boringen in het veld heeft het gas-water contact aangeboord. In  het model is het gas-water contact aangenomen op -3320 m NAP.    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In het Eleveld gasveld  is de grootste breuk de westelijke randbreuk (Figuur W.1). Deze heeft een lengte  van 6,1 kilometer. De verschillende voorkomens (ELV-RO en ELV-RO-NN)  bevinden zich langs deze westelijke randbreuk. Figuur W.1 laat deze breuk zien  alsook de lengtes van de breuk voor deze voorkomens. In Tabel W.1 staan de  lengtes van de breuk langs de verschillende blokken en het gehele veld  samengevat.    Tabel W.1 Breuklengtes Eleveld gasveld.    eam    Productie    Gasproductie uit het Eleveld gasveld is gestart op 1 maart 1975 uit het zuidelijke  blok ELV-RO. Momenteel wordt nog steeds gas geproduceerd uit dit blok door de  boring ELV-101. ELV-102 is uit productie gehaald in 2008. De productiesnelheid  van ELV-102 was significant minder dan die van ELV-101 omdat in die boring het  zandsteeninterval kleiner en waarschijnlijk minder connectief was. De boring WIT-  03 heeft een zandsteeninterval van 40m aangetroffen en produceert sinds 1  augustus 2009 uit het meest noordelijke blok ELV-RO-NN.</pre>

====================================================================== Einde pagina 79 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 80 ======================================================================

<pre>Bijlage W | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De productie heeft ertoe geleid dat de initiële reservoirdruk van 377 bar is gedaald 
naar 28 bar in ELV-RO (meting uit 2005). 
De reservoirdruk aan het einde van de productie wordt geraamd op 15 bar. Deze 
druk wordt naar verwachting bereikt in 2025. 
 
W.4 Seismiciteit 
De eerste beving in het Eleveld gasveld vond plaats in december 1986 met een 
magnitude van ML=2,8. Vanaf 1991 tot 1 april 2016 zijn 44 bevingen geregistreerd, 
waarvan 19 met een magnitude boven de M L=1,5. De grootste beving in deze 
periode, met een magnitude van M L=2,8 vond plaats op 21 juni 2004. Het 
noordelijke blok van Eleveld (ELV-RO-NN) wordt pas sinds 2009 geproduceerd en 
is niet de oorzaak van de bevingen voorafgaande aan dat jaar. In 2008 zijn de 
meeste bevingen opgetreden. 
 
Figuur W.2 Histogram van de bevingen die in het Eleveld gasveld zijn opgetreden vanaf januari 
1991 tot 1 april 2016. 
 
 
Figuur W.3 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) vanaf 1991 voor het Eleveld gasveld in de tijd 
gerangschikt naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 80 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 81 ======================================================================

<pre>Bijlage W | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur W.4 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) vanaf 1991 voor het Eleveld gasveld (zwarte 
contour). 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 81 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 82 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage X | 1/4    X    X.1    Emmen    Het Emmen gasveld is ontdekt in 1969 door de boring EMM-07 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Drenthe lib van de NAM. Dit veld tigt in het  Zuidoosten van de provincie Drenthe, onder de stad Emmen. Het reservoir-  gesteente wordt gevormd door het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket (ZEZ2C)  en bestaat uit twee delen, het westelijke en oostelijke deel, die van elkaar worden  gescheiden door een afsluitende breuk (Figuur X.1). Op dit moment is enkel het  westelijke deel ontwikkeld voor gasproductie. Er zijn in totaal 15 boringen gezet in  dit veld. In 1977 is de productie gestart en in totaal hebben 5 boringen gas  geproduceerd. Op dit moment produceert alleen EMM-08 nog gas.    in 7 ZT TEE 5 — TOTS TO ae 7 7 Va, eS  ae PSS Se           “A Te OTN NO,    En xx  ‘                   Figuur X.1 Structuurkaart van het Emmen gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-  senteren de bovenkant van het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het ZEZ2C laagpakket (Laat-Perm) vormt het reservoirgesteente van dit veld. Dit  lithologische interval bestaat uit relatief dikke gededolomitiseerde kalksteenbanken.  Het westelijke deel is afgezet op de flanken van een rif in de lower slope omgeving,  het centrale deel op het platform en verder naar het oosten verandert de  sedimentaire facies naar diep marien (Figuur X.2).   De kalkstenen van dit laagpakket worden gekarakteriseerd door een lage porositeit  en permeabiliteit. Dit is het gevolg van dedolomitisatie, wat een sterk verlagend  effect heeft op de reservoirporositeit en permeabiliteit. Stroming van gas vindt  voornamelijk plaats door open breuken en scheurtjes in het gesteente.   Het gas in dit reservoir is gemigreerd uit de dieper gelegen Limburg Groep (Laat-  Carboon), maar gedeeltelijk ook afkomstig uit organisch rijke lagen in de Zechstein  Groep zelf. Bovenliggende zout- en anhydrietlagen vormen het afsluitende pakket  wat ervoor heeft gezorgd dat gas zich in het ZEZ2C laagpakket heeft  geaccumuleerd.</pre>

====================================================================== Einde pagina 82 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 83 ======================================================================

<pre>Bijlage X | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur X.2 Doorsnede van het Emmen gasveld (Winningsplan zuidoost Drenthe Zuur, NAM 
2005). Hierin is de diktevariatie van het reservoir, ten gevolge van de verandering in 
sedimentaire facies van west naar oost, goed te zien. 
 
X.2 Structurele setting 
Het Emmen veld is aan meerdere zijden begrensd door afsluitende breuken.  
De oost-west georiënteerde breuk aan de noordzijde van het veld sluit het 
westelijke deel af van het oostelijke deel (Figuur X.1). Ook intern zijn enkele 
breuken aanwezig, maar deze lijken het veld niet in losstaande compartimenten op 
te delen. 
De variatie in afzettingsmilieu heeft geleid tot en vrij sterke variatie (55 meter) van 
de reservoirdikte. Voor de berekening van de te verwachten compactie is echter 
een gemiddelde reservoirdikte van 70 meter aangenomen, conform het 
Winningsplan van NAM uit 2005. Dit is gedaan omdat de basis van het reservoir 
hoger ligt dan het gas-water contact (4040 meter) en omdat er geen dieptegrid van 
de basis beschikbaar was. Dit heeft in bepaalde delen van het veld mogelijk een 
onder- of overschatting van de compactie tot gevolg. 
 
X.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur X.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 13 kilometer. 
 
X.3 Productie 
De gasproductie uit het westelijke deel van het Emmen veld is gestart in 1977 en 
eindigt volgens planning in 2022. Omdat op dit moment EMM-08 (horizontale boring 
door een breuknetwerk) nog de enige boring is waar gas uit gewonnen wordt en het 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 83 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 84 ======================================================================

<pre>Bijlage X | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
veld al redelijk ver gedepleteerd is, is de jaarlijkse productie uit dit veld ook lager 
geworden. Het huidige beoogde winningspercentage is 67%. 
De oorspronkelijke reservoirdruk was 461 bar. Dit is naarmate meer gas 
geproduceerd is uit dit veld afgenomen tot ongeveer 70 bar in 2003. De beoogde 
einddruk van dit veld is 43 bar. 
 
X.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Emmen gasveld was een M L=2,2 in oktober 
1991. Sindsdien, tot 1 april 2016 zijn in totaal 11 bevingen geïnduceerd, waarvan 8 
bevingen met een magnitude boven de M L=1,5. De grootste magnitude, tot nu toe, 
is de meest recente beving van 30 september 2015. (M L=2,3). 
 
Figuur X.3 Histogram van de bevingen die in het Emmen gasveld zijn opgetreden (tot 01-04-
2016). 
 
Figuur X.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Emmen gasveld in de tijd gerangschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 84 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 85 ======================================================================

<pre>Bijlage X | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Tabel X.1 Datum, locatie (in Rijksdriehoekcoördinaten) en magnitude van alle bevingen tot en 
met 1 april 2016 in Emmen gasveld. 
Datum Locatie X_RD Locatie Y_RD Diepte Magnitude 
15-02-1991 257992 532491 3 km 2,2 
06-08-1996 258209 530771 3 km 1,6 
24-02-1996 257635 531315 3 km 1,8 
01-04-997 255255 532137 3 km 1,4 
05-09-1998 255427 529229 3km 1,9 
15-10-2006 256044 532061 3 km 1,6 
02-07-2007 255370 532028 3 km 0,7 
05-08-2008 257632 531426 3 km 2 
11-02-2009 254531 534515 3 km 1,4 
08-07-2013 257320 531259 3 km 1,9 
30-09-2015 255724 533341 3 km 2,3 
 
Figuur X.5 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) voor het Emmen gasveld (zwarte contour). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 85 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 86 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage Y | 1/4    Y    Y.1    Emmen Nieuw-Amsterdam    Het Emmen-Nieuw Amsterdam gasveld is ontdekt in 1969 en is gelegen binnen de  winningsvergunningen Drenthe Ilb en Schoonebeek van de NAM. Dit veld is  beperkt in omvang en heeft een vrij eenvoudige structuur (Figuur Y.1). Het  Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket vormt het reservoirgesteente. Er zijn slechts 2  boringen gezet in dit veld, ENA-01 en ENA-02 (beide boringen hebben sidetracks),  maar alleen ENA-01 is uiteindelijk ontwikkeld tot een productieput. De productie is  gestart in 1975 en is gepland te eindigen in 2022.              Figuur Y.1 Structuurkaart van het Emmen-Nieuw Amsterdam gasveld (www.nlog.nl). De diepte  contourlijnen representeren de bovenkant van het ZEZ2C laagpakket.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het ZEZ2C laagpakket (Laat-Perm) bestaat uit relatief dikke gededolomitiseerde  kalksteenbanken, die zijn afgezet op de flanken van een rif in de lower slope  omgeving. De kalkstenen van het ZEZ2C laagpakket worden gekarakteriseerd door  een lage porositeit en permeabiliteit. Dit is het gevolg van dedolomitisatie, wat een  sterk verlagend effect heeft op de reservoirporositeit en permeabiliteit. Stroming van  gas vindt voornamelijk plaats door open breuken en scheurtjes in het gesteente.  Het gas in dit reservoir is gemigreerd uit de dieper gelegen Limburg Groep (Laat-  Carboon), maar gedeeltelijk ook afkomstig uit organisch rijke lagen in de Zechstein  Groep zelf. Bovenliggende zout- en anhydrietlagen vormen het afsluitende pakket  wat ervoor gezorgd heeft dat gas zich in dit ZEZ2C laagpakket heeft  geaccumuleerd.</pre>

====================================================================== Einde pagina 86 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 87 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage Y | 2/4    Y.2    Y.2.1    Cross Section Emmen-Nieuw Amsterdam Field         Figuur Y.2 Schematische doorsnede van het Emmen-Nieuw Amsterdam gasveld (Winningsplan  zuidoost Drenthe Zuur, NAM 2005).    Structurele setting    Het Emmen-NA veld wordt aan 3 zijden begrensd door breuken. Aan de oostzijde  wordt de structuur begrensd door de hellende gelaagdheid. Er bevindt zich slechts  één significante breuk binnen het veld, maar deze zorgt niet voor enige  compartimentalisatie (Figuur Y.1).   De boring ENA-01 heeft een significant dikker interval aangeboord dan ENA-02. Dit  lijkt niet te zijn veroorzaakt door erosie, maar door verschillen in accomodatieruimte  voor de afzetting van sedimenten (Figuur Y.2). De diepte van het gas-water contact  is vastgesteld op een diepte van 3290 meter. Voor de berekening van de compactie  is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir  tot het GWC gebruikt.    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur Y.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,5 kilometer.</pre>

====================================================================== Einde pagina 87 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 88 ======================================================================

<pre>Bijlage Y | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Y.3 Productie 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 1975 via de boring ENA-01 en eindigt 
volgens planning in 2022. In 1999 is een horizontale sidetrack geboord vanaf ENA-
01 in de bovenste 10 meter van het reservoir. Dit is gedaan omdat de hoofdput veel 
last had van instroming van water. Sinds de aanleg van deze sidetrack wordt hieruit 
gas geproduceerd. Dit voorkomen produceert momenteel slechts kleine 
hoeveelheden gas per jaar. Het winningspercentage is geschat op 92%. 
De initiële reservoirdruk was 367 bar. Na jaren van productie is deze druk gedaald 
naar 178 bar in 2003. De beoogde einddruk van dit gasreservoir is 69 bar. 
 
Y.4 Seismiciteit 
De eerste, en enige, geregistreerde geïnduceerde beving in het Emmen Nieuw 
Amsterdam gasveld was een M L=1,7 in september 1994. 
 
 
Figuur Y.3 Bevingen vanaf M L≥1,5 die zijn opgetreden in het Emmen Nieuw Amsterdam gasveld 
tot 1 april 2016. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 88 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 89 ======================================================================

<pre>Bijlage Y | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur Y.4 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) voor het Emmen-Nieuw Amsterdam gasveld 
(zwarte contour). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 89 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 90 ======================================================================

<pre>Bijlage Z | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Z Faan 
Het Faan gasveld is ontdekt in 2007 door boring FAN-01. Dit veld bevindt zich in 
het noorden van de provincie Groningen en is gelegen binnen de winnings-
vergunning Groningen van de NAM. Het Faan veld ligt ten zuiden van het 
Grijpskerk Noord systeem dat meerdere gasvelden omvat. Het Faan veld bestaat 
uit twee voorkomens, Faan Oost en Faan West (Figuur Z.1). De Slochteren 
Formatie, die op een diepte van ongeveer 3200 meter is aangetroffen, vormt het 
reservoirgesteente. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 2009. Het Faan veld is door twee putten 
aangeboord (FAN-01 en FAN-02). FAN-01 is momenteel ingesloten terwijl de status 
van FAN-02 onbekend is. De productie wordt naar verwachting in 2020 beëindigd. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 90 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 91 ======================================================================

<pre>Bijlage Z | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur Z.1 Locatiekaart van het Faan gasveld (Winningsplan Faan, NAM 2008). De diepte 
contourlijnen representeren de bovenkant van de Slochteren Formatie. 
 
Z.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Faan veld.  
Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom). 
Deze Groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische formaties die 
worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. Het Ten Boer 
Kleisteen Laagpakket bestaat voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 91 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 92 ======================================================================

<pre>Bijlage Z | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in 
het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Formatie bestaat voornamelijk uit 
fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-
afzettingen. De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht en deze geldt vaak als 
waste zone , wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet 
geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk minder klei 
en kent daarom over het algemeen een betere reservoirkwaliteit. Het gas bevindt 
zich dan ook voornamelijk in dit laagpakket. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
Z.2 Structurele setting 
De Faan veld bestaat uit twee breukblokken, die beide aan de zuidwestzijde 
begrensd worden en waarvan de gelaagdheid naar het noordoosten toe dipt. Het 
oostelijke breukblok is groter en wordt door breuken met een NO-ZW oriëntatie 
onderverdeeld in verschillende compartimenten (Figuur Z.1). De voorkomens 
grenzen alleen in het zuiden aan elkaar en hebben hetzelfde gas-water contact dat 
op 3347 meter ligt. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
Z.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. De lengte van de 
langste breuk is bepaald op 3,1 kilometer. 
 
Z.3 Productie 
Het Faan Oost veld wordt geproduceerd door FAN-01 die zich op de satellietlocatie 
Faan (FAN) bevinden. FAN-01 is momenteel ingesloten en de status van FAN-02 is 
nog niet bekend. Het gas wordt via de satellietlocatie Oosterzand (OZD) naar de 
Grijpskerk (GRK) faciliteiten getransporteerd waar het wordt samengevoegd met 
gas uit andere velden. Hier wordt de totale gasstroom behandeld en opnieuw 
gecomprimeerd. Gasproductie uit het veld is gestart in 2009 en eindigt naar 
verwachting in 2019. De geschatte hoeveelheid winbaar gas is 449 miljoen Nm3. 
Het verwachte winningspercentage is 52% maar een hoger winningspercentage 
van 58% wordt nagestreefd. De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 387 
bar, welke door reservoirdepletie zal afnemen naar de beoogde einddruk van 143 
bar.  
 
Z.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Faan veld tot en met 1 april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 92 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 93 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage AA | 1/3    AA    AA.1    Gaag    Het Gaag gasveld is ontdekt in 1982 door de boring GAG-02-S1 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Rijswijk van de NAM. Dit gasveld bevindt zich in het  Westland, ten zuiden van de stad Den Haag, en wordt omringd door andere gas- en  olievelden. Het Gaag gasveld grenst aan de Monster en Maasdijk gasvelden en ligt  onder het De Lier olieveld. Zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en  Hoofd-Bontzandsteen Subgroep, die zich op een diepte van ongeveer 3000 meter  bevinden, vormen het reservoirgesteente (Figuur AA.1). Onder het gasgevulde deel  van het reservoir bevindt zich tevens een dunne oliehoudende zone die momenteel  niet wordt geproduceerd.   De productie van gas uit dit veld is gestart in 1989 en eindigt naar verwachting in  2018. Er zijn in totaal drie boringen gezet in dit veld, waarvan er momenteel nog  twee in productie zijn.         Figuur AA.1 Structuurkaart van het Gaag gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourtijnen  representeren de bovenkant van de Röt Formatie (links) en de Hoofd-Bontzandsteen  Subgroep (rechts). (De lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend    naar kilometers).  Lithologie en reservoireigenschappen    Zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en de Hoofd-Bontzandsteen  Subgroep vormen het reservoirgesteente van het Gaag gasveld. De Röt Formatie  bestaat hier uit een afwisseling van zand- en kleilagen die zijn afgezet in een  lacustriene omgeving. De Solling Formatie wordt eveneens gekenmerkt door zand-  en kleilagen waarbij de zandige lagen in een vlechtend riviersysteem zijn afgezet en  de kleilagen in een lacustriene omgeving. De reservoirkwaliteit van deze formaties  is vrij matig in dit gebied.   De Hoofd-Bontzandsteen Subgroep bestaat uit de Hardegsen, Detfurth en  Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een afwisseling  van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in een fluviatiele, lacustriene en af en</pre>

====================================================================== Einde pagina 93 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 94 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage AA | 2/3    AA.2.1    toe eolische omgeving. De zandige laagpakketten hebben een gemiddelde tot  goede reservoirkwaliteit in dit gebied.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. De  olie in de oliezone onder het gas is waarschijnlijk afkomstig van de Posidonia Shale  (Jura ouderdom) dat via juxtapositie naar de Trias laagpakketten is gemigreerd. De  afsluitende lagen worden gevormd door kleilagen van Trias en Jura ouderdom.    Structurele setting    Het Gaag gasveld wordt gevormd door een hoog breukblok (Figuur AA.1) dat aan  de meeste zijden door normale breuken wordt begrensd en aan de zuidzijde door  de hellende gelaagdheid (Figuur AA.1). Het gas-olie contact (GOC) ligt op een  diepte van 3017 meter en het olie-water contact (OWC) op een diepte van 3028  meter (Figuur AA.1). De Röt en Solling Formaties liggen direct op de Hoofd-  bontzandsteen Subgroep en deze vormen samen een reservoir. Dit blijkt onder  andere uit het overeenkomstige GOC en OWC.   Mogelijk staat het Gaag veld ondergronds in contact met het Monster veld, dat hier  ten noorden van ligt. In dat geval wordt gas uit het Monster voorkomen mogelijk ook  via de putten GAG-03 en GAG-04 geproduceerd. De mate van communicatie is  echter nog niet geheel duidelijk. Voor de berekening van de compactie is voor de  dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het  GWC gebruikt.    Gaag  Voorkomen    © 250 Mo 7 1900 13m  wan nd         Figuur AA.2 Schematische doorsnede van het Gaag gasveld (Winningsplan Gaag, NAM 2013).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur AA.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van deze breuk is bepaald op 9,1 kilometer.</pre>

====================================================================== Einde pagina 94 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 95 ======================================================================

<pre>Bijlage AA | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
AA.3 Productie 
Er zijn in totaal drie boringen gezet in het Gaag veld. Deze hebben in het verleden 
alle drie gas geproduceerd, maar in 2013 is de productie via de boring GAG-02-S1 
gestopt. GAG-02-S1 was de ontdekkingsput, die wat lager op de structuur staat. 
Later zijn de putten GAG-03 en GAG-04 geboord, hoger op de structuur, om het 
winningspercentage te verhogen. 
De productie van gas is gestart in 1989 en eindigt naar verwachting in 2018.  
Het uiteindelijke winningspercentage bedraagt op dat moment 87,5%. 
De initiële reservoirdruk was 311 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 33 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 14 bar. 
 
AA.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Gaag veld tot en met 1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 95 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 96 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage BB | 1/3    BB    Geesbrug    Het Geesbrug gasveld is ontdekt in 1992 door de boring GSB-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Drenthe 5 van Vermilion Oil & Gas Netherlands. Dit  veld heeft 3 gasvoerende lithologische formaties, het Zechstein Z2 Carbonaat  Laagpakket (Perm), de Slochteren Formatie (Perm) en Tubbergen Formatie  (Carboon). Omdat op dit moment enkel uit de Slochteren en Tubbergen Formaties  gas wordt gewonnen (deze staan waarschijnlijk met elkaar in contact) zal hier de  focus op liggen in deze beschrijving.   Het Geesbrug veld wordt aan meerdere zijden begrensd door breuken, maar aan  de noordoost zijde van het veld vormt de hellende gelaagdheid de begrenzing  (Figuur BB.1). Er is één boring gezet in het veld (GSB-01) en via deze boring vindt  gasproductie plaats. De productie is gestart in 2009 en is gepland te eindigen in  2035.    de         Figuur BB.1 Structuurkaart van het voorkomen in de Slochteren Formatie van het Geesbrug  gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de  Slochteren Formatie.</pre>

====================================================================== Einde pagina 96 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 97 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage BB | 2/3    BB.1    BB.1.1    BB. 1.2         Figuur BB.2 Structuurkaart van het Tubbergen voorkomen van het Geesbrug gasveld. De diepte  contourlijnen representeren de bovenkant van de Tubbergen Formatie.    Lithologie en reservoireigenschappen    De gas producerende intervallen van het Geesbrug veld zijn de Slochteren- en  Tubbergen Formaties. Steenkoollagen van Carboon ouderdom zijn het  brongesteente voor het aanwezige gas. Zout- en anhydrietlagen van de Zechstein  Groep vormen het afsluitende pakket. De eigenschappen van de twee reservoir  intervallen zijn verschillend en worden hieronder beschreven.    Slochteren Formatie   Deze formatie bestaat in dit gebied voornamelijk uit fluviatiele zandsteen en  conglomeraat, afgezet in puinwaaiers. Het reservoir heeft een dikte van ongeveer  30 meter en is hier relatief dun ontwikkeld. Verder wordt dit reservoir in dit gebied  gekenmerkt door een relatief lage porositeit en permeabiliteit.    Tubbergen Formatie   De Tubbergen Formatie wordt gekenmerkt door een cyclische opbouw van  fluviatiele en lacustriene kleisteen-, zandsteen- en steenkoollagen.   De zandsteenintervallen van deze formatie vormen het reservoirgesteente van het  Geesbrug veld en de steenkoollagen vormen het brongesteente. De kwaliteit van  de reservoireigenschappen is matig tot slecht. Voor de berekening van de  compactie is aangenomen dat de Slochteren Zandsteen een min of meer constante  dikte van 32 meter heeft over het veld. Alleen in delen waar het gas-water contact  (GWC) binnen deze formatie ligt is de dikte tot aan het GWC gebruikt.</pre>

====================================================================== Einde pagina 97 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 98 ======================================================================

<pre>Bijlage BB | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Waar het GWC dieper ligt dan de basis van de Slochteren Fm., ligt het in de 
Tubbergen Formatie. Voor de dikte van de Tubbergen Fm. is daarom de dikte van 
de top tot aan het GWC gebruikt voor de compactieberekening. 
 
BB.2 Structurele setting 
Het Geesbrug veld bevindt zich in een naar het Noorden hellend, gekanteld 
breukblok. Het wordt aan meerdere zijden begrensd door breuken, maar op 
plaatsen ook door de hellende gelaagdheid. Het gas-water contact is bepaald op 
een diepte van ongeveer 3430 meter. 
 
BB.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. In Figuur BB.1 en Figuur BB.2 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
Deze breuken kunnen, in theorie, het meest bewegen en dus de grootste beving 
veroorzaken in het veld. De lengte van de langste breuk is bepaald op 7,8 kilometer 
voor beide voorkomen. 
 
BB.3 Productie 
In 2009 is gestart met de gasproductie uit het Geesbrug veld via de boring GSB-01. 
Deze boring produceerde in 2013 ongeveer 34 miljoen Nm3 gas. Volgens het 
Winningsplan 2008 wordt verwacht dat de productie in 2035 eindigt. Het 
uiteindelijke winningspercentage van dit veld komt uit op ongeveer 58%. 
 
 
BB.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Geesbrug veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 98 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 99 ======================================================================

<pre>Bijlage CC | 1/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
CC  Groet 
Het Groet gasveld is ontdekt in 1965 door de boring GRT-01 en is gelegen binnen 
de winningsvergunning Bergen 2 van Taqa Onshore B.V . Dit gasveld bevindt zich 
in de provincie Noord-Holland, in het kustgebied van de Noordzee. Het ligt zowel 
onder land als onder zee. De zandsteenlagen van de Slochteren Formatie vormen 
hier het reservoirgesteente. Deze formatie is aangetroffen op een diepte van 
ongeveer 2100 meter. 
De productie van gas uit dit veld is gestart in 1974 en heeft plaats gevonden via vier 
putten. Daarvan is er momenteel nog slechts één in productie (GRT-01). De 
beëindiging van de gasproductie vindt op hetzelfde moment plaats voor alle velden 
die liggen binnen dezelfde vergunning. De resterende productieduur van het Groet 
veld is dus afhankelijk van de andere velden in de vergunning. Wanneer dit precies 
plaats zal vinden is niet bekend. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 99 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 100 ======================================================================

<pre>Bijlage CC | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur CC.1  Structuurkaart van het Groet gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-
senteren de bovenkant van de Slochteren Formatie 
 
CC.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het gas dat momenteel uit het Groet veld wordt geproduceerd is afkomstig uit 
zandsteenlagen van de Slochteren Formatie. Deze formatie behoort tot de Boven-
Rotliegend Groep (Perm ouderdom). Verder naar het noorden zijn ook de Ten Boer 
en Ameland Kleisteen Laagpakketten onderdeel van deze groep, maar in dit gebied 
zijn deze afwezig. 
De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied uit een dik zandsteenpakket (200-270 
meter), voornamelijk afgezet als duinzanden in een woestijnklimaat, en wordt 
onderverdeeld in drie eenheden: fluviatiele en wadi afzettingen aan de basis, 
eolische zandsteen in het midden en een bleker gekleurde zandsteen aan de top. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 100 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 101 ======================================================================

<pre>Bijlage CC | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Doordat de Slochteren Formatie hier hoofdzakelijk uit eolische afzettingen bestaat 
is de reservoirkwaliteit vrij goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koolrijke lagen in het onderliggende 
Carboongesteente. Zout, kleisteen en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de 
afsluitende laag die het gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
CC.2 Structurele setting 
Het gebied rondom het Groet veld wordt gekenmerkt door een groot aantal NW-ZO 
georiënteerde breuken die een horst- en grabenstructuur hebben gevormd. Het 
Rotliegend voorkomen van het Groet veld bevindt zich in een half graben (Figuur 
CC.2). Aan de oostzijde wordt het veld begrenst door een normale breuk 
(afschuiving) en aan de overige zijden door de hellende gelaagdheid. De top van de 
structuur ligt op ongeveer 2100 meter diepte. Voor de berekening van de compactie 
is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir 
tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur CC.2  Schematische doorsnede van het Groet en Groet-Oost veld waarin te zien is dat 
het hier om half graben structuren gaat (Winningsplan Groet-Oost, NAM 2005). 
 
CC.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur CC.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 8,5 kilometer. 
 
CC.3 Productie 
Er zijn in totaal vier boringen gezet in het Groet veld. Deze hebben in het verleden 
alle vier gas geproduceerd, maar momenteel is alleen GRT-01 nog in productie. De 
boring GRT-02 was ook op het Groet veld gericht, maar is te diep op de structuur 
geboord en was daarom “droog”. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 101 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 102 ======================================================================

<pre>Bijlage CC | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De productie van gas is gestart in 1974. De beëindiging van de gasproductie zal 
voor de gehele vergunning op hetzelfde moment plaatsvinden. De resterende 
productieduur van het Groet veld is dus afhankelijk van de andere velden in de 
vergunning. Wanneer dit precies plaats zal vinden is niet bekend. 
 
CC.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Groet veld tot en met 1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 102 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 103 ======================================================================

<pre>Bijlage DD | 1/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
DD Groet-Oost 
Het Groet-Oost gasveld is ontdekt in 2006 door de boring GRO-01 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Middelie van de NAM. Echter, Taqa Onshore B.V. is 
in dit geval de uitvoerder. Dit gasveld bevindt zich in de provincie Noord-Holland, 
nabij de Noordzee kust (Figuur DD.1). De zandsteenlagen van de Slochteren 
Formatie vormen hier het reservoirgesteente. Deze formatie is aangetroffen op een 
diepte van ongeveer 2200 meter. 
De productie uit dit veld is gestart in 2006 via de enige boring in het veld, GRO-01. 
Het einde van de productie vindt plaats op het moment dat de kosten van de 
winning de economische opbrengsten overschrijden. Het is nog niet bekend 
wanneer dit precies zal plaatsvinden. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 103 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 104 ======================================================================

<pre>Bijlage DD | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur DD.1 Overzichtskaart van het Groet-Oost (geel) en Groet voorkomen (rood) (Winnings-
plan Groet-Oost, NAM 2005). 
 
DD.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het gas dat momenteel uit het Groet-Oost veld wordt geproduceerd is afkomstig uit 
zandsteenlagen van de Slochteren Formatie. Deze formatie behoort tot de Boven-
Rotliegend Groep (Perm ouderdom). Verder naar het noorden zijn ook de Ten Boer 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 104 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 105 ======================================================================

<pre>Bijlage DD | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
en Ameland Kleisteen Laagpakketten onderdeel van deze groep, maar in dit gebied 
zijn deze afwezig. 
De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied uit een dik zandsteenpakket (200-270 
meter), voornamelijk afgezet als duinzanden in een woestijnklimaat, en wordt 
onderverdeeld in drie eenheden: fluviatiele en wadi afzettingen aan de basis, 
eolische zandsteen in het midden en een bleker gekleurde zandsteen aan de top. 
Doordat de Slochteren Formatie hier hoofdzakelijk uit eolische afzettingen bestaat 
is de reservoirkwaliteit vrij goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koolrijke lagen in het onderliggende 
Carboongesteente. Zout, kleisteen en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de 
afsluitende laag die het gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
DD.2 Structurele setting 
Het gebied rondom het Groet Oost veld wordt gekenmerkt door een groot aantal 
NW-ZO georiënteerde breuken die een horst- en grabenstructuur hebben gevormd. 
Het Rotliegend voorkomen van het Groet Oost veld bevindt zich in een half graben 
(Figuur DD.2). Aan de oostzijde wordt het veld begrenst door een normale breuk 
(afschuiving) en aan de overige zijden door de hellende gelaagdheid (dip-closure). 
De top van de structuur ligt op ongeveer 2100 meter diepte. Voor de berekening 
van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de 
top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur DD.2  Schematische doorsnede van het Groet en Groet-Oost veld waarin te zien is dat 
het hier om half graben structuren gaat (Winningsplan Groet-Oost, NAM 2005). 
DD.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. De lengte van de 
langste breuk is bepaald op 5,6 kilometer. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 105 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 106 ======================================================================

<pre>Bijlage DD | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
DD.3 Productie 
Vanaf de productielocatie Groet 2 is slechts één put geboord in het Groet-Oost veld 
(GRO-01). GRO-01 is sinds 2006 in productie, maar de productiecijfers laten zien 
dat sinds eind 2014 de productie onregelmatig is geworden en in bepaalde 
perioden stil ligt. Het is niet precies bekend wanneer de productie wordt beëindigd, 
maar dit zal zijn op het moment dat de kosten van de winning de economische 
opbrengst overstijgen. 
 
DD.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Groet-Oost veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 106 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 107 ======================================================================

<pre>Bijlage EE | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
EE Grootegast 
Het Grootegast veld is ontdekt in 1961 door boring GGT-01. Dit veld bevindt zich in 
west Groningen en is gelegen binnen de winningsvergunning Groningen van de 
NAM. Het Grootegast veld ligt in het Grootegast systeem dat ook het zuidoostelijker 
gelegen Kollumerland veld omvat. De Slochteren Formatie vormt hier het 
reservoirgesteente (Figuur EE.1). 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1979 en wordt naar verwachting beëindigd in 
2027. Het Grootegast veld is in totaal door vier putten aangeboord, waarvan er 
momenteel twee in productie zijn. Het voorkomen heeft een geschatte initiële 
hoeveelheid gas van 6,8 miljard Nm3. 
 
Figuur EE.1  Structuurkaart van het Grootegast gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van de Slochteren Formatie. (De lengte van de breuk 
is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 107 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 108 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage EE | 2/3    EE.    EE.2    Lithologie en reservoireigenschappen    De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Grootegast veld.  Deze formatie is onderdee! van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom).  Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische formaties die  worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten Boer en  Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa en  sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten  tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-  Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan uit fluviatiele en eolische  zandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht. Dit interval geldt vaak als waste  zone, wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet geproduceerd  kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk minder klei en kent daarom  een betere reservoirkwaliteit. De porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn  gemiddeld tot goed.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Cross section Kollumerland-Grootegast field    zor  A om  Ba)         Figuur EE.2 Doorsnede van het Grootegast en Kollumerland gasveld (Winningsplan Groote-  gast, NAM 2013).    Structurele setting    Het Grootegast veld wordt door ongeveer vijftien breuken in een aantal breuk-  blokken of compartimenten onderverdeeld. De breuken kruisen elkaar nauwelijks  waardoor er kleine verbindingen tussen de verschillende compartimenten (beperkt)  mogelijk lijken (Figuur EE.1). De noordoostzijde van het veld wordt gevormd door  een breuk met een NNW-ZZO oriëntatie. De noordwestelijke begrenzing wordt  gedeeltelijk gevormd door een breuk (met een ONO-WZW oriëntatie) en hellende  gelaagdheid (fault-dip closure). De west- en zuidzijde van het veld worden gevormd</pre>

====================================================================== Einde pagina 108 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 109 ======================================================================

<pre>Bijlage EE | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
door hellende gelaagdheid. Het gas-water contact ligt op 2897 meter diep (Figuur 
EE.2). Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende 
reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
EE.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur EE.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 1,9 kilometer. 
 
EE.3 Productie 
Het Grootegast veld wordt geproduceerd door de GGT-101, GGT-102, en GGT-103 
putten vanuit de productielocatie Grootegast (GGT-100). GGT-01 is ingesloten, 
GGT-101 en GGT-102 produceren en GGT-103 is gesuspendeerd. Het gas wordt 
samengevoegd met gas uit andere velden en ter plaatsen behandeld en opnieuw 
gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1979 en eindigt naar verwachting in 2027. De 
geschatte initiële gas hoeveelheid is 6,8 miljard Nm3. Van 1979 tot en met 2012 is 
er 5,4 miljard Nm3 gas geproduceerd. Voor de periode 2013 tot en met 2027 is de 
verwachte nog te produceren hoeveelheid gas 504 miljoen Nm3. Daarmee is het 
verwachte winningspercentage is 86,9%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 334 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot ongeveer 50 bar in 2013. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 16 bar. 
 
EE.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Grootegast veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 109 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 110 ======================================================================

<pre>Bijlage FF | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
FF Hardenberg 
Het Hardenberg gasveld is ontdekt in 1967 door boring HBG-02-S1. Dit veld bevindt 
zich geografisch ten zuiden van het Coevorden gasveld en ten noorden van het 
Collendoorn veld. Het veld ligt deels binnen de winningsvergunning Hardenberg en 
deels binnen de winningsvergunning Schoonebeek, beiden van de NAM. Het gas 
bevindt zich in de Limburg Groep (Carboon) (Figuur FF.1). 
De gasproductie is gestart in 1975 en wordt vanaf twee satellietlocaties (HBG2 en 
HBG4) geproduceerd. In totaal staan er vijf putten in het Hardenberg veld, die 
allemaal in productie zijn. De productie wordt naar verwachting in 2020 beëindigd. 
 
 
Figuur FF.1 Structuurkaart van het Hardenberg gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van de Limburg Groep. (De lengte van de breuk is 
gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
FF.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Limburg Groep omvat zowel het moedergesteente als het reservoirgesteente. 
Het gas is uit het moedergesteente in de zandlagen van de Tubbergen Formatie 
gemigreerd, en wordt daar gevangen door de er boven gelegen evaporieten van de 
Zechstein Groep. De Boven-Rotliegend Groep is afwezig op deze locatie. 
Het reservoirgesteente bestaat uit fluviatiele zanden, terwijl het moedergesteente 
uit steenkoollagen bestaat. De laterale continuïteit van de zanden is goed. Over de 
porositeit en permeabiliteit wordt niets vermeld in het winningsplan, maar over het 
algemeen kan gesteld worden dat de porositeit redelijk is en de permeabiliteit laag. 
 
FF.2 Structurele setting 
Het breuksysteem dat het Carboon reservoir verzet, bestaat uit twee preferente 
breukrichtingen; ruwweg noord-zuid en oost-west (Figuur FF.2).  
</pre>

====================================================================== Einde pagina 110 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 111 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage FF | 2/3    FF.2.1    FF.3    Deze breuken begrenzen het veld aan de noord-, zuid- en oostzijde. De westzijde  van het veld wordt gevormd door helende gelaagdheid (fault-dip closure). Binnen  het veld zijn er geen breuken. Het gas-water contact ligt op 2730 meter (Figuur  FF.2). Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende  reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    Schematic Cross Section Hardenberg - Den Velde Field    HARDENBERG FIELD -- DEN VELDE FIELD  HBG-2A DVD-2 _DVD-1    3:  3  3  :  :  i         Figuur FF.2 Dwarsdoorsnede door het Hardenberg veld (Winningsplan Hardenberg, NAM  2012).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur FF.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van deze breuk is bepaald op 7,4 kilometer.    Productie    Er zijn in totaal 5 putten geboord in dit veld, die allemaal in productie zijn. Het veld  wordt vanaf twee satellietlocaties geproduceerd, HBG2 en HBG4. Het gas wordt  samen met gas uit andere voorkomens naar productielocatie COV 17  getransporteerd waar het onder hogere druk wordt gebracht en gedroogd.   Door de goede laterale continuïteit van de zanden kan het veld effectief geprodu-  ceerd worden. Het verwachte winningspercentage is daardoor ook 95%.   Om de productie op peil te houden worden er regelmatig werkzaamheden  uitgevoerd zoals stimulaties en herperforaties.   Van 2003 tot en met 2011 is er 1,8 miljard Nm? geproduceerd en werd er in 2012  verwacht dat er nog 635 miljoen Nm? geproduceerd zal gaan worden tot de  geplande einddatum in 2020. Door de goede laterale continuïteit van de zanden  kan het veld effectief geproduceerd worden. Het verwachte winningspercentage is  daardoor ook 95%.</pre>

====================================================================== Einde pagina 111 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 112 ======================================================================

<pre>Bijlage FF | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De initiële druk van de Limburg groep was 306 bar, welke door reservoirdepletie is 
afgenomen tot ongeveer 48 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 
30 bar. 
 
FF.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Hardenberg veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 112 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 113 ======================================================================

<pre>Bijlage GG | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
GG Hardenberg-Oost 
Het Hardenberg-Oost gasveld is ontdekt in 1988 door boring HBG-05. Dit veld 
bevindt zich geografisch ten zuiden van het Coevorden gasveld en ten oosten van 
het Hardenberg veld. Het veld ligt binnen de winningsvergunningen Hardenberg en 
Schoonebeek van de NAM. Het gas bevindt zich in het reservoirgesteente van de 
Limburg Groep (Carboon) (Figuur GG.1). 
De gasproductie is gestart in 2007 en wordt vanaf satellietlocatie COV-20 
geproduceerd door put COV-58. Deze put is momenteel in productie. De productie 
wordt naar verwachting in 2016 beëindigd. 
 
 
Figuur GG.1  Structuurkaart van het Hardenberg (groen) en Hardenberg-Oost gasveld (breukblok 
ten oosten van Hardenberg veld) (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen represen-
teren de bovenkant van de Limburg Groep. (De lengte van de breuk is gegeven in 
inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
GG.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Limburg Groep omvat zowel het moedergesteente als het reservoirgesteente. 
Het gas is uit het moedergesteente in de zandlagen van de Tubbergen Formatie 
gemigreerd, en wordt daar gevangen door de er boven gelegen evaporieten van de 
Zechstein Groep. De Boven-Rotliegend Groep is afwezig in dit gebied. 
Het reservoirgesteente bestaat uit fluviatiele zanden, terwijl het moedergesteente 
uit steenkoollagen bestaat. De bovenkant van deze formatie is gedeeltelijk 
geërodeerd door de Saalian discordantie. De laterale continuïteit van de zanden is 
goed. Over de porositeit en permeabiliteit wordt niets vermeld in het winningsplan, 
maar over het algemeen kan gesteld worden dat de porositeit redelijk is en de 
permeabiliteit laag. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 113 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 114 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage GG | 2/3    GG.2    GG.2.1    GG.3    Structurele setting    Het breuksysteem dat het Carboon reservoir verzet, bestaat uit twee preferente  breukrichtingen; ruwweg noord-zuid en oost-west (Figuur GG.1). Deze breuken  begrenzen het veld aan alle zijden, met uitzondering van de noordwestzijde, die  gevormd wordt door hellende gelaagdheid (fault-dip closure). Binnen het veld zijn er  geen breuken. Het gas-water contact ligt op 2820 meter (Figuur GG.2). Voor de  berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de  dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    Schematic Cross Section Hardenberg - Den Velde Field    HARDENBERG FIELD o- DEN VELDE FIELD  NSG-2A    3  8  8  8  ë  £  5  3         Figuur GG.2 Dwarsdoorsnede door het Hardenberg veld (Winningsplan Hardenberg-Oost, NAM  2013).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifopperviak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur GG.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van deze breuk is bepaald op 2,9 kilometer.    Productie    Het Hardenberg-Oost veld is door twee putten aangeboord. De put HBG-05 stond  echter in verbinding met een kleine hoeveelheid gas en is om die reden afgesloten  en verlaten. De productie van gas vindt plaats vanaf satellietlocatie COV20, via de  boring COV-58. Het gas wordt onbehandeld samen met gas uit andere voorkomens  naar productielocatie COV 24 getransporteerd waar het onder hogere druk wordt  gebracht en gedroogd.   Van 2007 tot en met 2010 is er 77 miljoen Nm° geproduceerd. Dit was hoger dan  de verwachte 73 miljoen Nm®. De verwachte productie voor de periode 2010 tot en  met 2016 is 64 miljoen Nm’. Het verwachte winningspercentage is 26%.</pre>

====================================================================== Einde pagina 114 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 115 ======================================================================

<pre>Bijlage GG | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De initiële druk van de Limburg groep was 318 bar, welke door reservoirdepletie zal 
afnemen tot een beoogde einddruk van 60 bar. 
GG.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Hardenberg-Oost veld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 115 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 116 ======================================================================

<pre>Bijlage HH | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
HH Heinenoord 
Het Heinenoord veld is ontdekt in 2011 door de boring BLK-01 en is gelegen binnen 
de winningsvergunning Botlek 2 van de NAM. Het veld ligt geografisch in de 
provincie Zuid-Holland, ten zuiden van de stad Rotterdam. Zandsteenlagen van de 
Boven-Germaanse Trias Groep, die op een diepte van ongeveer 2150 meter zijn 
aangetroffen, vormen hier het reservoirgesteente. 
De productie van gas is gestart in 2014 via de enige put in het veld (BLK-01) en 
eindigt naar verwachting in 2015. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 116 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 117 ======================================================================

<pre>Bijlage HH | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur HH.1  Structuurkaart en doorsnede van het Heinenoord gasveld (Winningsplan Hei-
nenoord, NAM 2013). 
 
HH.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Zandsteenlagen van de Boven-Germaanse Trias Groep vormen het reservoir-
gesteente van het Heinenoord gasveld. De gashoudende lagen van deze groep zijn 
de Röt- en Solling Formaties. De Röt Formatie bestaat hier uit een afwisseling van 
zand- en kleilagen die zijn afgezet in een lacustriene omgeving. De Solling Formatie 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 117 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 118 ======================================================================

<pre>Bijlage HH | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
wordt eveneens gekenmerkt door zand- en kleilagen waarbij de zandige lagen in 
een vlechtend riviersysteem zijn afgezet en de kleilagen in een lacustriene 
omgeving. De reservoirkwaliteit van de zandige lagen van deze formaties is goed 
op deze locatie. 
Het gas is gevormd in de steenkoollagen van het Carboon en wordt in het reservoir 
afgesloten door kleilagen van Trias en Jura ouderdom. 
HH.2 Structurele setting 
Het Heinenoord gasveld heeft een vrij eenvoudige structuur. Het wordt begrensd 
door twee breuken, met een NZ en een OW oriëntatie, en door de hellende 
gelaagdheid ( fault-dip closure ) (Figuur HH.1). Het gas-water contact bevindt zich op 
een diepte van 2235 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte 
van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC 
gebruikt. 
 
HH.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur HH.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 0,9 kilometer. 
 
HH.3 Productie 
Er is slechts een put geboord naar dit veld (BLK-01) en deze is sinds 2014 in 
productie. Het einde van de productie wordt verwacht in 2015. De korte 
productieduur wordt verklaard door het relatief kleine volume van het veld en de 
hoge gaskolom en hoge porositeit van het gesteente. Het winningspercentage van 
dit veld wordt geschat op 75% en daarmee bedraagt het te verwachten winbare 
gasvolume ongeveer 160 miljoen Nm3. Het gas wordt getransporteerd naar de 
locatie Reewijk en van daaruit naar de gasbehandelingsinstallatie in Barendrecht. 
De initiële reservoirdruk van dit veld was 235 bar, maar door depletie zal deze 
afnemen tot een beoogde einddruk van 72 bar. 
 
HH.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Heinenoord veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 118 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 119 ======================================================================

<pre>Bijlage II | 1/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
II Kiel-Windeweer 
Het Kiel-Windeweer gasveld is ontdekt in 1997 door de boring KWR-01. Dit veld 
bevindt zich direct ten zuiden van het Groningen gasveld. Het is gelegen binnen de 
winningsvergunning Groningen van de NAM. De Slochteren Formatie, die hier op 
een diepte van ongeveer 3300 meter is aangetroffen, vormt het reservoirgesteente 
(Figuur II.1). 
Gasproductie uit dit veld is gestart in 2003 en vindt momenteel plaats vanaf 
satellietlocatie KWR. Het Kiel-Windeweer veld is in totaal door twee putten 
aangeboord (KWR-01 en KWR-02). De KWR-01 is momenteel ingesloten en de 
status van de KWR-02 is onbekend. De productiestop was initieel gepland voor 
2010 maar deze is in 2011 verlengd naar 2021. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 119 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 120 ======================================================================

<pre>Bijlage II | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur II.1  Structuurkaart van het Kiel-Windeweer veld (Winningsplan Kiel-Windeweer, NAM 
2003). De diepte contourlijnen representeren de top van de Slochteren Formatie. 
 
II.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Kiel-Windeweer 
gasveld. Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 120 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 121 ======================================================================

<pre>Bijlage II | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit twee verschillende 
lithostratigrafische eenheden (Figuur II.2) die worden gekenmerkt door 
verschillende depositionele milieus. Het Ten Boer Kleisteen Laagpakket bestaat 
voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een 
groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. Het Slochteren Zandsteen Laagpakket bestaat voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer Kleisteen is slecht. 
Dit interval geldt vaak als waste zone , wat betekent dat deze wel gasvoerend is, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. het gas bevindt 
zich in dit veld dan ook voornamelijk in de Slochteren Zandsteen. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
II.2 Structurele setting 
Het Kiel-Windeweer veld wordt begrensd door zowel breuken als de hellende 
gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het veld bestaat uit een koepelvormige structuur die 
zich in de noordoosthoek van een breukblok bevind. Aan de noord- en oostzijde 
bevinden zich breuken die ruwweg noord-zuid en oost-west lopen. Het veld bevat 
meerdere interne breuken met een vergelijkbare oriëntatie (Figuur II.1 en Figuur 
II.2). Twee breuken lopen dood en een breuk deelt het veld in twee 
compartimenten. Het gas-water contact van het veld bevindt zich op een diepte van 
3308 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 121 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 122 ======================================================================

<pre>Bijlage II | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur II.2 Doorsnede van het Kiel-Windeweer gasveld (Winningsplan Kiel-Windeweer, NAM 2003). 
 
II.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur II.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 5,9 kilometer. 
 
II.3 Productie 
Er zijn in totaal twee putten geboord naar dit veld (KWR-01 en KWR-02). De put 
KWR-01 is momenteel ingesloten en de status van de recent geboorde KWR-02 is 
onbekend. Deze putten bevinden zich op de satellietlocatie KWR en het natte gas 
wordt naar de gasproductie locatie WDV getransporteerd. 
De gasproductie is gestart in 2003 en eindigt naar verwachting in 2021. Op dat 
moment zou ongeveer 53% van de oorspronkelijke hoeveelheid gas geproduceerd 
moeten zijn. Van 2003 tot en met 2010 is er 378 miljoen Nm3 gas geproduceerd. De 
nog te verwachten gasproductie over de periode 2011 t/m 2021 is 361 miljoen Nm3. 
De initiële reservoirdruk was 381 bar, maar door depletie zal deze afnemen tot een 
beoogde einddruk van 207 bar. 
 
II.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Kiel-Windeweer veld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 122 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 123 ======================================================================

<pre>Bijlage JJ | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
JJ Kollum 
Het Kollum gasveld is ontdekt in 1991 door de boring KOL-02 en is grotendeels 
gelegen binnen de winningsvergunning Tietjerksteradeel van de NAM. Een klein 
deel van het veld ligt binnen de winningsvergunning Noord-Friesland, ook van de 
NAM. Geografisch gezien bevindt dit veld zich direct ten zuiden van het 
Lauwersmeer, in het noordoosten van de provincie Friesland. Het Boven-
Slochteren Zandsteen Laagpakket, dat op een diepte van ongeveer 3210 meter is 
aangetroffen (Figuur JJ.1), vormt het reservoirgesteente. 
Gasproductie uit het Kollum veld is gestart in 2002 en eindigt naar verwachting in 
2026. Er zijn in totaal drie boringen gezet in dit veld, waarvan er momenteel nog 
twee in productie zijn. 
 
 
Figuur JJ.1  Structuurkaart van het Kollum (Block 1 t/m 3) en Kollum-Noord gasveld 
(www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Boven 
Slochteren Zandsteen. 
 
JJ.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Kollum gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm 
ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
eenheden die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten 
Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 123 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 124 ======================================================================

<pre>Bijlage JJ | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
voornamelijk zand en kent daarom over het algemeen een betere reservoirkwaliteit. 
In dit veld heeft de Slochteren Zandsteen een gemiddelde porositeit, maar een vrij 
slechte permeabiliteit. Dit is mogelijk gerelateerd aan de aanwezigheid van 
kleimineralen zoals illiet. Het gas is bevindt zich enkel in de Boven-Slochteren 
Zandsteen. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
JJ.2 Structurele setting 
Het Kollum veld ligt nabij de Hantum breukzone en de Lauwerszee trog. Deze 
structurele elementen hebben mogelijk een negatief effect op de reservoirkwaliteit 
gehad. Het veld wordt gevormd door drie langgerekte, oost-west georiënteerde 
breukblokken (Figuur JJ.1). Deze blokken worden gescheiden door waarschijnlijk 
afsluitende breuken. Blok 1, aangeboord door de ontdekkingsput KOL-02, is het 
meest zuidelijke blok en grenst aan het Kollumerland gasveld dat daar ten zuiden 
van ligt. Blok 2 is een horstblok en ligt een stuk hoger dan blok 1 en 3. Hierin zijn de 
putten KMP-03 en KMP-04 gezet. Blok 3 is een afgeschoven blok en ligt een stuk 
lager dan blok 2 en het Kollum-Noord veld direct ten noorden. Het onderscheid 
tussen het Kollum en Kollum-Noord veld wordt gemaakt door een verschil in gas-
water contact, dat in Kollum op een diepte van 3316 meter ligt (Figuur JJ.2). 
Daardoor is de gemiddelde dikte van het gasvoerende reservoir ongeveer 95 meter. 
Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende 
reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
Figuur JJ.2  Doorsnede van het Kollum en Kollum-Noord veld (Winningsplan Kollum, NAM 2012).  
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 124 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 125 ======================================================================

<pre>Bijlage JJ | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
JJ.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld.  
In Figuur JJ.1 is met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als 
zijnde de langste breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 4,4 kilometer. 
 
JJ.3 Productie 
De gasproductie uit het Kollum veld is gestart in 2002 via de put KMP-03. Later, in 
2013, is de put KMP-04 geboord. Deze is in 2014 in productie gegaan. Beide putten 
produceren gas uit blok 2. De overige 2 blokken worden momenteel niet 
geproduceerd. De gasproductie eindigt naar verwachting in 2026. Op dat moment is 
naar verwachting 29,7% van het aanwezige gas geproduceerd. Dit percentage is 
laag door de vrij slechte reservoireigenschappen en doordat niet alle breukblokken 
worden geproduceerd. 
De putten KMP-03 en KMP-04 zijn geboord vanaf de Kollumerpomp satellietlocatie. 
Het gas wordt vanuit Kollumerpomp naar de productielocatie Grijpskerk 
getransporteerd. Hier wordt het gas behandeld en op specificatie gebracht voor 
levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk was 440 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 336 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 213 bar. 
 
JJ.4 Seismiciteit 
Er is één beving geregistreerd in het Kollum gasveld in 2012 met een magnitude 
(ML) van 1,1. Aangezien deze bevingen een kleinere magnitude van 1,5 heeft en er 
maar één beving is geregistreerd worden de standaard figuren hier niet getoond. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 125 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 126 ======================================================================

<pre>Bijlage KK | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
KK Kollum-Noord 
Het Kollum-Noord gasveld is ontdekt in 1997 door de boring KMP-01 en is 
grotendeels gelegen binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM. 
Een klein deel van het veld ligt binnen de winningsvergunning Tietjerksteradeel, ook 
van de NAM. Geografisch gezien bevindt dit veld zich direct ten zuiden van het 
Lauwersmeer, in het noordoosten van de provincie Friesland. De Boven- 
Slochteren Zandsteen, die op een diepte van ongeveer 3210 meter is aangetroffen 
(Figuur KK.1), vormt het reservoirgesteente. 
Gasproductie uit het Kollum-Noord veld is gestart in 2001 en eindigt naar 
verwachting in 2026. Er is één put gezet in dit veld. Via deze put wordt momenteel 
gas geproduceerd. 
 
 
Figuur KK.1  Structuurkaart van het Kollum (Block 1 t/m 3) en Kollum-Noord gasveld 
(www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Boven 
Slochteren Zandsteen . 
 
KK.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Kollum-Noord gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep 
(Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
eenheden die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten 
Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 126 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 127 ======================================================================

<pre>Bijlage KK | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
voornamelijk zand en kent daarom een betere reservoirkwaliteit, met een 
gemiddelde tot goede porositeit en permeabiliteit. Het gas bevindt zich in dit veld 
voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
KK.2 Structurele setting 
Het Kollum-Noord veld ligt nabij de Hantum breukzone en de Lauwerszee trog. 
Deze structurele elementen hebben mogelijk een negatief effect op de 
reservoirkwaliteit gehad. Het veld wordt gevormd door een langgerekte, oost-west 
georiënteerde structuur en wordt aan de meeste zijden begrensd door breuken 
(Figuur KK.1). Enkel de noordoostelijke begrenzing wordt gevormd door de 
hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). 
Het onderscheid tussen het Kollum-Noord en Kollum veld wordt gemaakt door een 
verschil in gas-water contact, dat in Kollum-Noord op een diepte van 3310 meter ligt 
(Figuur KK.2). Daardoor is de dikte van het gasvoerende reservoir op de locatie van 
de put KMP-01 ongeveer 100 meter. Voor de berekening van de compactie is voor 
de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het 
GWC gebruikt. 
 
 
Figuur KK.2  Doorsnede van het Kollum en Kollum-Noord veld (Winningsplan Kollum, NAM 
2012). 
KK.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur KK.1 is met 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 127 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 128 ======================================================================

<pre>Bijlage KK | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 4,7 kilometer. 
 
KK.3 Productie 
De gasproductie uit het Kollum-Noord veld is gestart in 2001 via de put KMP-01 en 
eindigt naar verwachting in 2026. Op dat moment zou 87,3% van het aanwezige 
gas geproduceerd moeten zijn. Dit percentage is vrij hoog vanwege de gemiddeld 
tot goede reservoirkwaliteit. De put KMP-01 produceert sinds 2014 niet meer 
continu, maar met intervallen. 
De put KMP-01 is geboord vanaf de Kollumerpomp satellietlocatie. Het gas wordt 
vanuit Kollumerpomp naar de productielocatie Grijpskerk getransporteerd. Hier 
wordt het gas behandeld en op specificatie gebracht voor levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk was 442 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 108 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 45 bar. 
 
KK.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Kollum-Noord veld tot en met 1 
april 2016. 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 128 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 129 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage LL | 1/3    LL    LL.1    Kommerzijl    Het Kommerzijl veld is ontdekt in 2000 door boring KBB-03. Dit veld bevindt zich in  het noorden van de provincie Groningen en is gelegen binnen de  winningsvergunningen Groningen en Tietjerksteradeel van de NAM. Dit veld ligt in  het Grijpskerk Noord systeem dat meerdere gasvelden omvat en ten zuidwesten  van het Saaksum-West veld. Zandsteenlagen van de Boven-Rotliegend Groep  vormen het reservoirgesteente (Figuur LL.1).   Gasproductie uit het veld is gestart in 2001 en eindigt naar verwachting in 2027. Het  Kommerzijl veld is in totaal door vier putten aangeboord, die momenteel allemaal in  productie zijn. Het voorkomen heeft een geschatte initiële hoeveelheid gas van 3,93  miljard Nm’.    Pro.  Contour interval: 15 m         FiguurLL.1 Structuurkaart van het Kommerzijl gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren laagpakket.    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Kommerzijl veld. Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere  lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende  depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan  voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een  groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken  bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan  voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische  duinzandafzettingen.</pre>

====================================================================== Einde pagina 129 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 130 ======================================================================

<pre>Bijlage LL | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk 
minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.  De porositeit en 
permeabiliteit van het reservoir zijn goed in dit veld. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
LL.2 Structurele setting 
Het Kommerzijl veld bestaat uit meerdere breukblokken en wordt begrensd door 
zowel breuken als de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ) (Figuur LL.1). Er zijn 
twee NNW-ZZO georiënteerde breuken. Een vormt de westelijke begrenzing en de 
andere deelt het veld op in twee delen. De noordwestelijke begrenzing van het veld 
wordt gevormd door een breuk met een NO-ZW oriëntatie en de zuidelijke 
begrenzing door een breuk met ruwweg een oost-west oriëntatie. De interne 
breuken van het veld hebben ook allen een oost-west oriëntatie. 
Het gas-water contact is hetzelfde voor alle compartimenten en is bepaald op een 
diepte van 3535 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van 
het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC 
gebruikt. 
 
LL.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur LL.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 1,6 kilometer. 
 
LL.3 Productie 
Het Kommerzijl veld wordt geproduceerd door de KBB-03 put die zich op de 
satellietlocatie Krabburen (KBB) bevindt en de putten LWZ-01, LWZ-02, LWZ-03 
die zich op de satellietlocatie Lauwerzijl (LWZ) bevinden. KBB-03 produceert sinds 
halverwege 2014 geen gas meer, maar de overige drie putten zijn momenteel wel 
in productie. Het gas wordt naar de Grijpskerk (GRK) faciliteiten getransporteerd 
waar het wordt samengevoegd met gas uit andere velden. Hier wordt de totale 
gasstroom behandeld en opnieuw gecomprimeerd. Gasproductie uit het veld is 
gestart in 2001 en eindigt naar verwachting in 2027. De geschatte initiële 
hoeveelheid gas is 3,93 miljard Nm3 . Van 2003 tot en met 2011 is er 1,61 miljard 
Nm3 gas geproduceerd. Voor de periode 2012 tot en met 2027 is de verwachte nog 
te produceren hoeveelheid gas 729 miljoen Nm3. Het verwachte 
winningspercentage was 65%, maar een hoger winningspercentage van 83% wordt 
nagestreefd. De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 410 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot ongeveer 148 bar in 2012. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 81 bar. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 130 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 131 ======================================================================

<pre>Bijlage LL | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
LL.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Kommerzijl veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 131 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 132 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage MM | 1/4    MM    Lauwersoog    Het Lauwersoog veld ligt onder de Waddenzee bij Lauwersoog en is ontdekt in  1996 door de boring LWO-01. Het veld bestaat uit drie voorkomens, Lauwersoog  West (Figuur MM.2), -Centraal, en -Oost (Figuur MM.1). De naamgeving is  opmerkelijk aangezien het Lauwersoog-Centraal voorkomen ten westen van het  Lauwersoog West voorkomen ligt, en het “West” voorkomen dus in het midden ligt.  Dit veld bevindt zich in het noorden van de provincie Friesland en is gelegen binnen  de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM.   Het Boven-Slochteren Laagpakket van de Slochteren Formatie vormt het  reservoirgesteente. Het Lauwersoog veld is in totaal door 3 putten aangeboord. De  drie voorkomens Oost, Centraal en West zijn aangeboord door respectievelijk  LWO-01, LWO-02 en LWO-03.   Gasproductie uit de Lauwersoog Oost en West voorkomens is gestart in 2008 en  eindigt naar verwachting in 2035. De geschatte initiële hoeveelheid gas van het  Lauwersoog Oost en West voorkomen is respectievelijk 2,67 miljard Nm? en 2,85  miljard Nm?.    0,79 in  1 km    All depths in metres below NAP  Coordinate Pro. RD  Contour interval : 20 m    LEGEND    Cc B: Undevelopod gastield         Figuur MM.1 Structuurkaart van het Lauwersoog Oost voorkomen (www.ntog.nl). De diepte  contourlijnen representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren laagpakket.  (De lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilome-  ters).</pre>

====================================================================== Einde pagina 132 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 133 ======================================================================

<pre>Bijlage MM | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur MM.2  Structuurkaart van het Lauwersoog West voorkomen (www.nlog.nl). De diepte 
contourlijnen representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren laagpakket. 
(De lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilome-
ters). 
 
MM.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Lauwersoog gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep 
(Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten 
Boer en Ameland Kleisteen laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. Het Boven-Slochteren Laagpakket bestaat uit 
zanden (van ongeveer 105 m dikte) en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.  
De porositeit (variërend van 9% tot 19%) en permeabiliteit van dit laagpakket zijn 
gemiddeld. Hieronder bevindt zich de Ameland kleisteen (ongeveer 40m) met 
daaronder het Onder-Slochteren Laagpakket (circa 90 meter dik), dat een matig tot 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 133 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 134 ======================================================================

<pre>Bijlage MM | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
slechte reservoirkwaliteit heeft. Het-Boven Slochteren Laagpakket bevat het meeste 
gas (Figuur MM.3). 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
MM.2 Structurele setting 
Het Lauwersoog-Oost voorkomen bevindt zich binnen één breukblok, waarvan de 
gelaagdheid in het midden van het blok het diepst ligt. De breuken kennen twee 
preferente richtingen, NNW-ZZO en ONO-WZW (Figuur MM.1). De westelijke, 
noordelijke en noordoostelijke zijdes van het veld worden gevormd door breuken, 
en de zuidzijde door hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het gas-water contact 
(GWC) van het Lauwersoog Oost voorkomen ligt op 4073 meter diepte en verschilt 
van het GWC in de andere twee Lauwersoog voorkomens. 
De Lauwersoog-West voorkomen bevindt zich binnen één breukblok, waarvan de 
gelaagdheid naar het oosten helt. Doordat de structuur niet geheel gevuld is, is 
alleen de westelijke helft van het breukblok gevuld met gas. De breuken kennen 
twee preferente richtingen, NNW-ZZO en ONO-WZW (Figuur MM.2). De 
zuidwestelijke en noordwestelijke zijdes van het veld worden gevormd door 
breuken, en de oostzijde door hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het gas-
water contact (GWC) van Lauwersoog-West voorkomen ligt op 4055 meter diepte 
en verschilt van het GWC in de andere twee Lauwersoog voorkomens. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur MM.3 Doorsnede van de Lauwersoog voorkomens (Winningsplan Lauwersoog, NAM 
2011). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 134 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 135 ======================================================================

<pre>Bijlage MM | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
MM.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur MM.1 en 
Figuur MM.2 is met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als 
zijnde de langste breuk. De lengte van de langste breuk is bepaald op 4,2 en 5,0 
kilometer voor respectievelijk Lauwersoog-Oost en -West. 
 
MM.3 Productie 
Het Lauwersoog-Oost voorkomen wordt geproduceerd door put LWO-1 en het 
Lauwersoog-West voorkomen door de put LWO-03. Beiden zijn geboord vanaf de 
satellietlocatie Lauwersoog (LWO). Deze putten zijn momenteel ingesloten omdat 
deze voorkomens door hun ligging in de Waddenzee met “de hand aan de kraan ‟ 
geproduceerd worden. Dit wordt gedaan om de bodemdaling binnen de gestelde 
normen te houden. Deze voorkomens zullen op termijn op de compressoren van 
Anjum worden aangesloten. Het gas wordt naar de behandelingsinstallatie Anjum 
(ANJ) getransporteerd waar het wordt samengevoegd met gas uit andere velden. 
Hier wordt de totale gasstroom behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het Lauwersoog veld is gestart in 2008 en eindigt naar 
verwachting in 2035. De geschatte initiële hoeveelheid gas van het Lauwersoog-
Oost voorkomen is 2,67 miljard Nm3 waarvan 2,05 miljard Nm3 nog te produceren 
was in 2011. Het verwachte winningspercentage is 78%. De geschatte initiële 
hoeveelheid gas van het Lauwersoog-West voorkomen is 2,85 miljard Nm3 waarvan 
1,47 miljard Nm3 nog te produceren was in 2011. Het verwachte winnings-
percentage is 89%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 480 bar in Lauwersoog-Oost en 
479 bar in Lauwersoog-West. Door reservoirdepletie zijn deze drukken afgenomen 
tot respectievelijk 465 en 432 bar in 2010. De beoogde einddruk van het 
Lauwersoog-Oost voorkomen is 369 bar en van het Lauwersoog-West voorkomen 
270 bar. 
 
MM.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Lauwersoog veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 135 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 136 ======================================================================

<pre>Bijlage NN | 1/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
NN Leens 
Het Leens veld is ontdekt in 2001 door boring LNS-01. Dit veld bevindt zich in het 
noorden van de provincie Groningen en is gelegen binnen de winningsvergunning 
Groningen van de NAM. Het Leens veld ligt in het Grijpskerk Noord systeem dat 
meerdere gasvelden omvat. Het Boven-Slochteren Laagpakket van de Slochteren 
Formatie vormt het reservoirgesteente (Figuur NN.1). 
Gasproductie uit het veld is gestart in 2003 en eindigt naar verwachting in 2027. Het 
Leens veld is in totaal door 2 putten aangeboord. Beide putten zijn momenteel in 
productie. De geschatte initiële hoeveelheid gas van dit veld is 2,83 miljard Nm3. 
 
Figuur NN.1 Structuurkaart van het Leens gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-
senteren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. (De lengte van de 
breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
NN.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Leens gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm 
ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten 
Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 136 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 137 ======================================================================

<pre>Bijlage NN | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk 
minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.  De porositeit en 
permeabiliteit van het reservoir zijn goed op deze locatie. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
NN.2 Structurele setting 
Het Leens veld bestaat uit twee breukblokken die zich ten noorden bevinden van 
het breukblok dat het Saaksum-Oost veld bevat (Figuur NN.1). De noordoostelijke 
begrenzing van het veld wordt gevormd door een breuk die ruwweg een NW-ZO 
oriëntatie heeft. Een drietal breuken met een NO-ZW oriëntatie deelt het voorkomen 
op in twee breukblokken en begrenst de noord- en zuidzijde. Het gas-water contact 
van dit veld ligt op 3646 meter diepte. Voor de berekening van de compactie is voor 
de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het 
GWC gebruikt. 
 
NN.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur NN.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 3,3 kilometer. 
 
NN.3 Productie 
Het Leens veld wordt geproduceerd door putten LNS-01 en LNS-02 die zich op de 
satellietlocatie Leens (LNS) bevinden. Het gas wordt naar de Grijpskerk (GRK) 
faciliteiten getransporteerd waar het wordt samengevoegd met gas uit andere 
velden. Hier wordt de totale gasstroom behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 2003 en eindigt naar verwachting in 2027. De 
geschatte initiële hoeveelheid gas is 2,83 miljard Nm3. Van 2003 tot en met 2011 is 
er 1,36 miljard Nm3 gas geproduceerd. Voor de periode 2012 tot en met 2027 is de 
verwachte nog te produceren hoeveelheid gas 346 miljoen Nm3. Het verwachte 
winningspercentage was 38%, maar een hoger winningspercentage van 86% wordt 
nagestreefd. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 424 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot ongeveer 178 bar in 2012. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 106 bar. 
 
NN.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Leens veld tot en met 1 april 2016. </pre>

====================================================================== Einde pagina 137 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 138 ======================================================================

<pre>Bijlage OO | 1/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
OO M09-FA 
Het M09-FA gasveld is ontdekt in 1997 door de boring M09-03 en is gelegen binnen 
de winningsvergunning Noord-Friesland en M09a van de NAM. Dit veld bevindt zich 
geografisch gezien onder de Noordzee, ten noorden van het Waddeneiland 
Ameland. Het Boven-Slochteren Zandsteen laagpakket van de Slochteren Formatie 
vormt hier het reservoirgesteente. Het veld is nog niet in productie, maar er wordt 
verwacht dat dit binnen 5 jaar zal gebeuren. 
 
Figuur OO.1  Structuurkaart van het M09-FA veld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen repre-
senteren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket.  
 
OO.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
M09-FA gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep 
(Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 138 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 139 ======================================================================

<pre>Bijlage OO | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit 
kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot 
woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. 
De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk 
uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische 
duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. het gas bevindt 
zich in dit veld dan ook voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen. De 
porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn matig tot slecht op deze locatie. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
OO.2 Structurele setting 
Het M09-FA veld bevindt zich binnen één breukblok dat aan de noord- en oostzijde 
begrensd wordt door breuken (Figuur OO.1). De breuken hebben ruwweg een O-W 
en een NW-ZO oriëntatie. De zuidwestelijke begrenzing wordt gevormd door de 
hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). Er is één interne breuk die doodloopt en 
het veld zodoende niet in compartimenten onderverdeeld. Het Free Water Level  ligt 
op een diepte van 3340 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de 
dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het 
GWC gebruikt. 
  
OO.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur OO.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,0 kilometer. 
 
OO.3 Productie 
Er is één boring gezet in het M09-FA veld (M09-03). Het veld is nog niet in 
productie, maar er wordt verwacht dat dit binnen 5 jaar zal gebeuren. 
 
OO.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het M09-FA veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 139 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 140 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage PP | 1/3    PP    Maasdijk    Het Maasdijk gasveld is ontdekt in 1998 door de boring GAG-05 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Rijswijk van de NAM. Geografisch gezien ligt dit veld  in de provincie Zuid-Holland, ten zuiden van de stad Den Haag. Maasdijk maakt  deel uit van een cluster velden (Gaag, Maasdijk, 's-Gravezande, Geestvaartpolder,  Noorderdam, Monster en De Lier) die produceren via de Gaag gasbehandelings-  installatie. Het reservoir wordt gevormd door de zandsteenlagen behorende tot de  Hoofd-Bontzandsteen Subgroep.   De gasproductie uit dit veld werd in 2000 gestart en eindigt naar verwachting in  2018. Er zijn twee putten geboord in dit veld, die momenteel beide in productie zijn.    LEGEND  @®D Developed gastiels  C_> Undeveloped gasfield         Figuur PP.1 Structuurkaart van het Maasdijk gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep.</pre>

====================================================================== Einde pagina 140 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 141 ======================================================================

<pre>Bijlage PP | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
PP.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Zandsteenlagen van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep vormen het reservoir-
gesteente van het Maasdijk gasveld. Deze groep bestaat uit de Hardegsen, 
Detfurth en Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een 
afwisseling van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in een fluviatiele, lacustriene 
en af en toe eolische omgeving. Dit veld wordt gekenmerkt door een relatief slechte 
reservoirkwaliteit. 
Het gas is gevormd in de steenkoollagen van het Carboon en wordt in het reservoir 
afgesloten door kleilagen van Trias en Jura ouderdom. 
 
PP.2 Structurele setting 
Het veld heeft een aantal interne NW-ZO georiënteerde breuken die het geheel 
opdelen in vier breukblokken. Een andere NW-ZO breuk scheidt het veld van het 
Gaag veld, dat hier direct ten noorden van ligt. De (zuid)westelijke begrenzing van 
het veld wordt gevormd door de hellende gelaagdheid en het gas-water contact, dat 
is bepaald op een diepte van ongeveer 3950 meter (Figuur PP.2). Voor de 
berekening van de compactie is de dikte van de vier breukblokken afzonderlijk 
bepaald. De basis van een deel van de breukblokken ligt hoger dan het GWC. Voor 
de compactieberekening is daarom een dikte van het gasvoerende pakket van 190 
meter aangenomen voor dit deel van het veld. Deze gemiddelde dikte is bepaald 
door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2013. Waar de basis van het 
reservoir onder het GWC ligt is voor de berekening van de compactie voor de dikte 
van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC 
gebruikt. 
 
 
Figuur PP.2 Doorsnede van de Maasdijk en Gaag gasvelden (Winningsplan Gaag-Monster, 
NAM 2013). 
 
PP.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur PP.1 is met 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 141 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 142 ======================================================================

<pre>Bijlage PP | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 7,2 kilometer. 
 
PP.3 Productie 
Dit veld is door twee putten aangeboord (GAG-05 en GAG-06), die momenteel 
beiden in productie zijn. De productie is gestart in het jaar 2000 via de boring GAG-
05 en in 2009 is ook de put GAG-06 in productie genomen.  
De gasproductie eindigt naar verwachting in 2018. Op dat moment is ongeveer 
1,5% van het totale gasvolume geproduceerd. Dit lage winningspercentage is het 
gevolg van de slechte reservoirkwaliteit van het gesteente. 
De initiële reservoirdruk bedroeg 416 bar, maar door depletie is deze afgenomen tot 
386 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir bedraagt 363 bar. 
 
PP.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Maasdijk veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 142 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 143 ======================================================================

<pre>Bijlage QQ | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
QQ Marum 
Het Marum gasveld is ontdekt in 1975 door de boring MAR-101. Dit veld bevindt 
zich in de provincie Groningen, ten westen van de stad Groningen, en is gelegen 
binnen de winningsvergunningen Groningen en Tietjerksteradeel van de NAM.  
Het Marum veld ligt in het UMOG systeem dat meerdere gasvelden omvat.  
De Slochteren Formatie vormt hier het reservoirgesteente (Figuur QQ.1). 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1978 en eindigt naar verwachting in 2028.  
Het Marum veld is in totaal door twee putten aangeboord, die alle twee in productie 
zijn. 
 
Figuur QQ.1  Structuurkaart van het Marum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen re-
presenteren de bovenkant van de Slochteren Formatie. 
 
QQ.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Marum gasveld. Deze 
formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom). Deze 
groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische formaties die worden 
gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. Het Ten Boer Kleisteen 
Laagpakket bestaat voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn 
afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 143 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 144 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage QQ | 2/3    QQ.2    Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Formatie bestaat voornamelijk uit  fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-  afzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht en deze geldt vaak als waste zone,  wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet geproduceerd kan  worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk minder klei en kent daarom een  betere reservoirkwaliteit. De porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn  gemiddeld tot goed.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Marum veld wordt aan de zuidwestzijde begrensd door een breuk die een NW-  ZO oriëntatie heeft en over de volle lengte van het veld loopt (Figuur QQ.2).   De noordwest- en zuidoostzijde van het voorkomen worden gevormd door breuken  met een NO-ZW oriëntatie. De noordoostelijke begrenzing van het veld wordt met  name gevormd door de hellende gelaagdheid (fault-dip closure). Tevens is het veld  opgedeeld in verschillende breukblokken door breuken die twee globale trends  hebben (NNW-ZZO en NO-ZW). Het gas-water contact ligt op gelijke diepte voor  verschillende breuk blokken (2473 meter). Voor de berekening van de compactie is  voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir  tot het GWC gebruikt.         Figuur QQ.2 Doorsnede van de Ureterp, Marum en Opende Oost gasvelden (Winningsplan  UMOG, NAM 2012).</pre>

====================================================================== Einde pagina 144 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 145 ======================================================================

<pre>Bijlage QQ | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
QQ.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur QQ.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk 
.De lengte van de langste breuk is bepaald op 4,4 kilometer. 
 
QQ.3 Productie 
Het Marum veld wordt geproduceerd door middel van twee putten die zich op de 
satellietlocatie MAR bevinden. Het gas wordt van deze satellietlocatie naar 
gasbehandelingsinstallatie Ureterp (URE-1) getransporteerd waar het wordt 
samengevoegd met gas uit andere velden en wordt ontwaterd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1978 en eindigt naar verwachting in 2028. 
Van 2003 tot en met 2008 werd er 141 miljoen Nm3 geproduceerd waarna de 
putten zijn ingesloten tot en met 2012. In 2013 werd gepland om het veld weer in 
productie te nemen door middel van een tweetraps compressie op de Ureterp 
locatie. In 2013 was de verwachte nog te produceren hoeveelheid gas 1,567 miljard 
Nm3. Het verwachte winningspercentage is 61%, terwijl het streef winnings-
percentage 88% is. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 281 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot ongeveer 190 bar in 2012. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 80 bar. 
 
QQ.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Marum veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 145 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 146 ======================================================================

<pre>Bijlage RR | 1/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
RR Metslawier-Zuid 
Het Metslawier-Zuid gasveld is ontdekt in 2011 door de boring TBN-01 en is 
gelegen binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM. Het ligt 
geografisch gezien in het noordoosten van de provincie Friesland, ten westen van 
het Lauwersmeer. Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket, dat op een diepte 
van ongeveer 3700 meter is aangetroffen, vormt in dit veld het reservoirgesteente 
(Figuur RR.1). 
Gasproductie uit het Metslawier-Zuid veld is gestart in 2012 en eindigt naar 
verwachting in 2027. Er zijn in totaal drie putten geboord naar dit veld. Alle drie zijn 
momenteel in productie. 
 
 
Figuur RR.1  Structuurkaart en doorsnede van het Metslawier-Zuid gasveld (Winningsplan Mets-
lawier-Zuid, NAM 2014). 
 
RR.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Metslawier-Zuid gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend 
Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere 
lithostratigrafische eenheden die worden gekenmerkt door verschillende 
depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een 
groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische 
duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 146 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 147 ======================================================================

<pre>Bijlage RR | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen kent een 
betere reservoirkwaliteit. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
RR.2 Structurele setting 
Het Metslawier-Zuid veld ligt nabij de Hantum breukzone en de Lauwerszee trog. 
Deze structurele elementen hebben mogelijk een negatief effect op de 
reservoirkwaliteit gehad. Het veld wordt aan meerdere zijden begrensd door 
breuken en aan de westzijde door de hellende gelaagdheid. Verder bevat het veld 
interne breuken die het geheel opdelen in drie afzonderlijke compartimenten 
(Noord, Centraal en Zuid) (Figuur RR.1). In elk breukblok is een put gezet. Het Gas-
Water-Contact is bepaald op een diepte van ongeveer 3744 meter. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
RR.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur RR.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 2,4 kilometer. 
 
RR.3 Productie 
De gasproductie uit het Metslawier-Zuid veld is gestart in 2012 via de boring TBN-
01. In 2013 zijn de ontwikkelingsputten TBN-02 en TBN-03 geboord. Deze zijn in 
2014 in productie gegaan. De productie eindigt naar verwachting in 2027. Op dat 
moment is ongeveer 80,6% van de totale hoeveelheid gas (2,76 miljard Nm3) 
geproduceerd. 
Het gas wordt geproduceerd vanaf de locatie De Tibben en wordt getransporteerd 
naar de locatie Grijpskerk. Hier wordt het gas behandeld en op specificatie gebracht 
voor levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk was 552 bar, maar door reservoirdepletie zal deze druk 
afnemen tot een beoogde einddruk van 40 bar. 
 
RR.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Metslawier-Zuid veld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 147 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 148 ======================================================================

<pre>Bijlage SS | 1/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
SS Middelie 
Het Middelie gasveld is ontdekt in 1964 door de boring MID-101 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Middelie van de NAM. Dit gasveld bevindt zich in de 
provincie Noord-Holland, ten noorden van de stad Purmerend. Dit veld kent 
meerdere voorkomens in verschillende lithostratigrafische eenheden. Gas bevindt 
zich in de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep, het Zechstein Z3 Carbonaat 
Laagpakket en in de Slochteren Formatie (Figuur SS.1). Winning vindt momenteel 
alleen plaats uit de twee laatst genoemde laagpakketten, maar in deze tekst zal 
enkel de Slochteren Formatie worden besproken. 
De productie van gas uit de Slochteren Formatie is gestart in 1976 en beëindigd in 
1991. Echter, naar verwachting wordt de productie uit het Slochteren voorkomen in 
2015 weer hervat en eindigt in 2022. Het veld is door acht putten aangeboord, 
waarvan er momenteel nog twee in productie zijn. 
 
Figuur SS.1 Structuurkaart van het Middelie gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van de Boven-Rotliegend Groep. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 148 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 149 ======================================================================

<pre>Bijlage SS | 2/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
SS.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het gas dat momenteel uit het Middelie veld wordt geproduceerd is afkomstig uit 
zandsteenlagen van de Slochteren Formatie. Deze formatie behoort tot de Boven- 
Rotliegend Groep (Perm ouderdom). Verder naar het noorden zijn ook de Ten Boer 
en Ameland Kleisteen Laagpakketten onderdeel van deze groep, maar in dit gebied 
zijn deze afwezig. 
De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied uit een dik zandsteenpakket (200-270 
meter), voornamelijk afgezet als duinzanden in een woestijnklimaat, en wordt 
onderverdeeld in drie eenheden: fluviatiele en wadi afzettingen aan de basis, 
eolische zandsteen in het midden en een bleker gekleurde zandsteen aan de top. 
Doordat de Slochteren Formatie hier hoofdzakelijk uit eolische afzettingen bestaat 
is de reservoirkwaliteit vrij goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koolrijke lagen in het onderliggende 
Carboongesteente. Zout, kleisteen en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de 
afsluitende laag die het gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
SS.2 Structurele setting 
Het Slochteren voorkomen van het Middelie gasveld bestaat uit vier afzonderlijke 
breukblokken. Deze blokken zijn vaak half graben structuren (Figuur SS.2) en 
worden begrensd door breuken en de hellende gelaagdheid ( fault/dip closures ) 
(Figuur SS.1). Het zuidelijke breukblok is aangeboord door de putten MID-101 tot 
en met -104 en MID-201. De verschillende noordelijke blokken worden aangeboord 
door de putten MID-301 tot en met MID-303. 
Het gas-water contact (GWC) in het zuidelijke blok en noord blok 1 ligt op een 
diepte van 2500 meter. Het noordelijke blok 2 heeft een afwijkend GWC op een 
diepte van 2434 meter (Figuur SS.1).  
Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van de verschilllende 
blokken de dikte van de top van het reservoir tot het GWC horend bij het 
desbetreffende blok gebruikt. 
 
Figuur SS.2 Doorsnede van het Middelie veld, met de Zechstein en Slochteren voorkomens 
(Winningsplan Middelie, NAM 2007). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 149 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 150 ======================================================================

<pre>Bijlage SS | 3/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
SS.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur SS.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 1,9 kilometer. 
 
SS.3 Productie 
Er zijn in totaal acht putten geboord in het Middelie veld en naar het Slochteren 
Zandsteen voorkomen. In 1976 is de productie uit dit voorkomen gestart vanaf de 
productielocatie MID-100, via de putten MID-101 tot en met MID-104. In 1991 is de 
productie gestaakt en is de productielocatie MID-100 ontmanteld. In 2007 is de 
productie uit het Zechstein weer voortgezet via de productielocatie MID-301. De 
initiële hoeveelheid gas dat zich in de Zechstein bevond is 1,36 miljard Nm3 gas, 
waarvan de verwachte te winnen hoeveelheid 1,1 miljard Nm3 is. Dit komt overeen 
met een verwacht winningspercentage van 77%. 
Naar verwachting wordt in 2015 ook de productie uit het Slochteren voorkomen 
weer hervat. De boring MID-201 is omgebouwd tot een water injectieput. De 
productie uit het Slochteren voorkomen eindigt naar verwachting in 2022. Op dat 
moment is ongeveer 32,9% van het aanwezige gas geproduceerd. De initiële 
hoeveelheid gas was 9,9 miljard Nm3 en de verwachte winbare hoeveelheid gas is 
3,2 miljard Nm3. 
De initiële reservoirdruk van dit voorkomen was 270 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot 230 bar in 2007. De beoogde einddruk van 
dit reservoir is 120 bar. 
 
SS.4 Seismiciteit 
Er is één beving geregistreerd nabij het Middelie gasveld in 1989 (M L=2,7) De 
beving bevond zich op meer dan 3 km afstand van het gasveld (Figuur SS.5). Het is 
onduidelijk of gaswinning de oorzaak is van deze beving vanwege de relatief grote 
afstand tot het gasveld. Het seismometer netwerk in 1989 was van beduidend 
mindere kwaliteit waardoor de locatie van deze beving onzeker is. Ondanks deze 
onduidelijkheid wordt deze beving toch toegeschreven aan het Middelie gasveld. 
Hierdoor wordt het risico voor dit veld mogelijk overschat.  
  </pre>

====================================================================== Einde pagina 150 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 151 ======================================================================

<pre>Bijlage SS | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur SS.3  Histogram van de bevingen die in het Middelie gasveld zijn opgetreden tot 01-10- 
2015 
 
Figuur SS.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Middelie gasveld in de tijd geranschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (mln. Nm3). 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 151 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 152 ======================================================================

<pre>Bijlage SS | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur SS.5   Locatie van mogelijke geïnduceerde beving bij aardgas voorkomen Middelie 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 152 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 153 ======================================================================

<pre>    Bijlage TT | 1/3    TNO-rapport | TNO 2016 R10164    TT    Moddergat    Het Moddergat gasveld is ontdekt in 1995 door boring MGT-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM. Het veld bevindt zich  in het noorden van de provincie Friesland en ligt gedeeltelijk onder de Waddenzee.  Het ligt ten noorden van het Anjum veld en ten oosten van het Nes veld. Het Boven-  Slochteren Laagpakket van de Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente  (Figuur TT.1).   Gasproductie uit het Moddergat voorkomen is gestart in 2007 via de enige put  geboord in dit veld (MGT-01). De productie wordt naar verwachting in 2029  beëindigd. Het Moddergat voorkomen heeft een geschatte initiële gashoeveelheid    van 5,40 miljard Nm?.    &  Wy  ty  =  n  &  Wy  =  >  <x  ond    LEGENO  TON  \__ Undevelopsd gasfield    Contour interval : 25 m         Structuurkaart van het Moddergat gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen    Figuur TT.1  representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren laagpakket.    TT.1 Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Moddergat gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep  (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische  formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten  Boer en Ameland Kleisteen laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa</pre>

====================================================================== Einde pagina 153 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 154 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage TT | 2/3    en sabkha afzettingen, afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde  van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-  Slochteren Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met  af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze  gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit  gas niet geproduceerd kan worden. Het Boven-Slochteren laagpakket bestaat uit  zanden (van ongeveer 105 m dikte) en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.  De porositeit, die varieert van 11% tot 19%, en permeabiliteit van het reservoir zijn  op deze locatie matig tot gemiddeld, Hieronder bevindt zich de Ameland kleisteen  (ongeveer 40m) met daaronder het Onder-Slochteren laagpakket (circa 90 meter  dik). Het Boven-Slochteren Laagpakket bevat het meeste gas (Figuur TT.2).   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    De Moddergat veld bevindt zich binnen één breukblok waarvan de gelaagdheid in  het midden van het blok en aan de zuidzijde het diepst ligt. Tevens bevat het blok  een doodlopende breuk (oost-west) die het veld niet in aparte breukblokken  onderverdeeld, maar wel een barriëre vormt, zodat een gedeelte van het  voorkomen niet in verbinding staat met de put. De breuken kennen twee preferente  richtingen, NNW-2ZO en ONO-WZW (Figuur TT.1). De westelijke, noordelijke en  oostelijke zijden van het veld worden gevormd door breuken, en de zuidzijde door  de hellende gelaagdheid (fault-dip closure). Het gas-water contact van het  Moddergat voorkomen ligt op 3885 meter diepte. Voor de berekening van de  compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van  het reservoir tot het GWC gebruikt. Voor de berekening van de compactie is voor  de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het  GWC gebruikt.    err    WSW-ENE Cross section of the Nes and Moddergat Fieids         Figuur TT.2 Doorsnede van het Moddergat veld (Winningsplan Moddersgat, Lauwersoog en  Vierhuizen, NAM 2011).</pre>

====================================================================== Einde pagina 154 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 155 ======================================================================

<pre>Bijlage TT | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
TT.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur TT.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 5,3 kilometer. 
 
TT.3 Productie 
Het Moddergat veld wordt geproduceerd door put MGT-01 die zich op de 
satellietlocatie Moddergat (MGT) bevindt. Deze put wordt, door zijn ligging in de 
Waddenzee, met “de hand aan de kraan ‟ geproduceerd. Dit wordt gedaan om de 
bodemdaling binnen de gestelde normen te houden. Dit voorkomen zal op termijn 
(2017) op de compressoren van Anjum worden aangesloten. Het gas wordt naar de 
behandelingsinstallatie Anjum (ANJ) getransporteerd waar het wordt 
samengevoegd met gas uit andere velden. Hier wordt de totale gasstroom 
behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 2007 en eindigt naar verwachting in 2029. De 
geschatte initiële gas hoeveelheid is 5,4 miljard Nm3 waarvan 3,2 miljard Nm3 nog 
te produceren was in 2011. Het verwachte winningspercentage is 89%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 567 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot ongeveer 485 bar in 2010. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 320 bar. 
 
TT.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Moddergat veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 155 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 156 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage UU | 1/2    UU    UU.1    Molenpolder    Het Molenpolder gasveld is ontdekt in 1999 door de boring OZD-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Groningen van de NAM. Dit veld ligt geografisch  gezien nabij de grens tussen de provincies Groningen en Friestand en ten zuiden  van de Grijpskerk gasopslaglocatie. Het Molenpolder veld maakt deel uit van een  cluster voorkomens (Boerakker, Molenpolder, Pasop en Sebaldeburen) behorende  tot het Grijpskerk-Zuid systeem. Het reservoirgesteente wordt gevormd door  zandsteenlagen van het Boven-Slochteren Laagpakket, onderdeel van de  Slochteren Formatie.   De productie van gas is gestart in 2001, via de enige put in het veld (OZD-01), en  eindigt naar verwachting in 2018.         EA \ | Molenpolder    LEGEND Ail depths in MORE SoD    Coordinate Proj. RD  CD Undeveloped gasfleld Contour Interval : 20 m         Figuur UU.1 Structuurkaart van het Molenpolder gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Slochteren Formatie. (De lengte van de breuk  is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Molenpolder gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep  (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische  formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten  Boer en Ameland Kleisteen laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa  en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich  ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond.</pre>

====================================================================== Einde pagina 156 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 157 ======================================================================

<pre>Bijlage UU | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan uit fluviatiele 
en eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht. Dit interval geldt vaak als waste 
zone, wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet geproduceerd 
kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat over het algemeen aanzienlijk minder 
klei en kent daarom vaak een betere reservoirkwaliteit.  Het gas bevindt zich in dit 
veld enkel in het Boven-Slochteren Laagpakket, dat hier een dikte heeft van 
gemiddeld 92 meter. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
UU.2 Structurele setting 
Het Molenpolder veld wordt gevormd door een gekanteld breukblok dat aan 
meerder zijden wordt begrensd door twee breukensets met een ZO – NW en ZW-
NO oriëntatie, en verder door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het gas-
water contact is bepaald op een diepte van ongeveer 3195 meter. Verder bevat het 
veld een aantal interne breuken die het geheel opdelen in meerdere 
compartimenten. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
UU.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur UU.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 1,8 kilometer. 
 
UU.3 Productie 
Er is slechts één put geboord in het Molenpolder veld, OZD-01, die in 2001 in 
productie is gegaan. De productie eindigt naar verwachting in 2018, bij een 
winningspercentage van ongeveer 63%. Dit percentage is relatief laag vanwege het 
gecompartimentaliseerde reservoir. Het gas wordt via de satellietlocatie Oosterzand 
(OZD) naar de Grijpskerk (GRK) faciliteiten getransporteerd waar het wordt 
samengevoegd met gas uit andere velden. Hier wordt de totale gasstroom 
behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
De initiële reservoirdruk was 424 bar, maar door depletie is deze afgenomen tot 
285 bar in 2003. De beoogde einddruk van het reservoir bedraagt 130 bar. 
 
UU.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Molenpolder veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 157 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 158 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage VV | 1/3    VV    Monster    Het Monster gasveld is ontdekt in 1982 door de boring MON-02 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Rijswijk van de NAM. Het veld ligt in de provincie  Zuid-Holland, ten zuiden van de stad Den Haag, en direct ten noordwesten van het  Gaag gasveld. Monster maakt deel uit van een cluster velden (Gaag, Maasdijk, 's-  Gravezande, Geestvaartpolder, Noorderdam, De Lier en Monster) die produceren  via de Gaag behandelingsinstallatie. Het reservoir wordt gevormd door  zandsteenlagen behorende tot de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep (Figuur VV.1).  Onder het gasgevulde deel van het reservoir bevindt zich tevens een dunne  oliehoudende zone die momenteel niet wordt geproduceerd.   De gasproductie is gestart in 1990 en eindigt naar verwachting in 2018. Er zijn in  totaal drie boringen gezet in dit veld, waarvan er momenteel één gas produceert.    1 Km  =    LEGEND * En me / . All depths in metres below NAP  . LL . Coordinate Proj. RD  — 444000 ‚ KO) Developed gasfield CD Oil rim _ of OT a NG Contour Interval : 25 m         Figuur VV.1 Structuurkaart van het Monster gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Hoofd-Bontzandsteen subgroep.    Lithologie en reservoireigenschappen    Zandsteenlagen van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep vormen het  reservoirgesteente van het Monster gasveld. Deze subgroep bestaat hier uit de  Hardegsen, Detfurth en Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden  gekenmerkt door een afwisseling van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in  fluviatiele, lacustriene en af en toe eolische omgeving. De zandige laagpakketten  hebben een matig tot gemiddelde reservoirkwaliteit in dit gebied.   Het gas is gevormd in de steenkoollagen van het Carboon. De olie in de oliezone  onder het gas is waarschijnlijk afkomstig van de Posidonia Shale (Jura ouderdom)  dat via juxtapositie naar de Trias laagpakketten is gemigreerd. De koolwaterstoffen  worden in het reservoir afgesloten door kleilagen van Trias en Jura ouderdom.</pre>

====================================================================== Einde pagina 158 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 159 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage VV | 2/3    VV.2    W.2.1    Structurele setting    Het Monster gasveld is een langgerekte structuur met een NNW-ZZO oriéntatie.   Het betreft een horstblok dat aan alle zijden wordt begrensd door breuken (Figuur  VV.2). De grootste breuken hebben een NNW-ZZO oriéntatie. De dikte van het  gasvoerende reservoir is ongeveer 150 meter.   Mogelijk staat het Monster veld ondergronds in contact met het Gaag veld, dat hier  ten zuidoosten van ligt. In dat geval wordt gas uit het Monster voorkomen mogelijk  ook via de putten GAG-03 en GAG-04 geproduceerd. De mate van communicatie is  echter nog niet geheel duidelijk. De basis van een deel van het reservoir ligt hoger  dan het GWC. Voor de compactieberekening is daarom een dikte van het  gasvoerende pakket van 150 meter aangenomen voor dit deel van het reservoir.  Deze gemiddelde dikte is bepaald door NAM en gegeven in het Winningsplan uit  2003. Waar de basis van het reservoir onder het GWC ligt is voor de berekening  van de compactie voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top  van het reservoir tot het GWC gebruikt.         Figuur VV.2 Doorsnede door het Monster veld (Winningsplan Gaag-Monster, NAM 2003).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur TT.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk.  De lengte van de langste breuk is bepaald op 6,0 kilometer.    Productie    Dit veld is door drie putten aangeboord, maar momenteel is slechts één daarvan in  productie (MON-03). De productie is gestart in 1990 en eindigt naar verwachting in  2018. Op dat moment is ongeveer 51% van het aanwezige gas geproduceerd.  Echter, omdat het Monster veld wellicht in communicatie staat met het Gaag veld, is  voor deze velden een gezamenlijk winningspercentage bepaald van 63%. Er wordt</pre>

====================================================================== Einde pagina 159 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 160 ======================================================================

<pre>Bijlage VV | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
gestreefd naar een winningspercentage van 88%, mede door een extra put en de 
installatie van extra compressiefaciliteiten. 
De initiële druk van dit veld was 309 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 39 bar in 2012. De beoogde einddruk bedraagt 32 bar. 
 
VV.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Monster veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 160 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 161 ======================================================================

<pre>Bijlage WW | 1/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
WW Munnekezijl 
Het Munnekezijl gasveld is ontdekt in 1992 door boring MKZ-01 en is gelegen 
binnen de winningsvergunningen Groningen, de Marne en Noord-Friesland van de 
NAM. Het veld is onderdeel van het Grijpskerk Noord systeem dat meerdere 
gasvelden omvat en ligt in het noorden van de provincie Groningen, ten noorden 
van het Houwerzijl veld en ten westen van het Leens veld. Het Boven-Slochteren 
Laagpakket van de Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente (Figuur 
WW.1). 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1995 en wordt naar verwachting in 2027 
beëindigd. Het Munnekezijl veld is in totaal door acht putten aangeboord, waarvan 
er momenteel drie in productie zijn. Het voorkomen heeft een geschatte initiële 
gashoeveelheid van 13,45 miljard Nm3. 
 
 
Figuur WW.1  Structuurkaart van het Munnekezijl gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. (De lengte van 
de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
WW.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Munnekezijl gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep 
(Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus (Figuur 
WW.1). De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk 
uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot 
woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. 
De Boven- en Onder-Slochteren Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 161 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 162 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage WW | 2/5    WW.2    De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze  gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit  gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk  minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. De porositeit en  permeabiliteit van het reservoir zijn gemiddeld op deze locatie.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Munnekezijl veld bestaat uit meerdere breukblokken. Het veld wordt aan drie  zijden begrensd door breuken (Figuur WW.2). De noordwest- en zuidoost-zijden  van het veld worden gevormd door breuken met een ONO-WZW oriëntatie. De  zuidwestzijde van het veld wordt gevormd door een breuk met een NNW-ZZO  oriëntatie. Breuken met eenzelfde oriëntatie en oost-west georiënteerde breuken  verdelen het voorkomen in verschillende compartimenten. De noordoostzijde van  het veld wordt gevormd door de hellende gelaagdheid (faulf-dip closure). Voor de  berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de  dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    Cross section Munnekezijl field         Figuur WW.2 Doorsnede van het Munnekezijl gasveld (Winningsplan Munnekezijl, NAM 2012).</pre>

====================================================================== Einde pagina 162 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 163 ======================================================================

<pre>Bijlage WW | 3/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
WW.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur WW.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 5,5 kilometer. 
 
WW.3 Productie 
Het Munnekezijl veld wordt geproduceerd door 6 putten (MKZ-01 t/m MKZ-05, 
MKZ-07) die zich op de satellietlocatie Munnekezijl (MKZ) bevinden en de KBB-05 
put die zich op de satellietlocatie Krabburen (KBB) bevindt. Deze putten zijn 
momenteel allemaal nog in productie. De putten zijn in verschillende 
compartimenten geboord. Het gas-water contact van de verschillende 
compartimenten is verschillend. Het gas-water contact van het grootste breukblok 
ligt op 3650 meter. 
Het gas wordt naar de Grijpskerk (GRK) faciliteiten getransporteerd waar het wordt 
samengevoegd met gas uit andere velden. Hier wordt de totale gasstroom 
behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1995 en eindigt naar verwachting in 2027. De 
geschatte initiële gashoeveelheid is 13,45 miljard Nm3. Van 2003 tot en met 2011 is 
er 1,45 miljard Nm3 gas geproduceerd. Voor de periode 2012 tot en met 2027 is de 
verwachte nog te produceren hoeveelheid gas 1,43 miljard Nm3. Het verwachte 
winningspercentage is 71%, maar een hoger winningspercentage van 73% wordt 
nagestreefd. 
De initiële reservoirdruk was 424 bar, maar door depletie is deze afgenomen tot 
ongeveer 141 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 90 bar. 
 
WW.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Munnekezijl veld tot en met 1 april 
2016. 
  </pre>

====================================================================== Einde pagina 163 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 164 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage XX | 4/5    XX    NO7-FA    Het N07-FA gasveld is ontdekt in 1991 door de boring N07-02 en is gelegen binnen  de winningsvergunningen Noord-Friesland en NO7 van de NAM. Dit veld bevindt  zich geografisch gezien onder de Noordzee, ten noorden van het Waddeneiland  Ameland. Het veld ligt ten oosten van het Ameland-Westgat veld. Het Boven-  Slochteren Zandsteen Laagpakket van de Slochteren Formatie vormt het  reservoirgesteente (Figuur XX.1).   Gasproductie uit dit veld is gestart in 2011 en eindigt naar verwachting in 2035. Het  NO7-FA veld is in totaal door twee putten aangeboord, waarvan er momenteel een  in productie is.    8  gn vor  4 7  EE Zandi En    + LEGEND  CCD Developed gasfiekd  €” Undeveloped gasfieid         Figuur XX.1 _Structuurkaart van het NO7-FA gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourtijnen  representeren de top van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  N07-FA gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep  (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische  formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten  Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kieirijke playa  en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich</pre>

====================================================================== Einde pagina 164 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 165 ======================================================================

<pre>Bijlage XX | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze inter-
vallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar 
dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aan-
zienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. Het gas bevindt 
zich in dit veld dan ook voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen. De porosi-
teit en permeabiliteit van het reservoir zijn matig tot gemiddeld. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
XX.2 Structurele setting 
Het N07-FA veld bevindt zich binnen één breukblok (Figuur XX.1) en wordt 
zodoende aan drie zijdes begrenst door breuken. De breuken hebben ruwweg een 
O-W en NNW-ZZO oriëntatie. Alleen de zuidelijke zijde van het veld wordt gevormd 
door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het gas-water contact is bepaald 
op een diepte van 3500 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de 
dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het 
GWC gebruikt. 
 
XX.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. In Figuur  XX.1 is met een rode pijl 
aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. Deze breuk 
kan, in theorie, het meest bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het 
veld. De lengte van deze breuk is bepaald op 4,2 kilometer. 
 
XX.3 Productie 
Er zijn twee boringen gezet in het N07-FA veld. De eerste (N07-02) was een 
exploratieboring die later is ingesloten. De productie is gestart in 1991 via de boring 
AWG-110. De productie uit dit veld eindigt naar verwachting in 2035. Op dat 
moment zou ongeveer 40% van de oorspronkelijke hoeveelheid gas geproduceerd 
moeten zijn. De te verwachten te produceren gashoeveelheid was 1,2 miljard Nm3 
in 2011. Echter, wanneer blijkt dat de bodemdaling boven een bepaalde grens 
uitkomt kan de productie eerder gestaakt worden. 
De initiële reservoirdruk was 570 bar en de beoogde einddruk van het reservoir is 
ongeveer 270 bar. 
 
XX.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het N07-FA veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 165 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 166 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage YY | 1/2    YY    Nes-Noord    Het Nes-Noord gasveld is ontdekt in 1970 door de boring NSN-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunningen Noord-Friesland en MO9a van de NAM. Dit veld  bevindt zich geografisch gezien onder de Noordzee, ten noorden van het  Waddeneiland Ameland. Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het  reservoirgesteente. Het veld is nog niet in productie, maar er wordt verwacht dat dit  binnen 5 jaar zal gebeuren.    TTT Noord-Friesland  NAM    5925000 * 1000 m  ns    LEGEND All depths in metres below MSL  ee Coordinate Proj. TM  _. Undeveloped gasfield Contour Interval ; 25 m         Figuur YY.1 _Structuurkaart van het Nes-Noord veld (www.niog.nl). De diepte contourlijnen re-  presenteren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het  Nes-Noord gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep  (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische  formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten  Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa  en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich  ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-  Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele  zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kieisteen is slecht. Deze  intervallen gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn,  maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat  aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. het gas bevindt  zich in dit veld dan ook voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen. De  porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn matig tot gemiddeld.</pre>

====================================================================== Einde pagina 166 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 167 ======================================================================

<pre>Bijlage YY | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
YY.2 Structurele setting 
Het Nes-Noord veld bevindt zich binnen één breukblok dat aan drie zijden begrensd 
wordt door breuken met ruwweg een O-W en een NNW-ZZO oriëntatie (Figuur 
YY.1). De westelijke en zuidelijke begrenzing wordt gevormd door de hellende 
gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het Free Water Level  (FWL) ligt op een diepte van 
3329 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
YY.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur YY.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 4,1 kilometer. 
 
YY.3 Productie 
Er is één boring gezet in het Nes-Noord veld (NSN-01). Het veld is nog niet in 
productie, maar er wordt verwacht dat dit binnen 5 jaar zal gebeuren. 
 
YY.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Nes-Noord veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 167 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 168 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage ZZ | 1/2    ZZ    Noorderdam    Het Noorderdam gasveld is ontdekt in 1998 door de boring Q16-08 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Rijswijk van de NAM. Dit veld ligt in de territoriale  wateren, ten noorden van de Maasvlakte, en maakt deel uit van het Monster-Gaag  systeem. Het reservoir wordt gevormd door zandsteenlagen van de Hoofd-  Bontzandsteen Subgroep.   Gasproductie uit dit veld is gestart in 2006 en eindigt naar verwachting in 2018.  Het veld is door twee putten aangeboord, Q16-08 en SGZ-04, maar alleen SGZ-04  wordt gebruikt voor de productie van gas.    on 8848    ‘s-Gravenzande    <9,  = ©  \ Noorderdam |    ANN en         Figuur ZZ.1 Structuurkaart van het Noorderdam gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourtijnen  representeren de bovenkant van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep. (De lengte  van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Het reservoirgesteente van het Noorderdam veld wordt gevormd door de  zandsteenlagen van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep (Trias ouderdom). Deze  groep wordt gekenmerkt door een afwisseling van zand- en kleirijke lagen die zijn  afgezet in een fluviatiele, lacustriene en af en toe eolische omgeving. De zandige  laagpakketten hebben een goede reservoirkwaliteit in dit gebied.</pre>

====================================================================== Einde pagina 168 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 169 ======================================================================

<pre>Bijlage ZZ | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Het gas dat gevormd is in de steenkoolpakketten van het Carboon wordt in dit 
reservoir gehouden door afsluitende lagen van de Muschelkalk Formatie. Lateraal 
vindt afsluiting plaats door de kleisteen pakketten behorende tot de Altena Groep in 
het zuiden en het Hoofd-Kleisteen Laagpakket van de Onder-Bontzandsteen 
Formatie in het noorden. 
 
ZZ.2 Structurele setting 
Het Noorderdam veld is gelegen in een graben structuur met een NW-ZO oriëntatie. 
Het veld wordt aan de noordoost- en zuidwest-zijde begrensd door breuken (Figuur 
ZZ.1). De overige begrenzingen worden gevormd door de hellende gelaagdheid en 
het gas-water contact gelegen op een diepte van 3555 meter. Er zijn verder nog 
een aantal interne breuken aanwezig, met hoofdzakelijk een NW-ZO en NNW-ZZO 
oriëntatie, die het veld lijken te compartimentaliseren. Voor de berekening van de 
compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van 
het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
ZZ.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur ZZ.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 1,6 kilometer. 
 
ZZ.3 Productie 
Dit veld is door twee putten aangeboord. Q16-08 was een exploratieput en is 
afgesloten en verlaten. De productie van gas vindt plaats via de put SGZ-04. Het 
gas wordt getransporteerd van de satellietlocatie SGZ naar de GAG 
gasbehandelingslocatie. Hier wordt het behandeld en op specificatie gebracht voor 
levering aan GasTerra. De productie is vrij laag omdat de mate van 
compartimentalisatie zorgt voor een trage drukopbouw gedurende de ingesloten 
periodes. Dit wordt ook wel “slow gas” genoemd. Het verwachte 
winningspercentage voor het Noorderdam veld bedraagt 68%, maar er wordt 
gestreefd naar een percentage van 76% door bijvoorbeeld additionele 
compressiefaciliteiten te installeren. 
De initiële druk bedraagt 379 bar, maar door reservoirdepletie is deze afgenomen 
tot 46 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 20 bar. 
 
ZZ.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Noorderdam veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 169 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 170 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage AAA | 1/4    AAA Oosterhesselen    Het Oosterhesselen gasveld is ontdekt door de boring OSH-01 in 1973 en is  gelegen binnen de winningsvergunning Drenthe lib van de NAM. Dit veld ligt direct  ten noorden van het Dalen gasveld. De velden worden gescheiden door een  afsluitende, en oost-west georiënteerde breuk (Figuur AAA. 1). Omdat gas is  aangetroffen in zowel het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket (ZEZ2C, Figuur  AAA.1) als in de Limburg Groep (DC, Figuur AAA.2) bestaat het Oosterhesselen  gasveld uit twee voorkomens.   Gasproductie uit de ZEZ2C en DC is gestart in respectievelijk 1976 en 1988 en  productiebeëindiging was gepland in respectievelijk 2008 en 2007. De verwachte  productiebeëindiging is later uitgesteld tot 2022. Er zijn in totaal 6 boringen gezet in  dit veld.         Figuur AAA.1 Structuurkaart van het ZEZ2C voorkomen van het Oosterhesselen veld  (www.nlog.nl). De scheiding tussen het Dalen en Oosterhesselen veld wordt ge-  vormd door een grote oost-west georiënteerde breuk.</pre>

====================================================================== Einde pagina 170 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 171 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage AAA | 2/4    AAA.1.1         Figuur AAA.2 Structuurkaart van het DC voorkomen van het Oosterhesselen veld (www.nlog.nl).  De scheiding tussen het Dalen en Oosterhesselen veld wordt gevormd door een  grote oost-west georiënteerde breuk.    Lithologie en reservoireigenschappen    Zowel gesteenten van het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket (Perm) als van de  Limburg Groep (Laat-Carboon) zijn gasvoerend in het Oosterhesselen veld. Uit  beide stratigrafische intervallen wordt gas gewonnen.    Zechstein Z2 Carbonaat   Het ZEZ2C laagpakket (Laat-Perm) bestaat uit relatief dikke gededolomitiseerde  kalksteenbanken, die zijn afgezet op de flanken van een rif in de lower slope  omgeving. De kalkstenen van dit laagpakket worden gekarakteriseerd door een  lage porositeit en permeabiliteit. Dit is het gevolg van dedolomitisatie, wat een sterk  verlagend effect heeft op de reservoirporositeit en permeabiliteit. Stroming van gas  vindt voornamelijk plaats door open breuken en scheurtjes in het gesteente.   Het gas in dit reservoir is gemigreerd uit de dieper gelegen Limburg Groep (Laat-  Carboon), maar gedeeltelijk ook afkomstig uit organisch rijke lagen in de Zechstein  Groep zelf. Bovenliggende zout- en anhydrietlagen vormen het afsluitende pakket  wat ervoor gezorgd heeft dat gas zich in dit ZEZ2C laagpakket heeft  geaccumuleerd.</pre>

====================================================================== Einde pagina 171 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 172 ======================================================================

<pre>Bijlage AAA | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
AAA.1.2 Limburg Groep 
De Limburg Groep is tijdens het Laat-Carboon afgezet en bestaat voornamelijk uit 
grijs-zwarte fijnkorrelige siliciklastische sedimenten. Een alternatie van zand-, silt-, 
kool- en schalielagen, afgezet in een fluviatiel-marine omgeving, vormt het 
laagpakket van deze formatie. De koollagen van de Limburg Groep zijn een 
belangrijke bron voor gas geweest voor een groot deel van de Nederlandse 
gasvelden. Zo ook voor het Oosterhesselen veld. Gas heeft zich geaccumuleerd in 
de wat poreuzere zandsteenlagen van de Limburg Groep, die worden gekenmerkt 
door een matige porositeit en een slechte permeabiliteit. 
Boven de reservoirlagen van de Limburg Groep ligt eerst een dun, laag poreus 
kiezelgesteente uit de Rotliegend Groep en daarboven liggen dikke zout- en 
anhydrietlagen van de Zechstein Groep, die een afsluiting vormen voor het gas in 
de zandsteenlagen van de Limburg Groep. 
 
AAA.2 Structurele setting 
Het Oosterhesselen veld is, doordat het vrij sterk verbreukt is, relatief complex. 
Zowel het Zechstein als het Limburg voorkomen bestaan uit meerdere 
breukblokken die mogelijk niet met elkaar in contact staan. 
 
AAA.2.1 Zechstein Z2 Carbonaat 
Het ZEZ2C voorkomen van het Oosterhesselen veld is een complexe structuur, aan 
alle zijden begrensd door breuken. Ook binnen het veld doorsnijden meerdere 
breuken het reservoir waardoor het is opgedeeld in 6, mogelijk niet-connectieve 
breukblokken. 
Het gas-water contact (GWC) is gelegen op een diepte van 3400 meter. Dit 
resulteerde uit een veldevaluatie uitgevoerd in 1994. Voorheen werd aangenomen 
dat het GWC op een diepte van 3275 meter diepte lag. Er is echter nog steeds 
onzekerheid over de diepte van het huidige GWC. 
Omdat in het grootste deel van het veld het GWC dieper ligt dan de basis van het 
reservoir is voor de compactieberekening een gemiddelde dikte van het 
gasvoerende pakket van 45 meter aangenomen. Deze gemiddelde dikte is bepaald 
door de NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2005. 
 
AAA.2.2 Limburg Groep 
De Limburg Groep is aanwezig in het gehele gebied, maar is sterk verbreukt. 
Boringen hebben aangetoond dat een aantal breukblokken watervoerend zijn. 
Enkele van de westelijke breukblokken bevatten wel gas, maar zijn door de slechte 
reservoirkwaliteit moeilijk te produceren. De aanwezigheid van openstaande 
breuken en scheurtjes in het gesteente is vereist om voldoende gas te kunnen 
produceren uit het reservoir. Het GWC is mogelijk variabel in de verschillende 
breukblokken en ligt in de range van 3275 – 3400 meter diep. 
Omdat in dit reservoir het GWC dieper ligt dan de basis van het reservoir is in de 
berekening van de compactie een constante reservoirdikte van 45 meter. 
aangenomen. Deze dikte is bepaald door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 
2005. 
 
AAA.2.3 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur AAA.1 en </pre>

====================================================================== Einde pagina 172 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 173 ======================================================================

<pre>Bijlage AAA | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
AAA.2 zijn met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde 
de langste breuk De lengte van de langste breuk in het ZEZ2C voorkomen is 
bepaald op 4,9 kilometer en in het Limburg voorkomen op 3,3 kilometer. 
 
AAA.3 Productie 
AAA.3.1 Zechstein Z2 Carbonaat 
Gasproductie uit dit voorkomen is gestart in 1976 en eindigt volgens planning in 
2022. Op dit moment wordt nog uit 4 boringen gas geproduceerd. De jaarlijks 
geproduceerde hoeveelheid gas is gering, mede doordat de reservoirdruk inmiddels 
sterk is afgenomen in dit veld. Het verwachte winningspercentage zoals vermeld in 
het Winningsplan uit 2005 bedraagt 64%. Afhankelijk van de technische en 
economische ontwikkelingen wordt gestreefd naar een percentage van 71%. 
De reservoirdruk is sinds de productiestart in 1976 gedaald van 380 naar 134 bar in 
2003. Inmiddels is de reservoirdruk verder gedaald omdat sindsdien continu 
productie heeft plaatsgevonden. De beoogde einddruk bedraagt 80 bar volgens het 
Winningsplan uit 2005. 
 
AAA.3.2 Limburg Groep 
In het verleden hebben een aantal van de Oosterhesselen boringen kleine 
hoeveelheden gas geproduceerd uit de Limburg Groep. Momenteel vindt 
gasproductie echter alleen via de boring OSH-01 plaats. De jaarlijkse productie is 
zeer beperkt en wordt waarschijnlijk voortgezet omdat dezelfde boring ook is 
gecompleteerd in het ZEZ2C laagpakket. Het verwachte winningspercentage is 
volgens het Winningsplan uit 2005 slechts 7%. Afhankelijk van de technische en 
economische ontwikkelingen kan dit maximaal tot 30% worden verhoogd. 
De productie uit dit voorkomen is later gestart dan in het Zechstein Z2 Carbonaat, 
namelijk in 1988. De reservoirdruk in 2003  was daarom nog relatief hoog t.o.v. het 
Zechstein Z2 Carbonaat voorkomen, namelijk 277 bar. De initiële druk was 380 bar. 
De beoogde einddruk was volgens het Winningsplan uit 2005 eveneens 277 bar. 
 
AAA.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Oosterhesselen gasveld tot en met 
1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 173 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 174 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage BBB | 1/3    BBB    BBB.1    Oostrum    Het Oostrum gasveld is ontdekt in 1994 door de boring EWM-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Noord-Friesland van de NAM. Het ligt geografisch  gezien in het noordoosten van de provincie Friesland, nabij het Lauwersmeer. De  Boven-Rotliegend Groep, die op een diepte van ongeveer 3450 meter is  aangetroffen (Figuur BBB.1), vormt in dit veld het reservoirgesteente.  Gasproductie uit het Oostrum veld is gestart in 2002 en eindigt naar verwachting in  2026. Er zijn twee putten gezet in dit veld. Beide zijn momenteel nog in productie.    LEGEND    B Developed gasfieid All depths in metres below NAP  CD Undeveloped gasfield Coordinate Proj. RD    Contour interval : 20 m         Figuur BBB.1 Structuurkaart van het Oostrum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Slochteren Zandsteen Formatie. (De lengte  van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Oostrum veld. Deze Formatie bestaat in dit gebied uit meerdere  lithostratigrafische eenheden die worden gekenmerkt door verschillende  depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan  voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een  groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken  bevond. De Boven en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan  voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische  duinzandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kieisteen is slecht. Deze  intervallen gelden vaak als waste zone, wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn,  maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen kent een  betere reservoirkwaliteit, met een gemiddelde tot goede porositeit en permeabiliteit.  Het gas bevindt zich in dit veld voornamelijk in de Boven-Slochteren Zandsteen.</pre>

====================================================================== Einde pagina 174 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 175 ======================================================================

<pre>Bijlage BBB | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
BBB.2 Structurele setting 
Het Oostrum veld ligt nabij de Hantum breukzone en de Lauwerszee trog. Deze 
structurele elementen hebben mogelijk een negatief effect op de reservoirkwaliteit 
gehad. Het veld wordt gevormd door een hellend horstblok (Figuur BBB.2), en heeft 
een vrij eenvoudige structuur. Het wordt aan drie zijden begrensd door breuken en 
aan de westzijde door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ) (Figuur BBB.1). 
Verder bevat het veld nog een duidelijke interne breuk. 
Het gas-water contact vormt voor dit veld de begrenzing in diepte en is bepaald op 
een diepte van 3534 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte 
van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC 
gebruikt. 
 
Figuur BBB.2 Doorsnede van het Oostrum veld (Winningsplan Kollum, NAM 2012). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 175 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 176 ======================================================================

<pre>Bijlage BBB | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
BBB.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur BBB.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 1,6 kilometer. 
 
BBB.3 Productie 
De gasproductie uit het Oostrum veld is gestart in 2002 via de put EWM-01 en 
eindigt naar verwachting in 2026. Deze put produceert momenteel niet meer 
continu, maar enkel in bepaalde tijdsintervallen. Echter, in 2014 is een tweede 
productieput geboord in dit veld (EWM-03) die momenteel wel continu gas 
produceert. Naar verwachting is aan het eind van de productie ongeveer 75,8% van 
het aanwezige gas geproduceerd. 
De putten EWM-01 en EWM-03 zijn geboord vanaf de Engwierum satellietlocatie. 
Het gas wordt vanuit Engwierum naar de productielocatie Grijpskerk 
getransporteerd. Hier wordt het gas behandeld en op specificatie gebracht voor 
levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk was 522 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 140 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 55 bar. 
 
BBB.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Oostrum veld tot en met 1 april 
2016. 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 176 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 177 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage CCC | 1/3    CCC    CCC.1    Opende-Oost    Het Opende-Oost veld is ontdekt in 1979 door boring OPO-01 en is gelegen binnen  de winningsvergunning Groningen van de NAM. Geografisch gezien ligt dit veld ten  westen van de stad Groningen, nabij de grens tussen de provincies Friesland en  Groningen. Dit veld ligt in het UMOG systeem dat meerdere gasvelden omvat. De  Boven-Rotliegend Groep, die hier op een diepte van ongeveer 2500 meter is  aangetroffen (Figuur CCC.1), vormt het reservoirgesteente.   Gasproductie uit het veld is gestart in 1993 via de enige put in het veld (OPO-01),  die momenteel nog steeds in productie is. De productie wordt naar verwachting in  2018 beéindigd.    Opende Oost    LEGEND    ©! Developed gaafiel         Figuur CCC.1 Structuurkaart van het Opende-Oost gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Slochteren Formatie. (De lengte van de breuk  is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Opende-Oost veld. Deze groep bestaat in dit gebied uit twee lithostratigrafische  formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. Het Ten  Boer Kleisteen Laagpakket bestaat voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha  afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van  het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Formatie bestaat  voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische  duinzandafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht en deze geldt vaak als waste zone,  wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet geproduceerd kan  worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk minder klei en kent daarom een  betere reservoirkwaliteit. De porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn goed  op deze locatie. Het grootste deel van het gas bevindt zich dan ook in de  Slochteren Formatie.</pre>

====================================================================== Einde pagina 177 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 178 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage CCC | 2/3    Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    CCC.2 Structurele setting    Het Opende-Oost veld betreft een gekanteld breukblok dat aan de noordwestzijde  wordt begrensd door een breuk die een ONO-WZW oriëntatie heeft. De zuidzijde  wordt gevormd door een ruwweg oost-west georiënteerde breuk, en de westzijde  door een noordwest-zuidoost georiënteerde breuk. De noordoostzijde van het veld  wordt gevormd door de hellende gelaagdheid (fault-dip closure). Tevens heeft een  interne breuk het veld opgedeeld in twee breukblokken. Het gas-water contact voor  beide breukblokken is bepaald op een diepte van 2570 meter. Voor de berekening  van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de  top van het reservoir tot het GWC gebruikt.         Figuur CCC.2 Doorsnede van het Opende Oost, Marum en Ureterp veld (Winningsplan UMOG,  NAM 2012).</pre>

====================================================================== Einde pagina 178 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 179 ======================================================================

<pre>Bijlage CCC | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
CCC.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur CCC.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 2,7 kilometer. 
 
CCC.3 Productie 
Het Opende-Oost veld wordt geproduceerd door de OPO-01 put, die zich op de 
satellietlocatie OPO bevindt. Het gas wordt naar gasbehandelingsinstallatie Ureterp 
(URE-1) getransporteerd, waar het wordt samengevoegd met gas uit andere velden 
en wordt ontwaterd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1993 en eindigt naar verwachting in 2018. 
Van 2003 tot en met 2011 is er 1,04 miljard Nm3 geproduceerd. In 2012 was de 
verwachte nog te produceren gashoeveelheid 676 miljoen Nm3. Het verwachte 
winningspercentage is 96,8%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 292 bar, maar door 
reservoirdepletie is deze afgenomen tot ongeveer 192 bar in 2012. De beoogde 
einddruk van het reservoir is 64 bar. 
 
CCC.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Opende-Oost veld tot en met 1 
april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 179 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 180 ======================================================================

<pre>Bijlage DDD | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
DDD Oud-Beijerland Zuid 
Het Oud-Beijerland Zuid veld is ontdekt in 1990 door de boring OBLZ-01 en is 
gelegen binnen de winningsvergunningen Beijerland en Botlek 2 van de NAM. Dit 
veld ligt in de provincie Zuid-Holland, ten zuiden van de stad Rotterdam, en vormt 
samen met het Reedijk veld het Spijkenisse Cluster. Dit veld heeft twee 
voorkomens, het ondiepste voorkomen bevindt zich in de zandstenen van de Röt 
Formatie (Figuur DDD.1) en het diepste in de zandstenen van de Hoofd 
Bontzandsteen Subgroep. Van de twee voorkomens wordt alleen het voorkomen 
behorend tot de Röt Formatie geproduceerd. Beide voorkomens hebben naast een 
gaskolom ook een kleine olie-rand die niet geproduceerd wordt. 
De gasproductie is gestart in 2003 via de enige put in het veld (OBLZ-01) en eindigt 
naar verwachting in 2016. 
 
Figuur DDD.1 Structuurkaart van het Röt voorkomen van het Oud-Beijerland Zuid gasveld 
(www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de top van de Röt Formatie. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 180 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 181 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage DDD | 2/3    DDD.1 Lithologie en reservoireigenschappen    De twee voorkomens van het Oud-Beijerland Zuid gasveld bevinden zich in  zandsteenlagen van de Röt Formatie en van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep.  De Röt Formatie bestaat hier uit een afwisseling van zand- en kleilagen die zijn  afgezet in een lacustriene omgeving. De zandsteenlagen hebben een goede  reservoirkwaliteit en het grootste deel van het gas in dit veld bevindt zich dan ook in  deze formatie. Het Röt voorkomen staat niet in connectie met het Hoofd-  Bontzandsteen voorkomen omdat de tussenliggende Solling Formatie en  afsluitende laag vormt. De Solling Formatie wordt hier gekenmerkt door  voornamelijk kleirijke lagen, eveneens afgezet in een lacustriene omgeving.   Het gas is geproduceerd in de onderliggende steenkoollagen van het Carboon. De  olie in de oliezone onder het gas is waarschijnlijk afkomstig van de Posidonia Shale  (Jura ouderdom) dat via juxtapositie naar de Trias laagpakketten is gemigreerd.  Kleisteenlagen van Trias en Jura ouderdom vormen het afstuitend gesteente.    DDD.2 Structurele setting    Het Oud-Beijerland Zuid veld wordt gevormd door een gekanteld breukblok (Figuur  DDD.2), dat aan de oostzijde wordt begrensd door een grote breuk met een NW —  ZO oriëntatie. Het veld bevat een aantal interne breuken met een WNW-OZO  oriëntatie, waarvan er één het veld opdeelt in twee compartimenten. De westelijk en  zuidelijke begrenzing van het veld wordt gevormd door de hellende gelaagdheid en  het gas-water contact dat zich op een diepte van 2270 meter bevindt (Figuur  DDD.1). De basis van een deel van het reservoir ligt hoger dan het GWC. Voor de  compactieberekening is daarom een dikte van het gasvoerende pakket van 60  meter aangenomen voor dit deel van het veld. Deze gemiddelde dikte is bepaald  door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2011. Waar de basis van het  reservoir onder het GWC ligt is voor de berekening van de compactie voor de dikte  van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC  gebruikt.    Geotogisch profs! door ROK-t en QBLZ-1         Figuur DDD.2 Doorsnede van de Oud-Beijerland Zuid en Reedijk gasvelden (Winningsplan Spij-  kenisse, NAM 2011).</pre>

====================================================================== Einde pagina 181 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 182 ======================================================================

<pre>Bijlage DDD | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
DDD.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur DDD.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van de langste breuk is bepaald op 1,6 kilometer. 
 
DDD.3 Productie 
Dit veld is slechts door een enkele put aangeboord (OBLZ-01), die tevens wordt 
gebruikt voor de productie van gas. Deze put staat in het noordelijke compartiment 
(Figuur DDD.1), waardoor momenteel alleen gas uit dit breukblok wordt 
geproduceerd. De productie is gestart in 2003 en eindigt naar verwachting in 2016. 
De verwachte nog te produceren gashoeveelheid in de periode 2011-2016 
bedraagt 163 miljoen Nm3. Het verwachte winningspercentage is 84,9%. 
De initiële druk in het Röt voorkomen was 234 bar, maar deze zal door 
reservoirdepletie afnemen tot een beoogde einddruk van 37 bar. 
 
DDD.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Oud-Beijerland Zuid gasveld tot en 
met 1 april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 182 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 183 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage EEE | 1/3    EEE    EEE.1    Oude Pekela    Het Oude Pekela gasveld is ontdekt in 1989 door de boring OPK-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Groningen van de NAM. Geografisch gezien ligt het  direct ten Zuidoosten van het Groningen gasveld. De Boven-Rotliegend Groep, die  op een diepte van ongeveer 2800 meter is aangetroffen (Figuur EEE.1), vormt het  reservoirgesteente.   De gasproductie is gestart in 1995 en eindigt naar verwachting in 2023. Er zijn in  totaal vier boringen gezet in dit veld, waarvan er slechts één momenteel in  productie is.    VANSCHOTEN    thr    LEGEND All dents i» MED LRP:    on Courdinate Proj. RO  q Developed gas‘letdt Commur terval 40 m         Figuur EEE.1 Structuurkaart van het Oude Pekela gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlij-  nen representeren de bovenkant van de Boven-Rotliegend Groep. (De lengte van  de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Oude Pekela gasveld. Deze groep bestaat in dit gebied uit twee verschillende  lithostratigrafische eenheden die worden gekenmerkt door verschillende  depositionele milieus. De Ten Boer Kleisteen bestaat uit kleirijke playa en sabkha  afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van  het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Zandsteen bestaat in  dit gebied uit fluviatiele zandafzettingen, eveneens afgezet in een  woestijnomgeving.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer Kleisteen is slecht. Dit interval wordt vaak  gezien als een waste zone, wat betekent dat hij wel gasvoerend is, maar dat dit gas  niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen kent een betere  reservoirkwaliteit,</pre>

====================================================================== Einde pagina 183 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 184 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage EEE | 2/3    Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    EEE.2 Structurele setting    Het breukblok waarin het Oude Pekela veld ligt vormt een structureel hoog. Het ligt  direct naast het Groningen gasveld, maar wordt ervan gescheiden door afsluitende  breuken aan de noordelijke grens van het veld. Dit blijkt ook uit het verschil in  drukregime en het gas-water contact (GWC) in Oude Pekela, op een diepte van  3000 meter, dat anders is dan in het Groningen veld.   Het breukblok waarin het veld ligt wordt aan alle zijden begrensd door  afschuivingsbreuken, maar het veld zelf wordt in het zuiden begrensd door de  aansnijding van het GWC met de hellende gelaagdheid (fault-dip closure) (Figuur  EEE.2). Er bevinden zich nog een aantal interne breuken in het zuiden van het  veld, maar deze lijken niet afstuitend te zijn, aangezien het GWC hetzelfde is voor  het hele veld. De basis van het reservoir ligt voor het grootste deel van het veld  hoger dan het GWC. Voor de compactieberekening is daarom een dikte van het  gasvoerende pakket van 70 meter aangenomen voor dit deel van het veld. Deze  gemiddelde dikte is bepaald door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2005.  Waar de basis van het reservoir onder het GWC ligt is voor de berekening van de  compactie voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het  reservoir tot het GWC gebruikt.         Figuur EEE.2 Doorsnede van het Oude Pekela gasveld (Winningsplan Oude Pekela, NAM 2005).</pre>

====================================================================== Einde pagina 184 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 185 ======================================================================

<pre>Bijlage EEE | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
EEE.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld.  
In Figuur EEE.1 is met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als 
zijnde de langste breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 3,3 kilometer. 
 
EEE.3 Productie 
Er zijn twee putten geboord naar het Oude Pekela veld (OPK-01 en OPK-02). De 
productie van gas, die in 1995 is gestart, vindt enkel plaats via de put OPK-01 die 
hoger op de structuur staat. OPK-02-S1 is waarschijnlijk geboord om het GWC aan 
te tonen, wat ook gelukt is, en heeft daardoor slechts een gaskolom van ongeveer 
25 meter aangetroffen. De gasproductie eindigt naar verwachting in 2023. Het 
uiteindelijke winningspercentage bedraagt op dat moment 94%. 
De initiële reservoirdruk was 331 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 57 bar in 2003. De beoogde einddruk van het reservoir is 16 bar. 
 
EEE.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Oude Pekela gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 185 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 186 ======================================================================

<pre>Bijlage FFF | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
FFF Oudeland 
Het Oudeland gasveld is ontdekt in 2010 door de boring NMD-01 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Beijerland van de NAM. Het veld ligt in de provincie 
Zuid-Holland, ten zuiden van de stad Rotterdam. Het reservoirgesteente wordt 
gevormd door de zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties, die op een 
diepte van ongeveer 1920 meter zijn aangetroffen. 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 2011 en eindigt naar verwachting in 2018. 
Dit veld wordt geproduceerd met een put, NMD-01, wat tevens de enige put is in dit 
veld. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 186 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 187 ======================================================================

<pre>Bijlage FFF | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur FFF.1 Structuurkaart en doorsnede van het Oudeland gasveld (Winningsplan Oudeland, 
NAM 2011). 
 
FFF.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties vormen het reservoirgesteente 
van dit veld. De Röt Formatie bestaat hier uit een afwisseling van zand- en kleirijke 
lagen die zijn afgezet in een lacustriene omgeving. De Solling Formatie wordt 
eveneens gekenmerkt door zand- en kleirijke lagen waarbij de zandige lagen in een 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 187 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 188 ======================================================================

<pre>Bijlage FFF | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
vlechtend riviersysteem zijn afgezet en de kleilagen in een lacustriene omgeving. 
De reservoirkwaliteit van de Röt en Solling Formaties is goed in dit gebied. 
Het gas is gevormd in de steenkoollagen van het Carboon. Het veld wordt 
afgesloten door kleilagen van Trias en Jura ouderdom. 
 
FFF.2 Structurele setting 
Het veld is gelegen in een gekanteld vierkant breukblok dat wordt begrensd door 
breuken met een N-Z en O-W oriëntatie (Figuur FFF.1). Ook binnen dit breukblok 
zijn een aantal breuken aanwezig. De diepte van de gelaagdheid binnen dit blok 
neemt toe in zuidoostelijke richting ( fault-dip closure ). De put NMD-01 is in het 
hoogste deel van de structuur geboord, in de noordwestelijke hoek van het 
breukblok. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
FFF.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur FFF.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 1,2 kilometer. 
 
FFF.3 Productie 
De productie van gas uit dit veld vindt plaats via de enige boring in dit veld, NMD-
01, en is gestart in 2011. Naar verwachting eindigt de productie in 2018. Het gas 
wordt geproduceerd vanaf de locatie Numansdorp en wordt getransporteerd naar 
de gasbehandelingsinstallatie Barendrecht. Hier wordt het samengevoegd met gas 
uit andere velden en gecomprimeerd en op specificatie gebracht voor levering aan 
GasTerra. De te verwachte produceerbare gashoeveelheid in de periode 2011-
2018 bedraagt 526 miljoen Nm3. Dit komt overeen met een winningspercentage van 
86%. 
De initiële druk bedraagt 206 bar, maar door reservoirdepletie zal deze afnemen tot 
een verwachte einddruk van 14 bar. 
 
FFF.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Oudeland gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 188 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 189 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage GGG | 1/3    GGG    GGG.1    Oudendijk    Het Oudendijk veld is in 2014 ontdekt door de boring NMD-03 en is gelegen binnen  de winningsvergunning Beijerland van de NAM. Dit veld ligt in de provincie Zuid-  Holland, ten zuiden van de stad Rotterdam. Het reservoirgesteente wordt gevormd  door zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties, die hier op een diepte van  ongeveer 2100 meter zijn aangetroffen (Figuur GGG.1).   De gasproductie is gestart in 2014 via de enige boring in het veld (NMD-03) en  eindigt naar verwachting in 2018.    rape. see.  Duden ps ARPA 913 Pronger go  never same WAP         Figuur GGG.1 Structuurkaart van het Oudendijk gasveld (Winningsplan Oudendijk, NAM 2014).  De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Röt Formatie. (De  lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Het reservoirgesteente wordt gevormd door de zandsteenlagen van de Röt en  Solling Formaties (Figuur GGG.2). De Röt Formatie bestaat hier uit een afwisseling  van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in een lacustriene omgeving. De Solling  Formatie wordt eveneens gekenmerkt door zand- en kleirijke lagen waarbij de  zandige lagen in een vlechtend riviersysteem zijn afgezet en de kleilagen in een  lacustriene omgeving. Beide formaties worden gekenmerkt door goede  reservoireigenschappen.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente en  wordt ingesloten door kleirijke lagen van Trias en Jura ouderdom.</pre>

====================================================================== Einde pagina 189 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 190 ======================================================================

<pre>Bijlage GGG | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
GGG.2 Structurele setting 
Het Oudendijk veld is gesitueerd in een kleine horst structuur dat zowel aan de 
noord-, west- en zuidzijde wordt begrensd door afschuivingsbreuken. De oostelijke 
begrenzing wordt gevormd door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ) en het 
gas-water contact, dat bepaald is op een diepte van 2157 meter (Figuur GGG.2). 
Een O-W georiënteerde breuk deelt het veld op in twee compartimenten. Het is 
onduidelijk in hoeverre deze compartimenten connectief zijn. Voor de berekening 
van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de 
top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur GGG.2  Doorsnede van het Oudendijk gasveld (Winningsplan Oudendijk, NAM 2014). 
 
GGG.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur GGG.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 0,9 kilometer. 
 
GGG.3 Productie 
De productie van gas uit dit veld vindt plaats via de enige boring in dit veld, NMD-
03, en is gestart in 2014. Naar verwachting eindigt de productie in 2018. De korte 
duur van de productieperiode is te wijten aan het geringe gasvolume van het veld 
en de relatief kleine gaskolom. Hierdoor vindt mogelijk ook een vroege 
waterdoorbraak plaats. Het gas wordt geproduceerd vanaf de locatie Numansdorp 
en wordt getransporteerd naar de gasbehandelingsinstallatie Barendrecht. Hier 
wordt het samengevoegd met gas uit andere velden en gecomprimeerd en op 
specificatie gebracht voor levering aan GasTerra. De te verwachte produceerbare 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 190 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 191 ======================================================================

<pre>Bijlage GGG | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
gashoeveelheid in de periode 2014-2018 bedraagt 183 miljoen Nm3. Dit komt 
overeen met een winningspercentage van 90%. 
De initiële druk bedraagt 220 bar, maar door reservoirdepletie zal deze afnemen tot 
een verwachte einddruk van 25 bar. 
 
GGG.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Oudendijk gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 191 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 192 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage HHH | 1/3    HHH    HHH.1    Pasop    Het Pasop gasveld is ontdekt in 1991 door de boring PSP-01 en is gelegen binnen  de winningsvergunning Groningen van de NAM. Het veld ligt ten westen van de  stad Groningen en maakt deel uit van een cluster voorkomens (Boerakker,  Molenpolder, Pasop en Sebaldeburen) behorende tot het Grijpskerk-Zuid systeem.  De Boven-Rotliegend Groep vormt het reservoirgesteente van dit veld.   In 1997 is de gasproductie gestart via de boring PSP-01 en deze eindigt naar  verwachting in 2018. Er zijn in totaal drie putten geboord naar dit veld, waarvan er  momenteel nog twee in productie zijn.    LEGEND Vm    Developed gasfleld  oo vom been  C_> Undeveloped gasfietd Coordinate Pro}, RD    Contour Interval ; 20 m         Figuur HHH.1 Structuurkaart van het Pasop gasveld (www.nlog.nt). De diepte contourlijnen repre-  senteren de bovenkant van de Siochteren Formatie. (De lengte van de breuk is ge-  geven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Pasop veld (Figuur HHH.1). Deze groep bestaat in dit gebied uit twee  lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende  depositionele milieus. Het Ten Boer Kleisteen laagpakket bestaat voornamelijk uit  kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot  woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond.  De Slochteren Formatie bestaat voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met af  en toe intervallen van eolische duinafzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht en deze geldt vaak als waste zone,  wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet geproduceerd kan  worden. In dit veld wordt echter ook gas uit de Ten Boer Kleisteen gewonnen.</pre>

====================================================================== Einde pagina 192 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 193 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage HHH | 2/3    HHH.2    HHH.2.1    De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere  reservoirkwaliteit. De porositeit en permeabiliteit van het reservoir zijn goed op deze  locatie.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    Structurele setting    Het Pasop veld heeft een langgerekte NNW-ZZO georiënteerde structuur. Een  aantal ONO-WZW georiënteerde breuken begrenzen het veld aan de noord- en  zuidzijde en delen het veld op in een serie compartimenten. Deze compartimenten  worden aan de oostelijke zijde begrensd door de hellende gelaagdheid (fault-dip  closure). Het gas-water contact ligt in het gehele veld op eenzelfde diepte van 3123  meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende  reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    Cross section Boerakker and Pasop field         Figuur HHH.2 Geologische doorsnede van het Pasop en Boerakker gasveld (Winningsplan  Grijpskerk-Zuid, NAM 2005).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur HHH.1 is  met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste  breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 2,6 kilometer.</pre>

====================================================================== Einde pagina 193 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 194 ======================================================================

<pre>Bijlage HHH | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
HHH.3 Productie 
Dit veld is in totaal door drie putten aangeboord (PSP-01 tot en met PSP-03) 
(Figuur HHH.1) die alle drie gas hebben geproduceerd. PSP-02 is momenteel 
ingesloten, maar de andere twee zijn nog in productie.  
Deze hebben echter een lange periode van drukopbouw nodig voordat een geringe 
hoeveelheid gas kan worden geproduceerd. Deze drie putten zijn geboord in 
verschillende compartimenten van het veld zodat zoveel mogelijk gas gewonnen 
kan worden. Het gas wordt geproduceerd vanaf de satellietlocatie PSP en wordt via 
de locaties BRA en OZD getransporteerd naar de gasbehandelingsinstallatie GRK-
GDF2. Het verwachte winningspercentage van dit veld bedraagt 54%. Dit relatief 
lage percentage wordt veroorzaakt door de mate van compartimentalisatie van het 
reservoir. 
De initiële druk was 358 bar, maar door reservoirdepletie is deze afgenomen tot 
230 bar in 2003. De beoogde einddruk is 90 bar. 
 
HHH.4 Seismiciteit 
Er is één beving geregistreerd in het Pasop gasveld in 2012 met een magnitude 
(ML) van 0,9. Aangezien deze bevingen een kleinere magnitude van 1,5 heeft en er 
maar één beving is geregistreerd worden de standaard figuren hier niet getoond. 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 194 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 195 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage Ill | 1/3    Pernis-West    Het Pernis-West veld is ontdekt in 1987 door de boring PRW-01 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Rijswijk van de NAM. Dit veld ligt in de provincie  Zuid-Holland, onder het Rotterdamse havengebied, en maakt deel uit van het  Pernis West systeem dat ook het Pernis gasveld omvat. Het veld bestaat uit twee  verschillende voorkomens, een in de zandsteenlagen van de Röt en Solling  Formaties en Hoofd-Bontzandsteen Subgroep (Trias ouderdom) (Figuur IIl.1), en  een in het IJsselmonde Zandsteen Laagpakket. Omdat uit laatstgenoemd  voorkomen tot op heden geen gasproductie heeft plaats gevonden zal deze hier  niet verder beschreven worden. Het Trias voorkomen heeft zowel een gas- als een  oliekolom, die beiden in productie zijn (geweest).   De olieproductie is gestart in 1995 en de gasproductie in 1998. De olieproductie is  reeds in 2005 beëindigd en de gasproductie zal naar verwachting eindigen in 2018.  Het veld is door 5 putten aangeboord. Daarvan zijn er momenteel nog 4 in  productie.         LEGEND   PD oeveroren oasneic  GP ooveropes aurea  Note: Top RBBM post PRW-4.5         Figuur Ill.1 Structuurkaart van het Pernis West Trias voorkomen (www.nlog.nl). De diepte  contourlijnen representeren de top van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep. (De  lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).</pre>

====================================================================== Einde pagina 195 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 196 ======================================================================

<pre>Bijlage III | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
III.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het reservoirgesteente van het Trias voorkomen wordt gevormd door de 
zandsteenlagen van de Röt- en Solling Formaties en de Hoofd-Bontzandsteen 
Subgroep. De Röt Formatie bestaat hier uit een afwisseling van zand- en kleirijke 
lagen die zijn afgezet in een lacustriene omgeving. De Solling Formatie wordt 
eveneens gekenmerkt door zand- en kleirijke lagen waarbij de zandige lagen in een 
vlechtend riviersysteem zijn afgezet en de kleilagen in een lacustriene omgeving. 
De Hoofd-Bontzandsteen Subgroep bestaat uit de Hardegsen, Detfurth en 
Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een afwisseling 
van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in fluviatiele, lacustriene en af en toe 
eolische omgeving. Het gehele gasgevulde interval heeft goede reservoir-
eigenschappen. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
De olie in de oliezone onder het gas is waarschijnlijk afkomstig van de Posidonia 
Shale (Jura ouderdom) dat via juxtapositie naar de Trias laagpakketten is 
gemigreerd. De afsluitende lagen worden gevormd door kleilagen van Trias en Jura 
ouderdom. 
 
III.2 Structurele setting 
Het Trias voorkomen van het Pernis-West veld is gelegen in een horst structuur die 
wordt begrensd door twee NNW-ZZO grensbreuken (Figuur III.2). De NNW en ZZO 
begrenzing van dit voorkomen wordt gevormd door de hellende gelaagdheid ( fault-
dip closure ). Dit blok is vooral in het centrale en zuidelijke deel van het veld 
complex verbreukt. Het gas-olie contact bevindt zich op een diepte van 2769 meter 
en het olie-water contact op een diepte van 2804 meter. Voor de berekening van de 
compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van 
het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur III.2 Doorsnede door het Pernis West Trias voorkomen (Winningsplan Pernis-West, 
NAM 2009). 
 
III.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur III.1 is met 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 196 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 197 ======================================================================

<pre>Bijlage III | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 3,6 kilometer. 
III.3 Productie 
Het Pernis-West veld is in totaal door 5 putten aangeboord (PRW-01 tot en met 
PRW-05), waarvan er 4 worden gebruikt voor de productie van koolwaterstoffen.  
De put PRW-01 is omgebouwd tot waterinjector en wordt gebruikt om geproduceerd 
formatiewater te herinjecteren in het IJsselmonde Zandsteen Laagpakket. Het Trias 
voorkomen was initieel ontwikkeld voor de productie van olie, maar sinds 1998 
wordt hieruit ook gas geproduceerd. De olieproductie is beëindigd in 2005 en het 
einde van de gasproductie wordt verwacht in 2018. Het verwachte winnings-
percentage is op dat moment 82%. Door extra compressie kan echter een 
percentage van 84% worden behaald. De verwachte nog te produceren 
hoeveelheid gas in de periode 2009-2018 bedraagt 829 miljoen Nm3. 
De initiële reservoirdruk bedroeg 289 bar, maar door depletie is deze afgenomen tot 
61 bar in 2008. De beoogde einddruk van het Trias voorkomen is 35 bar. 
 
III.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Pernis-West gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 197 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 198 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage JJJ | 1/3    JJJ    JJJ.1    JJJ.2    Reedijk    Het Reedijk veld is ontdekt in 1992 door de boring RDK-01 en is gelegen binnen de  winningsvergunning Botlek 2 van de NAM. Dit veld ligt in de provincie Zuid-Holland,  ten zuiden van de stad Rotterdam, en vormt samen met het Oud-Beijerland Zuid  veld het Spijkenisse Cluster. Het veld kent twee voorkomens die niet in connectie  staan met elkaar, een in de zandsteenlagen van de Röt Formatie en een in de  Hoofd-Bontzandsteen Subgroep. Beide voorkomens zijn in productie genomen,  maar volgens de DHAIS analyse is de kans op, aan gaswinning gerelateerde,  geïnduceerde bevingen in het Röt voorkomen verwaarloosbaar. Daarom wordt  deze hier niet geanalyseerd.   Gasproductie uit het Reedijk veld is gestart in 2003 via de enige boring in het veld  (RDK-01) en eindigt naar verwachting in 2016.    300m  LEGEND  EB Developed geefieid    AN depths in metres below HAP  €         Figuur JJJ.1 Structuurkaart van het Reedijk gasveld (www.nlog.nl)}. De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep.    Lithologie en reservoireigenschappen    Zandsteenlagen van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep vormen het reservoir-  gesteente van het Reedijk gasveld. Deze Subgroep bestaat uit de Hardegsen,  Detfurth en Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een  afwisseling van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in een fluviatiele, lacustriene  en af en toe eolische omgeving. De zandige laagpakketten hebben een goede  reservoirkwaliteit in dit gebied.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.   De afsluitende lagen worden gevormd door kleilagen van Trias en Jura ouderdom.    Structurele setting    Het Reedijk veld betreft een gekanteld breukblok met een langgerekte driehoekige  structuur (Figuur JJJ.2), die aan twee zijden wordt begrensd door breuken en aan</pre>

====================================================================== Einde pagina 198 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 199 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage JJJ | 2/3    JJJ.2.1    JJJ.3    de noordoostzijde door de hellende gelaagdheid (fault-dip closure). De twee  voorkomens liggen boven elkaar, maar worden gescheiden door een kleilaag van  de Solling Formatie. Daarom verschilt ook het gas-water contact (GWC) van beide  voorkomens enigszins. Het GWC van de Röt Formatie ligt op een diepte van  2816,5 meter en die van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep op 2815 meter diepte.  Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende  reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    Geotogisch profit door ROK-t en OBLZ-1    GR on rn    Kezen Unter t ee MBB a ee a         Figuur JJJ.2 Geologische doorsnede van de Reedijk en Oud-Beijerland Zuid gasvelden (Win-  ningsplan Spijkenisse cluster, NAM 2003).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur JJJ.1 is met  een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk  De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,0 kilometer.    Productie    Dit veld is slechts door één put aangeboord, die in 2003 in productie is genomen.  Het einde van de productie wordt verwacht in 2016. Het Reedijk veld vormt samen  met het Oud-Beijerland Zuid veld het Spijkenisse cluster. Gas geproduceerd uit  deze velden wordt getransporteerd naar de Barendrecht gasbehandelings-  installatie, waar het gas wordt samengevoegd met gas uit andere velden. Hier  wordt het gas gecomprimeerd en op specificatie gebracht voor levering aan  GasTerra. De verwachte nog te produceren hoeveelheid gas in de periode 2011-  2016 bedraagt 327 miljoen Nm’. Naar verwachting is in 2016 97,8% van de initieel  aanwezige gashoeveelheid geproduceerd.</pre>

====================================================================== Einde pagina 199 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 200 ======================================================================

<pre>Bijlage JJJ | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De initiële druk was 294 bar, maar door reservoirdepletie zal deze afnemen tot een 
beoogde einddruk van 24 bar. 
 
JJJ.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Reedijk gasveld tot en met 1 april 
2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 200 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 201 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage KKK | 1/3    KKK Rustenburg    Het Rustenburg gasveld is ontdekt in 1997 door boring RST-02-S1 en is gelegen  binnen de winningsvergunning Middelie van de NAM (Figuur KKK. 1). Het veld ligt in  de provincie Noord-Holland, ten oosten van Alkmaar. Verder ligt het ten noorden  van het Westbeemster veld en ten noordwesten van het Middelie veld. De  Slochteren Formatie vormt het voornaamste reservoirgesteente, maar er is ook gas  aangetroffen in het Z3 Carbonaat laagpakket, en de Onder-Germaanse Trias  Groep. De laatste twee zijn ontdekt door de boring RST-01. Omdat momenteel  alleen gas wordt gewonnen uit de Slochteren Formatie is alleen deze hier  beschreven.   Gasproductie uit het Rustenburg voorkomen is gestart in 2009 via de WBMS-02  put, die ook momenteel nog in productie is. Het Rustenburg voorkomen heeft een  geschatte initiële gashoeveelheid van 996 miljoen Nm’. De productie stopt naar  verwachting in 2019.    Coordinate Pro). AD    _> Undevoloped gasfietd Conteus nturvad : 40 m         Figuur KKK.1 Structuurkaart van het Rustenburg gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Slochteren Formatie. (De lengte van de breuk  is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).</pre>

====================================================================== Einde pagina 201 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 202 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage KKK | 2/3    KKK.1 Lithologie en reservoireigenschappen    Het gas dat momenteel uit het Rustenburg veld wordt geproduceerd is afkomstig uit  zandsteenlagen van de Slochteren Formatie. Deze formatie behoort tot de Boven-  Rotliegend Groep (Perm ouderdom). Verder naar het noorden zijn ook de Ten Boer  en Ameland Kleisteen Laagpakketten onderdeel van deze groep, maar in dit gebied  zijn deze afwezig.   De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied uit een dik zandsteenpakket,  voornamelijk afgezet als duinzanden in een woestijnklimaat. Maar intervallen met  fluviatiele zandafzettingen komen ook voor. Het veld heeft een gemiddelde  reservoirkwaliteit.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    KKK.2 Structurele setting    Het Rustenburg veld heeft bevindt zich binnen een gekanteld breukblok en heeft  een langgerekte NW-ZO georiënteerde structuur. De noordoostelijke begrenzing  van het veld wordt gevormd door een breuk. Verder vormt de hellende gelaagdheid  de begrenzing (3-way dip closure) (Figuur KKK.1). Het gas-water contact van het  Rustenburg voorkomen is bepaald op 2290 meter diepte (Figuur KKK.2). Voor de  berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de  dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    '    8 North Sea   |   |   dans inland hak  Rynland    Altena    Triassic  \ZEZ3AC_    1  |  |         Figuur KKK.2 Doorsnede van het Rustenburg voorkomen (Winningsplan Rustenburg, NAM  2009).</pre>

====================================================================== Einde pagina 202 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 203 ======================================================================

<pre>Bijlage KKK | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
KKK.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In KKK.1 is met een 
rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. De 
lengte van deze breuk is bepaald op 3,9 kilometer. 
 
KKK.3 Productie 
Het Rustenburg Rotliegend voorkomen is in totaal door twee putten aangeboord 
(RST-02-S1 en WBMS-02). De exploratieput RST-02-S1 is ingesloten. Het gas 
wordt geproduceerd door WBMS-02, vanaf de satellietlocatie Westbeemster 
(WBMS), en wordt vervolgens naar de behandelingsinstallatie Middelie-300 
(MID300) getransporteerd. Hier wordt het samengevoegd met gas uit andere 
velden (Westbeemster) en wordt de totale gasstroom behandeld en opnieuw 
gecomprimeerd. Gasproductie uit het veld is gestart in 2009 en eindigt naar 
verwachting in 2019. De geschatte initiële gas hoeveelheid is 1,15 miljard Nm3 
waarvan 643 miljoen Nm3 winbaar is. Dit komt overeen met een 
winningspercentage van 56%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 250 bar, welke door 
reservoirdepletie zal afnemen tot de beoogde einddruk van 105 bar. 
 
KKK.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Rustenburg gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 203 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 204 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage LLL | 1/3    LLL    LLL.1    s’ Gravenzande    Het 's Gravenzande gasveld is ontdekt in 1997 door de boring SGZ-01 en is  gelegen binnen de winningsvergunning Rijswijk van de NAM. Dit gasveld bevindt  zich onder het kustgebied bij de stad Den Haag en ligt in de nabijheid van andere  velden zoals Geestvaartpolder direct ten zuidoosten en Noorderdam ten westen  van het veld. De zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en de Hoofd-  Bontzandsteen Subgroep vormen het reservoirgesteente (Figuur LLL.1). Onder het  gasgevulde deel van het reservoir bevindt zich tevens een dunne oliehoudende  zone die momenteel niet wordt geproduceerd.   De productie van gas uit dit veld is gestart in 2002 en eindigt naar verwachting in  2018. Er zijn twee boringen gezet in dit veld, waarvan er één gas produceert.         Figuur LLL.1 Structuurkaart van het ‘s-Gravenzande gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlij-  nen representeren de bovenkant van de Röt Formatie (links) en de Hardegsen  Formatie (onderdeel van de Hoofd-Bontzandsteen Subgroep) (rechts). (De lengte  van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    Zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en de Hoofd-Bontzandsteen  Subgroep vormen het reservoirgesteente van het ‘s-Gravenzande gasveld. De Röt  Formatie bestaat in dit gebied uit een afwisseling van zand- en kleilagen die zijn  afgezet in een lacustriene omgeving. De Solling Formatie wordt eveneens  gekenmerkt door zand- en kleilagen, waarbij de zandige lagen in een viechtend  riviersysteem zijn afgezet en de kleilagen in een lacustriene omgeving. De  reservoirkwaliteit van deze formaties is matig tot gemiddeld in dit gebied.   De Hoofd-Bontzandsteen Subgroep bestaat uit de Hardegsen, Detfurth en  Volpriehausen Formaties. Deze formaties worden gekenmerkt door een afwisseling</pre>

====================================================================== Einde pagina 204 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 205 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage LLL | 2/3    LLL.2    LLL.2.1    van zand- en kleirijke lagen die zijn afgezet in fluviatiele, lacustriene en af en toe  eolische omgeving. De zandige laagpakketten hebben een goede reservoirkwaliteit  in dit gebied.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. De  afsluitende lagen worden gevormd door kleilagen van Trias en Jura ouderdom.    Structurele setting    Het 's-Gravenzande gasveld wordt gevormd door een langgerekt, NW-ZO  georiënteerd breukblok dat aan drie kanten begrensd wordt door afschuivingen  (normale breuken) (Figuur LLL.2). Hierdoor ligt het breukblok hoger en is door  juxtapositie van de Trias gesteenten tegen schalielagen van Jura ouderdom een  trap gevormd. De vloeistofcontacten zijn niet aangeboord door beide putten in het  veld. Daardoor zijn aannames gemaakt voor het gas-olie contact (GOC) op een  diepte van ongeveer 3011 meter en het olie-water contact (OWC) op een diepte  van ongeveer 3021 meter.   De gashoudende zandsteenlagen van de Röt en Solling Formaties en de Hoofd-  Bontzandsteen Subgroep liggen in dit veld direct op elkaar en vormen samen één  reservoir. De basis van het reservoir ligt voor het grootste deel van het veld hoger  dan het GWC. Voor de compactieberekening is daarom een dikte van het  gasvoerende pakket van 170 meter aangenomen voor dit deel van het veld. Deze  gemiddelde dikte is bepaald door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2013.  Waar de basis van het reservoir onder het GWC ligt is voor de berekening van de  compactie voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het  reservoir tot het GWC gebruikt.         Figuur LLL.2 Doorsnede van het ‘s-Gravenzande gasveld (Winningsplan Gaag-Monster, NAM 2013).    Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak   De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de  magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest  bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur LLL.1 is met</pre>

====================================================================== Einde pagina 205 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 206 ======================================================================

<pre>Bijlage LLL | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 4,2 kilometer. 
 
LLL.3 Productie 
Er zijn in totaal twee boringen gezet in het ’s-Gravenzande veld. De eerste, SGZ-
01, was een exploratieput en is afgesloten en verlaten. Gasproductie vindt enkel 
plaats via de boring SGZ-02, die in 2002 in productie is gegaan. De productie 
eindigt naar verwachting in 2018. Op dat moment is 83,6% van het aanwezige gas 
geproduceerd. 
De initiële reservoirdruk was 308 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen tot 33 bar in 2012. De beoogde einddruk van het reservoir is 8 bar. 
 
LLL.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het ‘s-Gravenzande gasveld tot en met 
1 april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 206 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 207 ======================================================================

<pre>Bijlage MMM | 1/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
MMM Saaksum-Oost 
Het Saaksum-Oost voorkomen is ontdekt in 1993 door boring SSM-01 en is 
gelegen binnen de winningsvergunningen Groningen en Noord-Friesland van de 
NAM. Dit voorkomen bevindt zich in het noordwesten van de provincie Groningen. 
Het is onderdeel van het Grijpskerk Noord systeem dat meerdere gasvelden omvat. 
Het Saaksum veld bestaat uit twee voorkomens, Saaksum-Oost en Saaksum-West 
(Figuur MMM.1). Het Boven-Slochteren Laagpakket van de Slochteren Formatie 
vormt hier het reservoirgesteente. 
Gasproductie uit het voorkomen is gestart in 2000 en eindigt naar verwachting in 
2020. Het voorkomen is in totaal door 2 putten aangeboord (SSM-01 en SSM-03) 
die momenteel beiden in productie zijn. De geschatte initiële hoeveelheid gas 
bedraagt 4,96 miljard Nm3. 
 
 
Figuur MMM.1 Structuurkaart van het Saaksum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. (De lengte van 
de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
MMM.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Saaksum-Oost voorkomen. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend 
Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere 
lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende 
depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een 
groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Laagpakketten bestaan voornamelijk uit 
fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-
afzettingen. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 207 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 208 ======================================================================

<pre>Bijlage MMM | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk 
minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.  De porositeit is hier goed 
ontwikkeld, maar de permeabiliteit van het reservoir is vrij matig. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
MMM.2 Structurele setting 
De Saaksum-Oost en -West voorkomens bevinden zich binnen één breukblok, 
waarvan de gelaagdheid in het midden het diepst ligt en omhoog loopt naar zowel 
het oosten als het westen. Hierdoor zijn er twee aparte voorkomens ontstaan in de 
NO en ZW hoeken van dit breukblok (Figuur MMM.1). De begrenzende breuken 
hebben een ONO-WZW en een NW-ZO oriëntatie. De voorkomens grenzen niet 
aan elkaar maar hebben wel eenzelfde gas-water contact op 3528 meter diepte. 
Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende 
reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
MMM.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur MMM.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 2,9 kilometer. 
 
MMM.3 Productie 
Het Saaksum-Oost voorkomen wordt geproduceerd door putten SSM-1 en SSM-3 
vanuit de satellietlocatie Saaksum (SSM). Beide putten zijn momenteel in productie. 
Het gas wordt naar de Grijpskerk (GRK) faciliteiten getransporteerd, waar het wordt 
samengevoegd met gas uit andere velden. Hier wordt de totale gasstroom 
behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 2000 en eindigt naar verwachting in 2020. De 
geschatte initiële hoeveelheid gas is 4,96 miljard Nm3 waarvan 514 miljoen Nm3 
nog te produceren was in 2013. Het verwachte winningspercentage is 52% maar 
een hoger winningspercentage van 75% wordt nagestreefd. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 412 bar, welke door 
reservoirdepletie is afgenomen tot ongeveer 163 bar in 2012. De beoogde einddruk 
van het reservoir is 115 bar. 
 
MMM.4 Seismiciteit 
De eerste, en enige, geïnduceerde beving in het Saaksum-Oost gasveld was een 
ML=1,3 in december 2006. Aangezien deze bevingen een kleinere magnitude van 
1,5 heeft en er maar één beving is geregistreerd worden de standaard figuren hier 
niet getoond. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 208 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 209 ======================================================================

<pre>Bijlage NNN | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
NNN Saaksum-West 
Het Saaksum-West voorkomen is ontdekt in 1999 door boring KBB-01-S4 en is 
gelegen binnen de winningsvergunningen Groningen en Noord-Friesland van de 
NAM. Dit voorkomen bevindt zich in het noordwesten van de provincie Groningen. 
Het is onderdeel van het Grijpskerk Noord systeem dat meerdere gasvelden omvat. 
Het Saaksum veld bestaat uit twee voorkomens, Saaksum-Oost en Saaksum-West 
(Figuur NNN.1). Het Boven-Slochteren Laagpakket van de Slochteren Formatie 
vormt hier het reservoirgesteente. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1999 en eindigt naar verwachting in 2027. Het 
Saaksum-West veld is door één put aangeboord welke momenteel in productie is. 
De geschatte initiële hoeveelheid gas bedraagt 2,20 miljard Nm3. 
 
 
Figuur NNN.1 Structuurkaart van het Saaksum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren laagpakket. (De lengte van 
de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
NNN.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Saaksum-West voorkomen. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend 
Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere 
lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende 
depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een 
groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Laagpakketten bestaan voornamelijk uit 
fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-
afzettingen. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 209 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 210 ======================================================================

<pre>Bijlage NNN | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk 
minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit.  De porositeit is hier goed 
ontwikkeld, maar de permeabiliteit van het reservoir is vrij matig. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
NNN.2 Structurele setting 
De Saaksum-Oost en -West voorkomens bevinden zich binnen één breukblok, 
waarvan de gelaagdheid in het midden het diepst ligt en omhoog loopt naar zowel 
het oosten als het westen. Hierdoor zijn er twee aparte voorkomens ontstaan in de 
NO en ZW hoeken van dit breukblok (Figuur NNN.1). De begrenzende breuken 
hebben een ONO-WZW en een NW-ZO oriëntatie. De voorkomens grenzen niet 
aan elkaar maar hebben wel eenzelfde gas-water contact op 3528 meter diepte. 
Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende 
reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
NNN.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur NNN.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 2,7 kilometer. 
 
NNN.3 Productie 
Het Saaksum-West veld wordt geproduceerd door put KBB-01-S4 vanuit de 
satellietlocatie Krabburen (KBB). Het gas wordt naar de Grijpskerk (GRK) 
faciliteiten getransporteerd waar het wordt samengevoegd met gas uit andere 
velden. Hier wordt de totale gasstroom behandeld en opnieuw gecomprimeerd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1999 en eindigt naar verwachting in 2027. De 
geschatte initiële gashoeveelheid is 2,20 miljard Nm3 waarvan 404 miljoen Nm3 nog 
te produceren was in 2013. Het nagestreefde winningspercentage is 71%, terwijl 
het verwachte winningspercentage 63% is. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 412 bar, welke door 
reservoirdepletie is afgenomen tot ongeveer 201 bar in 2012. De beoogde einddruk 
van het reservoir is 134 bar. 
 
NNN.4 Seismiciteit 
Er zijn twee bevingen geregistreerd in het Saaksum-West gasveld. De eerste 
beving vond plaats in 2013 (M L=1,0). De grootste beving was een M L=1,4 in 2015.  </pre>

====================================================================== Einde pagina 210 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 211 ======================================================================

<pre>Bijlage NNN | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur NNN.2 Histogram van alle bevingen die in het Saaksum-Oost gasveld zijn opgetreden (tot 1 
april 2016). 
 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 211 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 212 ======================================================================

<pre>Bijlage OOO | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
OOO Schermer 
Het Schermer gasveld is ontdekt in 1964 door de boring SRM-01 en is gelegen 
binnen de winningsvergunning Bergen 2 van Taqa Onshore B.V. Dit gasveld ligt 
geografisch gezien in de provincie Noord-Holland, ten zuidoosten van de stad 
Alkmaar. De kalksteenlagen van het Zechstein Z3 Carbonaat Laagpakket (Platten 
Dolomiet), die zich op een diepte van ongeveer 2100 meter bevinden, vormen hier 
het reservoirgesteente. 
De productie van gas uit dit veld is gestart in 1979 via de put SRM-01. Het moment 
van beëindiging van de gasproductie is nog niet bekend omdat dit afhangt van de 
resterende productieduur van andere velden die zich binnen deze vergunning 
bevinden. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 212 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 213 ======================================================================

<pre>Bijlage OOO | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur OOO.1 Structuurkaart van het Schermer gasveld (www.nlog.nl). 
 
OOO.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De kalksteenlagen van het Zechstein Z3 Carbonaat Laagpakket, ook wel de Platten 
Dolomiet genoemd, vormen het reservoirgesteente van het Schermer veld en heb-
ben een dikte van 30-50 meter. Dit laagpakket is afgezet in de ondiepe delen van 
het Zechstein bekken.  
De dikste ontwikkeling van deze dolomietbanken is te vinden in de sub-bekkens, 
waarna het pakket steeds dunner wordt in de richting van het centrum van het 
noordelijker gelegen bekken. Terwijl de Platten Dolomiet dunner wordt, wordt het 
Z3 Anhydriet laagpakket, dat er bovenop ligt, steeds dikker. Binnen de Platten Do-
</pre>

====================================================================== Einde pagina 213 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 214 ======================================================================

<pre>Bijlage OOO | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
lomiet kunnen drie typen afzettingen worden onderscheiden die een afnemende 
waterdiepte weerspiegelen: 
• Goed gelamineerde carbonaat mudstone en wackestone (lagunair milieu, 5-15 
meter diep). 
• Oolitische en algen packstones en grainstones (getijden milieu, 3-8 meter diep). 
• Fijn-kristallijne dolomiet met packstone/grainstone textuur met sedimentaire 
structuren en verdrogingsscheuren opgevuld met anhydriet (0-5 meter diep). 
 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. De 
afsluitende lagen worden gevormd door zout- en anhydrietlagen in de bovenliggen-
de Z3 en Z4 laagpakketten van de Zechstein Groep. 
 
OOO.2 Structurele setting 
Het veld wordt begrensd door breuken aan de zuidwestzijde en door de hellende 
gelaagdheid aan de noordoostzijde. Het betreft een half graben en de structuur 
wordt ook wel een fault-dip closure  genoemd. Het gas-water contact (GWC) bevindt 
zich op een diepte van ongeveer 2175 meter. Voor de berekening van de 
compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van 
het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
OOO.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur OOO.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van de langste breuk is bepaald op 2,9 kilometer. 
 
OOO.3 Productie 
De productie van gas is gestart in 1979 via de put SRM-01. In 1995 is een tweede 
put geboord door deze formatie (SRM-04), maar deze was gericht op de 
onderliggende Slochteren Zandsteen en heeft nooit gas geproduceerd uit het 
Zechstein reservoir. De beëindiging van de gasproductie vindt op hetzelfde moment 
plaats voor alle velden die liggen binnen dezelfde vergunning. De resterende 
productieduur van het Schermer veld is dus afhankelijk van de andere velden in de 
vergunning. Wanneer dit precies plaats zal vinden is niet bekend. 
 
OOO.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Schermer voorkomen tot en met 1 
april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 214 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 215 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage PPP | 1/4    PPP Schoonebeek Gas    Het Schoonebeek gasveld is ontdekt in 1957 door de boring SCH-313 en is  gelegen binnen de winningsvergunning Schoonebeek van de NAM. Het zuidelijke  deel van het veld ligt in Duitsland. Het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket vormt  het reservoirgesteente van dit veld en heeft een vrij complexe structuur. Het veld  wordt begrensd door breuken en hellende gelaagdheid, maar ook binnen het veld  zijn een groot aantal breuken aanwezig (Figuur PPP.1).   Er zijn in totaal 19 boringen gezet in het Schoonebeek gasveld, waarvan er 9  bruikbaar zijn geweest voor productie. Momenteel zijn er nog 3 producerende  putten en een aantal anderen worden gebruikt voor waterinjectie. In 1957 is de  gasproductie uit het Schoonebeek gasveld gestart en naar verwachting eindigt dit in                  wae G  oe ae    Pho me  NK (Ssnoonsbe0k  dag,    GERMANY    Figuur PPP.1 Structuurkaart van het Schoonebeek gasveld (Winningsplan Schoonebeek, NAM  2003). Het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket vormt hier het reservoirgesteente.</pre>

====================================================================== Einde pagina 215 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 216 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage PPP | 2/4    PPP.1 Lithologie en reservoireigenschappen    Het Zechstein Z2 Carbonaat Laagpakket (ZEZ2C) (Laat-Perm) bestaat uit relatief  dikke gededolomitiseerde kalksteenbanken. In het westen zijn deze afgezet op de  flanken van een rif, in de lower slope omgeving, maar verder naar het oosten  verandert het afzettingsmilieu in een platform facies. De kalkstenen van de slope  facies worden gekarakteriseerd door een lage porositeit. Dit is het gevolg van  dedolomitisatie, wat een sterk verlagend effect heeft op de reservoirporositeit en  permeabiliteit. De kalkstenen afgezet in de platform facies hebben een hogere  porositeit. Stroming van gas vindt voornamelijk plaats door open breuken en  scheurtjes in het gesteente. Deze zijn beter ontwikkeld in de slope afzettingen in het  westen en daar is dus de permeabiliteit ook hoger. Het gas in dit reservoir is  gemigreerd uit de dieper gelegen Limburg Groep (Laat-Carboon), maar gedeeltelijk  ook afkomstig uit organisch rijke lagen in de Zechstein Groep zelf. Bovenliggende  zout- en anhydrietlagen vormen het afsluitende pakket wat ervoor gezorgd heeft dat  gas zich in het ZEZ2C Laagpakket heeft geaccumuleerd.    Ee  RO IP  ER SEITEN    2  a CARP  a KS S  erts  0    vert Scote |. 25.000  0 2000         Figuur PPP.2 Schematische doorsnede van het Schoonebeek gasveld (Winningsplan Schoone-  beek, NAM 2003).</pre>

====================================================================== Einde pagina 216 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 217 ======================================================================

<pre>Bijlage PPP | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
PPP.2 Structurele setting 
Het Schoonebeek gasveld heeft een vrij complexe structuur en wordt aan meerdere 
zijden begrensd door breuken, maar op plaatsen ook door de hellende 
gelaagdheid. Ook binnen het veld bevinden zich een groot aantal breuken. De 
openstaande scheuren en breukjes die op kleinere schaal aanwezig zijn verhogen 
de permeabiliteit van het reservoir. Het gas-water contact (GWC) in dit veld is 
bepaald op een diepte van 3145 meter met behulp van drukdata (Figuur PPP.2). 
Omdat in bepaalde delen van het veld het GWC dieper ligt dan de basis van het 
reservoir (Figuur PPP.2), is in de compactieberekening op die plekken voor de dikte 
van het gasvoerende reservoir een gemiddelde dikte aangenomen. Deze 
gemiddelde dikte van 100 meter is bepaald door de NAM en gegeven in het 
Winningsplan uit 2003.  
 
PPP.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur PPP.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,4 kilometer. 
 
PPP.3 Productie 
Gasproductie uit het Schoonebeek veld is gestart in 1957. Er zijn 9 boringen gezet 
die bruikbaar zijn voor gasproductie, waaronder 2 Duitse boringen. Op dit moment 
zijn er drie boringen nog in productie. Gas gewonnen uit deze boringen komt samen 
op 2 locaties, de productielocatie bij de boring SCH-313 en een satellietlocatie bij 
de boring SCH-447. Op de productielocatie wordt het gas gedroogd en 
doorgestuurd naar de gaszuiveringsinstallatie. Formatiewater dat vrijkomt bij het 
drogen van gas wordt samen met water uit andere velden geherinjecteerd in het 
Schoonebeek veld via een aantal gasboringen en oude olieboringen. 
De initiële reservoirdruk was 358 bar. Dat is door productie van gas gedaald naar 
118 bar in 2003 en is inmiddels nog verder gedaald. De beoogde einddruk is 88 
bar. Een groot deel van het verwachte winningspercentage van 83% is inmiddels 
geproduceerd, waardoor naast de reservoirdruk ook de jaarlijkse gasproductie ver 
gedaald is ten opzichte van de initiële productiesituatie. 
 
PPP.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Schoonebeek geassocieerd gasveld was een 
ML=1,3 in september 1994. Tot 1 januari 2015 zijn in totaal 2 bevingen 
geregistreerd, geen boven de M L=1,5. De grootste magnitude is een M L=1,4 van 14 
december 2002. </pre>

====================================================================== Einde pagina 217 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 218 ======================================================================

<pre>Bijlage PPP | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur PPP.3  Histogram van alle bevingen die in het Schoonebeek gasveld zijn opgetreden 
(tot 01-01-2015). 
 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 218 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 219 ======================================================================

<pre>Bijlage QQQ | 1/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
QQQ Sebaldeburen 
Het Sebaldeburen gasveld werd in 1990 ontdekt door de boring SEB-01 en is 
gelegen binnen de winningsvergunning Groningen van de NAM. Dit veld ligt in het 
westen van de provincie Groningen en maakt deel uit van een cluster voorkomens 
(Boerakker, Molenpolder, Pasop en Sebaldeburen) behorend tot het Grijpskerk-
Zuid systeem. Het reservoirgesteente wordt gevormd door zandsteenlagen van de 
Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket (Figuur QQQ.1). 
De gasproductie is gestart in 1997 en eindigt naar verwachting in 2017. Er zijn twee 
putten geboord in dit veld, waarvan er momenteel nog één in productie is. 
 
 
Figuur QQQ.1 Structuurkaart van het Sebaldeburen gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlij-
nen representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. 
 
QQQ.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Sebaldeburen gasveld. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend 
Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere 
lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 219 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 220 ======================================================================

<pre>Bijlage QQQ | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
depositionele milieus. De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan 
voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een 
groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan uit 
fluviatiele en eolische zandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht. Deze 
intervallen gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat 
over het algemeen aanzienlijk minder klei en kent daarom vaak een betere 
reservoirkwaliteit. Het gas bevindt zich in dit veld voornamelijk in het Boven-
Slochteren Zandsteen Laagpakket. In dit veld zijn de reservoireigenschappen van 
dit laagpakket goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
QQQ.2 Structurele setting 
Het veld wordt begrensd door zowel NW-ZO en NO-ZW georiënteerde breuken als 
door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ) (Figuur QQQ.1). Verder zijn een 
aantal interne breuken aanwezig, met eveneens een NW-ZO oriëntatie, die het veld 
opdelen in twee breukblokken. Het gas-water contact bevindt zich op een diepte 
van 2949 meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het 
gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
QQQ.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur QQQ.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van de langste breuk is bepaald op 2,9 kilometer. 
 
QQQ.3 Productie 
Beide breukblokken van het Sebaldeburen gasveld zijn aangeboord. Het oostelijke 
blok door de put SEB-01 en het westelijke blok door SEB-02. De gasproductie is 
gestart in 1997 via SEB-01 en later, in 2003, aangevuld door SEB-02. De productie 
uit SEB-02 is inmiddels weer gestopt. Het geproduceerde gas wordt via de 
satellietlocatie OZD naar de Grijpskerk-Zuid gasbehandelingsinstallatie 
getransporteerd. Hier wordt het gas gecomprimeerd en op specificatie gebracht 
voor levering aan GasTerra. De gasproductie eindigt naar verwachting in 2017, 
wanneer ongeveer 78% van de initieel aanwezige gashoeveelheid is geproduceerd. 
De initiële reservoirdruk was 338 bar, maar door depletie is deze afgenomen tot 
235 bar in 2003. De beoogde einddruk is 30 bar. 
 
QQQ.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Sebaldeburen gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 220 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 221 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage RRR | 1/3    RRR Suawoude    Het Suawoude veld is ontdekt in 1965 door de boring SUW-01 en is gelegen binnen  de winningsvergunning Tietjerksteradeel van de NAM. Het ligt in de provincie  Friesland, ten oosten van de stad Leeuwarden. Het veld kent twee voorkomens,  een in de Vlieland Zandsteen Formatie en een in de Boven-Rotliegend Groep  (Figuur RRR.1). Omdat de eerste niet economisch produceerbaar is zal deze hier  niet verder beschreven worden.   De gasproductie is gestart in 1984, en eindigt naar verwachting in 2015. Er zijn drie  putten geboord in dit veld, die alle drie zijn gebruikt voor de productie van gas.  Geen van deze putten is momenteel in productie.    0,79 in  1km    LEGEND All depths In metres below NAP  Coordinate Proj. RD  CD Developed gasfield Contour Interval : 25 m         Figuur RRR.t Structuurkaart van het Suawoude gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen  representeren de bovenkant van de Slochteren Formatie. (De lengte van de breuk  is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).</pre>

====================================================================== Einde pagina 221 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 222 ======================================================================

<pre>Bijlage RRR | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
RRR.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Boven Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van 
het Suawoude gasveld. Deze groep bestaat in dit gebied uit twee verschillende 
lithostratigrafische eenheden die worden gekenmerkt door verschillende 
depositionele milieus. Het Ten Boer Kleisteen Laagpakket bestaat uit kleirijke playa 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren 
Formatie bestaat in dit gebied uit fluviatiele en eolische zandafzettingen, eveneens 
afgezet in een woestijnomgeving. 
De reservoirkwaliteit van het Ten Boer Kleisteen laagpakket is slecht. Dit interval 
wordt vaak gezien als een waste zone , wat betekent dat het wel gasvoerend is, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Formatie bevat 
aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. Ook in dit veld 
is de reservoirkwaliteit van dit gesteentepakket goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
RRR.2 Structurele setting 
Het Suawoude veld bestaat uit een tweetal gekantelde breukblokken begrensd door 
breuken in een WNW-OZO richting (Figuur RRR.2). De overige zijden van beide 
compartimenten worden afgesloten door de hellende gelaagdheid ( 3-way dip 
closure). Het gas-water contact van het noordelijke compartiment ligt op een diepte 
van 2486 meter en die van het zuidelijke compartiment op een diepte van 2479 
meter. Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende 
reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur RRR.2 Geologische doorsnede door het Suawoude gasveld (Winningsplan Tietjerk, NAM 
2012). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 222 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 223 ======================================================================

<pre>Bijlage RRR | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
RRR.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur RRR.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 5,9 kilometer. 
 
RRR.3 Productie 
Dit veld is door drie putten aangeboord. De putten SUW-01 en SUW-201 staan in 
het noordelijke blok en de put SUW-03 in het zuidelijke blok. Deze putten hebben 
alle drie gas geproduceerd, maar SUW-01 is reeds verlaten en SUW-03 is sinds 
1998 gesuspendeerd. Ook SUW-201 produceert sinds 2011 geen gas meer, maar 
het winningsplan vermeld dat naar verwachting gedurende een korte periode (2014 
en 2015) nog een kleine hoeveelheid gas (29 miljoen Nm3) kan worden 
geproduceerd via deze put. Dit kan echter alleen als een putinterventie wordt 
uitgevoerd. Tot op heden heeft deze productie nog niet plaatsgevonden. De 
productie is gestart in 1984 en eindigt naar verwachting in 2015. Op dat moment is 
ongeveer 47% van de initieel aanwezige gashoeveelheid geproduceerd. Dit 
percentage is relatief laag vanwege de onzekerheid in de aanwezige hoeveelheid 
gas. 
De initiële reservoirdruk bedraagt 283 bar, maar door depletie is deze afgenomen 
tot 41 bar in 2012. De beoogde einddruk is 30 bar. 
 
RRR.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Suawoude gasveld tot en met 1 
april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 223 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 224 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage SSS | 1/2    SSS    SSS.1    Surhuisterveen    Het Surhuisterveen veld is ontdekt in 1991 door boring SHV-01 en is gelegen op de  grens tussen de winningsvergunningen Groningen en Tietjerksteradeel van de NAM  (Figuur SSS.1). Dit veld is onderdeel van het UMOG systeem dat meerdere  gasvelden omvat. De Boven-Rotliegend Groep vormt hier het reservoirgesteente.  Gasproductie uit het veld is gestart in 2008 via de enige boring in het veld (SHV-01)  en eindigt naar verwachting in 2019.    tkm    LEGEND feerenpl  All depins in Pin  CDO Undeveloped gasfield Coordinate Proj.    Contour interval : 25 m         Figuur SSS.1 Structuurkaart van het Surhuisterveen gasveld (www.niog.nl). De diepte contourlij-  nen representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. (De lengte  van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Boven Rotliegend Groep (Perm ouderdom) vormt het reservoirgesteente van  het Surhuisterveen veld. Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere  lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende  depositionele milieus.</pre>

====================================================================== Einde pagina 224 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 225 ======================================================================

<pre>Bijlage SSS | 2/2  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit 
kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot 
woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. 
De Boven- en Onder-Slochteren Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele 
zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-afzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk 
minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. De porositeit en 
permeabiliteit van het reservoir zijn gemiddeld op deze locatie. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
SSS.2 Structurele setting 
Het Surhuisterveen veld wordt aan de zuidwestzijde begrenst door een breuk die 
een NNW-ZZO oriëntatie heeft en over de volle lengte van het veld loopt. De 
overige zijden van het voorkomen worden begrensd door de hellende gelaagdheid. 
Tevens is het veld opgedeeld in twee breukblokken door een breuk die globaal een 
NO-ZW trend heeft. Het gas-water contact ligt op gelijke diepte voor de twee 
breukblokken (2571 meter). Voor de berekening van de compactie is voor de dikte 
van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC 
gebruikt. 
 
SSS.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur SSS.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 3,9 kilometer. 
 
SSS.3 Productie 
Het Surhuisterveen veld wordt geproduceerd door middel van één put (SHV-01) 
vanaf de satellietlocatie SHV. Het gas wordt van deze satellietlocatie naar de 
gasbehandelingsinstallatie URE-1 getransporteerd waar het wordt samengevoegd 
met gas uit andere velden en wordt ontwaterd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 2008 en eindigt naar verwachting in 2019. 
Van 2008 tot en met 2011 werd 136 miljoen Nm3 gas geproduceerd. De verwachte 
gasproductie van 2012 tot en met 2018 is 133 miljoen Nm3. Het verwachte 
winningspercentage is 77,2%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 292 bar, welke door 
reservoirdepletie is afgenomen tot ongeveer 151 bar in 2012. De beoogde einddruk 
van het reservoir is 87 bar. 
 
SSS.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Surhuisterveen gasveld tot en met 
1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 225 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 226 ======================================================================

<pre>Bijlage TTT | 1/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
TTT Tietjerksteradeel 
Het Tietjerksteradeel gasveld werd ontdekt in 1965 door de boring TID-101 en ligt in 
het oosten van de provincie Friesland. Dit veld heeft twee geïsoleerde voorkomens, 
een in de zandsteenlagen van de Slochteren Formatie (Figuur TTT.1) en een in het 
Friesland Laagpakket (onderdeel van de Vlieland Zandsteen Formatie). Het 
Slochteren voorkomen is gelegen binnen de winningsvergunning Tietjerksteradeel 
van de NAM en het Friesland voorkomen ligt zowel binnen de winningsvergunning 
Tietjerksteradeel als binnen de winningsvergunning Leeuwarden van Vermillion. 
Volgens de DHAIS analyse is de kans op, aan gaswinning gerelateerde, 
geïnduceerde bevingen in het Friesland voorkomen verwaarloosbaar, daarom wordt 
deze hier niet verder beschreven. 
Het Slochteren voorkomen is aangeboord door 13 putten, waarvan er 12 in 
productie zijn genomen. De productie van gas is gestart in 1974 en eindigt naar 
verwachting in 2015. 
 
 
Figuur TTT.1 Structuurkaart van het Slochteren voorkomen van het Tietjerksteradeel gasveld 
(www.nlog.nl). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de Boven-
Rotliegend Groep. (De lengte van de breuk is gegeven in inch en is later omgere-
kend naar kilometers). 
 
TTT.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Tietjerksteradeel 
gasveld. Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm 
ouderdom), die in dit gebied uit twee verschillende lithostratigrafische eenheden 
bestaat. Deze worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. Het 
Ten Boer Kleisteen laagpakket bestaat uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die 
zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 226 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 227 ======================================================================

<pre>Bijlage TTT | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Formatie bestaat in dit gebied uit 
fluviatiele en eolische zandafzettingen, eveneens afgezet in een woestijnomgeving. 
De reservoirkwaliteit van het Ten Boer Kleisteen laagpakket is slecht. Dit interval 
wordt vaak gezien als een waste zone , wat betekent dat het wel gasvoerend is, 
maar dat dit gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Formatie bevat 
aanzienlijk minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. Ook in dit veld 
is de reservoirkwaliteit van dit gesteentepakket goed. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
TTT.2 Structurele setting 
Het Slochteren voorkomen wordt begrensd door breuken met een NW-ZO en O-W 
oriëntatie (Figuur TTT.1). In bepaalde kleine gebieden wordt de begrenzing 
gevormd door de hellende gelaagdheid en het gas-water contact dat zich op een 
diepte van 2500 meter bevindt. Het voorkomen kent een aantal interne breuken die 
het geheel opdelen in meerdere compartimenten. Daarom is een groot aantal 
boringen nodig om zoveel mogelijk gas uit het voorkomen te onttrekken. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
TTT.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur TTT.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 6,2 kilometer. 
 
TTT.3 Productie 
De gasproductie uit het Slochteren voorkomen is gestart in 1974 en eindigt naar 
verwachting in 2015. 12 van de 13 putten in dit voorkomen zijn gebruikt voor de 
productie van gas. Momenteel zijn er daarvan nog 5 in productie. De verwachte nog 
te produceren hoeveelheid gas vanaf 2013 bedraagt 92 miljoen Nm3. Het 
uiteindelijke winningspercentage van dit voorkomen komt daarmee uit op ongeveer 
96%. 
De initiële reservoirdruk in het Slochteren voorkomen was 284 bar, maar door 
depletie is deze afgenomen tot 17 bar in 2012. De beoogde einddruk bedraagt 
eveneens 17 bar. 
 
TTT.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Tietjerksteradeel gasveld was een M L=1,8 in 
2003. Deze beving ligt iets ten noorden van het Ureterp gasveld. Daar deze beving 
zowel door gasdepletie van Ureterp als Tietjerksteradeel zou kunnen komen wordt 
deze beving bij beide gasvelden meegenomen. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 227 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 228 ======================================================================

<pre>Bijlage TTT | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Figuur TTT.2 Histogram van de bevingen die in het Tietjerksteradeel gasveld zijn opgetreden tot 
01-04-2016 
 
 
Figuur TTT.3 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Tietjerksteradeel gasveld in de tijd 
gerangschikt naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (mln. Nm3). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 228 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 229 ======================================================================

<pre>Bijlage TTT | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur TTT.4 Geïnduceerde seismiciteit (ML ≥1,5) voor het Tietjerkteradeel gasveld (zwarte con-
tour) 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 229 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 230 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage UUU | 1/4    UUU    UUU.1    Ureterp    Het Ureterp veld is ontdekt in 1966 door de boring URE-101 en is gelegen binnen  de winningsvergunningen Groningen en Tietjerksteradeel van de NAM (Figuur  UUU.1). Dit veld bevindt zich in de provincie Friesland, ten oosten van de stad  Drachten. Verder is het onderdeel van het UMOG systeem dat meerdere gasvelden  omvat. De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente.   Gasproductie uit het veld is gestart in 1978 en eindigt naar verwachting in 2018. Het  Ureterp veld is in totaal door 5 putten aangeboord waarvan er momenteel 3 gas  produceren.         Figuur UUU.1 Structuurkaart van het Ureterp gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourtijnen  representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. (De lengte van  de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers).    Lithologie en reservoireigenschappen    De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Ureterp gasveld.  Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom), die  in dit gebied uit twee verschillende lithostratigrafische eenheden bestaat.   Deze worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. Het Ten Boer  Kleisteen Laagpakket bestaat voornamelijk uit kleirijke playa en sabkha afzettingen  die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in</pre>

====================================================================== Einde pagina 230 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 231 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage UUU | 2/4    het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Formatie bestaat voornamelijk uit  fluviatiele zandafzettingen met af en toe intervallen van eolische duinzand-  afzettingen.   De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht en deze geldt vaak als waste zone,  wat betekent dat deze wel gasvoerend is, maar dat dit gas niet geproduceerd kan  worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk minder klei en kent daarom een  betere reservoirkwaliteit. De porositeit en permeabiliteit van het reservoir in dit veld  zijn gemiddeld.   Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente.  Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het  gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt.    UUU.2 Structurele setting    Het Ureterp veld wordt aan de zuidwestzijde begrensd door een breuk die een NW-  ZO oriëntatie heeft en over de volle lengte van het veld loopt (Figuur UUU.2).   De noordoostzijde van het veld wordt met name gevormd door hellende  gelaagdheid (dip-closure). Tevens is het veld opgedeeld in zes verschillende  breukblokken (Figuur UUU.1) door breuken die twee globale trends hebben (NNW-  ZZE en NO-ZW). De gas-water contacten (GWC) van deze blokken verschillen van  elkaar. Blok 1A, 1B, 2 en 3 hebben een GWC op een diepte van 2473,5 meter, in  blok 4 bevindt het GWC zich op 2466,5 meter diepte en in blok 5 op 2482 meter.  Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van de blokken de dikte van  de top van het blok tot het GWC gebruikt.         Figuur UUU.2 Doorsnede van het Ureterp, Marum en Opende Oost veld (Winningsplan UMOG,  NAM 2012).</pre>

====================================================================== Einde pagina 231 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 232 ======================================================================

<pre>Bijlage UUU | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
UUU.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur UUU.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 8,4 kilometer. 
 
UUU.3 Productie 
Er zijn in totaal 5 putten geboord in het Ureterp veld. Daarvan zijn er momenteel 3 
in productie (URE-101, URE-201 en URE-202). MAR-03 produceert sinds 1999 
geen gas meer en URE-102 heeft sinds begin 2014 geen gas meer geproduceerd. 
Deze drie producerende putten zijn geboord vanaf de behandellocatie URE-1 en 
satellietlocatie URE-2. Het gas wordt van satellietlocatie URE-2 naar 
gasbehandelingsinstallatie URE-1 getransporteerd waar het wordt samengevoegd 
met gas uit andere velden en wordt ontwaterd. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1978 en eindigt naar verwachting in 2018. In 
2012 was de verwachte nog te produceren gas hoeveelheid 232 miljoen Nm3. Het 
verwachte winningspercentage is 86%. 
De initiële druk van de Slochteren Zandsteen was 281 bar, welke door 
reservoirdepletie is afgenomen tot ongeveer 51 bar in 2012. De beoogde einddruk 
van het reservoir is 31 bar. 
 
UUU.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Ureterp gasveld was een M L=1,0 in 
september 1999. Sindsdien, tot 1 januari 2015 is er nog 1 geregistreerd.  
De grootste magnitude is een M L=1,8 van 2003, iets ten noorden van het Ureterp 
gasveld. Daar deze beving zowel door gasdepletie van Ureterp als Tietjerksteradeel 
zou kunnen komen wordt deze beving bij beide gasvelden meegenomen. 
 
Figuur UUU.3 Histogram van alle bevingen die in het Ureterp gasveld zijn opgetreden (tot 01-01-
2015). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 232 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 233 ======================================================================

<pre>Bijlage UUU | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur UUU.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Ureterp gasveld, in de tijd gerang-
schikt naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
Figuur UUU.5 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Ureterp gasveld (zwarte contour).
</pre>

====================================================================== Einde pagina 233 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 234 ======================================================================

<pre>Bijlage VVV | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
VVV Vierhuizen-Oost   
Het Vierhuizen gasveld is ontdekt in 1994 door de boring VHN-01. Dit veld bestaat 
uit twee breukblokken die niet met elkaar in contact staan. Alleen het oostelijke blok 
is in productie genomen en daarom wordt alleen dit blok hier beschreven. 
Vierhuizen-Oost ligt grotendeels binnen de winningsvergunning Groningen en deels 
binnen de winningsvergunning De Marne, beiden van de NAM (Figuur VVV.1). Het 
reservoirgesteente wordt gevormd door zandsteenlagen van het Boven-Slochteren 
Laagpakket. 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 2008 via de enige boring in dit blok (VHN-
01) en eindigt naar verwachting in 2017. 
 
Figuur VVV.1 Structuurkaart van het Vierhuizen veld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen re-
presenteren de bovenkant van het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket. 
 
VVV.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Vierhuizen-Oost voorkomen. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend 
Groep (Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere 
lithostratigrafische formaties die worden gekenmerkt door verschillende 
depositionele milieus.  
</pre>

====================================================================== Einde pagina 234 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 235 ======================================================================

<pre>Bijlage VVV | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De Ten Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit 
kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot 
woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. 
De Boven- en Onder-Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan uit fluviatiele 
en eolische zandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht. Deze intervallen gelden vaak als 
waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit gas niet 
geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat over het algemeen 
aanzienlijk minder klei en kent daarom vaak een betere reservoirkwaliteit.  Het gas 
bevindt zich in dit veld enkel in het Boven-Slochteren Laagpakket waarvan de 
reservoirkwaliteit op deze locatie gemiddeld is. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
VVV.2 Structurele setting 
Het Vierhuizen-Oost veld ligt in een vierkant breukblok (Figuur VVV.1). De breuken 
die dit blok begrenzen hebben een NNW-ZZO en ONO-WZW oriëntatie en vormen 
een complexe wrench-zone met een veelvoud aan kleine breukblokken in de 
richting van de strike van de hoofdbreuk. De diepte van het reservoirgesteente 
neemt toe in noordelijke richting. Het gas-water contact op een diepte van 3930 
meter (Figuur VVV.2) zorgt er voor dat niet het gehele blok gas gevuld is. Verder 
wordt het Vierhuizen-Oost veld door een interne breuk opgedeeld in twee 
compartimenten. Naar verwachting is de put VHN-01 niet in staat ook het gas in het 
noordelijke blok te produceren. Voor de berekening van de compactie is voor de 
dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het 
GWC gebruikt. 
 
 
Figuur VVV.2 Doorsnede van het Vierhuizen veld (Winningsplan Waddenzee, NAM 2011). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 235 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 236 ======================================================================

<pre>Bijlage VVV | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
VVV.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur VVV.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van de langste breuk is bepaald op 3,3 kilometer. 
 
VVV.3 Productie 
Het Vierhuizen-Oost blok is slechts door één put aangeboord. De gasproductie via 
deze put is gestart in 2008 en eindigt naar verwachting in 2017. De nog te 
verwachten produceerbare hoeveelheid gas in de periode 2011-2017 bedraagt 357 
miljoen Nm3. Het uiteindelijke winningspercentage bedraagt ongeveer 76%. Het op 
de satellietlocatie VHN geproduceerde gas wordt getransporteerd naar de 
Grijpskerk gasbehandelingsinstallatie. Hier wordt het gas behandeld en op 
specificatie gebracht voor levering aan GasTerra. 
De initiële reservoirdruk bedraagt 459 bar, maar door depletie is deze afgenomen 
tot 410 bar in 2010. De beoogde einddruk van het reservoir is 103 bar. 
 
VVV.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Vierhuizen-Oost voorkomen tot en 
met 1 april 2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 236 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 237 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijlage WWW | 1/5    WWW Vries    Het Vries gasveld is ontdekt in 1968 door de boring VRS-101 en is gelegen binnen  de winningsvergunning Drenthe Ilb van de NAM. Het veld bestaat uit drie separate  reservoirs die door breuken van elkaar gescheiden worden: dit zijn VRS-RO-North,  VRS-RO-Central en VRS-RO-South. De Boven-Rotliegend Groep vormt in het  gehele veld het reservoirgesteente.   Tot op heden zijn er in het Vries gasveld 10 boringen gezet. Twee van deze  boringen zijn exploratieboringen en de overige zijn evaluatie- of ontwikkelings-  boringen. Het veld is in productie sinds 1 januari 1976 en de productie eindigt naar  verwachting in 2024.         thw    me nd   LEGEND Al doge in ramen belen NAP  Devawped pesheie Coordinate Pres). RO  ee tomo errel 25 mn              Figuur WWW.1 _Structuurkaart van het Vries-South voorkomen (Winningsplan Westerveld, NAM  2003). De Boven-Rotliegend Groep vormt hier het reservoirgesteente.</pre>

====================================================================== Einde pagina 237 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 238 ======================================================================

<pre>    TNO-rapport | TNO 2016 R10164 Bijtage WWW | 2/5    WWW.1    WWW.2    WWW.2.1    WWW. 2.2                 Grastngen  van  Drente  wam  Vries (North)  Vis ria  LEGEND _    Al Oeprre hy epee tr re AP  Crem nan Per, MO    hemd oaettehd Coren intervat 20 m         Figuur WWW.2 _Structuurkaart van het Vries-North en —-Central voorkomen (Winningsplan Wes-  terveld, NAM 2003). De Boven-Rotliegend Groep vormt hier het reservoirgesteente.    Lithologie en reservoireigenschappen    Het gashoudende reservoir van het Vries veld wordt gevormd door zandige  conglomeraten van de Slochteren Formatie (hierin bevindt zich het grootste deel  van het gas) en het Ten Boer Kleisteen Laagpakket. De gesteenten met de beste  reservoirkwaliteit bevinden zich dieper in de Slochteren Formatie, in de  watervoerende zone. Uit metingen blijkt dat de reservoirkwaliteit van de Slochteren  Formatie afneemt in zuidelijke richting. Het blok VRS-RO-South heeft dus lagere  reservoireigenschappen ten opzichte van het VRS-RO-North blok.    Structurele setting    VRS-RO-North   Het Vries veld bestaat uit drie afzonderlijke reservoirs. Een daarvan is het VRS-RO-  North reservoir en deze bestaat op zijn beurt weer uit twee breukblokken. Het  meest noordelijke breukblok is aangeboord door de boringen VRS-401 en VRS-402  (voorheen VRS-04 en VRS-07) en het zuidelijke breukblok is in 2011 aangeboord  door de boring VRS-08.   Het gas-water contact (GWC) van dit reservoir is uit de logs bepaald op een  diepte van 3108 meter en geldt voor beide breukblokken (Figuur WWW.1 & Figuur  WWW 2). Voor de berekening van de compactie is voor de dikte van het  gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt.    VRS-RO-Central  Het VRS-RO-Central reservoir is aangeboord door VRS-201 (voorheen VRS-02) en  VRS-202 (sidetrack van VRS-05).</pre>

====================================================================== Einde pagina 238 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 239 ======================================================================

<pre>Bijlage WWW | 3/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Dit breukblok wordt aan de noord- en zuidzijde van de overige reservoirs geschei-
den door afsluitende breuken.  
Dat er geen connectie is tussen dit blok en het noordelijke blok wordt aangetoond 
door het ongelijke gas-water contact (3101 vs. 3108 meter). Aan de westzijde wordt 
het reservoir door een grote noord-zuid breuk begrensd en de hellende gelaagd-
heid vormt de oostelijke grens. 
Het GWC is doormiddel van logs bepaald op een diepte van 3101 meter. Voor de 
berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
WWW.2.3  VRS-RO-South 
Het VRS-RO-South reservoir bestaat uit twee aparte breukblokken. De meest 
noordelijke van de twee is aangeboord door VRS-101 (voorheen VRS-01), VRS-06 
(twee sidetracks) en VRS-09. Het zuidelijke breukblok is aangeboord door VRS-301 
(drie sidetracks; voorheen VRS-03). 
De westelijke begrenzing van dit reservoir wordt gevormd door de grote noord-zuid 
breuk die het gehele veld begrenst. Verder wordt dit reservoir door een afsluitende 
breuk gescheiden van bovenliggend VRS-RO-Central reservoir en vormt de 
hellende gelaagdheid de oostelijke begrenzing. 
Ook het gas-water contact ligt op een andere diepte dan de ander twee reservoirs, 
namelijk op 3149 meter. 
 
WWW.2.4  Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur WWW.1 en 
WWW.2 is met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde 
de langste breuk De lengte van de langste breuk in het Vries-RO-North, Vries-RO-
Central en Vries-South blok is bepaald op respectievelijk 3,6 voor de blokken North 
en Central en 2,0 kilometer voor het South-blok. 
 
WWW.3 Productie 
WWW.3.1  VRS-RO-North 
Gasproductie uit de twee boringen VRS-401 en VRS-402 is gestart in 1991 en 
wordt afgevoerd via de VRS-4 installatie. In 2011 is de productie gestart uit VRS-
08. Inmiddels zijn zowel VRS-401 als VRS-402 onderhevig aan waterproductie. 
VRS-402 produceert nog continu met behulp van foam-injectie, en VRS-401 
produceert slechts incidenteel. 
De initiële reservoirdruk van dit breukblok was 362 bar. Dit is door gasproductie 
gedaald naar 190 bar in 2010 en de beoogde einddruk, in 2024, is 40 bar. 
 
WWW.3.2  VRS-RO-Central 
De productie van gas uit de boringen VRS-201 en VRS-202 is gestart in 1991, op 
hetzelfde moment als in VRS-RO-North. Inmiddels is waterdoorbraak opgetreden in 
beide boringen. VRS-201 produceert momenteel nog continu, terwijl de productie 
uit VRS-202 nog slechts incidenteel is. Het gas wordt, evenals het gas in het 
noordelijke blok, afgevoerd naar de VRS-4 installatie. 
De initiële reservoirdruk was 356 bar. Dit is door gasproductie gedaald naar 105 bar 
in 2010 en wordt verwacht verder te dalen tot 60 bar in 2024. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 239 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 240 ======================================================================

<pre>Bijlage WWW | 4/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
WWW.3.3  VRS-RO-South 
De productie in dit reservoir is gestart in 1976 via de boringen VRS-101 en VRS-
301-S3. VRS-301-S3 is gestopt met produceren in 1982 door een te hoge 
waterproductie en sindsdien verlaten. VRS-101 is in 2005 gestopt met produceren 
en VRS-06-S2 in 2010, beide door een te hoge waterproductie. De productie is in 
2013 weer gestart via de in 2012 geboorde boring VRS-09. Het gas wordt 
afgevoerd via de Westerveld installatie. 
De initiële reservoirdruk van dit breukblok was 356 bar. Deze druk is door 
gasproductie gedaald naar 260 bar in 2010. Naar verwachting eindigt de productie 
in 2024 en dan is de verwachte reservoirdruk 230 bar. 
 
WWW.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Vries gasveld was een M L=1,9 in december 
1996 in Vries-Noord. In totaal, tot 1 april 2016 zijn 9 bevingen geregistreerd, 
waarvan 3 bevingen met een magnitude boven de M L=1,5. De eerste beving heeft 
de tot nu toe grootste magnitude veroorzaakt. 
 
 
Figuur WWW.3 Histogram van alle bevingen die in het Vries gasveld zijn opgetreden (tot 01-04-
2016). 
 
Figuur WWW.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Vries gasveld, in de tijd gerangschikt 
naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 240 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 241 ======================================================================

<pre>Bijlage WWW | 5/5  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
 
Tabel WWW.1 Datum, locatie (in Rijksdriehoekcoördinaten) en magnitude van alle geregistreerde 
bevingen in het Vries gasveld tot 1 april 2016. 
Datum Locatie RD_X Locatie RD_Y Diepte Magnitude 
18-10-1995 228887 571840 3 km 1,3 
28-12-1996 229818 569369 3 km 1,9 
28-12-1996 229589 569755 3 km 1,8 
03-11-1997 230374 569489 3 km 1,4 
10-07-2000 234583 564697 3 km 1,0 
13-07-2000 233886 566299 3 km 1,1 
17-03-2002 232409 567889 3 km 0,4 
30-11-2007 234157 563429 3 km 1,5 
24-12-2008 235029 564760 3 km 1,2 
 
 
Figuur WWW.5 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Vries gasveld (zwarte contour).
</pre>

====================================================================== Einde pagina 241 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 242 ======================================================================

<pre>Bijlage XXX | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
XXX Warffum   
Het Warffum veld is ontdekt in 1977 door boring WRF-01 en is gelegen binnen de 
winningsvergunning Groningen van de NAM. Dit veld bevindt zich in het noorden 
van de provincie Groningen en grenst aan het Groningen gasveld. De Slochteren 
Formatie vormt het reservoirgesteente. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1986 en eindigt naar verwachting in 2023. Het 
Warffum veld is in totaal door 2 putten aangeboord (WRF-01 en WRF-02) (Figuur 
XXX.1), waarvan er momenteel één produceert en één is ingesloten. 
 
 
Figuur XXX.1 Structuurkaart van het Warffum gasveld (www.nlog.nl). De diepte contourlijnen 
representeren de bovenkant van het Boven-Slochteren Laagpakket. (De lengte 
van de breuk is gegeven in inch en is later omgerekend naar kilometers). 
 
XXX.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Warffum gasveld. 
Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom), die 
in dit gebied uit twee verschillende lithostratigrafische eenheden bestaat. Deze 
worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten Boer en </pre>

====================================================================== Einde pagina 242 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 243 ======================================================================

<pre>Bijlage XXX | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa en 
sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten 
tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Laagpakketten bestaan voornamelijk uit fluviatiele zandafzettingen met 
af en toe intervallen van eolische duinzandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer en Ameland Kleisteen is slecht en deze 
gelden vaak als waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit 
gas niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat aanzienlijk 
minder klei en kent daarom een betere reservoirkwaliteit. De porositeit en 
permeabiliteit van het reservoir zijn goed op deze locatie. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
XXX.2 Structurele setting 
Het Warffum veld bevindt zich in een driehoekig breukblok. Het voorkomen wordt 
aan twee kanten begrensd door breuken met een NW-ZO en NNW-SSE oriëntatie 
(Figuur XXX.1). De noordwestzijde van het veld wordt door hellende gelaagdheid 
gevormd ( fault-dip closure ). Het gas-water contact ligt op 3043 meter diepte. Voor 
de berekening van de compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de 
dikte van de top van het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
 
Figuur XXX.2 Doorsnede van het Warffum gasveld (uit: Winningsplan 2003 van de NAM). 
 
XXX.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur XXX.1 is met </pre>

====================================================================== Einde pagina 243 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 244 ======================================================================

<pre>Bijlage XXX | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 5,8 kilometer.  
XXX.3 Productie 
Het Warffum veld is door 2 putten aangeboord. Omdat de eerste put, WRF-01, vrij 
laag op de structuur stond is later een tweede put geboord (WRF-02) om zoveel 
mogelijk gas uit het veld te kunnen winnen. Het gas wordt geproduceerd vanaf de 
locatie WRF en wordt ter plaatse behandeld. Het veld werd voorheen gebruikt om 
pieken in de gasvraag op te vangen, maar sinds 2005 vindt continue gasproductie 
plaats. 
Gasproductie uit het veld is gestart in 1986 en eindigt naar verwachting in 2023. De 
verwachte nog te produceren gashoeveelheid in de periode 2014-2023 bedraagt 
1,72 miljard Nm3. Aan het einde van de productie is dan 8,17 miljard Nm3 gas 
geproduceerd, wat 57% is van de totale aanwezige gashoeveelheid. 
De initiële reservoirdruk was 357 bar, welke door reservoirdepletie is afgenomen tot 
ongeveer 207 bar in 2014. De beoogde einddruk van het reservoir is 120 bar. 
 
XXX.4 Seismiciteit 
Er zijn twee bevingen (in de buurt van) het Warffum gasveld (in 1994 en in 2006). 
Dit veld wordt alleen gebruikt in piektijden en is maar sporadisch gedepleteerd. 
Vanwege de ligging van dit veld, nabij Groningen, kan niet met zekerheid worden 
vastgesteld dat de bevingen in Warffum ten gevolge van de depletie van het Warf-
fum veld zijn en niet ten gevolgde van de depletie in het Groningen veld. In de risi-
coanalyse worden deze bevingen aan Warffum toebedeeld. Hierdoor is het risico 
hoger. De eerste geïnduceerde beving in het Warffum gasveld was een M L=1,4 in 
1994. Tot 1 januari 2015 zijn in totaal 2 bevingen geïnduceerd, waarvan geen met 
een magnitude boven de M L=1,5.  
 
Figuur XXX.3 Histogram van alle bevingen die in het Warffum gasveld zijn geregistreerd (tot 01-
01-2015). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 244 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 245 ======================================================================

<pre>Bijlage YYY | 1/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
YYY Wieringa   
Het Wieringa gasveld is in 2012 ontdekt door de boring KBB-04 en is gelegen 
binnen de winningsvergunningen Noord-Friesland, Tietjerksteradeel en Groningen 
van de NAM (Figuur YYY.1). Het veld ligt nabij de grens tussen de provincies 
Friesland en Groningen en is aangeboord vanuit de reeds bestaande locatie 
Munnekezijl/Krabburen. Het reservoirgesteente wordt gevormd door het Boven-
Slochteren Zandsteen Laagpakket. 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 2012 via de enige boring in het veld (KBB-
04) en eindigt naar verwachting in 2026. 
 
 
Figuur YYY.1 Structuurkaart en seismische doorsnede van het Wieringa veld (Winningsplan 
Wieringa, NAM 2014). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van 
het Boven-Slochteren Zandsteen laagpakket. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 245 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 246 ======================================================================

<pre>Bijlage YYY | 2/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
YYY.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
Het Boven-Slochteren Zandsteen Laagpakket vormt het reservoirgesteente van het 
Wieringa voorkomen. Dit laagpakket is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep 
(Perm ouderdom). Deze groep bestaat in dit gebied uit meerdere lithostratigrafische 
formaties die worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten 
Boer en Ameland Kleisteen Laagpakketten bestaan voornamelijk uit kleirijke playa 
en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich 
ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Boven- en Onder-
Slochteren Zandsteen Laagpakketten bestaan uit fluviatiele en eolische 
zandafzettingen. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer is slecht. Deze intervallen gelden vaak als 
waste zone , wat betekent dat ze wel gasvoerend zijn, maar dat dit gas niet 
geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen bevat over het algemeen 
aanzienlijk minder klei en kent daarom vaak een betere reservoirkwaliteit.  Het gas 
bevindt zich in dit veld enkel in het Boven-Slochteren Laagpakket. De 
reservoireigenschappen, en vooral de permeabiliteit, is hier lager dan verwacht. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
YYY.2 Structurele setting 
Het Wieringa gasveld heeft een driehoekige vorm en ligt in een breukblok. Het veld 
wordt begrensd door twee breuken met een NNW-ZZO en NO-ZW oriëntatie en 
door de hellende gelaagdheid ( fault-dip closure ). Het veld heeft één interne breuk 
die parallel loopt aan de zuidelijke begrenzende breuk. Het gas-water contact is 
bepaald op een diepte van 3647 meter (Figuur YYY.2). Voor de berekening van de 
compactie is voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van 
het reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
Figuur YYY.2 Geologische doorsnede van het Wieringa gasveld (Winningsplan Wieringa, 
NAM 2014). 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 246 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 247 ======================================================================

<pre>Bijlage YYY | 3/3  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
YYY.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur YYY.1 is met 
een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste breuk. 
De lengte van deze breuk is bepaald op 1,4 kilometer. 
 
YYY.3 Productie 
De gasproductie uit dit veld is gestart in 2012 via de enige put in het veld (KBB-04). 
De productie was vanaf het begin beneden verwachting door een kleiner dan 
verwachte reservoirpermeabiliteit. In 2013 werd besloten de put hydraulisch te 
kraken, maar desondanks blijft het productie- en drukverval hoog. De productie 
eindigt naar verwachting in 2026. Op dat moment is ongeveer 30% van de initiële 
hoeveelheid gas, die 295 miljoen Nm3 bedroeg, geproduceerd. Er wordt gestreefd 
een winningspercentage van 36% te behalen. 
De initiële reservoirdruk was 423 bar, maar door depletie is deze afgenomen tot 
319 bar in 2014. De beoogde einddruk van het reservoir bedraagt 197 bar. 
 
YYY.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Wieringa veld tot en met 1 april 
2016. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 247 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 248 ======================================================================

<pre>Bijlage ZZZ | 1/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
ZZZ Witterdiep 
Het Witterdiep gasveld is ontdekt in 2007 door de exploratieboring WIT-02 en is 
gelegen binnen de winningsvergunning Drenthe IIb van de NAM. De Slochteren 
Formatie vormt het reservoirgesteente. Het veld bestaat uit een serie van vier 
smalle breukblokken die omhoog geduwd zijn in het bovenliggende Zechstein zout. 
In 2007 is WIT-02-S1 omgebouwd tot een productieboring en aangesloten op de 
Vries installatie. Sindsdien wordt gas geproduceerd uit dit veld. De productie is 
gepland te eindigen in 2024. 
 
Figuur ZZZ.1 Overzichtskaart van het Witterdiep gasveld en omliggende velden (Winnings-
plan Westerveld, NAM 2016). 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 248 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 249 ======================================================================

<pre>Bijlage ZZZ | 2/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
ZZZ.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Witterdiep gasveld. 
Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm ouderdom), die 
in dit gebied uit twee verschillende lithostratigrafische eenheden bestaat. Deze 
worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus. De Ten Boer 
Kleisteen bestaat uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn afgezet in en nabij 
een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het Zuidelijk Perm Bekken 
bevond. De Slochteren Zandsteen bestaat in dit gebied uit fluviatiele conglomeraat- 
en eolische duinzandafzettingen. De top (± 50m) en basis (± 13m) worden gevormd 
door conglomeraatlagen, terwijl het middelste deel (± 40m) uit zandsteen bestaat. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer Kleisteen is slecht. Dit interval wordt vaak 
gezien als een waste zone , wat betekent dat hij wel gasvoerend is, maar dat dit gas 
niet geproduceerd kan worden. De reservoirkwaliteit van de conglomeraat-
intervallen van de Slochteren Formatie is beduidend minder dan van de 
zandsteenintervallen. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
ZZZ.2 Structurele setting 
Het Witterdiep gasveld is ongeveer 2 km lang en 300-400 m breed, en wordt 
gevormd door een omhoog gestuwd breukblok dat aan de oost en westzijde wordt 
begrensd door breuken. Deze twee breuken zijn in het zuiden noord-zuid 
georiënteerd, maar buigen in het noorden af naar een noordwest-zuidoostelijke 
richting. Het veld zelf is door de aanwezigheid van drie kleine NO-ZW breukjes 
opgedeeld in vier compartimenten. De connectiviteit van deze breuken is beperkt 
en zorgt voor een ‘slow gas’ effect in de productie. De boring WIT-02-S1 is in het 
hoogste punt van het, naar het zuidwesten hellende veld geboord en heeft een 
gaskolom van ongeveer 80m aangetroffen. Het gas-water contact bevindt zich op 
een diepte van ongeveer 2992 meter. Voor de berekening van de compactie is voor 
de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het reservoir tot het 
GWC gebruikt. 
 
ZZZ.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur AAAA.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 3,3 kilometer. 
 
ZZZ.3 Productie 
Gasproductie uit het Witterdiep veld is gestart op 1 juni 2007 via de boring WIT-02-
S1, die tot op heden nog steeds de enige boring is ontwikkeld voor gasproductie. 
Echter, zoals blijkt uit de laatste productiecijfers, produceert deze boring sinds eind 
2013 geen gas meer. Op het moment van schrijven is onduidelijk wat hiervan de 
oorzaak is. Mogelijk heeft het te maken met de slechte connectiviteit tussen de 
verschillende compartimenten. Dit veroorzaakt een ‘slow gas’ effect en 
mogelijkerwijs worden ook niet alle blokjes geproduceerd. Als dit het geval is wordt </pre>

====================================================================== Einde pagina 249 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 250 ======================================================================

<pre>Bijlage ZZZ | 3/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
mogelijk gekeken naar infill opties. De reservoirdruk wordt jaarlijks gecontroleerd 
om het verloop hiervan in de gaten te houden. 
Voor aanvang van productie was de reservoirdruk 343 bar. Deze is gedaald tot 152 
bar in 2010 en volgens het Winningsplan uit 2011 is de beoogde einddruk in 2024 
19 bar. Het verwachte winningspercentage van dit veld is ongeveer 61%. 
 
ZZZ.4 Seismiciteit 
De eerste geïnduceerde beving in het Witterdiep gasveld was een M L=1,4 in januari 
2008. De tweede, en tot nu toe laatste en grootste beving vond plaats op 26 
oktober 2008 en had een magnitude (M L) van 1,7. In december 1997 is er 
overigens een beving met een M L=2,5 bij het Witterdiep gasveld geregistreerd. 
Deze beving is echter niet veroorzaakt door gaswinning, aangezien het veld op dat 
moment nog niet in productie was. 
 
 
Figuur ZZZ.2 Histogram van alle bevingen die in het Witterdiep gasveld zijn geregistreerd (tot 01-
01-2015). 
 
Figuur ZZZ.3 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Witterdiep gasveld, in de tijd gerang-
schikt naar magnitude alsook de jaarlijkse productie (miljoen Nm3). 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 250 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 251 ======================================================================

<pre>Bijlage ZZZ | 4/4  
 
 
 TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
 
Figuur ZZZ.4 Geïnduceerde seismiciteit (M L≥1,5) voor het Witterdiep gasveld (zwarte contour).</pre>

====================================================================== Einde pagina 251 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 252 ======================================================================

<pre>Bijlage AAAA | 1/3  
 
 
  TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
AAAA Zuidwending Oost   
Het Zuidwending-Oost gasveld is ontdekt in 2006 door de boring OPK-04 en is 
gelegen binnen de winningsvergunning Groningen van de NAM. Geografisch 
gezien ligt het veld direct ten zuiden van het Groningen gasveld en ten westen van 
het veld Oude Pekela. Ten zuidwesten van het Zuidwending-Oost veld ligt de 
Zuidwending zoutpijler waarin cavernes zijn aangebracht voor de opslag van gas. 
De Slochteren Formatie, die op een diepte van ongeveer 2910 meter is 
aangetroffen (Figuur AAAA.1), vormt het reservoirgesteente van dit veld. 
De gasproductie is gestart in 2006, via de enige boring in het veld (OPK-04). Het 
eind van de productie wordt verwacht in 2021. 
 
 
Figuur AAAA.1 Structuurkaart van het Zuidwending-Oost gasveld (Winningsplan Zuidwending-
Oost, NAM 2011). De diepte contourlijnen representeren de bovenkant van de 
Boven-Rotliegend Groep. (De lengte van de breuk is gegeven in inch en is later 
omgerekend naar kilometers). 
 
AAAA.1 Lithologie en reservoireigenschappen 
De Slochteren Formatie vormt het reservoirgesteente van het Zuidwendig-Oost 
gasveld. Deze formatie is onderdeel van de Boven-Rotliegend Groep (Perm 
ouderdom), die in dit gebied uit twee verschillende lithostratigrafische eenheden 
bestaat. Deze worden gekenmerkt door verschillende depositionele milieus.  </pre>

====================================================================== Einde pagina 252 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 253 ======================================================================

<pre>Bijlage AAAA | 2/3  
 
 
  TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
De Ten Boer Kleisteen bestaat uit kleirijke playa en sabkha afzettingen die zijn 
afgezet in en nabij een groot woestijnmeer dat zich ten tijde van het Perm in het 
Zuidelijk Perm Bekken bevond. De Slochteren Zandsteen bestaat in dit gebied uit 
fluviatiele zandafzettingen, eveneens afgezet in een woestijnomgeving. 
De reservoirkwaliteit van de Ten Boer Kleisteen is slecht. Dit interval wordt vaak 
gezien als een waste zone , wat betekent dat hij wel gasvoerend is, maar dat dit gas 
niet geproduceerd kan worden. De Slochteren Zandsteen kent een betere 
reservoirkwaliteit. 
Het gas is gemigreerd vanuit koollagen in het onderliggende Carboongesteente. 
Het zout en anhydriet van de Zechstein Groep vormen de afsluitende laag die het 
gas in het Rotliegend reservoirgesteente houdt. 
 
 
Figuur AAAA.2 Doorsnede van het gebied rondom het Zuidwending-Oost gasveld (Winnings-
plan Zuidwending-Oost, NAM 2006). </pre>

====================================================================== Einde pagina 253 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 254 ======================================================================

<pre>Bijlage AAAA | 3/3  
 
 
  TNO-rapport | TNO 2016 R10164 
AAAA.2 Structurele setting 
Het Zuidwending-Oost gasveld wordt gevormd door een pop-up breukblok en wordt 
dus aan alle zijden begrensd door breuken (Figuur AAAA.1 en Figuur AAAA.2). 
Deze breuken lijken afsluitend te zijn omdat de blokken ten oosten en westen van 
dit veld deels gasvoerend lijken te zijn, maar niet worden geproduceerd. De breuk 
die de noordelijke begrenzing vormt, lijkt een zodanige verzet te hebben dat dit veld 
ook niet in connectie staat met het Groningen veld direct ten noorden van deze 
breuk. Dit blijkt ook uit de verschillende drukregimes. 
Het gas-water contact (GWC) is niet aangeboord door de put OPK-04-S1, maar er 
is wel een gas-down-to  (GDT) bepaald op een diepte van 3001,5 meter (Figuur 
AAAA.1). De basis van het reservoir ligt voor het grootste deel van het veld hoger 
dan het GWC. Voor de compactieberekening is daarom een dikte van het 
gasvoerende pakket van 80 meter aangenomen voor dit deel van het veld. Deze 
gemiddelde dikte is bepaald door NAM en gegeven in het Winningsplan uit 2006. 
Waar de basis van het reservoir onder het GWC ligt is voor de berekening van de 
compactie voor de dikte van het gasvoerende reservoir de dikte van de top van het 
reservoir tot het GWC gebruikt. 
 
AAAA.2.1 Breukenanalyse ter bepaling van schuifoppervlak 
De lengte van de langste breuk in het reservoir wordt gebruikt om een van de 
magnitudes in de SRA richtlijn te berekenen. Deze breuk kan, in theorie, het meest 
bewegen en dus de grootste beving veroorzaken in het veld. In Figuur AAAA.1 is 
met een rode pijl aangegeven welke breuk is geïdentificeerd als zijnde de langste 
breuk. De lengte van deze breuk is bepaald op 1,5 kilometer. 
 
AAAA.3 Productie 
De productie van gas uit het Zuidwending-Oost veld vindt plaats sinds 2006 via de 
enige boring in het veld, OPK-04. Na beëindiging van het productieproces, naar 
verwachting in 2021, is ongeveer 79% van het aanwezige gas geproduceerd. 
De initiële reservoirdruk was 347 bar, maar door reservoirdepletie is deze 
afgenomen gedurende de afgelopen jaren. De beoogde einddruk van het reservoir 
is 23 bar. 
 
AAAA.4 Seismiciteit 
Er is (nog) geen seismiciteit geregistreerd in het Zuidwending-Oost veld tot en met 
1 april 2016. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 254 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 255 ======================================================================

<pre>    16.36         Staatstoezicht op de Mijnen    Staatstoezicht op de Mijnen Winningsplan Westerveld         SodM houdt toezicht op de |  delfstoffenwinning in Nederland.    ROD-1 --  / ZEVENHUIZEN  ‚ZVK  NOR-3    +. VRIES NOORD    Wij staan voor de veiligheid en gezondheid EN  van burgers en werknemers, bescherming EEn  van het milieu en zorg voor onze  natuurlijke hulpbronnen.    ~. VRIES CENTRAAL ,  ace To eth .    ste  NORG ZUID“ a .  N | ‚ VRIES ZUID  > ASSEN    Bij winningsplannen adviseren wij de fo... -  Minister van Economische Zaken vanuit Ft fo eevee  onze specialistische kennis van Oe On een,  mijnbouwactiviteiten. | | ZA    Dit advies gaat over  bodemdaling en aardbevingen.    Bodemdaling    SodM controleert of de voorspellingen van  de bodemdaling goed gedaan worden, en  of er voldoende maatregelen worden  getroffen.    Door middel van hoogtemetingen volgen    we de bodemdaling.                        Advies over bodemdaling    (D gaswinning  (D bodemdaling .  Bodemdaling door de resterende    productie is minimaal.    Het is onduidelijk of NAM maatregelen  _ @eompactie heeft afgesproken met het waterschap.  Hier moet NAM inzicht in verschaffen.    D drukdaling</pre>

====================================================================== Einde pagina 255 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 256 ======================================================================

<pre>         Staatstoezicht op de Mijnen    Staatstoezicht op de Mijnen    SodM houdt toezicht op de  delfstoffenwinning in Nederland.    Wij staan voor de veiligheid en gezondheid  van burgers en werknemers, bescherming  van het milieu en zorg voor onze  natuurlijke hulpbronnen.    Bij winningsplannen adviseren wij de  Minister van Economische Zaken vanuit  onze specialistische kennis van  mijnbouwactiviteiten.    Dit advies gaat over  bodemdaling en aardbevingen.    Aardbevingen    SodM controleert of de risico’s op  aardbevingen goed worden ingeschat, en  of er voldoende maatregelen worden  getroffen.    Algemeen — seismisch risico & maatregelen           Drukdaling    Winningsplan Westerveld    53 10'0°N    “RODA    ZEVENHUIZEN    mA,  way:    ZEVENHUIZEN WEST ye. .  ‘ \    a  EEN -,    saben 9,  NORG ZUID .  N    560000    : ut  \ VRIES ZUID    :  vot  ASSEN ZUID    53 0'0"N    oe ELEVELD  a ts    APS  APPELSCHA 7 ,  WITTERDIEP \         220000 240000    6 120"E 6 24'0"E 6 36'0"E    Beoordeling seismisch risico    Seismisch risico verwaarloosbaar  - Verwaarloosbare kans op schade.    Seismisch risico aanwezig:  - klein risico op schade en overlast (gebouwen)  - verwaarloosbaar veiligheidsrisico (gewonden).    Advies over aardbevingen    Vanwege het risico op aardbevingsschade  adviseert SodM extra trillingsmeters.  Hiermee is schade makkelijker te relateren  aan een beving.    SodM wil dat voor iedereen duidelijk is wat  er gebeurt na een beving. Daarom wil  SodM dat NAM een risicobeheerssysteem  met schadeprotocol opstelt.</pre>

====================================================================== Einde pagina 256 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 257 ======================================================================

<pre>    Statusrapport  2015 en  Prognose tot  met lara    December 2015    EN ENE ses ;  U za |         Bodemdaling door Aardgaswinning  a</pre>

====================================================================== Einde pagina 257 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 258 ======================================================================

<pre> 
 2 </pre>

====================================================================== Einde pagina 258 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 259 ======================================================================

<pre> 
 3 Status rapport 2015 en  
Prognose tot het jaar 2080 
 
 
 
 
 
 
 
 
Bodemdaling door aardgaswinning 
  
NAM-velden in Groningen, Friesland en het 
noorden van Drenthe 
 
 
 
NAM B.V. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
EP Document Nummer.:  EP201511213444  Owner:  NAM  
Revision No.:  0   
Document Date:  december 2015  Security:   
 
The copyright of this document is vested in Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V., Assen, The Netherlands. All rights reserved. 
Neither the whole, nor any part of this document may be reproduced, stored in any retrieval system or transmitted in any form or by 
any means (electronic, mechanical, reprographic, recording or otherwise) without the prior written consent of the copyright owner.</pre>

====================================================================== Einde pagina 259 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 260 ======================================================================

<pre> 
 4  
1 Samenvatting ........................................................................................................ 5  
1.1 Verklarende woordenlijst ............................................................................ 6  
2 Inleiding ................................................................................................................ 7  
2.1 Bodemdaling; oorzaak ............................................................................... 7  
3 Observaties & nieuwe ontwikkelingen sinds 2010 .................................................  9 
4 Metingen en analyse ...........................................................................................  12 
4.1 Waterpassing ...........................................................................................  12 
4.2 InSAR ...................................................................................................... 13 
4.3 GPS ......................................................................................................... 13 
4.4 Differenties ...............................................................................................  15 
4.5 Stabiliteit .................................................................................................. 16 
4.6 Bodemdaling door gaswinning ................................................................ . 17 
4.7 Contourkaart waterpasmetingen ..............................................................  19 
4.8 Profielen ................................................................................................... 20 
5 Modellering van compactie ..................................................................................  25 
5.1 Laboratoriumexperimenten. ..................................................................... 26 
5.2 Compactiemetingen in diepe observatieputten. ........................................ 27 
5.3 Compactie-modelparameters bepalen met behulp van inversie ...............  31 
5.4 Compactiemodel ......................................................................................  31 
5.4.1  Diffusie mechanisme in het reservoir ........................................................  32 
5.5 Compactiemetingen van de ondiepe ondergrond ..................................... 33 
6 Modellering en prognose van de bodemdaling ....................................................  34 
6.1 Bodemdalingsmodel .................................................................................  34 
6.2 Invoergegevens van de velden ................................................................  34 
6.2.1  Groningen ................................................................................................  36 
6.3 Aquifers .................................................................................................... 39 
7 Prognose tot 2080 ...............................................................................................  42 
7.1 Onzekerheid .............................................................................................  42 
8 Conclusies. ......................................................................................................... 45 
9 Referenties .......................................................................................................... 46 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 260 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 261 ======================================================================

<pre> 
 5 1 Samenvatting 
Ter uitvoering van de Overeenkomsten provincie Groningen - NAM en provincie Fryslân 
en Wetterskip Fryslân - NAM inzake regeling vergoeding kosten bodemdaling 
aardgaswinning bevat dit rapport een op huidige kennis en inzichten gebaseerde 
prognose voor de bodemdaling als gevolg van gaswinning in de provincies Groningen, 
Friesland en het noorden van Drenthe. 
In genoemde overeenkomsten is vastgelegd dat de NAM eens in de vijf jaar zal 
rapporteren over haar bodemdalingsverwachtingen, rekening houdend met resultaten 
van actuele metingen en specifiek onderzoek op dit gebied. 
 
De vorige prognose dateert uit het jaar 2010 (Referentie 1). De toen gedane voorspelling 
over bodemdaling door gaswinning is in grote lijnen correct gebleken. Boven het 
Groningen-gasveld zijn de verschillen tussen de voorspelde en in 20 13 gemeten 
bodemdaling gemiddeld kleiner dan 10%.  
De prognoses in het huidige rapport zijn vergelijkbaar met de prognoses gedaan in 2010 
op een paar gebieden na. Het noordwestelijk gedeelte van het Groningen veld laat voor 
2050 minder bodemdaling zien vanwege een aanpassing in het verwachte 
productieprofiel. Bodemdalingsmetingen tonen aan dat de drukvariatie in de westelijke 
en noordwestelijke aquifers waarschijnlijk groter is dan eerder aangenomen . Deze 
variatie resulteert ook voor de toekomst in meer spatiële verschillen in de gemodelleerde 
bodemdaling. Sinds 2010 zijn er een beperkt aantal nieuwe gasvelden in de 
winningsvergunningen Groningen, Noord-Friesland en Drenthe aangetoond of in 
ontwikkeling gebracht. De bodemdaling ten gevolge van de (voorgenomen) productie 
van deze velden is in de modellering meegenomen.  
De in 20 13 ingediende Groningen winningsplan geeft aan dat de productie uit het 
Groningen-gasveld zal worden voortgezet tot 2080. Volgens verwachting zal de 
bodemdaling in het centrum van de schotel in het jaar 2080 ongeveer 47 cm bedragen. 
Voor 2050 wordt een maximale bodemdaling van 45 cm verwacht, vergelijkbaar met de 
voorspelling voor het jaar 2050 gedaan in 2010.  
 
In 2013  is in Noord-Nederland opnieuw een grote waterpassing in combinatie met 
“Interferometric Synthetic Aperture Radar” (InS AR) metingen uitgevoerd waarmee de 
opgetreden bodemdaling door gaswinning is bepa ald. Hieruit is gebleken dat de 
bodemdaling die tot 20 13 in het centrum van de schotel boven het gasveld Groningen is 
opgetreden circa 33 cm bedraagt.  
 
De bodemdaling is berekend voor de jaren 2025, 2050 en 2080 , de eindfase van het 
Groningen-gasveld. In de prognoses zijn de laatste gegevens verwerkt met betrekking 
tot zowel de parameters van het reservoirmodel (dikte, druk, diepte van de reservoirs) 
alsmede de parameters van het compactiemodel (compactiecoëfficiënt) .  
 
Dit rapport is primair bedoeld voor de besluitvorming over te nemen maatregelen in 
verband met bodemdaling door gaswinning op land. In statusrapport 2010 is de 
constatering beschreven dat InSAR resultaten een goede overeenkomst laat met 
waterpassingsmetingen en dat InSAR daarom beschouwd kan worden als alternatieve 
techniek voor het monitoren van bodemdaling. Ter opvolging van het fundamenteel 
onderzoek aan de Technische Universiteit Delft wordt nu InSAR data van de Radarsat- 2 
satelliet verwerkt door een extern bedrijf. Gedetailleerde uitleg over dataverwerking 
wordt gegeven in het meetregister Noord-Nederland 2014 (Referentie 4). Resultaten van 
de verwerkte data worden in dit rapport getoond. </pre>

====================================================================== Einde pagina 261 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 262 ======================================================================

<pre> 
 6 De metingen die de afgelopen vijf jaar zijn uitgevoerd in de diepe compactie-observatie-
putten geven de indicatie dat de compactie in het reservoir momenteel lineair verloopt 
met de reservoirdrukdaling. 
 
1.1 Verklarende woordenlijst 
Aquifer (la teraal) watervoerend deel van het reservoir gesteente ( lateraal: naast 
het reservoir gelegen)  
Cm uniaxiale compactiecoëfficiënt; materiaaleigenschap die de 
mate van samendrukbaarheid van het gesteente aangeeft  
Compactie  het samendrukken van het reservoir gesteente door het gewicht 
van bovenliggende gesteenten  
Compressibiliteit  Samendrukbaarheid  
Depletie Ontstane drukdaling door het onttrekken van koolwaterstoffen 
(gas/olie) of water uit reservoir gesteente  
Eindige -
elementen -
modellering  rekenmethode waarm ee spanningen en vervormingen in de 
ondergrond ten gevolge van drukveranderingen in het reservoir 
berekend kunnen worden  
GPS Global Positioning System: systeem voor plaats - en 
hoogtebepaling met behulp van satellieten  
InSAR  Interferometric Synthetic Aper ture Radar. Toepassing van radar 
interferometrie (satelliet beelden) voor het bepalen van 
bodemdaling.  
In situ ter plaatse (in de ondergrond)  
Inversie  methode waarbij uit de gemeten bodemdaling en kennis van de 
geologische structuur het compactiegedrag v an het reservoir in 
de diepte wordt afgeleid  
Kern gesteentemonster uit de ondergrond verkregen bij het boren 
van een put  
Porositeit  verhouding tussen het poriënvolume en het totale volume van 
het gesteente.  
Probabilistisch e 
berekening   rekenmethode waarbij expliciet rekening gehouden wordt met 
onzekerheden . 
RD coördinaat  Rijksdriehoeksmeting coördinaat.  Coördinaten in het 
topografische kaartmateriaal zijn vermeld in het stelsel van de 
Rijksdriehoeksmeting (RD). De auteursrechten en 
databankrechten zij n voorbehouden aan de Topografische 
Dienst Kadaster, Emmen, 2006  
Sintef  Noors instituut voor wetenschappelijk en industrieel onderzoek  
TNO  Nederlandse organisatie voor toegepast -
natuurwetenschappelijk onderzoek  
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 262 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 263 ======================================================================

<pre> 
 7 2 Inleiding 
Eén van de verantwoordelijkheden van de Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. 
(NAM) is na te gaan in hoeverre de productieactiviteiten aanleiding kunnen geven tot 
bodemdaling als gevolg van compactie van de poreuze gesteentelagen waaruit aardgas 
wordt gewonnen. Met de resultaten van dergelijke studies kan een inschatting worden 
gemaakt van de eventuele effecten van bodemdaling op bijvoorbeeld de 
waterhuishouding of het milieu. Vervolgens kan worden bezien welke maatregelen 
kunnen worden getroffen om deze effecten te voorkomen dan wel te beperken. Hiertoe 
wordt voortdurend onderzoek verricht en zijn, in de provincie Groningen al sinds 1964 en 
in Friesland sinds 1969, regelmatig bodem dalingsmetingen verricht. 
 
2.1 Bodemdaling; oorzaak 
In een gasveld veroorzaakt de winning van aardgas een vermindering van de poriëndruk 
in de gasvoerende gesteentelaag. Daarbij wordt het gesteente langzaam iets 
samengedrukt onder het gewicht van de bovenliggende gesteentelagen.  
Deze samendrukking, ook wel compactie genoemd, hangt af van verschillende factoren 
zoals de materiaaleigenschappen van het reservoirgesteente, de grootte van de 
drukdaling en de dikte van het depleterende reservoir (Figuur 1). De mate waarin de 
compactie wordt omgezet in bodemdaling op maaiveld-niveau is onder meer afhankelijk 
van de diepte en omvang van het depleterende gasveld. Bij een groot gasveld als 
Groningen zal de bodemdaling boven het centrum van het veld vrijwel gelijk zijn aan de 
ondergrondse compactie. Bij kleinere velden, zoals de meeste velden in Friesla nd, zal 
de maximale bodemdaling aan het aardoppervlak slechts een fractie van de maximale 
compactie van het reservoirgesteente bedragen. 
Met name in het geval van een klein veld beslaat de bodemdalingskom een groter 
oppervlak dan het veld zelf. In Noord- Nederland zijn veel gasvelden dicht bij elkaar 
gelegen zodat de bodemdalingsschotels elkaar overlappen.  
 
 
Figuur 1 Drukdaling in het reservoir resulteert in bodemdaling. Factoren van 
invloed. </pre>

====================================================================== Einde pagina 263 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 264 ======================================================================

<pre> 
 8  
De bodemdaling die wordt veroorzaakt door gaswinning manifesteert zich in de vorm 
van een platte, zeer gelijkmatige schotel. Deze schotel veroorzaakt een zekere 
scheefstand van het maaiveld, die echter dermate gering is (maximaal enkele 
centimeters verval per strekkende kilometer) dat er door deze geringe scheefzakking 
geen schade aan gebouwen kan ontstaan. Hoewel de gemiddelde bodemdaling boven 
de gasvelden relatief gering is, is het volume van de schotel in sommige gevallen wel 
zodanig dat de waterhuishouding, mede gezien de vaak geringe hoogte van het 
maaiveld ten opzichte van het zeeniveau, wordt verstoord. 
Om een regeling te treffen voor de vergoeding van kosten , die teruggevoerd kunnen 
worden op bodemdaling ten gevolge van gaswinning in de provincie Groningen, werd op 
31 augustus 1983 de overeenkomst Groningen-NAM inzake de regeling vergoeding 
kosten bodemdaling aardgaswinning aangegaan. Deze overeenkomst gaf aanleiding tot 
de installatie op 9 maart 1984 van de Commissie Bodemdaling door Aardgaswinning. De 
commissie heeft tot taak vast te stellen welke maatregelen aan te merken zijn als 
redelijkerwijs noodzakelijk om nadelige effecten van bodemdaling door aardgaswinning 
te voorkomen, te beperken of te herstellen. Tevens beoordeelt de commissie welke 
kosten de NAM, op grond van de overeenkomst dient te vergoeden. Met de provincie 
Friesland en het waterschap (Wetterskip Fryslân) is op 28 juni 2006  eveneens  een 
dergelijke overeenkomst gesloten en is de Commissie Bodemdaling Aardgaswinning 
Fryslân opgericht. Uitgangspunt bij de besluitvorming over te nemen maatregelen is 
onder meer de bodemdalingsprognose van de NAM.  
Als onderdeel van de monitoring van de bodemdaling door gaswinning in het 
Waddenzee-gebied wordt elk jaar een meet- en regelcyclus doorlopen. Doel hiervan is 
zorg te dragen dat de bodemdaling door gaswinning binnen de wettelijk vastgelegde  
gebruiksruimte blijft (Referentie 2). Hierover wordt jaarlijks gerapporteerd aan de 
minister van Economische Zaken.  
Dit vijfjaarlijkse rapport beperkt zich tot de bodemdaling ten gevolge van de gaswinning 
door de NAM in Groningen, Friesland en Noord-Drenthe voor zover die zich voordoet op 
het vaste land.  
 
De NAM werkt sinds de start van de gasproductie in Nederland continu aan het 
verbeteren van het voorspellen van de bodemdaling. Elke vijf jaar worden na een 
uitgebreide meetcampagne van de bodemdaling de bodemdalingsprognoses 
geactualiseerd en gerapporteerd. De inhoud van dit rapport vormt de weerslag van de 
laatste inzichten op het gebied van bodemdaling door gaswinning.    
 
 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 264 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 265 ======================================================================

<pre> 
 9 3 Observaties & nieuwe ontwikkelingen sinds 2010 
 
Sinds 2003 wordt de satelliet radar interferometrie (InSAR) techniek ingezet door de 
NAM, tot 2013 in samenwerking met de Technische Universiteit Delft en sindsdien met 
een extern bedrijf. Uit faseverschilmetingen van radaropnamen wordt de deformatie 
geschat van objecten op het aardoppervlak (veelal gebouwen). In dit rapport worden de 
bodemdalingsprofielen getoond tussen 2008 en 20 13 zowel op basis van 
waterpasmetingen, als op basis van InSAR (satellieten Envisat en Radarsat-2). De twee 
technieken tonen de bodembeweging onafhankelijk van elkaar. Door de grote ruimtelijke 
en temporele waarnemingsfrequentie (opname interval is 35 c.q. 24 dagen) kan uit 
InSAR extra informatie omtrent bodemdalingsgedrag worden gehaald.  
Boven het Groningerveld zijn in 2013 en 2014 11 permanente GPS stations geplaatst. 
Daarnaast wordt het reeds bestaande (referentie)station van Veendam nu ook als 
monitoringsstation gebruikt. Resultaten van deze metingen worden maandelijks aan 
Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) gerapporteerd. Zie hiervoor ook het laatst 
gerapporteerde rapport van oktober 2015 (Referentie 13). 
Ook boven de ondergrondse gasopslag installaties Grijpskerk en Norg zijn permanente 
GPS stations opgesteld in 2014. D e meetresultaten hiervan worden ook maandelijks aan 
SodM gerapporteerd (resp. Referentie 14 en Referentie 15). 
 
Zoals in het aangepaste Groningen-winningsplan (Referentie 3) is aangegeven zal de 
productieperiode van het Groningen veld doorlopen tot 2080. Voor dit statusrapport is 
daarom, naast de bodemdalingsprognose voor 2025 en 2050, ook de 
bodemdalingsprognose in 2080 (voorheen 2070) getoond. 
 
Sinds de vorige rapportage (Referentie 1) zijn de velden Metslawier-Zuid, Burum-Oost 
en Wieringa in productie genomen . Van de velden Pieterzijl-Oost en Schildhoek wordt 
verwacht dat deze binnenkort in productie komen. Op sommige velden is compressie 
geïnstalleerd, waardoor er meer gas geproduceerd kan worden. Het 
reservoirsimulatiemodel van Groningen is uitgebreid met een betere beschrijving van de 
aquifers. De laatste ontwikkeling van het reservoirmodel voorziet tevens in de 
mogelijkheid om direct de bodemdaling boven de aquifers te berekenen en te vergelijken 
met de metingen om zodoende een betere schatting te kunnen maken van de drukken in 
de laterale aquifers.  
 
Als onderdeel van de Waddenzee Meet- en regelcyclus 2014 (Referentie 2) zijn de 
geologische en reservoirsimulatiemodellen gekalibreerd met de gemeten druk en 
productie data. Resultaten laten zien dat de verwachte bodemdaling boven het Nes veld 
groter is dan aangenomen in de status rapportage van 2010. Dit komt doordat het 
gasvolume groter bleek dan eerder aangenomen. Ook is het waarschijnlijk dat er enige 
drukdaling plaatsvindt in de laterale aquifers ten zuiden van het Ameland veld. Dit zorgt 
voor een significante bijdrage aan de bodemdalingsbelasting in het Pinkegat 
kombergingsgebied. 
 
In 2010 is voor de modellering en prognose van de bodemdaling gebruik gemaakt van 
het geomechanische bodemdalingsmodel voor Noord-Nederland , gekalibreerd met de 
resultaten van de waterpasmetingen tot en met 2008 . De maximale opgetreden dalin g 
sinds 1964 was in 2008 30 cm. In de periode 2008-2013 is 3 cm extra daling gemeten , 
waarmee de totale daling in 2013 op 33 cm uitkomt. Voor het centrum van de </pre>

====================================================================== Einde pagina 265 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 266 ======================================================================

<pre> 
 10 bodemdalingskom in de provincie Groningen is de verwachte maximale bodemdaling in 
2050 nu ongeveer 45 cm.  
De doorgevoerde aanpassingen op grond van bovengenoemde observaties en nieuwe 
ontwikkelingen sinds 20 10 komt tot uitdrukking in verschilkaart tussen de prognose voor 
het jaar 2050 van dit rapport en de prognose voor hetzelfde jaar gedaan in 201 0.  Deze 
verschilkaart is getoond in Figuur 2. Een doorsnede (A,B,C,D) van de bodemdalingskom 
is weergegeven in Figuur 3. Figuur 2 laat tevens een aantal gebieden (1 t/m 3) zien waar 
de verschillen oplopen tot maximaal 10 cm tussen de twee prognoses. 
1. De bodemdaling boven de Waddenvelden Nes en Moddergat is meer dan in 
2010 aangenomen. Dit wordt voornamelijk veroorzaakt door dat het gasvolume 
van het Nes veld groter is dan eerder werd aangenomen. De 
bodemdalingssnelheid boven de Waddenzee velden wordt jaarlijks 
gerapporteerd en getoetst en laat in alle rapportages zien dat deze binnen de 
door de overheid gestelde norm blijft (Referentie 2 ). 
2. Minder drukdaling door aanpassingen in het productieprofiel voor Groningen 
resulteert in minder bodemdaling in het noordwestelijk deel van de 
bodemdalingskom. In de aquifer ten noorden van dit gebied wordt nu meer 
bodemdaling voorspeld als gevolg van gewijzigde inzichten m.b.t. aquifer 
activiteit. 
3. Het verschil dat bij Norg te zien is wordt veroorzaakt doordat in dit statusrapport 
is aangenomen dat de Norg UGS (“underground gas storage” of ondergrondse 
gasopslag) in 2050 nog in bedrijf is (in tegenstelling tot de aanname in 2010) . De 
einddatum voor de Norg en Grijpskerk UGS is niet bekend. Het uit bedrijf nemen 
en leeg produceren van de Norg UGS zal leiden tot meer drukdaling en daarmee 
  . 
 
Figuur 2 verschil kaart tussen de bodemdalingsprognose voor het jaar 2050 volgens 
het Statusrapport 2010 en 2015. Waar het Statusrapport 2015 meer bodemdaling 
modelleert is weergeven in de blauwe/paarse kleuren, waar het Statusrapport 2015 minder 
modelleert is weergegeven in de gele/rode kleuren. De doorsnede van de prognoses op de 
lijn A,B,C,D is weergegeven in Figuur 3. 1 2 
3 </pre>

====================================================================== Einde pagina 266 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 267 ======================================================================

<pre> 
 11  
 
 
Figuur 3 Doorsnede van de bodemdalingskom in Friesland en Groningen. 
Vergelijking van de gemodelleerde bodemdaling in 2050 volgens het Statusrapport 20 10 
en 2015. </pre>

====================================================================== Einde pagina 267 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 268 ======================================================================

<pre> 
 12 4 Metingen en analyse 
4.1 Waterpassing 
Om de opgetreden bodemdaling als gevolg van de gaswinning te bepalen worden 
hoogteverschilmetingen door waterpassing uitgevoerd. Hoogteverschillen worden 
gemeten tussen peilmerken die zijn aangebracht in onder andere gebouwen, bruggen 
en viaducten. De metingen worden uitgevoerd volgens de richtlijnen die de Data-ICT-
Dienst van Rijkswaterstaat (RWS-DID) stelt aan een tweede orde waterpassing 
(Productspecificaties Beheer NAP, januari 2008, versie 1.1). Door hoogteverschillen te 
meten in kringen en in heen- en teruggang, kunnen eventuele meetfouten worden 
ontdekt en toevallige kleine variaties in de metingen worden vereffend. De inwinning en 
verwerking van de meetgegevens is gecontroleerd door RWS-DID. Sinds de publicatie 
van het statusrapport Bodemdaling Groningen 20 10 (EP201006302236 , Referentie 1 ) 
zijn er twee waterpassingen uitgevoerd weergeven in Figuur 4 en Figuur 5. 
 
Periode  
# Peilmerken  
# Metingen  
# Kilometers  
Meetregister  : sep-nov 2011 
: 359 
: 854 
: 311 
: Lauwersmeer 2011  
  EP201201207051  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
    Figuur 4  Waterpastraject 2011 . 
 
Periode  
# Peilmerken  
# Metingen  
# Kilometers  
Meetregister  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 : jan-aug 2013  
: 5023  
: 10984  
: 4031  
: Noord -Nederland 
2013/14  
  EP201507207215  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figuur 5  Waterpastraject 2013 . </pre>

====================================================================== Einde pagina 268 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 269 ======================================================================

<pre> 
 13 4.2 InSAR 
 
Bij de PS-InSAR-methodiek worden uit van een satelliet opgenomen radarbeelden de 
deformaties van coherente ‘reflectoren’, zogenaamde Persistent Scatterers (PS), op het 
aardoppervlak bepaald. Een tijdserie van beelden is nodig om deze Persistent 
Scatterers (PS) te identificeren; zij corresponderen veelal met de bebouwing en andere 
objecten. Gedetailleerde uitleg over de wijze van processen wordt gegeven in het 
meetregister Noord-Nederland 2014 (Referentie 4). 
 
In het statusrapport 2010 (Referentie 1 ) is reeds geconstateerd, dat InSAR een goede 
overeenkomst laat zien ten opzichte van waterpassing en beschouwd kan worden als 
alternatieve techniek voor het monitoren van bodemdaling. Expliciete vergelijkingen zijn 
bovendien gerapporteerd in de rapportage behorende bij het meetplan Groningen 2010 
(Referentie 11) en in het meetregister Noord Nederland 2014 (Referentie 4). Het laatste 
is gerapporteerd aan SodM , de Commissie Bodemdaling Groningen en de Commissie 
Bodemdaling Aardgaswinning Fryslân. Voortdurend worden onderdelen van de techniek 
waar mogelijk verder verbeterd, mede ten aanzien van gebruik van andere satelliet 
missies. 
 
Om de in het verleden door waterpassing opgebouwde tijdseries van metingen te 
kunnen voortzetten, worden de PS waargenomen bewegingen naar de locaties van de 
fysieke peilmerken van de waterpassing omgerekend. De gemiddelde beweging van alle 
PS in de onmiddelijke nabijheid van ieder peilmerk wordt dus als beweging van het 
peilmerk zelf beschouwd. Doordat meestal meerdere PS in de omgeving beschikbaar 
zijn, is het resultaat minder gevoelig voor uitschieters dan de waterpassing. In het 
meetregister 2014 heeft InSAR als primaire inwinningstechniek gefungeerd met 
waterpassingen ter validatie. 
 
4.3 GPS 
In 2013 (Ten Post) en 2014 zijn 11 permanent opgestelde GPS stations geinstalleerd 
boven het Groningerveld. Daarnaast wordt het reeds bestaande station van Veendam 
ook als monitoringsstation gebruikt. Resultaten van deze metingen worden maandelijks 
aan SodM gerapporteerd. Zie hiervoor als voorbeeld het rapport van oktober 2015 
(Referentie 12). Hierin worden ook de dalingssnelheden gerapporteerd, welke berekend 
worden over een periode van 12 voorafgaande maanden, waarbij rekening wordt 
gehouden met de correlatie van hoogteschattingen in de GPS tijdserie. Nauwkeurigheid 
van deze berekende snelheid heeft een standaard afwijking van 0,6 mm/jaar. Figuur 6 
visualiseert de dalingssnelheid middels een geschaalde vector voor de periode oktober 
2014- 2015.  Figuur 7 laat de bodemdaling op deze stations zien tezamen met de 
gemodelleerde bodemdaling volgens het geomechanisch model. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 269 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 270 ======================================================================

<pre> 
 14 
 
Figuur 6 Dalingssnelheden per GPS station bepaald voor periode oktober 2014-2015 
(mm/jaar). Standaardafwijking 0,6 mm/jaar. 
 
 
 
Figuur 7 Bodemdaling in cm gemeten op de GPS stations(blauwe lijn) met de 
gemodelleerde bodemdaling (groene lijn). </pre>

====================================================================== Einde pagina 270 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 271 ======================================================================

<pre> 
 15  
4.4 Differenties 
Door het hoogteverschil op twee tijdstippen tussen twee peilmerken van elkaar af te 
trekken kan de relatieve peilmerkdaling (differentie) worden berekend. De 
standaardafwijkingen van de differenties nemen echter toe naarmate de peilmerken 
verder van het referentiepunt liggen. Tot op heden rapporteert de NAM, in lijn met de in 
het verleden gestelde eisen van SodM, gewaterpaste differenties op basis van vrije 
netwerk vereffeningen, waarbij wordt aangesloten op één referentiepeilmerk.  
Uit InSAR bepaalde differenties worden naar hetzelfde referentiepeilmerk 
geconverteerd, opdat zij de tijdseries uit waterpassing op een consistente manier 
voortzetten. Met het oog op de precisie van de differenties, is het netwerk van Noord-
Nederland opgedeeld in drie deelgebieden, met ieder één afzonderlijk 
referentiepeilmerk. De gerapporteerde differenties uit het meetregister Noord-Nederland 
2014 (2008- 2013) (Referentie 4) worden weergegeven in Figuur 11. 
 
 
Uit afzonderlijke netwerkvereffeningen kunnen identificatiefouten (verwisseling van 
peilmerknaam) en autonoom dalende punten niet worden gedetecteerd. Om te 
controleren of de bodemdaling door compactie in de diepe ondergrond niet structureel 
wordt onder- of overschat, zijn de gemeten hoogteverschillen ook getoetst met behulp 
van een integrale ruimte-tijdanalyse op basis van hoogteverschillen. Het voordeel van 
deze methode is dat hiervoor genoemde fouten wel kunnen worden gevonden. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 271 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 272 ======================================================================

<pre> 
 16 4.5  Stabiliteit 
Een gemeten peilmerkbeweging kan verschillende oorzaken hebben : 
 
 Daling van het object waaraan het peilmerk is bevestigd (bijvoorbeeld gebouw, 
brug, viaduct), doordat dit onder het eigen gewicht in de bodem wegzakt; 
 Compactie in de ondiepe ondergrond door bijvoorbeeld aanpassing polderpeil of 
natuurlijke klink; 
 Compactie in de diepe ondergrond (bijvoorbeeld gaswinning, zoutwinning). 
 Puntverwisseling bij de meting of verstoring van het peilmerk door b.v. 
werkzaamheden. 
 
Relatieve peilmerkdaling is dus niet altijd representatief voor bodemdaling door 
gaswinning. Bij de berekening van peilmerkbewegingen spreken we van een stabiel 
peilmerk als de daling van een peilmerk representatief is voor bodemdaling als gevolg 
van compactie in de diepe ondergrond, en niet onderhevig is aan andere effecten.  
Veronderstellend, dat deze andere effecten lokaal beperkt zijn, volgt uit deze definitie  
dat het bewegingsgedrag van stabiele peilmerken binnen een zekere marge 
overeenkomt met het gedrag van andere peilmerken in de omgeving. Daarop gebaseerd 
kunnen stabiele peilmerken in een ruimte-tijd analyse op een statistisch objectieve wijze 
worden gedetecteerd.  
 
Het resultaat van de stabiliteitsanalyse staat afgebeeld in Figuur 8 (voor gedetailleerde 
toelichting zie Referentie 4).  
 
 
  
Figuur 8 Stabiliteitsanalyse van waterpas-peilmerken. 85 % van de geanalyseerd e 
peilmerken worden als “stabiel” geclassificeerd. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 272 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 273 ======================================================================

<pre> 
 17 4.6 Bodemdaling door gaswinning 
Aangenomen wordt dat de bodemdaling door compactie in de diepe ondergrond (zoals 
door gaswinning) wordt weergegeven door de bewegingen van de stabiele peilmerken. 
De differenties zijn berekend door de vrij vereffende peilmerkhoogten van twee metingen 
van elkaar af te trekken. Deze hoogten en differenties zijn ook gepubliceerd in openbare 
meetregisters. De peilmerk differenties tussen 1964 en 20 13 staan afgebeeld in Figuur 
9. 
 
 
Legenda  
 
0 cm  
 
 
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
+33 cm 
 
Positieve waarde geeft daling aan  
 
Figuur 9 Relatieve peilmerkbeweging (cm) stabiele peilmerken, 1964 - 2013. 
 
In 1964 is bij de start van de gaswinning in Groningen slechts een beperkt netwerk 
gemeten omdat destijds alleen uit het zuidelijke deel van het gasveld werd 
geproduceerd. De relatieve peilmerkbewegingen tussen 1964 en 20 13 kunnen dan ook 
slechts op een beperkt aantal peilmerken worden bepaald. 
 
Later (vanaf 1972) zijn veel uitgebreidere metingen uitgevoerd. Omdat er zeer weinig 
bodemdaling heeft plaatsgevonden tussen 1964 en 1972 (max. 2 cm), zijn ook de 
peilmerkbewegingen tussen 1972 en 20 13 berekend. Deze worden weergegeven in 
Figuur 10.  
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 273 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 274 ======================================================================

<pre> 
 18  
Legenda  
 
0 cm  
 
 
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
+33 cm 
 
Positieve waarde geeft daling aan  
 
Figuur 10 Relatieve peilmerkbeweging (cm) stabiele peilmerken, 1972 – 2013. 
 
Figuur 11 geeft de relatieve peilmerkbewegingen weer tussen de twee laatste grote 
waterpassingen in Noord-Nederland (2008 en 20 13).  
 
 
Legenda  
 
 
-1 cm 
 
 
   
  
 
0 cm  
 
 
 
 
 
 
 
+3 cm  
 
Positieve waarde geeft daling aan  
 
Figuur 11 Relatieve peilmerkbeweging (cm) stabiele peilmerken, 2008 – 2013. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 274 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 275 ======================================================================

<pre> 
 19 4.7 Contourkaart waterpasmetingen 
Op basis van een uitgevoerde ruimte-tijd analyse, waarbij alle beschikbare waterpasdata 
is gebruikt (1964- 2013) , is een contourkaart gegenereerd (Figuur 12). De ruimte-tijd 
analyse maakt aannames omtrent de modellering en het gedrag van de deformatie als 
gevolg van mijnbouwactiviteiten, zowel in ruimte als in tijd. Belangrijk is te vermelden, 
dat autonome bewegingen enkel zijn gecorreleerd in de tijd. Afwijkingen in de 
bodembeweging als gevolg van mijnbouwactiviteiten zijn zowel ruimtelijk als in de tijd 
gecorreleerd. De uitsplitsing van het bodemdalingssignaal is daardoor afhankelijk 
van de mate waarin de covariantiefuncties de fysische werkelijkheid beschrijven. 
Deze zijn niet direct gerelateerd aan de parameters die het gedrag van het 
reservoir en de overburden beschrijven. Hierdoor heeft de geschatte ruimtelijk 
gecorreleerde bodembeweging voornamelijk een signaalfunctie. 
Contouren worden alleen getoond voor die gebieden, waar volgens de analyse de 
1 cm. 
 
Figuur 12  Contourkaart voor bodemdaling door gaswinning, opgetreden tussen start 
van de productie en de waterpassing in 2013 op basis van ruimte-tijd analyse van 
waterpasdata (cm). 
Deze kaart is groter weergegeven in Appendix IV.Ter vergelijking is in Appendix VI de 
met Move-3 op stabiele peilmerken gemeten bodemdaling getoond. Deze waarden zijn 
gebruikt voor de kalibratie van het geomechanisch bodemdalingsmodel. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 275 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 276 ======================================================================

<pre> 
 20 4.8 Profielen 
De berekende relatieve peilmerkbewegingen worden gebruikt om de bodemdalings-
prognoses te toetsen en waar nodig bij te stellen. Daarvoor worden onder andere 
profielen gebruikt, waarbij de peilmerkdalingen worden afgezet tegen de prognoses. 
Evenals in het vorige Statusrapport (2010), zijn er twee profielen gekozen over de 
stabiele peilmerken en door het centrum van de bodemdalingskom. Een kaart met een 
overzicht van de ligging van deze profielen is weergegeven in Figuur 13. De profielen 
(west-oost en zuid-noord) zijn weergegeven in Figuur 14 en Figuur 15. 
 
 
Legenda  
 
0 cm  
 
 
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
+33 cm 
 
       Profiel  
 
Figuur 13 Overzicht profielen over stabiele peilmerken 1972 – 2013. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 276 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 277 ======================================================================

<pre> 
 21  
 
Legenda  
      
Relatieve peilmerk -
beweging met 
precisie (3 σ) 
 
Prognose met 
onzekerheidsmarge   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Negatieve waarde geeft daling aan  (cm)   W O 
 
 
Figuur 14 West-oost profiel: relatieve peilmerkbewegingen (cm) stabiele peilmerken, 
1972 – 2013 (voor uitleg van precisie en onzekerheidsmarge zie par. 7.1). 
 
 
Legenda  
      
Relatieve peilmerk -
beweging met 
precisie (3 σ) 
 
Prognose met 
onzekerheidsmarge   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Negatieve waarde geeft daling aan  (cm)   Z N 
 
 
Figuur 15 Zuid- noord profiel: relatieve peilmerkbewegingen (cm) stabiele peilmerken, 
1972 – 2013  (voor uitleg van precisie en onzekerheidsmarge zie par. 7.1). 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 277 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 278 ======================================================================

<pre> 
 22 Uit de profielen blijkt dat voor het merendeel van de peilmerken geldt, dat de absolute 
verschillen binnen de onzekerheidsmarge van de prognose en precisie van de relatieve 
peilmerkbewegingen vallen. 
In Figuur 16 zijn de bodemdalingscontouren volgens de aan de metingen gekalibreerde 
modelberekening voor het jaar 2013 getoond (bodemdaling sinds het begin van de 
gasproductie). Figuur 17 toont de verschillen tussen de gemeten (waterpasdata 2013 ) 
en de gemodelleerde bodemdaling (1 jan 2014). Figuur 18 toont de gemeten 
(waterpasdata 2013) bodemdaling sinds de start van de winning op stabiele peilmerken. 
De kaart in Figuur 17 en Figuur 18 is opgedeeld in verschillende gebieden op basis van 
de eerste nulmeting in een betreffend gebied. Hierdoor is de tijdsperiode van de 
metingen per gebied verschillend . Deze kaart en zijn groter afgedrukt in de appendix. 
 
 
 
Figuur 16 Contourkaart voor bodemdaling door gaswinning opgetreden tussen start 
van de productie en de waterpassing in 20 13, bepaald met het aan de metingen 
gekalibreerde geomechanisch model. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 278 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 279 ======================================================================

<pre> 
 23 
 
Figuur 17 Verschilkaart van de gemodelleerde bodemdaling min de, op basis van 
waterpassing, gemeten bodemdaling in 2013 op stabiele peilmerken sinds de start van de 
winning. Per gebied is een andere tijdsperiode gekozen afhankelijk van de eerste meting 
en/of start van de productie in het betreffende gebied .   
 
 
Figuur 18  Gemeten bodemdaling in 2013 op stabiele peilmerken sinds de start van de 
winning. Per gebied is een andere tijdsperiode gekozen afhankelijk van de eerste meting 
en/of start van de productie in het betreffende gebied .  </pre>

====================================================================== Einde pagina 279 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 280 ======================================================================

<pre> 
 24  
Figuur 19 en Figuur 20 tonen de geschatte bodembeweging uit InSAR en 
waterpassingen langs de twee geselecteerde waterpastrajecten (zie Figuur 13). Voor 
InSAR zijn gewogen gemiddelden met bijbehorende standaardafwijking uit alle 
scatterers binnen een straal van 500 m berekend. Hieruit blijkt dat de resultaten uit 
InSAR en waterpassingen binnen de nauwkeurigheid van beide meettechnieken 
overeenkomen. 
 
Legenda  
 
PS-InSAR deformatie  
met precisie (3 σ) 
 
Relatieve peilmerk -
beweging met precisie 
(3σ) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Negatieve waarde geeft daling aan  (cm)   W O 
 
Figuur 19   West-oost profiel: vergelijking PS-InSAR en waterpassingen (cm), 20 08 – 2013. 
 
Legenda  
 
PS-InSAR deformatie  
met precisie (3 σ) 
 
Relatieve peilmerk -
beweging met precisie 
(3σ) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Negatieve waarde geeft daling aan  (cm)   Z N 
 
Figuur 20   Zuid-noord profiel: vergelijking PS-InSAR en waterpassingen (cm), 2008 – 2013. </pre>

====================================================================== Einde pagina 280 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 281 ======================================================================

<pre> 
 25 5 Modellering van compactie 
 
Zoals in de inleiding is aangegeven, veroorzaakt gasproductie uit een gasveld 
drukdaling in de gasvoerende gesteentelaag, het reservoir. Hierdoor wordt deze 
gesteentelaag langzaam iets samengedrukt onder het gewicht van de bovenliggende 
lagen. In hoeverre het reservoir wordt samengedruk t (of compacteert), hangt af van het 
compactiegedrag, de dikte van de formatie en de drukdaling in het reservoir. De 
drukdaling in het reservoir wordt berekend met reservoir-simulatiemodellen die worden 
gekalibreerd met de regelmatig gemeten drukken in de productie putten en de 
hoeveelheid geproduceerd gas, condensaat en water over tijd. De mate waarin de 
compactie van de reservoirformatie wordt omgezet in bodemdaling aan het maaiveld is 
onder meer afhankelijk van de diepte en omvang van het depleterende gasveld. Om een 
prognose van de bodemdaling te maken moet een model voor het compactiegedrag 
worden bepaald. Bepalende factoren voor het compactiegedrag zijn onder andere 
cementatie (mate waarin zandkorrels aan elkaar gekit zijn), porositeit en microstructuur 
van het gesteente. Tot nu toe is er geen model beschikbaar dat een kwantitatief verband 
geeft tussen deze parameters en het compactiegedrag. Daarom wordt een empirisch 
model afgeleid uit macroscopische waarnemingen, zoals bodemdalingmetingen en 
compactie experimenten in het laboratorium.  
 
 
* http://www.waddenacademie.nl/themas/geowetenschap/wetenschappelijke-begeleidingscommissie-bodemdaling/  
 Anomaal bodemdalingsgedrag  
Onder begeleiding van de Waddenacademie heeft een groep wetenschappers 
sturing gegeven aan een onderzoek naar de fysische  achtergronden van de 
waargenomen tijdsaf hankelijke effecten in het bodemdalinggedrag en de mogelijke 
gevolgen daarvan voor de bodemdaling op langere termijn.  
Dit onderzoek komt voort uit vergunningsvoorwaarden van de winningsplannen 
Ameland, Moddergat en Anjum. Het onderzoek heeft plaatsgevonden  in de periode 
2013 -2015 en zal een vervolg krijgen in 2016. Meer informatie m.b.t. deze studie is 
te vinden in Referentie  6. Een korte samenvatting is te vinden op de 
waddenacademie website*:  
“De NAM was verplicht om voor 1 juli 2015 een lange termijn bodemdaling studie in 
het waddengebied uit te voeren. Het gaat hierbij om een onderzoek naar de fysische 
achtergronden van de waargenomen tijdsafhankelijke effecten in het bodemdaling 
gedrag en de mogelijke gevolgen daarv an voor de bodemdaling op langere termijn. 
De studie werd uitgevoerd in opdracht van de Inspecteur -generaal der Mijnen door 
de NAM en verschillende partijen namens de NAM. De studie startte op 1 januari 
2013 en liep tot 1 juli 2015. De Waddenacademie heeft  een onafhankelijke 
wetenschappelijke begeleiding scommissie  gevraagd de lange termijn bodemdaling 
studie in het waddengebied te begeleiden.  
Op 11 november 2015 heeft de Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) haar oordeel 
uitgesproken over de 16 rapporten die de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) 
op 30  juni 2015 heeft aangeboden aan de SodM. In haar beoordeling heeft de SodM 
tevens het  oordeel  betrokken van de door de Waddenacademie ingestelde 
wetenschappelijke begeleidingscommissie bodemdaling. In het algemeen beoordeelt 
de SodM de tot nu toe verkregen studieresultaten als grondig,  zeer relevant en van 
een wetenschappelijk hoog niveau”.   </pre>

====================================================================== Einde pagina 281 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 282 ======================================================================

<pre> 
 26 De parameters van het compactiemodel dat wordt toegepast in het Noord-Nederlandse 
bodemdalingsmodel van de gasvelden in Groningen, Friesland en Noord-Drenthe 
worden bepaald met behulp van de volgende methoden:   
 
 Compactiemetingen op gesteentemonsters in het laboratorium. 
 In situ compactiemetingen in diepe observatieputten in het Groningen-gasveld. 
 Inversie van de gemeten bodemdaling boven de gasvelden.  
 
 
5.1 Laboratoriumexperimenten. 
Voor de compactiemetingen zijn gesteentemonsters afkomstig uit de Slochteren- 
Zandsteenformatie van de reservoirs van de Groningen-, Friesland- en Noord-Drenthe- 
gasvelden gebruikt. Deze monsters worden zorgvuldig geselecteerd, zodat ze 
representatief zijn voor het mechanisch gedrag over de totale dikte van het 
reservoirgesteente. De monsters worden zo georiënteerd dat ze in het experiment in 
dezelfde richting vervormd worden als in het reservoir. De omstandigheden in het 
experiment worden zo gekozen dat ze overeenkomen met de drukken en spanningen in 
het reservoir (zie Figuur 21). De verticale en horizontale spanningen zijn gelijk aan die in 
het veld, evenals de temperatuur. De poriën van het kernmonster zijn gevuld met een 
zoutoplossing die dezelfde samenstelling heeft als het water dat, naast het te winnen 
gas, in het reservoir gevonden wordt.  
 
 
Figuur 21 Compactieapparaat, geschikt voor experimenten bij reservoirtemperatuur 
(100˚C). De gesteentemonsters hebben een lengte van 65 mm en een doorsnede van 35 
mm. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 282 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 283 ======================================================================

<pre> 
 27 Ondanks het zorgvuldig nabootsen van de omstandigheden in het reservoir, wordt vaak 
in het lab een (iets) ander compactiegedrag geobserveerd dan in het veld. Mogelijke 
oorzaken zijn beschadigingen van het gesteente tijdens het uitboren en verschillend 
compactiegedrag door het voorkomen van bv zwakkere breukvlakken in het 
reservoirgesteente op grotere (veld)schaal. 
Tussen 2013 en 2015 zijn uitvoerige testen verricht op kernmateriaal uit de boring  
MGT-3 (Referentie 6). Deze testen laten zien dat 20% van de totale geobserveerde 
axiale deformatie (vervorming in de lengterichting van het gesteentemonster) een 
tijdsafhankelijk karakter heeft (kruip). Deze tijdsdafhankelijkheid wordt meegenomen in 
de gebruikte compactierelaties die ten grondslag liggen aan de bodemdalings-
berekeningen in dit statusrapport. 
 
 
 
5.2 Compactiemetingen in diepe observatieputten. 
Enkele jaren na het begin van de gasproductie uit het Groningen-veld werd besloten een 
meetprogramma op te zetten om de samendrukbaarheid (compressibiliteit) van het 
reservoirgesteente in het reservoir zelf te meten.  
 
Hiertoe werden in elf observatie putten laag-radioactieve markeringen (kogels) om de 
tien meter over het gehele reservoir aangebracht. Van deze observatieputten zijn er nu 
nog zeven in gebruik; in Uithuizermeeden, De Hond, Stedum, Ten Boer, Schildmeer, 
Delfzijl en Roode Til (Figuur 22). Door periodiek de (verandering van de) afstand tussen 
de markeringen te bepalen, kan inzicht in de reservoircompactie worden verkregen. De 
putten zijn over het veld verspreid, zodat ook het effect van gesteentevariabiliteit 
onderzocht kan worden. Om ook informatie te verkrijgen over mogelijke compactie van 
de formaties boven en onder het reservoir zijn in drie putten (Roode Til, Ten Boer en De 
Hond) ook kogels geschoten in de bovenliggende Ten Boer Kleisteen en in de 
onderliggende Limburg-groep. 
 
Van 1974 tot 1982 werden metingen in de diepe compactieputten uitgevoerd met een 
precisie dieptemeter van Schlumberger (PDM). Deze methode bleek echter niet 
nauwkeurig genoeg en in 1982 werd de meetapparatuur vervangen door de 
zogenaamde “Formation Subsidence Monitoring Tool” (FSMT van Schlumberger ), 
waarmee meer nauwkeurige compactie metingen konden worden gedaan. Vanaf 2010 
wordt ook de “Compaction Measurement Instrument” (CMI van Baker Hughes) gebruikt, 
die volgens hetzelfde principe werkt als de FSMT.  
 
Om de afstand tussen elk aangrenzend paar markeringen te bepalen, wordt het 
meetinstrument, waarin zich een aantal gamma detectoren bevindt, in het gat gelaten en 
aan een kabel langs de markeringen geleid (Figuur 23). Als een van de detectoren zich 
recht tegenover een markering bevindt, is het aantal door die detector ontvangen 
gammastralen per tijdseenheid maximaal. Dit maximum geeft zo de positie van de 
markering aan. De meetinstrumenten, FSMT en CMI, bevatten elk vier detectoren. 
Wanneer de bovenste twee detectoren de gammastraling opvangen van de bovenste 
markering van elk paar, registreren de onderste twee detectoren de gammastraling van 
de onderste markering. Uit de onderlinge afstand van de maxima en de afstand tussen 
de detectoren kan de afstand tussen elk paar naburige markeringen worden berekend. 
Door deze afstand voor elk paar naburige markeringen periodiek te meten en de 
resultaten te combineren, kan de in het reservoir optredende compactie worden 
bepaald.  </pre>

====================================================================== Einde pagina 283 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 284 ======================================================================

<pre> 
 28  
Uit analyse van de resultaten van de FSMT- en CMI-metingen over de afgelopen jaren 
blijkt, dat het compactieproces niet wezenlijk verschilt van put tot put. Zoals in de 2000-
prognose genoemd, is op grond hiervan besloten om alleen in situ compactiemetingen 
uit te voeren in drie representatieve, over het veld verspreide, observatieputten. Vanaf 
2000 waren dit de putten Stedum, Roode Til en De Hond. De andere putten worden 
goed onderhouden, zodat ook daarin metingen gedaan kunnen worden als daar 
aanleiding voor mocht zijn. Het compactieproces verloopt relatief langzaam en 
gebaseerd op de meetnauwkeurigheid is het niet zinvol de regelmatige in situ 
compactiemetingen in elk van de gebruikte putten vaker dan eens per vijf jaar uit te 
Sinds het status raport uit 2010 is deze vorm van compactie metingen drie keer 
uitgevoerd: in 2010 en 2013 in Stedum, en in 2011 in Roode Til.  
In 2015 is er een nieuwe observatieput in Zeerijp (Zeerijp- 3) geboord, waarin via een 
nieuwe techniek, “Real-Time Compaction Monitoring” (RTCM), de reservoir compactie 
nog nauwkeuriger gemeten kan worden . Deze techniek meet de deformatie van de 
stalen verbuizing van de put die via het cement vastzit aan het gesteente en meet 
daarmee ook de compactie van het gesteente. Met deze techniek kunnen zeer kleine 
veranderingen continu worden waargenomen.  
 
 
Figuur 22 Overzichtskaart van de locaties van de diepe compactieputten en ondiepe 
compactieputten. De drie putten waarin regelmatig diepe compactiemetingen worden 
uitgevoerd middels de markeringen, zijn in rood aangegeven. De put in De Hond is tijdelijk 
niet toegankelijk voor metingen.  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 284 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 285 ======================================================================

<pre> 
 29 
 
Figuur 23 Principe van in situ reservoir-compactiemetingen. 
De resultaten van de analyse van de compactiemetingen staan in Figuur 24, Figuur 25 
en Figuur 26. Een nieuwe methode van compactiedata analyse (Referentie 9 ) is 
toegepast op de meest recente dat a uit Stedum; alle andere interpretaties zijn 
gebaseerd op eerdere analyses. De meetnauwkeurigheid van de FSMT en CMI 
metingen lijkt in het verleden overschat te zijn, en is aangepast voor alle meetpunten . De 
meting die verricht is in Stedum in 2005 laat een afwijking zien t.o.v. de lineaire trend die 
bepaald kan worden op basis van de overige metingen. De betrouwbaarheid van de 
gemeten data is vergelijkbaar met de overige metingen. Deze afwijking is waarschijnlijk 
veroorzaakt door een fout in de meting zelf (b.v. een kalibratiefout). Metingen in de 
toekomst moeten vaststellen of dit inderdaad zo is. Over het algemeen laten de laatste 
metingen zien dat ze nog redelijk in lijn zijn met de voorgaande metingen. De 
richtingtingscoëfficiënt  van een lineaire trendlijn door de datapunten, die een maat zou 
moeten zijn voor de gemiddelde compactie coëfficiënt over de gehele reservoir dikte, is 
nog steeds vergelijkbaar met de gemeten compactiecoëfficiënt die volgt uit de 
laboratoriumexperimenten. 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 285 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 286 ======================================================================

<pre> 
 30 Figuur 24 Resultaten van de in situ compactiemetingen in Stedum, ten opzichte van 
1984. De meest recente data is met een nieuwe methode geanalyseerd (cirkels). 
 
Figuur 25 In situ compactiemetingen De Hond (geen nieuwe data sinds Statusrapport 
2010). 
 
 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 286 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 287 ======================================================================

<pre> 
 31  
Figuur 26 In situ compactiemetingen Roode Til. 
 
5.3 Compactie-modelparameters bepalen met behulp van inversie 
Voor de bepaling van de compactie in het Groningen veld is een inversiestudie 
uitgevoerd waarbij de inversie van de bodemdalingmetingen naar de compactie in een 
aantal stappen is uitgevoerd. Allereerst is een kalibratie uitgevoerd van de compactie 
aan de waterpasdata, reservoirdrukken en productiegegevens in het reservoir model. 
Deze stap zorgt er ook voor dat de drukken in de laterale aquifers zo goed mogelijk 
worden bepaald, waarbij wordt verondersteld dat de compactiecoëfficiënt van de 
samendrukbaarheid van het gesteente vergelijkbaar is met die in het gasreservoir. 
Vervolgens zijn de drukken gebruikt in een tweede inversiestap m.b.v. het 
geomechanische model. Hiermee is uiteindelijk een gedetailleerd compactiegrid bepaald 
met cellen van 1 bij 1 km. Dit grid is vervolgens gebruikt voor de prognoseberekeningen. 
 
5.4 Compactiemodel 
Het compactiemodel zorgt voor de vertaling van de drukdaling naar de compactie. 
Gebaseerd op o.a. observaties van de bodemdaling boven Ameland is in de huidige 
berekeningen een op diffusie gebaseerd en daarmee tijdsafhankelijk   compactiemodel 
voor het reservoir toegepast dat hieronder verder wordt toegelicht. In het Groningen 
winningsplan (Referentie 3) is tevens een vergelijk gemaakt tussen dit compactiemodel 
en het RTCiM model dat door TNO is ontwikkeld (Referentie 11). Prognoses voor de 
bodemdaling die zijn gedaan m.b.v. beide compactiemodellen zijn zeer vergelijkbaar. 
 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 287 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 288 ======================================================================

<pre> 
 32 5.4.1 Diffusie mechanisme in het reservoir 
De resultaten van bodemdalingsmetingen op Ameland en in de Waddenzee laten zien 
dat de bodemdaling in de beginfase van de productie een zekere vertraging heeft ten 
opzichte van de drukdaling in het veld. Dit effect speelt ook een rol aan het einde van de 
productie: de bodemdaling stopt niet direct bij beëindiging van de productie, maar zal 
altijd vertragen. Een mogelijke verklaring voor deze observatie is dat er een 
diffusieproces optreedt in het reservoir. Dit wordt ook waargenomen in b.v. de 
bodemdalingsmetingen boven Groningen. 
Het onderzoeken van het exacte fysische proces (of combinatie van processen) dat de 
waargenomen tijdsafhankelijke daling veroorzaakt was onderdeel van de “Long Term 
Subsidence” studie die recentelijk in juni 2015 door NAM is afgerond (zie kader pagina 
25), waarbij o.a. de volgende processen zijn onderzocht: 
 Mogelijke drukdaling in de watervoerende pakketten onder en naast de 
gasreservoirs 
 Tijdsafhankelijk gedrag in de compactie van het reservoir 
 Tijdsafhankelijke deformatie van de zoutlaag boven het reservoir 
 
Het is zeer waarschijnlijk dat een combinatie van deze mechanismes zorgt voor het 
geobserveerde tijdsafhankelijke gedrag, waarbij het niet mogelijk is alle fysische 
processen exact te onderscheiden en/of te vertalen naar computermodellen.  
Daarom heeft NAM een tijdsafhankelijk diffusiemodel ontwikkeld en toegepast waarmee 
op een eenvoudige manier een betere temporele passing met de geobserveerde 
bodemdaling gemaakt kan worden. 
De diffusie komt uiteindelijk tot uitdrukking in de volumerek van het reservoirgesteente, 
die vervolgens de bodemdaling veroorzaakt. 
 
Time-decay model 
De formule voor dit model wordt hieronder weergegeven. 
De volumerek, 𝑒𝑖𝑖, op een punt, 𝐱, en tijdstip,  𝑡, in het reservoir kan worden beschreven 
door het product van de drukverandering, ∆𝑝, en de uniaxiale compactiecoefficient, 𝑐𝑚, 
geconvolueerd in tijd,  ∗𝑡, met een “time decay” functie: 1
𝜏exp−𝑡
𝜏  met t in jaren  en 𝜏 de 
“time decay” constante.  
 
𝑒𝑖𝑖 𝐱,𝑡 =∆𝑝 𝐱,𝑡  𝑐𝑚 𝐱,𝑡  ∗𝑡 1
𝜏exp −𝑡
𝜏  
 
 
Op basis van de meest optimale kalibratie met de beschikbare bodemdalingsmetingen in 
het gebied dat het Groningen veld beslaat volgt voor dit voorkomen een waarde van 
circa 3 jaar voor de “time decay” constante.  
 
Bovenstaand compactiemodel is gebruikt vanwege de goede passing met de metingen 
in Ameland en Anjum (Winningsplan Ameland 2011, Winningsplan Anjum 2011) en het 
beperkte aantal (2) vrije parameters. Deze velden zijn verder in hun ontwikkeling en als 
analoog aangenomen, onder andere omdat het reservoir uit hetzelfde type zandsteen 
bestaat als het Groningen reservoir.  
 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 288 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 289 ======================================================================

<pre> 
 33  
 
 
5.5 Compactiemetingen van de ondiepe ondergrond 
Om een onderscheid te maken tussen de bodemdaling veroorzaakt door diepe 
compactie ten gevolge van gaswinning en ondiepe compactie, is in de provincie 
Groningen tussen 1970 en 2003 de compactie van de ondiepe ondergrond in veertien 
over de provincie Groningen verspreid aanwezige ondiepe compactieputten uitgevoerd. 
De ondiepe compactie werd gemeten tussen een diepte van 20 m (fundatie 
meetgebouw) tot 400 m. De dalingsnelheid bleek, na de zetting van de fundering van de 
meetgebouwen gedurende de eerste zeven jaar, over een periode van 25 jaar constant 
te zijn per locatie, variërend van 0 tot 1 mm per jaar. Om deze reden zijn de metingen, 
zoals beschreven in het vorige statusrapport, na overleg met de Commissie 
Bodemdaling Groningen en SodM in 2003 beëindigd waarna de ondiepe compactie-
putten in de provincie Groningen zijn verlaten.  
Een uitgebreide analyse leidde tot de conclusie dat de ondiepe compactie van plaats tot 
plaats varieert en niet over grotere gebieden kan worden geëxtrapoleerd. De metingen 
geven een goede lokale indicatie van de ondiepe compactie, maar zijn niet geschikt om 
de bodemdaling veroorzaakt door de ondiepe compactie over geheel Groningen te 
bepalen. In de passing van het model met de meting wordt de ondiepe compactie niet 
van de meting afgetrokken, waardoor de gemodelleerde bodemdaling een conservatieve 
schatting geeft van de bodemdaling die door gaswinning wordt veroorzaakt. 
 
Sinds 1992 worden ook ondiepe compactiemetingen in Drenthe (Annerveen) en 
Friesland (Tietjerksteradeel) uitgevoerd. Deze metingen worden voorlopig voortgezet. 
De metingen in Tietjerksteradeel geven geen duidelijke trend van de ondiepe compactie. 
In Annerveen wordt een ondiepe compactie gemeten van gemiddeld 0,2 mm per jaar. Bi-lineair compactie model, status rapport 2010  
 
Het bi -lineaire compactiemodel  was het door NAM gebruikte  compactiemodel tot 
2011. Het model voorzag in het meest eenvoudige antwoord op de versnel de 
bodemdaling die was waargenomen boven een aantal Nederlandse gasvelden. 
Het model bestaat uit twee linea ire compactie ‘takken’ waarbij een eerste tak met 
een lagere compressibiliteit bij een bepaalde druk overgaat in een tak met een 
hogere compressibili teit. Dit model geeft echter geen verklaring voor de 
doorgaande bodemdaling die wordt geobserveerd boven het Ameland veld. Deze 
observatie was de belangrijkste reden om over te gaan op bovenstaande time -
decay model.  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 289 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 290 ======================================================================

<pre> 
 34 6 Modellering en prognose van de bodemdaling 
6.1 Bodemdalingsmodel 
Voor de meeste velden worden de bodemdalingsberekeningen uitgevoerd met behulp 
van analytische computermodellen die gebaseerd zijn op “Geertsma & Van Opstal Rigid 
Basement”, waarbij de Poisson’s ratio de enige gesteentemechanische parameter die 
van invloed is op de mate waarin compactie in bodemdaling wordt vertaald (in dit geval 
met waarde 0,25). Bij deze vertaling worden alle bovenliggende lagen als één uniforme 
laag beschouwd, die elastisch deformeert. Het Rigid Basement is een veronderstelde, 
niet deformerende, onderlaag die in het geval van Groningen en alle omliggende velden 
tussen 4 en 7 km diepte wordt aangenomen. Deze extra conditie zorgt er voor dat de 
komvorm beter past bij de bodemdalingskom die uit de metingen volgt.  
 
Naast de berekeningen met het analytische model zijn in het verleden voor het 
Groningen-gasveld ook bodemdalingsberekeningen uitgevoerd met het eindige-
elementenprogramma Geomec, een door Shell en TNO-bouw ontwikkeld programma o p 
basis van het eindige elementen programma DIANA van TNO. Geomec berekent 
spanningen en vervormingen in gesteentelagen als gevolg van spannings- en 
drukveranderingen (door gaswinning). De berekeningen uitgevoerd met het analytische 
model kwamen goed overeen met de berekeningen uitgevoerd met het eindige-
elementenmodel. Recentelijk zijn ook bodemdalingsberekeningen uitgevoerd in het 
kader van het aardbevingenonderzoek met het eindige elementen pakket ABAQUS 
(Referentie 8). Vergelijking met dit model laat zien dat de analytische modellen beter 
passen met de metingen dan het numerieke model , hetgeen vertrouwen geeft in de 
berekeningen die ten grondslag liggen aan de resultaten gepresenteerd in dit status 
rapport. Een tweede voordeel van het analytische model is dat hiermee snel uitgebreide 
probabilistische berekeningen kunnen worden uitgevoerd.  
 
Het Noord-Nederland geomechanische model is gebaseerd op de geologische en 
reservoirmodellen van de gasvelden. Probabilistische kalibratieberekeningen zijn 
uitgevoerd met de waterpasmetingen voor het Groningen veld die worden beschreven in 
paragraaf 7.1. De meest waarschijnlijke oplossing met bijbehorende onzekerheden 
wordt gebruikt voor het opstellen van de bodemdalingsprognose boven het Groningen 
veld.  
Voor de overige velden is uitgegaan van de beste schatting van invoerparameters die 
past bij de gemeten bodemdaling, waarbij de gebruikte “time-decay” voor alle velden 3 
jaar is. 
 
6.2 Invoergegevens van de velden 
 
In het statusrapport uit 2005 is voor alle NAM-velden in de provincies Groningen, 
Friesland en het noorden van Drenthe een korte beschrijving van de veldgegevens 
opgenomen. In het statusrapport 2010 is deze beperkt tot de nieuwe in productie 
genomen velden. Ook in dit status rapport (2015) worden een aantal nieuwe velden 
meegenomen die recentelijk in productie genomen zijn of dat binnenkort zullen worden. 
Deze nieuwe velden worden hieronder beknopt beschreven. 
 
Voor alle velden die bodemdaling veroorzaken op het vaste land en waarvoor de 
gegevens zijn bijgewerkt aan de hand van nieuwe metingen of gewijzigde inzichten 
worden de kentallen gegeven van de gasvelden in Tabel 1. De gegevens reflecteren een </pre>

====================================================================== Einde pagina 290 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 291 ======================================================================

<pre> 
 35 zeer vereenvoudigd model van het voorkomen. In de berekeningen die ten grondslag 
liggen aan de gepresenteerde contourkaarten zijn vanzelfsprekend de werkelijke 
reservoirstructuur en gedetailleerde eigenschappen (b.v. laterale variatie in de 
reservoirdikte) meegenomen. 
De variatie in reservoirdruk waarbij de verschillende velden verlaten worden is mede 
afhankelijk van het productiemechanisme, het putgedrag, de economische levensduur 
van een veld en het al dan niet installeren van compressie. 
De ligging van de velden wordt weergegeven in Figuur 27.  
 
 
Figuur 27 Overzicht van de gasvelden die in deze prognose zijn meegenomen.  
Burum-Oost : het Burum-Oost voorkomen bevindt zich op een diepte van ongeveer  
3500 m met een gemiddelde reservoirdikte van 105 m. Het voorkomen is in 2014 in 
productie genomen. De verwachte compactiecoëfficient (Cm) is lager dan de Groningen 
Cm omdat het reservoirgesteente minder poreus is in dit gebied. 
 
Metslawier Zuid : Op een diepte van ongeveer 3700 m bevindt zich het Metslawier Zuid 
voorkomen met een gemiddelde reservoirdikte van 82 m. Het voorkomen is in 2014 in 
productie genomen. Op basis van de porositeit van het gesteente zal d e verwachte Cm 
vergelijkbaar zijn met de Groningen Cm. 
 
Schildhoek: Het Schildhoek voorkomen bevindt zich op een diepte van ongeveer  
4000 m met een gemiddelde reservoirdikte van 115 m. Het voorkomen is nog niet in 
productie genomen. De verwachte Cm zal iets lager zijn dan de Groningen Cm omdat 
het reservoirgesteente minder poreus is in dit gebied. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 291 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 292 ======================================================================

<pre> 
 36 Pieterzijl-Oost : Op een diepte van ongeveer 3300 m bevindt zich het Pieterzijl-Oost  
voorkomen met een gemiddelde reservoirdikte van 100 m. Het voorkomen is nog niet in 
productie genomen. De verwachte Cm is lager dan de Groningen Cm op basis van de 
lagere porositeit in dit gebied. 
 
Wieringa: Het Wieringa voorkomen bevindt zich op een diepte van ongeveer 3600 m 
met een gemiddelde reservoirdikte van 108 m. Het voorkomen is in 2014 i n productie 
genomen. De verwachte compactiecoëfficient (Cm) is lager dan de Groningen Cm op 
basis van de lagere porositeit in dit gebied. 
6.2.1 Groningen 
Voor het modelleren van de bodemdaling boven het Groningen-veld is gebruik gemaakt 
van de beschikbare geologische inzichten in combinatie met inversie van de gemeten 
daling. Het Groningen-veld is zeer groot waarbij de eigenschappen van het veld 
variëren . De diepteligging van het veld varieert van zuid naar noord, in het zuiden ligt de 
top van het reservoir op ongeveer 2750 m, terwijl in het noordelijke deel van het veld de 
top van het reservoir op ongeveer 2900 m diepte ligt . De dikte varieert van ongeveer  
100 m in het zuiden van het veld tot een dikte van 200 m in het noordelijke deel van het 
veld. Een schematisch doorsnede van het veld is getoond in Figuur 28. Ook is het 
waarschijnlijk dat de compactiecoefficient over het veld varieert. Deze variatie is indirect 
afgeleid d.m.v. inversie naar compactie aan de hand van de gemeten bodemdaling . De 
waarde van de compactiecoëfficiënt die het best past met de waarnemingen varieert v an 
0,4*10-5 bar-1 tot 0,7*10-5 bar-1. 
 
 
Figuur 28 Schematische weergave van de geologie van het Groningen-gasveld. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 292 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 293 ======================================================================

<pre> 
 37 De drukontwikkeling in het Groningen-veld is gebaseerd op de meest recente 
Groningen-reservoirstudie (Groningen field review) van 2015 en volgt het zgn. 33 BCM 
scenario zoals gedocumenteerd in Referentie 10. Er bestaat een kans dat dit scenario in 
de nabije toekomst zal veranderen. Nieuwe bodemdalingsprognoses voor Groningen 
zijn dan te vinden in de komende wijziging( en) van het Groningen winningsplan, hoewel 
de verwachting is dat de invloed van een nieuw productieprofiel beperkt zal zijn op de 
uiteindelijke drukdaling in het Groningen veld en daarmee ook op de prognoses voor de 
bodemdaling. 
Het reservoir-simulatiemodel wordt gekalibreerd met de gemeten druk en 
productievolumes van gas, water en condensaat. Evenals in de statusrapportage van 
2010 is bij het opstellen voor de prognose van 2050 uitgegaan van een gemiddelde 
velddruk van 15 bar. Voor 2080 wordt voor het Groningen-veld uitgegaan van een 
einddruk van circa 10 bar.  
Figuur 29 toont het drukverloop van het Groningen veld met de tijd waarbij de lijnen de 
minimum (zuiden van het veld) en maximum drukken (noorden van het veld) weergeven. 
De variatie in druk neemt met de tijd af tot het jaar 2013 door de installatie van de 
noordelijke clusters in jaren tachtig en negentig. In 2013 werd het merendeel van deze 
clusters weer ingesloten in verband met de waargenomen aardbevingen in het 
Loppersum gebied. Deze maatregel zal ertoe leiden dat het drukverloop tussen het 
zuiden en het noorden verder zal toenemen. 
 
Figuur 29 Spreiding van reservoirdrukken in het Groningen-veld. 
</pre>

====================================================================== Einde pagina 293 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 294 ======================================================================

<pre> 
 38   
Tabel 1 Overzicht van de gegevens die zijn gebruikt in deze bodemdalingsstudie. 
 
 
Veld Opgeno
men in 
vorige 
prognos
e(s) Producti
e sinds  Initiële 
druk 
(bar)  Huidige 
druk 
(bar)  Einddruk * 
(bar)  Cm gemiddeld 
(10-5/bar) Gemiddelde 
delple terende dikte 
(m) 
Anjum   1997  563 249 210 0,91 113 
Annerveen   1973  346 22 17 0,45 119 
Appelscha   1999  303 106 106 0,48 93 
Assen   2007  337 166 145 0,50 13 
Bedum   1985  345 82 50 0,52 220 
Blija Zuid   2011  377 310 165 0,90 112 
Blija Zuid Oost   2001 377 244 171 0,57 108 
Blija-Ferwerderadeel   1985  377 252 214 0,8 120 
Blijham   1984  417 47 27 0,54 75 
Boerakker   1998  338 39 32 0,67 190 
Burum Oost   2014  421 418 418 0,54 105 
Een  2005  299 213 189 0,49 45 
Eleveld   1975  377 23 20 0,47 100 
Engwi erum   2002  420 225 225 0,60 103 
Ezumazijl   1999  493 479 476 0,7 115 
Faan   2009  387 196 84 0,56 204 
Feerwerd   2000  404 252 161 0,58 115 
Gasselternijveen   2008  565 260 144 0.3 12.5 
Grijpskerk UGS   1993  393 333 50 0,56 210 
Groningen   1963  347 95 19 0,64 162 
Grootegast   1979  334 41 20 0,74 150 
Harkema   2010  295 142 130 0,57 92 
Houwerzijl   2000  423 248 238 0,55 116 
Kielwindeweer   2003  381 162 105 0,43 117 
Kollum   2002  440 180 109 0,63 94 
Kollum Noord   2001  442 90 46 0,73 99 
Kollumerland   1989  343 85 80 0,60 90 
Kommerzijl   2001  410 134 104 0,56 214 
Lauwersoog -C  2012  500 495 486 0,65 116 
Lauwersoog -Oost   2008  480 438 395 0,68 101 
Lauwersoog -West   2008  479 430 369 0,67 102 
Leens   2003  424 153 85 0,56 123 
Marum   1978  281 135 127 0,59 121 
Marumerlage   - 287 245 245 0,46 126 
Metslawier   1997  559 276 191 1,00 102 
Metslawier Zuid   2014  553 400 90 0,60 82 
Moddergat   2007  567 490 418 0,83 113 
Molenpolder   2001  424 125 90 0,53 200 
Munnekezijl   1995  424 131 108 0,55 110 
Nes  2007  564 469 271 1,03 107 
Norg UGS   1983 / 
1995  327 317 304 0,57 215 
Norg -Zuid  1999  312 110 110 0,48 142 
Oostrum   2002  522 129 45 0,59 98 
Oostrum Noord   2015  522 290 37 0,57 90 
Opende -Oost   1993  292 92 54 0,61 147 
Oude Pekela   1995  331 24 9 0,50 70 
Pasop   1997  358 140 111 0,59 173 
Pieterzijl Oost   - 398 398 107 0,54 100 
Roden (blok 1 / 2)   1976  345 90 80 0,57 191 
Rodewolt   - 351 342 94 0,54 227 
Saaksum(O/W)   1999  412 136/177  83/110  0,59 127/120  
Schildhoek   2016  480 480 133 0,50 115 
Sebaldeburen   1997  338 35 32 0,50 173 
Suawoude   1984  283 51 38 1,0 152 </pre>

====================================================================== Einde pagina 294 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 295 ======================================================================

<pre>                                                                                              Veld | Opgeno | Producti Initiële | Huidige | Einddruk* | Cm gemiddeld Gemiddelde  menin | e sinds druk druk (bar) (10°/bar) delpleterende dikte  vorige (bar) (bar) (m)  prognos  e(s)  Surhuisterveen v 2008 292 111 87 0,53 85  Tietjerksteradeel RO v 1974 284 17 17 14 144  Tietjerksteradeel v 1977 221 27 18 2,5 30  Vlieland  Ureterp v 1978 281 91 TI 0,63 125  Usquert v - 347 318 318 0,50 232  Vierhuizen (Oost) v 2008 459 432 384 0,74 117  Vries v 1991 362 / 266/97/7 222/85/53 0,46/0,52/0,54 145  (South/Central/North) 356/342 8  Warffum v 1986 357 160 120 0,60 200  Wieringa 2014 423 226 232 0,55 108  Witterdiep v 2007 341 82 82 0,46 118  Zevenhuizen v 315 306 40 35 0,52 110  Zuidwending-Oost v 2006 347 19 7 0,46 70                   * Voor een aantal velden, zoals de waddenvelden (Anjum, Metslawier, Ezumazijl, Nes, Moddergat,  Lauwersoog C,W,O en Vierhuizen) geldt dat de drukken zijn berekend met een reservoirsimulatiemodel  waarbij zowel de gas- en aquiferdrukken worden berekend. De drukdaling in de aquifers rondom deze  velden is over het algemeen minder dan de drukdaling in het gasreservoir zelf. Een middeling tussen  aquifer- en gasdrukken zal leiden tot een hogere gemiddelde druk relatief t.o.v. de drukdaling in alleen het  gasreservoir. Voor de velden waar alleen een drukdaling is berekend voor het gasreservoir geldt over het  algemeen een lagere eind druk    6.3 Aquifers    Zoals in eerdere prognoses al is aangegeven kunnen de diepte en omvang van een  bodemdalingsschotel sterk worden beïnvloed door de aanwezigheid van aquifers  (watervoerende lagen) die in verbinding met het depleterende gasreservoir staan. In  plaats van gas zit in de poriën van deze lagen (zout) water. De aquifer onder het  reservoir noemen we bodemaquifer. Aquifers lateraal grenzend aan het gasreservoir  worden laterale aquifers genoemd (Figuur 30).   Het voorspellen van het drukverloop in de aquifers wordt bemoeilijkt door de  onzekerheid die bestaat voor de factoren die een invloed hebben op de doorlatendheid  van het water naar het depleterende gasreservoir. Mogelijke factoren hierbij zijn verticale  gesteente doorlatendheid, mogelijke breuken die goed of juist slecht doorlatend zijn en  residueel gas dat door drukdaling kan uitzetten en zo mogelijke porieverbindingen kan  blokkeren.    39    </pre>

====================================================================== Einde pagina 295 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 296 ======================================================================

<pre>                           Gas- vs waterlaag doorlatendheid?    Verticale doorlatendheid ?    Doorlatendheid breuken?    vee eee    Residueel gas?               Y Y  Bodem aquifer Laterale aquifer  Figuur 30 Drukdaling in aquifers en factoren van invloed (tekening niet op schaal).    Tevens wordt het voorspellen van het drukverloop in de aquifers en met name de  laterale aquifers bemoeilijkt doordat er daar geen putten geboord zijn en er dus geen  meetgegevens zijn om de modellen aan te kalibreren.    Bodem aquifer   Het bodemwater onder het gasvoerend gedeelte van het Groningen-reservoir komt  voornamelijk voor in het noordelijk deel van het gasveld. Uit drukmetingen in het  watervoerende deel is gebleken dat het bodemwater aan dezelfde drukdaling  onderhevig is als gevolg van de gasproductie. Voor Groningen wordt deze informatie  expliciet meegenomen in de 3D reservoirmodellering. Ook voor de Waddenvelden, Norg  en Grijpskerk zijn 3D reservoirmodellen opgesteld. Voor de overige velden wordt een  semi-analytisch model gebruikt voor de gasdrukken. Voor de velden gemodelleerd met  deze methode, wordt aangenomen dat de drukken in de bodemaquifer evenveel dalen  als in het gasreservoir.    Laterale Aquifers   Het bepalen van de drukdaling in de aquifers is wellicht nog lastiger. Mogelijke breuken  tussen het gasveld en aquifer en/of breuken in de aquifers kunnen de drukdaling sterk  beïnvloeden. Voor Groningen is in 2015 een nieuw reservoirmodel gebouwd waarin de  laterale aquifers (Figuur 31) rondom het gasveld expliciet worden meegenomen in de    40</pre>

====================================================================== Einde pagina 296 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 297 ======================================================================

<pre> 
 41 berekeningen. Voor de passing van het model aan de metingen wordt naast de gemeten 
reservoir drukken, gas / water productie etc. ook de bodemdaling meegenomen om op 
deze manier de onzekerheid in de drukdaling en grootte van de laterale aquifers te 
begrenzen. 
 
Voor het bepalen van de toekomstige drukdaling in de laterale aquifers is aangenomen 
dat de omvang van de aquifers in de toekomst niet zal veranderen. Om de drukdaling in 
deze aquifers v an de meeste kleine velden te bepalen is het huidige percentage van 
drukdaling ten opzichte van het veld geëxtrapoleerd naar de toekomst. Voor deze velden 
is voor de eindsituatie aangenomen dat de aquifers uiteindelijk zullen depleteren tot 
dezelfde reservoirdruk als het gasreservoir (een conservatieve aanname). Voor een 
aantal middelgrote velden (zoals bijvoorbeeld Anjum en de, Norg en Grijpskerk en de 
Waddenzee-velden) zijn zoals voor het Groningen-gasveld de aquifers expliciet 
meegenomen in de dynamische reservoir modellering . Eindrukken in de aquifers voor 
 
 
Figuur 31 Schematische weergave van de aquiferzones (in blauw) rond het gasveld 
Groningen. </pre>

====================================================================== Einde pagina 297 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 298 ======================================================================

<pre> 
 42 7 Prognose tot 2080 
 
Contourkaarten 
In Appendix I , Appendix II en Appendix III is de verwachte bodemdaling weergegeven 
als contourkaarten voor respectievelijk de jaren 2025, 2050 en 2080 , het jaar waarin de 
productie uit het Groningen-gasveld volgens het huidige (2013) winningsplan wordt 
beëindigd. Naar verwachting zal de uiteindelijke bodemdaling in het diepste punt boven 
het Groningen-veld in 2080 circa 47 cm bedragen.  
Het productiescenario dat aangenomen is voor de prognoses volgt het 33 BCM scenario 
zoals beschreven in Referentie 10. 
 
Aangenomen wordt dat de velden Norg en Grijpskerk voor lange tijd als UGS-veld 
worden gebruikt en dat pas na het jaar 20 80 de druk zal worden verlaagd. Derhalve is 
voor de prognose voor het jaar 2080 de gemiddelde operationele druk aangenomen. Het 
leegproduceren van de Norg UGS zal een extra bodemdaling opleveren van ongeveer 
maximaal 10 cm (Figuur 2). De productieprofielen die gebruikt zijn voor de overige 
velden zijn zeer vergelijkbaar met de profielen die getoond worden in de desbetreffende 
winningsplannnen. 
 
7.1 Onzekerheid 
De onzekerheid in de uiteindelijk verwachte bodemdaling veroorzaakt door gaswinning 
is afhankelijk van de onzekerheden in de invoergegevens en van de betrouwbaarheid 
van de modellen die de ondergrond beschrijven. Voor wat betreft de onzekerheden in de 
invoerparameters kan onderscheid worden gemaakt tussen “geologische” onzekerheden 
in verband met mogelijke variaties in eigenschappen van de ondergrond (compactie 
model, depleterende reservoir dikte, enz.) en “operationele” onzekerheden, die de 
marges van in meer of mindere mate beheersbare parameters weergeven (bijv. 
drukdaling van het gasvoerende reservoirgesteente).  
 
Compactie- en bodemdalingsmodel  
Bij het opstellen van de prognose is uitgegaan van het momenteel best beschikbare 
compactiemodel, waarbij het verloop met druk wordt aangenomen zoals beschreven in 
hoofdstuk 6. De gemeten daling sinds de start van de productie en alle tussenliggende 
meetintervallen wordt gebruikt om de parameters van het compactiemodel van het 
reservoir zo nauwkeurig mogelijk met behulp van inversie te bepalen.  
Voor velden waar reeds significante bodemdaling is gemeten, kan het gebruikte 
compactie- en bodemdalingsmodel worden getoetst en zijn de modelparameters , 
gekalibreerd met behulp van inversie. Het gebruikte model zorgt ervoor dat de 
bodemdaling een vertraging laat zien zowel in de beginfase van de productie als in de 
eindfase met de gemeten en gemodelleerde drukdaling. 
 
"Geologische" onzekerheden 
De geologische structuren in de ondergrond worden gekarteerd op basis van indirecte 
informatie (seismiek) en directe informatie (putten). Met name de interpolatie van diepte-
informatie tussen de putten introduceert  een onzekerheid die verschillend is per veld 
afhankelijk van de hoeveelheid en kwaliteit van de data. Drukdata die worden genomen 
in de productiefase van een veld reduceren deze onzekerheid waarbij dit in veel 
gevallen leidt tot een aanpassing van de geologische structuur. De meeste velden </pre>

====================================================================== Einde pagina 298 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 299 ======================================================================

<pre> 
 43 produceren al geruime tijd waardoor de kans op een bijstelling en de daarmee gepaarde 
onzekerheid voor de bodemdaling gereduceerd is. 
 
"Operationele" onzekerheden/aquiferactiviteit  
Bij het winnen van aardgas zal de druk in het reservoir dalen. De drukdaling is 
afhankelijk van de hoeveelheid geproduceerd gas en is dus in zekere mate beheersbaar 
en te monitoren door middel van regelmatige drukmetingen in productie- en 
observatieputten. Deze lokale metingen zijn echter slechts een momentopname, alleen 
representatief voor de druk in de omgeving van de put. Om voor elk veld een schatting 
te maken van het toekomstige drukverloop in het volledige gasvoerende reservoir en in 
de aquifers, moet een (dynamisch) reservoirsimulatiemodel worden gebruikt. Afgezien 
van onzekerheden in de drukdaling in verband met mogelijk veranderende 
productiescenario’s zijn er daarom ook modelmatige onzekerheden die van invloed zijn 
op de uiteindelijke voorspelling van de bodemdaling. In dit rapport is uitgegaan van het 
meest waarschijnlijk drukscenario dat het best past bij de gemeten productie- en 
drukdata voor het betreffende veld. 
 
Onzekerheid van prognose  
De distributie in invoerparameters wordt getoetst aan de bodemdalingsmetingen door 
het verschil tussen de voorwaartse modellering en de metingen plus hun onzekerheid te 
bepalen. Hiervoor wordt voor het Groningen veld gebruik gemaakt van een Monte Carlo 
Markov Chain procedure waarbij de afwijking wordt uitgedrukt in de Root Mean Square 
(RMS) van de verschillen. De Monte Carlo Markov Chain methode zoekt naar het 
minimale verschil tussen de realisaties en de metingen. De best passende realisatie 
heeft de laagste RMS. De uiteindelijke onzekerheid (uitgedrukt in de RMS-bandbreedte) 
in mogelijke reservoircompactieparameters wordt bepaald door metingen en realisaties 
te vergelijken. Daarbij wordt gestreefd om een RMS-bandbreedte te vinden die alle 
meetpunten omsluit. De voorwaartse berekening wordt uitgevoerd met alle mogelijke 
combinaties van de compactie parameters, rekening houdend met de volledige 
bandbreedte van deze parameters. Uit de analyse blijkt dat de compactiecoefficient 
goed begrensd is terwijl de diffusieconstante die zorgt voor de vertraagde respons van 
de bodemdaling op de drukdaling een grotere onzekerheid kent. 
De onzekerheid van de prognose is een combinatie van de onzekerhed en in de  
verschillende modelcomponenten. De waarden die hieronder genoemd worden volgen 
uit een schatting voor de onzekerheid die ook gehanteerd wordt in de winningsplannen: 
 Boven het centrum van het Groningen-veld is de onzekerheidsmarge het kleinst 
en wordt geschat op 15%.  
 Aan de randen van het Groningen-veld en boven de kleinere velden die al langer 
in productie zijn, is de onzekerheidsmarge ongeveer 25%. 
 Voor de nieuw te ontwikkelen velden is de onzekerheid fors groter en moet een 
marge van 100% worden aangehouden. 
 
Voor alle hierboven genoemde onzekerheden geldt een ondergrens van 2 cm.  
 
Onzekerheid bodemdalingsmetingen 
Niet alleen de berekende bodemdaling heeft een onzekerheidsmarge zoals hierboven 
genoemd, ook het afleiden van bodemdaling uit metingen (zoals waterpassingen) ter 
verificatie van de prognose heeft een beperkte precisie. Vooral kleine dalingen die over 
een lang tijdsinterval plaatsvinden kunnen moeilijk met grote nauwkeurigheid worden 
bepaald. Omdat een bodemdaling door gaswinning van minder dan 2 cm over een 
periode van enkele decennia in het algemeen niet precies te meten is, worden in de </pre>

====================================================================== Einde pagina 299 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 300 ======================================================================

<pre> 
 44 contourkaarten van de prognose geen contouren van minder dan 2 cm daling getoond 
en wordt voor de prognose een minimale onzekerheid van 2 cm aangehouden. Dat 
houdt dus niet in dat er altijd van uit moet worden gegaan dat er tot maximaal 4 cm 
bodemdaling door gaswinning zal optreden in gebieden waar geen contouren getoond 
zijn, maar wel dat er ook daar verschillen van enkele centimeters kunnen optreden 
tussen de berekende en de uit de metingen afgeleide bodemdaling door gaswinning. 
Deze minimale onzekerheid van 2 cm kan soms een overschatting zijn, bijvoorbeeld in 
gebieden waar de ontwikkeling van de bodemdalingskom al in een vergevorderd 
stadium is. In andere gebieden, bijvoorbeeld boven aquifers waarvan het toekomstige 
gedrag nog onzeker is, zal wel rekening moeten worden gehouden met een onzekerheid 
van 2 cm zolang de metingen nog geen significante daling hebben aangetoond. Voor het 
vaststellen van maatregelen om schade door bodemdaling te voorkomen, zal vooral in 
gebieden waar een bodemdaling door gaswinning van slechts enkele centimeters wordt 
verwacht van geval tot geval bekeken moeten worden of er aanleiding is om rekening te 
houden met de maximale onzekerheid of dat dit met grote waarschijnlijkheid een 
overschatting zou betekenen. Vooralsnog is het met de bestaande software helaas niet 
mogelijk prognoses met een gedetailleerd variërende laterale onzekerheid te maken.  </pre>

====================================================================== Einde pagina 300 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 301 ======================================================================

<pre> 
 45 8 Conclusies. 
 De modellering van compactie is gedaan met een tijdsafhankelijk model. Dit 
model past beter met de geobserveerde vertraging van de bodemdaling met de 
drukdaling . De prognose was in 2010 uitgevoerd met het bilineaire 
compactiemodel. Het verschil tussen de prognoses is echter klein en daarmee is  
de invloed van het gebruikte compactiemodel gering gebleken .  
 
 De resultaten van de waterpasmeting en InSAR van 20 13 hebben aangetoond 
dat de bodemdaling door gaswinning in de provincies Groningen, Friesland en 
het noorden van Drenthe de afgelopen jaren in het algemeen verloopt in 
overeenstemming met de verwachtingen zoals aangegeven in het status rapport 
uit 2010 (Referentie 1). 
 
 Het drukverloop in de Groningen aquifers is met behulp van het verbeterde 
reservoirsimulatiemodel gekalibreerd aan de gemeten bodemdaling. Hiermee 
wordt de onzekerheid in de drukdaling in de laterale aquifers rondom Groningen 
gereduceerd.  
 
 Naast bodemdalingsmetingen door middel van waterpassingen is door de NAM 
in samenwerking met de Technische Universiteit Delft de radar interferometrie 
(InSAR) techniek toegepast om de opgetreden bodemdaling te bepalen. Over de 
periode 2008 – 2013 komen de resultaten van beide meetmethodes vrij goe d 
overeen. 
 
 De productie van het Groningen-gasveld zal worden voortgezet tot 208 0 
(voorheen 2070). Volgens de huidige inzichten zal de bodemdaling als gevolg 
van gasproductie boven het Groningen-gasveld omstreeks het jaar 2080 een 
waarde tussen de 40 en 54 centimeter op het diepste punt bereiken. Een waarde 
van 47 centimeter wordt het meest waarschijnlijk geacht.  
 
 De onzekerheidsmarge voor de huidige prognose is niet gelijk over het hele 
gebied. Zo is op plaatsen boven aquifers waarvan het gedrag (nog) niet goed 
bekend is en ook boven nieuw te ontwikkelen velden de onzekerheid groter dan 
op plaatsen waar reeds significante bodemdaling is opgetreden en waar met 
behulp van inversie van de meethistorie de onzekerheden beperkt konden 
worden.  
Voor het centrum van het Groningen-veld wordt een onzekerheidsmarge van 
15% aangehouden. Aan de randen van het Groningen-veld en boven de kleine 
velden die al langer produceren is dit 25%. Boven velden die recentelijk in 
productie zijn genomen of waarvan dat binnenkort zal gebeuren geldt een 
grotere onzekerheidsmarge van 100%. Additionele bodemdaling door 
tijdsafhankelijke processen (kruip, na-ijlen) is nog steeds niet goed te 
kwantificeren. Het effect is echter al grotendeels verwerkt in de bij de modellering 
gebruikte en mede op inversie van gemeten bodemdaling gebaseerde 
gesteentecompressibiliteit. 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 301 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 302 ======================================================================

<pre> 
 46 9 Referenties 
Referentie 1 Bodemdaling door Aardgaswinning. NAM-velden in Groningen, Friesland 
en het noorden van Drenthe. Statusrapport 2010 en Prognose tot het jaar 2070 . September 
2010. NAM-rapportnummer EP201006302236. 
http://www.commissiebodemdaling.nl/files/nam_bodemdalingsrapport2010.pdf 
Referentie 2 Gaswinning vanaf de locaties Moddergat, Lauwersoog en Vierhuizen. 
Resultaten uitvoering Meet- en regelcyclus 2014. Mei 2015. NAM-rapportnummer 
EP201504206417. 
Referentie 3 Gewijzigd Winningsplan Groningenveld 2013 met bijlagen 
https://www.rijksoverheid.nl/binaries/rijksoverheid/documenten/rapporten/2014/01/17/winn
ingsplan-groningen-wijziging-2013/winningsplan-groningen-wijziging2013.pdf  
Referentie 4 Meetregister Noord-Nederland 20 14 (NAM EP201507207215)  
Referentie 5 Bodemdaling Groningen op basis van InSAR-waarnemingen 1993-2008 
(NAM EP200805220295) 
Referentie 6 NAM (2015) Studie naar het tijdsafhankelijke gedrag van diepe 
bodemdaling in de Waddenzee . NAM publicatie EP2015006213071 
Referentie 7 Shell (2015) Mechanical characterization of Permian reservoir sandstone  
from the Moddergat-3 well in the Dutch Wadden Area. SR.15.11614 
Referentie 8 NAM (2013) Technical Addendum to the Winningsplan Groningen 2013 
Subsidence, Induced Earthquakes and Seismic Hazard Analysis in the Groningen Field. 
https://www.rijksoverheid.nl/documenten/rapporten/2015/06/25/technical-addendum- to-
the-winningsplan-groningen- 2013-subsidence-induced-earthquakes-and-seismic-hazard-
analysis- in-the-groning  
Referentie 9 NAM (2015) In-situ compaction measurements using gamma ray markers . 
EP201506209302 
Referentie 10  NAM (2015) Hazard and Risk Assessment for Induced Seismicity in 
Groningen. Interim Update November 2015. EP201511200172 
Referentie 11  TNO (2013) A general framework for rate dependent compaction models for 
reservoir rock, 2013, Report TNO 2013 R11405 
Referentie 12  NAM (2012) Bodemdaling Groningen, satellite radar interferometrie, 
rapportage behorende bij het meetplan Groningen 2010 (EP201203202214) 
Referentie 13  NAM 2015) Continue GPS hoogtemetingen NAM Groningen,Rapportage 
oktober 2015 (EP201511206564) 
Referentie 14  NAM 2015) Continue GPS hoogtemetingen NAM Grijpskerk, Rapportage 
oktober 2015 (EP201511206565) 
Referentie 15  NAM 2015) Continue GPS hoogtemetingen NAM Norg, Rapportage oktober 
2015 (EP201511206566) 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 302 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 303 ======================================================================

<pre> 
 47 Appendix I Prognose voor 2025. 
 
 
 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 303 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 304 ======================================================================

<pre> 
 48 Appendix II Prognose 2050. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 304 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 305 ======================================================================

<pre> 
 49  
Appendix III Prognose 2080. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 305 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 306 ======================================================================

<pre> 
 50  
Appendix IV Contourkaart van de bodemdaling in 2013 op basis van ruimte-tijd analyse van waterpasdata (cm). 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 306 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 307 ======================================================================

<pre> 
 51 Appendix V Verschilkaart van de gemodelleerde bodemdaling min gemeten bodemdaling (2013) op stabiele peilmerken sinds de start 
van de winning. Omdat de start van productie varieert per veld varieert ook het jaartal van de eerste meting. 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 307 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 308 ======================================================================

<pre> 
 52 Appendix VI  Gemeten bodemdaling in 2013 op stabiele peilmerken sinds de start van de winning. Omdat de start van productie 
varieert per veld varieert ook het jaartal van de eerste meting.    
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 308 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 309 ======================================================================

<pre>Mijnbouwschade , wat nu?  
 
 
 
Advies  
Landelijke Aanpak Afhandeling Mijnbouwschade  
en 
Schadeprotocol  
Gaswinning  uit Kleine Velden op Land  
 
 
Postbus 20401  
2500 EK Den Haag  
T 088 042 5718  
www.tcbb.nl  
info@tcbb.nl
16.39</pre>

====================================================================== Einde pagina 309 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 310 ======================================================================

<pre> 1 Samenvatting  
 
Mijnbouwactiviteiten leiden  bij bewoners en bestuurders tot onrust over de risico’s, de verdeling van 
de lasten en de lusten en de afhandeling van eventuele schades, niet alleen in Groningen, maar ook 
daarbuiten, zoals in Drenthe, Friesland, Overijssel , Gelderland, Noord - en Zuid -Holland , Noord -Brabant  
en Limburg.  
 
Begin 2018 heeft de Staat  de schadeafhandeling door de ga swinning uit het Groningenveld  en de 
gasopslag in Norg in het publieke domein geplaatst. De betreffende schades worden sinds 19 maart 
2018 afgehandeld door de Tijdelijke Commissie Mijnbouwschade Groningen (TCMG)  in afwachting van 
een wettelijke basis voor het ‘definitieve’ Instituut Mijnbouwschade Groningen (IMG) . 
 
Voor de afhandeling van overige mijnbouwschades in Nederland adviseert de Technische Commissie 
Bodembeweging (Tcbb) om onder een publieke regie een uniforme,  onafhankelijke landelijke aanpak 
vast te stellen die voor alle burgers in Nederland tot een gelijke behandeling leidt. Deze landelijke 
aanpak moet gaan gelden voor alle  types mijnbouw, namelijk de gaswinning  uit kleine velden  
(waaronder de gasopslag in an dere velden dan Norg) , de zoutwinning, de geothermie , de eventuele 
ondergrondse opslag van CO 2 en waterstof  en de na -ijlende gevolgen van de vroegere 
steenkolenwinning in Limburg.  
 
De Tcbb presenteert in dit advies vanuit deze aanpak allereerst een Schadep rotocol Gaswinning  uit 
Kleine Velden op Land  voor de afhandeling van mijnbouwschade door gaswinning uit kleine velden.  
 
Voor de totstandkoming van de landelijke aanpak adviseert de Tcbb:  
 
- Stel een centraal meldpunt voor mijnbouwschade in, het Landelijk Lok et Mijnbouwschade  (LLM) . 
- Stel een landelijke Commissie Mijnbouwschade (CM) in met als taak de onafhankelijke afhandeling 
van alle mijnbouwschades in Nederland (met uitzondering van de schades door de gaswinning uit 
het Groningenveld  en de gasopslag in Norg ). 
- Zorg voor een adequate uitvoeringsorganisatie ter ondersteuning en onder aansturing van de CM.  
- Stel per type mijnbouw een Schadeprotocol vast, te beginnen met  een Schadeprotocol Gaswinning 
uit Kleine Velden  op Land . 
- Sluit per type mijnbouw een Convenant  tussen de Staat en de betrokken mijnbouwmaatschappijen, 
te beginnen met  een Convenant Gaswinning  uit Kleine Velden  op Land . 
- Bevorder dat burgers en lokale overheden worden betrokken bij mijnbouwactiviteiten in hun  
omgeving en s timuleer  omgevingsprocessen die leiden tot G ebiedsarrangementen .  
- Realiseer  op zo kort mogelijke termijn een overgangsregeling voor de afhandeling van schades door 
gaswinning uit kleine velden . 
- Breid  de landelijke aanpak op korte termijn uit voor de z outwinning, de g eothermie en de n a-ijende 
gevolgen van de vroegere kolenwinning in Limburg.  
 
De voorgestelde landelijke aanpak moet leiden tot een verbreding van het draagvlak voor 
mijnbouwactiviteiten  met een passende verdeling van de lasten en de lusten.  De afhandeling van 
mijnbouwschad e is daarbij laagdrempelig, transparant en snel, wa arbij de burger centraal staat.  
  </pre>

====================================================================== Einde pagina 310 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 311 ======================================================================

<pre> 2 Inhoudsopgave  
 
Samenvatting             1 
 
Inhoudsopgave             2 
 
1. Inleiding, adviesverzoek  en w erkwijze         3 
 
2. Uitgangspunten  voor de  landelijke aanpak         5 
 
3. Landelijke Aanpak Afhandeling Mijnbouwschade        9 
 
4. Schadeprotocol Gaswinning  uit Kleine Velden  op Land      13 
 
5. Vervolgstappen           20 
 
 
 
Bijlagen  
 
A. Geconsulteerde instanties en personen        22 
 
B. Beoordeling skader  schade        `  23 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 311 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 312 ======================================================================

<pre> 3 1. Inleiding , advies verzoek  en werkwijze  
 
Sinds de aardbevingen als gevolg van de gaswinning in Groningen leiden  mijnbouwactiviteiten bij 
bewoners en bestuurders in heel Nederland tot onrust over  de risico’s, de verdeling van de lasten en de 
lusten en de afhandeling van schade s aan met name woningen . Niet in de laatste plaats is dat het 
gevolg van de wijze waarop de schadeafhandeling in de provincie G roningen de afgelopen jaren heeft 
plaatsgevonden.  
 
Mijnbouw  in Nederland  bestaat in vele vormen . De gaswinning uit het Gro ningenveld is het meest 
bekend, maar ook wordt olie en gas gewonnen uit ongeveer 150 zogenaamde kleine velden op het land 
en in de Noordzee . Verder wordt zout gewonnen uit de ondergrond en  tot in de jaren zeventig van de 
vorige eeuw war en de kolenmijnen in  Limburg  actief.  De na -ijlende gevolgen daarvan zijn nog steeds 
aanwezig. Meer recent groeit de ervaring met en de belangstelling voor de winning van  warmte uit 
diepere aardlagen, de geothermie.  En verder wordt er op diverse locaties tijdelijk  gas opgeslag en en 
wordt  de ondergrondse opslag van CO 2 en waterstof  overwogen.  
  
Inmiddels is in Nederland de ontwikkeling en de uitvoering van een programma voor energietransitie in 
gang gezet. Voor de voortgang van de ze energietransitie , waarbij voorlopig de gaswinn ing nog een 
belangrijke rol speelt, is herstel van vertrouwen in mijnbouwactiviteiten  en de afhandeling van 
eventuele mijnbouwschade van groot belang.  
 
In haar verkenning naar een uniforme en onafhankelijke afhandeling van mijnbouwschade in Nederland 
‘Help, een scheur in mijn huis!’ van februari 2018 heeft  de Technische Commissie Bodembeweging 
(Tcbb)  geadviseerd : 
 
 “ ... om te komen tot een uniforme landelijke aanpak voor de afhandeling van mijnbouwschades.  
Daarbij zou per mijnbouwactiviteit in een geb iedsarrangement voorzien moeten worden in een 
basisvoorziening voor een snelle, efficiënte afhandeling van kleine schades.  .... Mijnbouwschades 
moeten kunnen worden aangemeld bij een nieuw landelijk Instituut Mijnbouwschade (IM). Dit Instituut 
draagt zorg voor een onafhankelijke beoordeling en afhandeling van de schades binnen een 
publiekrechtelijk kader.”  
 
Op basis hiervan heeft de Minister van EZK in Kamerbrieven van 30 mei  2018  en 9 oktober 2018 
aangegeven voornemens te zijn een “onafhankelijke en desku ndige commissie (Commissie 
Mijnbouwschade) in het leven te roepen, waar gedupeerden van mogelijke mijnbouwschade, die niet 
het gevolg is van de gaswinning uit het Groningerveld of de gasopslag in Norg, hun verzoek tot 
vergoeding daarvan kunnen indienen. De ze commissie zal moeten zorgen voor een onafhankelijke 
beoordeling van meldingen van mijnbouwschades en van verzoeken tot vergoeding daarvan.”  
 
Op 19 oktober 2018 heeft de Minister van EZK de Tcbb gevraagd te komen tot een voorstel voor een 
uniform gedrag en landelijk schadeprotocol voor de kleine gasvelden op land , dat als basis kan dienen 
voor een integrale, landelijke aanpak voor de afhandeling van alle mijnbouwschades  in Nederland, niet 
zijnde schade als gevolg van de gaswinning uit het Gron ingenveld of de gasopslag in Norg.  
Deze mijnbouwschades zullen in dit advies worden aangeduid met ‘de overige mijnbouwschades in 
Nederland’ (waaronder dan ook begrepen zijn de mijnbouwschades in Groningen die niet het gevolg 
zijn van de gaswinning uit het Groningenveld of de gasopslag in Norg).  
 
In hoofdstuk 2 van het voorliggende advies formuleert d e Tcbb eerst de uitgangspunte n voor een 
landelijke aanpak voor de afhandeling van mijnbouw schades . Vervolgens wordt i n hoof dstuk 3 deze 
landelijke a anpak nader uitgewerkt. Hoofdstuk 4 betreft de uitwerking v an een Schadeprotocol  
Gaswinning uit Kleine Velden  op L and. In hoofdstuk 5 wordt ingegaan  op de ver volgstappen die nodig 
zijn voor de verdere ontwikkeling va n de landelijke a anpak en op een passende overgangsregeling . </pre>

====================================================================== Einde pagina 312 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 313 ======================================================================

<pre> 4  
De minister  hecht aan  een uniform gedragen landelijk schadeprotocol voor de kleine gasvelden op land . 
Daarom  is dit advies tot stand gekomen middels  gesprekken, bijeenkomsten en workshops met 
bewonersgroepen, landelijke en lokale bestuu rders, mijnbouwmaatschappijen en overige instanties 
gerelateerd aan de gaswinning  uit de kleine v elden  (zie bijlage A) . </pre>

====================================================================== Einde pagina 313 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 314 ======================================================================

<pre> 5 2. Uitgangspunten voor de  landelijke a anpak  
 
De Tcbb formuleert de volgende  uitgangspunten voor een landelijke aanpak  bij de  afhandeling van 
mijnbouwschades . Deze landelijke aanpak wordt toegepast bij verschillende types mijnbouw, namelijk 
de gaswinning  uit kleine velden  (waaronder de gasopslag in andere velden dan Norg  en de eventuele 
ondergrondse opslag van CO 2 en waterstof ), de zoutwinning, de geothermie , en de na -ijlende gevolgen 
van de vroegere steenkolenwinning in Limburg.  
 
Uniforme  aanpak  
Een belangrijk u itgangspunt voor de landelijke aanpak is  dat geen rechtsongelijkheid ontstaat. Dat 
betekent dat alle meldingen van mijn bouwschade op uniforme wijze worden af gehandeld, 
onafhankelijk van het type mijnbouwactiviteit en de woonplaats van betrokkenen.  
 
In verband met de omvang van de schades in de provincie Groningen door de gaswinning uit het 
Groningenveld en de gasopslag in  Norg is de afhandeling van die schades inmiddels door de wetgever in 
het publieke domein geplaatst om daarmee te kunnen voorzien in een snelle, uniforme en 
laagdrempelige afhandeling van die schades.  
 
Voor de afhandeling van overige mijnbouwschades in Ne derland zijn burgers nu nog in beginsel 
aangewezen op een procedure tegen de mijnbouwexploitant bij de civiele rechter.  Daarnaast  hebben  
burgers op grond van de Mijnbouwwet de mogelijkheid om de Tcbb advies te vragen over het causaal 
verband tussen een schade en een mijnbouwactiviteit en de omvang van die schade. Met uitzondering 
van Limburg plegen de mijnbouwmaatschappijen dit advies te volgen. Bij de uitvoering van enkele 
winning splannen hebben mijnb ouwmaatschappijen zelf een regeling gemaakt  voor  de afhandeling van 
schade s.  
 
De minister heeft benadrukt dat de schaal, de omvang en de risico’s van mijnbouwschade door de 
gaswinning in Groningen van een geheel  andere  orde zijn dan in de rest van Nederla nd. Daarom wil de 
minister voor de rest van Nederland (onder publieke regie) voorzien in een passende, separate 
schaderegeling, die is afgestemd op het specifieke karakter van mijnbouwactiviteiten buiten de 
gaswinning in Groningen.  Daartoe wil hij een Comm issie Mijnbouwschade in het leven  roepen die voor 
de afhandeling  van deze mijnbouwschades gaat zorgdragen.  
 
Laagdrempelig, transparant en snel  
In het kader van de landelijke aanpak behoort d e schadeafhandeling  ‘laagdrempelig,  transparant  en 
snel’ te zijn , waarbij de burger centraal staat.  Ook dient - zoals de Tcbb in haar advies ‘Help, een scheur 
in mijn huis!’ heeft geadviseerd - de schadeafhandeling zodanig ingericht te zijn dat een snelle, 
effici ënte afhandeling van grotere aantallen kleine schades moge lijk is.  De minister geeft aan ‘dat 
schadeclaims van relatief beperkte omvang ruimhartig zullen worden beoordeeld en snel en effici ënt 
zullen worden afgehandeld ’. 
 
Bij de schadeafhandeling word t een schadeprotol toegepast  dat uniform geldt voor de betreffende 
mijnbouw activiteit (en),  en wordt rekening gehouden met de inhoud van  reeds  bestaande regelingen, 
voorzover van belang voor de schadeafhandeling.  
 
Onafhankelijk en deskundig  
De landelijke aanpak moet er toe leiden dat burgers, die schade hebben geleden als gevolg van 
mijnbouwactiviteiten, niet verzand raken in verschillende  procedures , maar die schade binnen een 
redelijke termijn vergoed krijgen op basis van een onafhankelijke en deskundige beoordeling , die voor 
alle bu rgers gelijk is.  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 314 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 315 ======================================================================

<pre> 6 Eén Commissie Mijnbouwschade  
Voor de afhandeling van de overige mijnbouwschades in Nederland wil de minister één instantie in het 
leven roepen, de Commissie Mijnbouwschade  (CM) . In deze Commissie moet alle deskundigheid 
gebundeld worden d ie nodig is voor een adequate, onafhankelijke en deskundige afhandeling  van deze 
schades. Daarmee wordt ook voorkomen dat burger s met mijnbouwschade nog ‘ van het  kastje naar de 
muur’  worden gestuurd.  
 
Adequate uitvoeringsorganisatie  
Uitgangspunt is ook dat bij de landelijke aanpak voorzien wordt in een adequate uitvoeringsorganisatie. 
Onderzocht moet worden of toegewerkt kan worden naar een gezamenlijke uitvoeringsorganisatie  van 
CM en TCMG . Hierover dient nadere afstemming met EZK en TCMG plaats te vind en. 
 
Het inrichten van een aparte uitvoeringsorganisatie is in beginsel niet wenselijk omdat veel van de 
benodig de elementen al ontwikkeld zijn in opdracht van  de TCMG . Een aparte uitvoeringsorganisatie 
met een eigen beoordelingskader  voor overige mijnbouwschades zou  kunnen leiden tot ongewenste 
verschillen in aanpak. Daarnaast zouden er afstemmingsproblemen kunnen ontstaan indien er sprake is 
van schades als gevolg van gestapelde mijnbouwactiviteiten , zoals schade als gevolg van 
gecom bineerde bodembeweging door zout - en gaswinning . Het 'wiel zou dus zo min mogelijk opnieuw 
uitgevonden  moeten worden '. 
 
Verschillen ten opzichte van Groningen  
De minister heeft ervoor gekozen om de schadeafhandeling door de TCMG in het publieke domein te 
plaatsen en de afhandeling van mijnbouwsc hade die niet onder de TCMG valt onder publieke regie te 
laten  plaats vinden . In dit advies is de Tcbb van deze keuze uitgegaan. In essentie dient de 
schadeafhandeling procedureel zo veel mogelijk volgens dezelfde r ichtlijnen en stappen te verlopen , 
onafhankelijk of deze wordt uitgevoerd door de TCMG in het publieke domein of door de CM onder 
publieke regie. Voor de burger mag het resultaat van de wijze van afhandeling daardoor niet worden 
beïnvloed. Uit het oogpunt van uniformiteit heeft het naar het oordeel van de Tcbb  overigens de 
voorkeur om de verschillen tussen beide ‘systemen’ op termijn op te heffen.  
 
Zolang er sprake is van een afzonderlijke aanpak voor de afhandeling van overige mijnbouwschades  in 
Nederland , zullen ten opzichte  van de schadeafhandeling  in Groningen  door de TCMG  met name  twee 
verschillen in de afhandeling van mjnbouwschades (blijven) bestaan, te weten de toepassing van het 
wettelijk bewijsvermoeden en de rechtsbescherming.  
 
- wettelijk bewijsv ermoeden  
Voor schades in de provincie Groningen door de gaswinning uit het Groningenveld en door de 
gasopslag in Norg geldt op grond van 6:177A BW de toepassing van het zogenoemde wettelijk 
bewijsvermoeden . Voor ov erige mijnbouwschades in  Nederland geldt dit wetsartikel niet.  
 
Toepassing van het wettelijk bewijsvermoeden leidt er  binnen het bestuursrechtelijk kader  in 
Groningen toe dat de TCMG uitgaa t van causaliteit als de schade naar zijn aard kan zijn ontstaan door 
bodembeweging door d e gaswinning uit het Groningenveld en de gasopslag in Norg en als de schade 
geen andere  uitsluitende  oorzaak heeft , die evident en aantoonbaar tot de schade heeft geleid . Alleen 
wanneer  aangetoond word t dat de schade wél uitsluitend  een andere oorzaak heef t is daarmee het 
bewijsvermoeden weerlegd  en is er geen sprake van causaliteit.  
 
Naar het oordeel van de Tcbb  dient ook voor overige mijnbouwschades in Nederland als uitgangspunt  
te gelden  dat het bewijsrisico met betrekking tot het causaal verband tussen een mijnbouwactiviteit en 
een schade niet bij de burger moet liggen. Ook in de rest van Nederland zou daarom moeten gelden dat  
causaliteit met bodembeweging door mijnbouw is aangetoond indien de schade kan zijn veroorzaakt 
door bodembeweging door de mijnbo uw en als de schade geen evidente , aantoonbare andere oorzaak </pre>

====================================================================== Einde pagina 315 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 316 ======================================================================

<pre> 7 heeft.  
 
- rechtsbescherming  
Een burger , die het niet eens is met een uitspraak van de  TCMG (en later het IMG) , kan daartegen 
opkomen , eerst bij de Deelcommissie Bezwaar van de TCMG en vervolgens  bij de bestuursrechter.   
 
Een burger , die het niet eens is met een uitspraak van de Commissie Mijnbouwschade  zal alsnog naar 
de civiele rechter kunnen gaan voor een beoordeling van zijn  schadeclaim.  
 
Rol Tcbb  
De Tcbb  gaat er vanuit dat bij invoering van de landelijke aanpak voor haar geen rol meer is weggelegd 
bij de afhandeling van mijnbouwschades in Nederland. De daarop betrekking hebbende bepalingen in 
de Mijnbouwwet kunnen dan komen te vervallen.  
 
Zes elementen  
De Tcbb adviseert om bij d e Landelijke Aanpak Afhande ling Mijnbouwschade  uit te gaan van de  
volgende zes elementen : 
 
1. Een centraal meldpunt  voor mijnbouwschade , het Landelijk Loket Mijnbouwschade  (LLM) .  
2. Een landelijke Commissie Mijnbouwschade (CM)  voor de afhandeling  van de overige 
mijnbouwschades  in Nederland . 
3. Een uitvoeringorganisatie voor de CM.  
4. Een l andelijke s chadeprotocol  per mijnbouwtype . 
5. Een c onvenant per mijnbouwtype tussen de Staat en de mijnbouwmaatschappijen met afspraken 
over d e schade afhandeling door de CM.  
6. Gebiedsarrangementen  die voorzien in een adequate communicatie over de mijnbouwactiviteiten 
in een bepaald gebied en  in een passende  verdeling van de lasten en de lusten  van die  
mijnbouwactiviteiten . 
 
Schema procesgang mijnbouwschade  
Na invoering van de nieuwe landelijke aanpak ziet d e procesgang bij de afhandeling van 
mijnbouwschade  in Nederland er  op hoofdlijnen  zoals weergegeven in figuur 1.  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 316 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 317 ======================================================================

<pre>    Schademelding bij Landelijk  Loket Mijnbouwschade                          Betreft de schadeoorzaak gaswinning Neen    Groningenveld en/of gasopslag Norg?                   Afhandeling door CM    Dient de schade  vergoed te worden?    Afhandeling door TCMG    Dient de schade  vergoed te worden?                                        Schade vergoeden Schade vergoeden    Figuur 1 - Afhandeling mijnbouwschades in het publieke domein en onder publieke regie    Overige aandachtspunten  Naast de totstandkoming van de landelijke aanpak voor de afhandeling van mijnbouwschade blijft —  zoals reeds aangegeven in het Tcbb-advies ‘Help, een scheur in mijn huis!’ — ook het volgende nodig:    - Een integrale en transparante beoordeling van risico’s voorafgaand aan de start van  mijnbouwactiviteiten en heldere afspraken tussen mijnbouwbedrijven, Rijk en regionale en lokale  overheden omtrent de verdeling van de lasten en de lusten.    - Een transparante en onafhankelijke monitoring van mogelijke schaderisico’s tijdens de  mijnbouwactiviteiten, door inzichtelijk te maken welke bodembeweging (bodemdaling en  bodemtrilling) feitelijk optreedt. Uitgangspunt daarbij zal moeten zijn dat een geïnteresseerde  burger eenvoudig het verloop van de bodembeweging in zijn omgeving moet kunnen volgen.    De Tcbb verwijst in dit verband ook naar het Tcbb-advies d.d. 06-09-2018 over de representatieve  nulmeting aan gebouwen. De Tcbb concludeert in dat advies dat de representatieve nulmeting slechts  een beperkte meerwaarde heeft en adviseert in te zetten op een uitbreiding van de meetnetten boven  de kleine velden. Daarmee is voor burgers inzichtelijk welke bodembeweging is opgetreden, terwijl die  informatie ook belangrijk is voor de beoordeling van eventueel gemelde schades. De Tcbb benadrukt  ook in dit advies het belang daarvan.</pre>

====================================================================== Einde pagina 317 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 318 ======================================================================

<pre> 9 3. Landelijke Aan pak Afhandeling Mijnbouwschade  
 
In hoofdstuk 2 zijn de zes elementen genoemd waaruit de landelijke aanpak bestaat. In dit hoofdstuk 
worden deze elementen  nader uitgewerkt . 
 
1. Landelijk Loket Mijnbouwschade  
Het huidige Landelijk Loket Mijn bouwschade  (LLM) , dat is ondergebracht bij RVO, kan momenteel 
melders van schade helpen bij het bepalen v an de aansprakelijke mijnbouwma atschappij en bij het 
indienen van een schadeclaim bij die mijnbouwmaatschappij.  
 
In de landelijke aanpak wordt h et LLM verder ontwikkeld als:  
- centraal digitaal meldpunt voor mijnbouwschade, waar burgers, die vermoeden dat zij schade 
hebben als gevolg van mijnbouwactiviteiten, hun schade kunnen melden , en als 
- centraal digitaal informatiepunt, dat een burger alle informatie geeft rond mijnb ouwactiviteiten in 
Nederland .  
 
Het LLM geeft de schademelder  informatie over welke gegevens de melder dient te verstrekken over de 
gemelde schade.  
 
Met een centraal meldpunt wordt bereikt dat alle burgers één loket hebben in het geval zij schade 
willen melden, ongeacht hun woonplaats en ongeacht de mijnbouwactivit eit die de schade heeft 
veroorzaakt.  
 
Het L LM zorgt dat de ontvangen schademeldingen word en doorgeleid naar  hetzij  de TCMG (indien de 
schade gerelateerd is aan de gaswinning uit het Groningenveld  en/of de gasopslag in Norg ) hetzij  de 
Commissie Mijnbouws chade. Dit laat uiteraard onverlet de mogelijkheid voor  burgers  om zich met 
schade als gevolg van de gaswinning uit het Groningenveld en /of de gasopslag in Norg rechtstreeks te 
melden bij de TCMG.  In gevallen van twijfel kan de schademelding  door het LLM  worden  doorgeleid 
naar de CM voor nader advies  over de te volgen route . 
 
2. Commisie Mijnbouwschade  
Door de Staat  wordt een landelijke Commissie Mijnbouwschade (CM) ingesteld, met als taak de 
onafhankelijke afhandeling van alle mijnbouwschades in Nederland  uitgezonderd de mijnbouwschades 
door de gaswinning uit het Groningenveld  en de gasopslag in Norg.  
 
De CM bestaat uit minimaal 3 en maximaal 7 onafhankelijke leden. In de commissie is  (evenals thans in 
de Tcbb)  juridische, communicatieve en technisch bestu urskundige kennis aanwezig, alsmede kennis 
van bouwconstructies, diepe ondergrond, ondiepe ondergrond en mijnbouwactiviteiten.  
 
De CM stelt voor haar werkzaamheden  kamers  in. Deze kamers betreffen de g aswinning uit de kleine 
velden op land, de z outwinning, de g eothermie en de na -ijlende gevolgen van de kolenwinning in 
Limburg, dan wel combinaties daarvan.  
 
De werkwijze van de CM is in overeenstemming met het schadeprotocol voor het betreffende 
mijnbouwtype waarbij tevens rekening word t gehouden met de inhoud van  het voor dat mijnbouwtype 
gesloten  Convenant en eventuel e reeds bestaande regelingen , voorzover van belang voor de  
schadeafhandeling.  
 
De CM maakt gebruik van gekwalificeerde, onafhankelijke deskundigen, confo rm de s chadeprotocollen.  
 
De CM k an de minister van EZK adviseren over diverse aangelegenheden rond de afhandeling van 
mijnbouwschade . </pre>

====================================================================== Einde pagina 318 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 319 ======================================================================

<pre> 10  
De CM beschikt over passende publieke financiering.  
 
Bij de instelling van de CM wordt  voorzien  in een procedure voor  periodieke evaluatie van de CM met 
inbreng vanuit betrokken burgers, regionale overheden en mijnbouwmaatschappijen.  
 
3. Uitvoering sorganisatie  
De CM moet  gebruik kunnen maken van een adequate uitvoeringsorganisatie. Op termijn is een 
gezamenlijke uitvoeringsorganisatie van  CM en TCMG  na te streven . Hierover dient nadere afstemming 
met EZK en TCMG plaats te vinden.  Gedacht kan daarbij worden aan een separate afhandelingslijn 
binnen de uitvoeringsorganisatie met voldoende capaciteit , die beschikbaar is voor en die kan worden 
aangestuurd door de CM. Belangrijk is dat grotere aantallen s chademeldingen snel kunnen worden 
afgehandeld.  
 
4. Schadeprotocollen  
Door de Staat  wordt per mijnbouwtype een  uniform,  landelijk schadeprotocol vastges teld voor de 
mijnbouwtypes:  
 
- gaswinning uit kleine velden op land  (inclusief ondergrondse opslag van gas ); 
- zoutwinning;  
- geothermie;  
- na-ijlende gevolgen van de kolenwinning in Limburg.  
 
Het eerste  schadeprotocol  (inzake de gaswinning uit kleine velden op land) zal een bijlage  zijn bij het 
instelling sbesluit van de CM.  
 
Elk schadeprotocol bevat een set van regels die worden gehanteerd door de CM bij de afhandeling van 
schades. Naast regels die generiek van toepas sing zijn kan een schadeprotocol regels bevatten die 
specifiek van toepassing zijn voor het  betreffende mijnbouw type .  
 
De generieke regels in de schadeprot ocollen betreffen de volgende onderwerpen:  
 
1. Begripsomschrijvingen . 
2. Eisen die worden gesteld aan scha demeldingen . 
3. Regels die gelden in geval van een acuut onveilige situatie . 
4. Ontvangst en eerste beoordeling van de schademelding . 
5. De te volgen proce dure bij de schadeafhandeling (zonder of met deskundigenonderzoek) .  
6. Benoeming van deskundige(n) en zienswijze  van de schademelder . 
7. Onderzoek door en advies van deskundige(n) . 
8. Zienswijze van de schademelder op het advies van de deskundige(n) . 
9. Uitspraak van de CM . 
10. Vergoeding van de schade . 
 
Voor het S chadeprotocol Gaswinning uit Kleine Velden op Land zijn deze onderwerpen nader 
uitgewerkt in hoofdstuk 4.  
 
De CM stelt zonodig per schadeprotocol een nadere werkwijze vast voor de afhandeling van schades.  
 
De CM stelt tevens een beoordelingskader  vast dat door deskundigen gehanteerd wordt bij de 
beoordeling van schades.  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 319 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 320 ======================================================================

<pre> 11 Uitgaande van het primaat van de publi eke regie is de  uitspraak van de CM bindend voor de 
betreffende mijn bouwmaatschappij die de sch ade conform de uitspraak van de CM vergoedt  aan de 
schademelder . Dit wordt vastgeleg d in de te sluiten convenanten tussen de Staat  en de 
mijnbouwmaatschappijen (zie hierna).  
 
De schadeafhandeling door de CM voorziet niet in een bezwaar - of beroepsmogelijkheid voor de 
schademelder . Indien de schademelder  het niet eens is met de uitspraak v an de CM  kan deze zich 
wenden tot de civiele rechter.  
 
De Tcbb adviseert om voor het begrip s chade aan te sluiten bij het Burgerlijk Wetboek. Daarbij geldt dat 
de voorgestelde landelijke aanpak met name is bedoeld voor burgers die schade  ondervinden aan hu n 
eigendom.  In beginsel betreft dit fysieke schade aan won ingen en vergelijkbare objecten en materië le 
schade  die het  direct  gevolg is van deze fysieke schade . Voor deze directe gevolgschade  wordt  door de 
CM een leidraad vas te vergoedingen opgesteld.  
 
De Tcbb stelt voor om – evenals is geschied bij de instelling van de TCMG – de schade die via de 
landelijke aanpak voor vergoeding in aanmerking komt vooralsnog te beperken tot deze fysieke schade 
aan woningen en vergelijkbare objecten en de materiële schade die daarvan het  directe  gevolg is.  
In vervolg op de rechtsontwikkeling  zou de reikwijdte van de landelijke aanpak dan tezijnertijd  nog 
uitgebreid kunnen worden met de beoordeling van immateriële schade en/of de waardevermindering 
van objecten.  
 
5. Convena nten  
Tussen de Staat en de  betrokken  mijnbouwmaatschappijen wordt  per mijnbouwtype een convenant  
gesloten waarin afspraken worden  vastgelegd over de afhandeling van mijnbouw schade door de CM  en 
het daarbij te hanteren  schadeprotocol . 
 
De afspraken behel zen onder meer dat de  uitspraken van de CM bindend zijn voor de 
mijnbouwmaatschappijen  die zich verplichten tot betaling van de door de CM vastgestelde 
schadevergoedingen aan schademelders. De afspraken betreffen ook de financiering van de kosten van 
de schad eafhandeling door de CM en de financiering van de door de CM toegekende 
schadevergoedingen  voortvloeiend uit de aansprakelijkh eid van de mijnbouwmaatschappijen en de 
zorgplicht van de Staat . 
 
De Tcbb adviseert in ieder geval de volgende onderwerpen in de convenanten te regelen:  
 
1. Verantwoordelijkheden van betrokken partijen . 
2. Commitment aan  de CM en de uitspraken van de CM . 
3. Commitment aan het betreffende s chadeprotocol . 
4. De relatie met  bestaande  regionale en lo kale afspraken en regelingen . 
5. Financiële afspraken ten aanzien van de kosten van de schadeafhandeling door de CM en de 
uitvoeringsorganisatie . 
6. Financiële afspraken ten aanzien van de draagplicht van de door de CM vastgestelde  
schade vergoedingen . 
7. In- en uittreden van partijen.  
 
6. Gebiedsarrangementen  
In het Tcbb -advies ‘ Help, een scheur in mijn h uis!’  is het begrip gebiedsarrangement geïntroduceerd. 
Een gebiedsarrangement is daar  bedoeld om afspraken vast te leggen tussen de mijnbouwmaatschappij 
en belanghebbenden in de omgeving va n een mijnbouwactiviteit  over (a) de communicatie over de 
mijnbouwactiviteit en (b) een passende  verdeling van de lasten en de lusten van die activiteit . 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 320 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 321 ======================================================================

<pre> 12 Inmiddels wordt bij de (hernieuwde) vaststelling van winningsplannen  al steeds meer aandacht besteed 
aan het onderzoeken van  schaderisico’s  (voorafgaand aan een winning) en de monitoring van  
schaderisico’s  (tijdens een winning) . Die monitoring houdt in dat tijdens de mijnbouwactiviteit 
bodembewegingen permanent worden geregistreerd. In gebiedsarrangemente n kunnen nadere 
afspraken worden vastgelegd over mon itoring en op welke wijze de betreffende meetresultaten 
toegankelijk worden gemaakt voor burgers . 
 
Binnen het mijnbouwtype gaswinning  uit kleine velden zetten mijnbouwmaatschappijen  nu reeds bij 
nieuwe mi jnbouwactiviteiten  samen met de omgeving zogenaamde projectafstemmingsprogramma ’s 
op, overeenkomstig de gedragscode van  de branchevereniging van olie - en gasmaatschappijen 
(Nogepa ). Tevens is sprake van zoge naamde gebiedsconvenanten. P rojectafstemmingprogr amma's en 
gebiedsconvenanten zouden onderdeel kunnen zijn van een gebiedsarrangement voor het betreffende 
winningsgebied.   
 
De Tcbb adviseert om in winningsgebieden de totstandkoming en verdere ontwikkeling van 
gebiedsarrangementen te stimuleren door middel van omgevingsprocessen . De nieuwe  Omgevingswet 
biedt hiervoor ook instrumenten aan.   
 
In een omgevingsproces kunnen betrokken zijn : 
 
- gemeente(s) ; 
- provincie(s) ; 
- waterschap(pen) ; 
- burgers ; 
- mijnbouwmaatschappij(en) ; 
- Staat der Nede rlanden . 
 
Momenteel  worden al op enkele plaatsen  omgevingsprocessen geïnitieerd om tot nadere afspraken te 
komen  tussen burgers, lokale en regionale overheden en mijnbouwmaatschappijen rond 
mijnbouwactiviteiten in een winningsgebied.  Zo participeert  de NAM  in het omgevingsproces Ternaard 
en initieert  zij een vergelijkbaar proces in de regio Assen . Vermilion participeert in een project -
afstemmingsprogramma in Weststellingwerf en Taqa heeft gebieds convenanten gesloten met de 
Gemeenten Alkmaar, Bergen, Heiloo en Schermer.  
 
Een omgevingsproces zou kunnen leiden tot de gezamenlijke ontwikkeling van bijvoorbeeld  
energietransitieprogramma’s, waaraan  de betrokken mijnbouwmaatsch appij en eventueel ook de Staat 
een financi ële bijdrag e leveren. Zo’n programma kan lok ale projectvoorstellen volgens regelingen als 
bijvoorbeeld ISDE stimuleren.   
 
Diverse gemeenten vinden het wenselijk  te komen tot een financi ële en organisatorische facilitering 
van omgevingsprocessen, bij voorkeur op een ‘boven lokaal’ niveau.  
 
Gebiedsarran gement en kunnen zo bijdragen aan draagvlak voor mijnbouwactiviteiten en een passend 
handelingsperspectief bieden  voor burgers . </pre>

====================================================================== Einde pagina 321 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 322 ======================================================================

<pre> 13 4. Schadeprotocol  Gaswinning  uit Kleine Velden  op Land  
 
In dit hoofdstuk wordt een uitwerking gegeven van het schadeprotocol voor gaswinning uit de kleine 
velden op land.  Dit protocol is tevens van toepassing op scha des als gevolg van ondergrondse opslag 
van gas . 
 
Introductie  
Zoals aangegeven in het Tcbb -advies  'Help, een scheur in mijn huis!' is bij de gaswinning uit de kleine 
velden op land  de situatie anders dan in Groningen. Zoals gezegd , zijn de schaal en de omvang van 
mijnbouwschade door de gaswinning in Groningen van een geheel andere orde dan in de rest van 
Nederland. De veiligheidsrisico's en de kans op aardbevingen en daardoor veroorzaakte schade zijn bij  
de gaswinning uit  de kleine velden aanzienlijk kleiner.  
 
Gaswinning leidt tot bodemdaling en kan leiden tot geïnduceerde aardbevingen met  bodemtrilling tot 
gevolg . De bodemdalin g is bij gaswinning uit de kleine velden  in het algemeen gering waardoor  ook de 
kans op schade door bodemdaling klein is. Echter, omdat schade door bodemdaling niet volledig is uit 
te sluiten zullen schademeldingen die  aan bodemdaling zijn gerelateerd ook worden beoordeeld door 
de CM.  
 
Als er bij gaswinning uit een klein veld  schade ontstaat dan zal deze  bijna altijd gerelateerd zijn aan 
bodemtrilling door een geïnduceerde aardbeving. Een aardbeving kan leiden tot  grotere aantallen 
schademeldingen binnen korte tijd na de aardbeving.  Zo hebben de aardbeving met magnitude 2,3 in 
Emmen op 30 september 2015 en de aardbeving met magnitude 2,4 in Zuidlaren op 23 december 2016 
tot circa 500 schademeldingen geleid.   
Omdat de kans op grotere magnitudes bij gaswinning uit  kleine velden klein is zullen de eventueel 
veroorzaakte schades veelal een geringe omvang hebben.   
Met de beoogde landelijke aanpak moeten dergelijke schademeldingen in de toekomst snel en efficiënt  
afgehand eld kunnen worden. De wijze van afhandeling wordt in het Schadeprotocol Gaswinning uit 
Kleine Velden op Land nader geregeld.  
 
Bij het uitgangspunt van een laagdrempelige , transparante en snelle  afhandeling van mijnbouwschade  
in het kader van de landelijke aanpak past een afhandeling waarbij mogelijke onzekerheden over het 
causaal verband tussen een schade en mijnbouwactiviteit niet voor rekening en risico van de burger 
worden gelaten. In het schadeprotocol wordt hieraan een n adere invulling gegeven , onder meer  door 
de vaststel ling van een beoordelings gebied rondom het epicentrum van een aardbeving alsmede  door 
een bij de aard van de mijnbouwschade passende  onafhankelijke en deskundige  beoo rdeling van het al 
dan niet aanwezig z ijn van een causaal verband . 
 
Onderwerpen in het schadeprotocol  
Van de in hoofdstuk 3 gegeven onderwerpen voor een schadeprotocol wordt i n deze paragraaf een 
nadere uitwerking met toelichting gegeven . 
 
1. Begripsomschrijvingen  
 
1a Schade  
Gedefinieerd wordt wat onder schade wordt verstaan  waarbij wordt aangesloten bij het Burgerlijk 
Wetboek ( 6:106 BW)  en het schadeprotocol van  de TCMG (en haar opvolger  het IMG ). In afw achting 
van de verdere rechtsontwikkeling wordt de mogelijkheid voor burgers om schade  vergoed te krijgen 
via de landelijke aanpak beperkt tot : 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 322 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 323 ======================================================================

<pre> 14 - fysieke schade aan woningen en vergelijkbare objecten die is veroorzaakt door bodembeweging als 
gevolg van de gaswinning ; 
- materi ële schade die het  direct  gevolg is van deze fysieke scha de, zoals aa ngegeven in een door de 
CM vast te stellen overzicht van vaste vergoedingsbedragen . 
 
1b Beoordelings gebied  
Met het oog op een effici ënte en transparante afhand eling van schademeldingen wordt  bij de landelijke 
aanpak  het begrip beoordelingsgebied gehanteerd. Dat is het gebied rondom het epicentrum van een 
aardbeving waarbinnen schade aan bebouwing kan zijn ontstaan, terwijl dat daarbuiten vrijwel 
uitgesloten is.  De grootte van het beoordelingsgebied is afhankelijk van  de magnitude van de 
aardbeving, de diepte van het hypocentrum en de eigenschappen van de ondergrond in het 
betreffende gebied. De grootte van het beoordelingsgebied is daarmee dynamisch en gekoppeld aan de 
betreffende aardbeving en locatie.  
 
De begrenzing  van het beoordelingsgebied is gebaseerd op een kans van ordegrootte 10-3 (1 op  1.000)  
dat in een relatief kwe tsbaar pand op een locatie net  buiten het beoordelingsgeb ied aardbevingsschade 
ontstaat. Om de begrenzing vast te stellen wordt op basis van uitgevoerde metingen in combinatie met 
rekenmodellen bepaald waar de opgetreden trillingssnelheid (PGV)1 2 mm/s met een overschrijdings -
kans van  10-2 (1 op 100)2 is geweest.  
 
Het beoordelingsgebied wordt zo spoedig mogelijk - bij voorkeur binnen één week na  de aardbeving - 
door de CM vastgesteld en b ekend gemaakt door middel van  publicatie op de website van de CM.   
 
Schademeldingen in verband met de betreffende aardbeving worden in beginsel alleen in behandeling  
genomen indien de schadelocatie binnen het beoordelingsgebied ligt. Op grond van haar discretionaire 
bevoegdheid kan de CM besluiten om schademeldingen van buiten het beoordelingsgebied toch in 
behandeling nemen.  
 
Toelichting:  
Met het hanteren van een beo ordelingsgebied wordt met name voorkomen dat schademeldingen van 
buiten dit gebied, waarbij het vrijwel uitgesloten is dat de schade is veroorzaakt door de aardbeving, 
inhoudelijk moeten worden beoordeeld. Het zal duidelijk zijn dat een eventuele aardbevin g met een 
beperkte magnitude in bijvoorbeeld Eleveld bij Assen schade zou kunnen veroorzaken in de directe 
omgeving van het epicentrum, maar niet op locaties in de provincie Overijssel. Omdat bevingsschades 
op locaties net  buiten het beoordelingsgebied ech ter niet volledig zijn uit te sluiten biedt de  
discretionaire bevoegdheid van de CM ruimte om dergelijke schademeldingen toch in behandeling te 
nemen. Het is vrijwel zeker  dat voor loc aties buiten het beoordelingsgebied een andere oorzaak voor de  
schade za l worden aangetoond dan beving door de gaswinning. Voor locaties binnen het 
beoordelingsgebied zal uit de inhoudelijke beoordeling overigens ook kunnen blijken dat de schade het 
gevolg is van een andere oorzaak dan beving door de gaswinning. D it is des te meer het geval  naarmate 
de schadelocatie dichter bij de grens van het beoordelingsgebied ligt.  
 
Met de gekozen k ans van ordegro otte 10-3 (1 op 1.000) is het vrijwel uitgesloten dat buiten het 
beoordelingsgebied aardbevingsschade is ontstaan. Voor het bepalen van de begrenzing van het 
beoordelingsgebied is leidend waar de opgetreden trillingssnelheid (PGV) van 2 mm/s met een 
overschrijdingskans van 10-2 (1 op 100)  is geweest . De begrenzing wordt bepaald op basis van 
uitgevoerde metingen in combinati e met rekenmodellen . Opgemerkt wordt dat trillin gssnelheden 
kleiner dan 2 mm/s veel voorkomen, los van aardbevingen door de gaswinning. Tevens geldt dat het  
redelijkerwijs  vrijwel uitgesloten is dat bij trillings snelheden lager dan 2 mm/s aardbevingsschade  
                                                           
1 PGV staat voor Peak Ground Velocity.  
2 De trillingssnelheid van 2 mm/s met overschrijdingskans van 10-2 sluit aan bij wat de TCMG hanteert.  </pre>

====================================================================== Einde pagina 323 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 324 ======================================================================

<pre> 15 ontstaat. De trillingssnelheid van 2 mm/s is ontleend aan SBR Trillingsrichtlijn A: Schade aan  
bouwwerken: 2017. De gekozen getal swaarden volgen overigens niet uit exacte wetenschap maar 
moeten worden opgevat als goed bruikbare keuzes ten behoeve van de schadeafhandeling.  
 
Naarmate meer metingen in het bevingsgebied beschikbaar zijn kan nauwkeuriger worden bepaald in 
welk gebied de trillingssnelheid van 2 mm/s is overschreden. Metingen verkleinen dus de onzekerheid 
over de opgetreden trillingsnelheden.  
 
In geval van een aardbeving geeft de CM het KNMI opdracht en instructies om het bijbehorende  
beoordelingsgebied te bepalen  op basis van de beschikbare resultaten van de in het betrokken gebied 
uitgevoerde metingen van de opgetreden trillingssnelheden met he t meetnetwerk van het KNMI in 
combinatie met een rekenmodel (Ground Motion Model), dat geschikt is voor het betreffende kleine 
veld.  Het beoordelings gebied wordt op deze wijze door een deskundig instituut en onafhankelijk van de 
mijnbouwmaatschappij bepaal d waarna de CM dit gebied vaststelt . Het KNMI geeft de ligging van het  
beoordelingsgebied weer op een kaart die door de CM wordt gepubliceerd op de CM -website, zodat 
burgers kunnen zien wa ar de begrenzing van het b eoordelingsgebied ligt . 
 
De staande prakti jk is dat het KNMI direct na het optreden van een aardbeving informatie beschikbaar 
stelt over de opgetreden aardbeving, zijnde het tijdstip van optreden, de magnitude, de locatie van het 
epicentrum en de diepte van hypocentrum. Voorlopige informatie is 'r eal time' beschikbaar op de 
website van het KNMI, binnen een aantal dagen gevolgd door een actualisatie op grond van een analyse 
van de metingen door het KNMI. Dit geldt ook voor aardbevingen die het gevolg zijn van de gaswinning.  
 
De CM stelt in de ‘Nade re Werkwijze Schadeafhandeling Gaswinning uit Kleine Velden op Land’ de 
verdere uitwerking vast van de wijze waarop het beoordelingsgebied  wordt bepaald . Dit betreft onder 
meer de wijze waarop metingen en rekenmodellen worden gecombineerd.  
 
2. Eisen die worden gesteld aan schademeldingen  
Een schade wordt gemeld bij het Landelijk Loket Mijnbouwschade . De schade kan digitaal of per post 
worden ge meld . 
 
De schademelding bevat ten minste:  
 
a. de naam en het adres van de melder;  
b. de datum van de melding;  
c. de aard e n het adres van het gebouw waarop de melding betrekking heeft;  
d. de datum en het tijdstip waarop de sch ade is ontstaan of een inschatting daarvan;  
e. een aanduiding van de oorzaak van de schade;  
f. een beschrijving van de aard en de omvang van de schades en foto's  daarvan;  
g. een zo goed mogelijke schatting van het schadebedrag;  
h. de inschatting of sprake zou kunnen zijn van een acuut onveilige situatie  (zie 3); 
i. (indien van toepassing ) de melding dat de schade  ook bij een ander orgaan gemeld  is; 
j. overige relevante inform atie.  
 
Een schademelding  moet worden ingediend binnen een termijn van één jaar na de aardbeving. Schades 
die buiten de ze termijn worden gemeld worden in beginsel niet in behandeling genomen. Op grond van 
haar discretionaire bevoegdheid kan de CM overigens besluiten schademeldingen die later zijn gedaan 
toch in behandeling te nemen.   
 
Toelichting:  
De reden voor het opnemen van een termijn  van één jaar  is dat b odemtrilling als schadeoorzaak 
gekoppeld is aan het optreden van een aardbevin g als gevolg van de ga swinning. Naarmate meer tijd </pre>

====================================================================== Einde pagina 324 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 325 ======================================================================

<pre> 16 verstrijkt na de aardbeving is het moeilijker het causaal verband tussen de aardbeving en de schade vast 
te stellen. Informatie over opgetreden aardbevingen wordt naar buiten gebracht door het KNMI  en, als  
er sprake is van aard bevingen door de gaswinning uit de kleine velden, ook door de CM.  Burgers in het 
betreffende gebied kunnen daarvan op de hoogte zijn als zij de aardbeving al niet hebben gevoeld  of 
ervan hebben gehoord . De door de bodemtrilling veroorzaakte schade manifesteert zich  vrijwel dire ct na 
de aardbeving en zal normaliter binnen korte tijd kunnen worden opg emerkt en worden gemeld.  De 
genoemde  termijn doe t overigens geen afbreuk aan de wettelijke verjaringstermijn en. 
 
3. Regels die gelden in geval van een ac uut onveilige situatie  
Acuut onveilige situaties kunnen worden gemeld op de wijze die is aangegeven op de website van het 
LLM.  
 
Toelichting:  
De kans op het ontstaan van acuut onveilige situaties door aardbevingen als gevolg van de gaswinning 
uit de kleine  velden is extreem klein maar is ook niet volledig uit te sluiten. Als dit toch gebeurt moet 
duidelijk zijn welke regels gelden. Omdat er in d at geval sprake is van urgentie moet de schademelder 
gebruik kunnnen maken van een speciale meldingsprocedure. Ver volgens moet de schademelding op 
adequate wijze direct worden opgevolgd. Voor de procedure en de vervolgstappen kan worden 
uitgegaan van de werkwijze van de TCMG bij de melding van een acuut onveilige situatie (zogenaamde 
AOS-melding).  
 
4. Ontvangst en eerste beoordeling van de schademelding  
Na ontvangst van een schademelding wordt de ontvangst daarvan bevestigd aan  de melder. De CM 
beoordeelt of de melding volledig en ontvankelijk is. Bij onvolledige meldingen wordt de melder 
schriftelijk in de gelegenh eid gesteld om de melding (zo veel mogelijk) te completeren. De CM kan 
hierbij assisteren. Voor de completering geldt een termijn van twee weken . 
 
Completering van de schademelding is niet nodig i ndien duidelijk is dat de schademelding niet voldoet 
aan de voor waarde n bij de hierna genoemde toets op de ontvankelijkheid . In dat geval wordt de 
schademelding namelijk  afgewezen.  
  
Voor  de beoordeling van de ontvankelijkheid word t getoetst aan twee voorwaarden die relevant zijn 
voor schade s die zijn veroorzaakt door bodemtrilling als gevolg van een aardbeving  door de gaswinning , 
te weten:  
 
1. er moet sprake geweest zijn van bodemtrilling als gevolg van een door de gaswinning veroorzaakte 
aardbeving op het ontstaanstijdstip van de schade;  
2. de schadelocatie moet in het  beoor delings gebied van de aardbeving liggen.  
 
De schademelding is ontvankelijk indien aan deze voorwaarden is voldaan.  De CM wijst vervolgens een 
zaakbegeleider/contactpersoon aan, die contact opneemt met de melder en toelichting geeft over de 
verdere gang van zaken.  
 
De schademelding is niet ontvankelijk indien niet aan één of beide voorwaarden is voldaan. De CM stelt 
de schademelder in dat geval op de hoogte  dat de schademelding niet in behandeling wordt genomen . 
De CM kan op grond van haar discret ionaire bevoegdheid overigens besluiten  de schademelding toch in 
behandeling te nemen.  
 
Toelichting:  
Zoals eerder aangegeven is de kans op schade door bodemdaling als gevolg van de gaswinning uit de 
kleine velden klein. Desondanks worden ook s chademeldingen die zijn  gerelateerd aan bodemdaling in </pre>

====================================================================== Einde pagina 325 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 326 ======================================================================

<pre> 17 behandeling genomen door de CM , conform de daarvoor eventueel bestaande regelingen.   
 
5. De te volgen procedure  
Voor de te volgen procedure bij de afhandeling van schademeldingen zijn twee varianten beschikbaar , 
namelijk de standaard procedure  en de versnelde procedure .  
 
5a Standaard procedure  
Afhandeling via d e standaardprocedure houdt in dat de schade door één of meer deskundigen wordt 
onderzocht waarbij wordt beoordeeld of sprake is van een causaal verband tussen de schade en de 
door de gaswinning veroorzaakte  bodem beweging . Het onderzoek door de deskundige(n ) betreft 
tevens het schadebedrag voor zover de schade een causaal verband heeft met de bodem beweging . 
 
5b Versnelde procedure  
Indien na een aardbeving grotere aantallen schademeldingen door de CM worden ontvangen kan de 
CM, na consultatie van de betrokken  mijnbouwmaatschappij  en lokale bestuurderen , besluiten om 
kleinere schades af te handelen via een versnelde procedure.  De CM stelt hiertoe een gebied en een  
maxim um schadebedrag vast.  Schademeldingen van locatie s binnen het vastgestelde gebied en met 
schadebedragen tot het vastgestelde maxim um schadebedrag worden dan via de versnelde procedure 
afgehandeld.  Voor de overige schademeldingen wordt de standaard procedure gevolgd.  
 
In de versnelde procedure beoordeelt d e CM op basis van de bij de melding ge voegde stukken en de 
beschikbare gegevens over de aardbeving het (vermoedelijke) causale verband tussen de schade en de 
aardbeving en stelt de hoogte van het te vergoeden schadebedrag  vast. 
 
De CM kan besluiten om steekproefsgewijs door een deskundige onde rzoek ter plaatse  te laten doen 
naar schademeldingen die worden afgehandeld via  de versnelde procedure.  
 
Toelichting:  
Schadeafhandeling via een versnelde procedure houdt in dat de schade direct wordt vergoed zonder 
onderzoek  ter plaatse  door een deskundige . Voor de afhandeling via de versnelde procedure denkt de 
Tcbb aan een termijn van drie maanden na de schademelding. Voor schades met een beperkt 
schadebedrag is de versnelde procedure effici ënt omdat daarmee tijd en kosten worden bespaard.  Het 
voor de versnelde procedure vastgestelde gebied zal in beginsel aanzienlijk kleiner zijn dan het 
beoordelingsgebied.  
 
6. Benoeming van deskundige (n) en zienswijze van de schademelder  
De door de CM te benoemen deskundigen voldoen aan expliciete eisen met betrekking tot de 
deskundigheid, onafhankelijkheid en onpartijdigheid.  
 
De schademelder wordt door de CM op de hoogte gesteld van het voornemen om één of meer 
deskundigen te benoemen. De schademelder kan hierop binnen twee weken een zienswijze indienen  
bij de CM.  
 
Indien de zienswijze van de schademelder naar het oordeel van de CM daartoe aanleiding geeft kan de 
CM besluiten één of meer andere deskundigen te benoem en. 
 
7. Onderzoek door en advies van deskundige(n)  
Door de deskundige(n) wordt in opdracht van de CM onderzoek gedaan naar het causa al verband 
tussen de aardbeving  en de schade. Voor zover naar het oordeel van de deskundige(n) sprake is van 
een causaal verband wordt de hoogte van het schadebedrag begroot door de deskundige(n) . 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 326 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 327 ======================================================================

<pre> 18 Door de deskundige (n) wordt op basis van het onderzoek een advies rapport uitgebracht aan de CM 
met advies  over:  
 
- de aard en de omvang van de gemelde schade;  
- of er sprake is van  een causaal verband tussen de aardbeving en de gemelde schade of dat de 
schade een a ndere evidente , aantoonbare oorzaak heeft ; 
- of er eventueel sprake is van meerdere mijnbouwactiviteiten in het gebied die de gemelde schade 
kunnen hebben veroorzaakt;  
- de kosten van het herstel van  de fysieke schade voorzover er sprake is v an causaliteit;  
- de omvang  van eventuele materiële schade die het  directe  gevolg is van de gemelde fysieke 
schade;  
- eventuele overwegingen omtrent de verdere afhandeling van de schade melding . 
 
Toelichting:  
De werkwijze van de deskundigen en de van toepassing zijnde termijnen  voor het uitvoeren van het 
onderzoek, de beoordeling en de rapportage  worden vastgelegd in een nad er door de CM vast te stellen  
beoordelingskader.  Bijlage B schetst hiervoor de contouren.  
 
Bij de beantwoording van de causaliteitsvraag adviseert de Tcbb co nform haar eigen praktijk de 
eventuele onduidelijkheid over de schadeoorzaak in het voordeel van de schademelder te laten werken. 
Er is sprake van causaliteit a ls de schade naar  zijn aard kan zijn veroorzaakt door de aard beving en als 
er geen andere eviden te aantoonbare oorzaak is.  
 
Een schade  kan in relatie staan tot zowel één of meer mijnbouwactiviteiten als tot maatregelen van 
andere organisaties (bijvoorbeeld een aanpassing van het grondwaterpeil door een waterschap in 
verband met een bodemdaling als gevolg van gaswinning in een gebied). In dat geval zal de deskundige 
die relaties in zijn onderzoek betrekken.  
 
8. Zienswijze van de schademelder op het advies van de deskundige(n)  
Na ontvangst van het adviesrapport van de deskundige(n) wordt dit adviesrap port naar de 
schademelder gestuurd die binnen een termijn van twee  weken een zienswijze kan geven op het 
rapport. De termijn kan op verzoek van de schademelder door de CM worden verlengd . Het rapport 
wordt  ter informatie eveneens  toegezonden aan de betrokk en mijnbouwmaatschappij (en). 
 
Indien de zienswijze van de schademelder naar het oordeel van de CM daartoe aanleiding geeft kan de 
CM besluiten om een tweede advies aan één of meer deskundige n te vragen.  
 
9. Uitspraak van de CM  
 
9a Standaard procedure  
De CM doet een schriftelijke uitspraak over het causaal verband tussen de gemelde schade en de 
mijnbouwactiviteit(en), de hoogte van het te vergoeden schadebedrag en de verantwoordelijke 
mijnbouwmaatschappij(en). Deze uitspraak is gebaseerd op d e schademel ding, het adviesrapport van 
de deskundige(n) en de zienswijze van de schademelder op het adviesrapport van de deskundige(n). In 
geval van meerdere mijnbouwactiviteiten in het betrokken gebied die de schade veroorzaakt kunnen 
hebben (‘gestapelde mijnbouw’) bepaalt de CM het aandeel van elk van de betrokken 
mijnbouwmaatschappijen in het te vergoeden schadebedrag. Indien de schade volgens de CM een 
evident andere oorzaak heeft zal zij dit in de uitspraak vermelden.  De uitspraak wordt naar de 
schademelder gestu urd en in afschrift naar de betreffende mijnbouwmaatschappij(en).  
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 327 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 328 ======================================================================

<pre> 19 9b Versnelde procedure  
De CM doet  op basis van de schade melding  een schriftelijke uitspraak over de hoogte van het te 
vergoeden schadebedrag.  De uitspraak  wordt naar de schademelder gestuurd en in afschrift naar de 
betreffende mijn bouwmaatschappij (en). 
 
10. Vergoeding van de schade  
Schadebedragen worden vergoed zodra de schademelder aan de CM heeft bevestig d in te stemmen  
met het door de CM vastgestelde schadebedr ag. Voor de vergoeding van vastgestelde schadebedragen 
zijn er naar keuze van de schademelder drie mogelijkheden:  
 
1. Het te vergoeden schadebedrag wordt - indien het schadebedrag niet hoger is dan  het maximum 
bedrag van de versnelde procedure  - binnen vier w eken na ontvangst van de instemming van de 
schademelder door de mijnbouwmaatschappij(en) rechtstreeks aan de schademelder betaald.  
2. Het te vergoeden schadebedrag wordt binnen vier weken na de overlegging van betaalde facturen 
betreffende het uitgevoerde sch adeherstel door de mijnbouwmaatschappij rechtstre eks aan de 
schademelder betaald.  
3. Het te vergoeden s chadebedrag wordt binnen vier weken na ontvangst van facturen van de partij 
die het schadeherstel heeft uitgevoerd door de mijnbouwmaats chappij aan deze partij betaald.  
 
Indien de schademelder niet instemt met het door de CM vastgestelde schadebedrag houdt de 
schademelder het recht om de schade te laten beoordelen door de civiele rechter .  </pre>

====================================================================== Einde pagina 328 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 329 ======================================================================

<pre> 20 5. Vervolgstappen  
 
Landelijk Loket Mijnbouwschade  
De Staat  initieer t dat h et bestaande LLM verder wordt ontwikkeld als centraal meldpunt voor 
mijnbouwschade en als centraal informatiepunt  voor mijnbouwactiviteiten . 
 
Commissie Mijnbouwschade  
De Staat  stelt een landelijke Commissie Mijnbouwschade (CM)  in. De CM stelt haar w erkwijze en 
beoordelingskader vast.  
 
Uitvoeringsorganisatie  
De Staat  voorziet in  een adequate  uitvoeringsorgan isatie  die beschikbaar is voor en die wordt 
aangestuurd door de CM. O verwogen kan worden om tezijnertijd  tot een gezamenlijke 
uitvoeringsorganisatie te komen met de TCMG . Hierover dient nadere afstemming met EZK en TCMG 
plaats te vinden.  Belangrijk is dat door  de CM  grotere aantallen schademeldingen snel kunnen worden 
afgehandeld.  
 
Schadeprotocol Gaswinning  uit Kleine Velden  op Land 
De Staat stelt een Schadeprotocol Gaswinning  uit Kleine Velden vast . Ter uitvoering  daarvan maakt de 
CM op basis van het Schadeprotocol nadere afspraken  met het KNMI voor het tijdig leveren van  
kaarten aan de CM waarop beoordelings gebieden zijn aangegeven.  
 
Convenant Gaswinning  uit Kleine Velden  op Land  
De Staat  sluit met de mijnbouwmaatschappijen NAM, Vermilion en Taqa een Conve nant Gaswinning uit 
Kleine Velden op Land , waarin naast de aansprakelijkheid van de maatschappijen onder meer ook de 
zorgplicht  van de Staat en de reikwijdte van de daarmee samenhangende publieke regie vastgelegd  
wordt .  
 
Gebiedsarrangementen  Gaswinning uit Kleine Velden op Land  
De Staat bevordert dat burgers en lokale overheden worden betrokken bij mijnbouwactiviteiten in  hun 
omgeving en stimuleer t via omgevingsprocessen  de totstandkoming van Gebiedsarrangementen op 
basis van lokale projectvoorstellen met bijdragen van de betrokken mijnbouwmaatschappijen en de 
Staat.  
 
Overgangsregeling Gaswinning  uit Kleine Velden op Land  
Vanuit de huidige situatie, waarbij burgers hun schade als gevolg van de gaswinning moeten melden bij 
de betreffende mijnbouwmaatschappij  en waarbij de mijnbouwmaatschappijen de schade afhandelen , 
kan gefaseerd worden toegewerkt naar de gewenste eindsituat ie met de landelijke aanpak voor de 
schadeafhandeling gaswinning uit de kleine velden.  Een kwartiermaker kan deze overgang 
voorbereiden.  
 
Na gereedkomen van het Schadeprotocol Gaswinning  uit Kleine Velden op Land en het beschikbaar 
komen van een uitvoering organisatie kan  desgewenst  de Tcbb - vooruitlopend op de instelling van de 
CM - de rol van Tijdelijke  CM vervullen . 
 
Regeling openstaande meldingen buiten Groningen veld en gasopslag Norg  
Er zijn buiten het Groningenveld  en de gasopslag Norg nog diverse schademe ldingen die niet zijn 
afgehandeld . Werk een regeling uit om deze schademeldingen alsnog adequa at af te handelen . 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 329 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 330 ======================================================================

<pre> 21 Uitwerking voor overige mijnbouwtypes  
Parallel aan de totstandkoming van  de landelijke aanpak voor de gaswinning uit de kleine velden kan op 
overeenkomstige wijze gewerkt worden aan de totstandkoming van de landelijke aanpak voor de 
overige types mijnbouw, namelijk  de zoutwinning , de geothermie  en d e na -ijlende gevolgen van de 
kolenwinning in Limburg.  Het Schadeprotocol Gaswinning  uit Kleine Velden op Land kan daarbij 
fungeren als model voor de schadeprotocollen bij de overige types mijnbouw.  
 
Met betrekking tot mijnbouw schades door de naijlende gevolgen van de kolenwinning in Limburg 
wordt nog opgemerkt dat in een aantal gevallen geen mijnbouwmaatschappij meer aangesproken kan 
worden voor vergoeding van die mijnbouw schades. In die gevallen zou de Staat  (al dan niet samen met 
andere partijen) kunnen voorzien in  de vergoeding  van de mijnbouw schade (rechtstreeks of via een 
fonds) .  </pre>

====================================================================== Einde pagina 330 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 331 ======================================================================

<pre> 22 Bijlage A  Geconsulteerde instanties  en personen  
 
Bewonersgroepen  
Bewonersvereniging Stop Gaswinning Marsdijk Nu  
Dorpsbelangen  Ternaard  
Dorpsbelang Wierum  
Stichting Fêste Gr ûn Noord -east Frys lân 
 
Landelijke en lo kale bestuurders  
EZK 
IPO 
VNG  
Provincies:  Drenthe, Overijssel, Noord -Brabant, Noord - en Zuid -Holland  
Gemeente s: Aa en Hunze, Assen, de Fryske Marren, Hardenberg, Heerenveen, Tubbergen, 
Weststellingwerf, Westerkwartier, Woerden  
 
Mijnbouwmaatschappijen  
NAM  
Vermil ion 
Taqa  
ONE  
Nogepa  
 
Overige instanties  
TCMG  
KNMI  
Mijnraad  
SodM 
RVO  </pre>

====================================================================== Einde pagina 331 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 332 ======================================================================

<pre> 23 Bijlage B  Beoordelingskader schade  
 
1. Inleiding  
Het achterhalen van de oorzaak of oorzaken van schade aan gebouwen is een lastige opgave, zeker als 
aardbevingen daarbij een rol kunnen spelen. De grootste knelpunten vanuit technisch oogpunt zijn:  
 
- Bij het vaststellen van de technische causaliteit  is de vraag of er een verband is tussen een bepaalde 
gebeurtenis (in het verleden) en de (op een bepaal d moment) geconstateerde schade . Het 
tijdsaspect speelt daarbij een grote rol . Bij bevingsschade gaat het gewoonlijk om schade die 
gelijktijdig met de beving, of kort daarna, optreedt. Daartegenover  treedt zettingsschade 
gewoonlijk pas op vele jaren nadat een woning is gebouwd, verbouwd,  bijgebouwd, of nadat een 
verandering in de omgeving heeft plaatsgevonden.  
- Hoeveel onderzoek moet worden uitgevoerd om tot een uitspraak over de causaliteit te komen? Er 
is een tendens om bij gebouwopnames alle aanwezige schades fotografisch vast te leggen  en deze 
één voor één te analyseren. Worden de beoordelingsresultaten beter bij een uitgebreider 
onderzoek en hoe verhouden de onderzoekskosten zich tot de opgetreden schade?  
- Hoe groot is het bij een a ardbeving te beschouwen gebied? D e door een beving vero orzaakte 
trillingen zijn op korte afstand van het epicentrum relatief groot en op grote afstand relatief klein. 
Op welke afstand is de trillingssnelheid zo klein geworden dat er redelijkerwijs geen schade  aan 
gebouwen  door de beving meer valt te verwachten  c.q. veroorzaakt kan zijn?  
 
2. Onderzoek oorzaken bouwkundige schade in Groningen  
Bouwkundige schade doet zich vaak voor in de vorm van scheuren in metselwerk. In de studie naar 
bouwkundige schade in Groningen3 is aan de hand van 69 case  studies van gebouwen  gekeken welke 
afzonderlijke oorzaken of combinaties van oorzaken een rol kunnen hebben gespeeld bij het ontstaan 
van schade. Daartoe zijn scenario’s beschouwd om de schade te kunnen verklaren naar type, aard en 
voorkomen. In het onderzoeksrapport worden d e mogelijke oorzaken van schade in drie 
hoofdcategorieën onderverdeeld:  
 
- gebouw gebonden oorzaken ; 
- ongelijkmatige zettingen ; 
- bevingen . 
 
Gebouw gebonden oorzaken zijn die oorzaken die uitsluitend samenhangen met het gebouw, de 
geometrie, de toegepaste bouwmat erialen en constructiewijzen en met de krachtswerking in het 
gebouw . Deze oorzaken  staan los  van de lokale situatie. Gebouw gebonden oorzaken zijn niet specifiek 
voor de onderzochte panden of voor de provincie Groningen.  Deze oorzaken komen in heel Nederland 
voor.  
 
Zettingen en zettingsverschillen kennen een breed spectrum van achterliggende of dieper liggende 
oorzaken die sterk worden bepaald door specifieke lokale omstandigheden. In vrijwel alle onderzochte 
gevallen is de situatie van de fundering in combinatie met de lokale ondiepe ondergrond de 
belangrijkste factor bij het ontstaan van zettingen en zettingsverschillen. Voor de verklaring van de 
bouwkundige schade speelt deze oorzaak een grote rol. De meeste onderzochte  panden staan niet op 
palen en zijn zogenaamd ‘op staal’ (= ondiep) gefundeerd.  
 
                                                           
3 Ir. P.C. van Staalduine n, dr. ir. K.C. Terwel, prof. dr. ir. J.G. Rots, Onderzoek naar de oorzaken van bouwkundige 
schade in Groningen, Methodologie en case studies ter duiding van de oorzaken, TU Delft, Faculteit Civiele 
Techniek en Geowetenschappen, Rapportnummer CM -2018 -01, 1 1 juli 2018  </pre>

====================================================================== Einde pagina 332 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 333 ======================================================================

<pre> 24 Bevingen zijn als schade bijdragende factor moeilijk uit te sluiten van de best verklarende scenario’s, 
maar vallen tegelijk ook moeilijk als zodanig te bewijzen. Het schadebee ld biedt hiervoor meestal 
onvoldoende aanknopingspunten. Waar combinaties van bevingen met andere oorzaken optreden, lijkt 
bij lichte bevingen het schadebeeld v ooral gerelateerd te zijn aan  andere onderliggende oorzaken . Het 
kan echter zijn dat de beving d e 'trigger' is geweest voor het ontstaan van de schade. Voor het 
betrouwbaar  bepalen van de invloed van de beving op de schade is kennis van het moment van het 
ontstaan van de schade essentieel.  
 
In gemiddeld 70% van de schades kon op basis van de beschikb are schadeopname rapporten een best 
verklarend scenario in de studie  worden geformuleerd. In de overige gevallen waren er te veel opties of 
was de kwaliteit van de informatie over de schade onvoldoende om tot een oordeel te komen. Eén van 
de conclusies van het rapp ort is dat in Groningen gebouw gebonden oorzaken en ongelijkmatige 
zettingen de belangrijkste schadeoorzaken zijn. Gebleken is dat gebouwen van na 1970 mede op basis 
van beter grondonderzoek bete r zijn gefundeerd: de schade door  zettingen is bij dez e gebouwen hier 
aanzienlijk geringer.  
 
3. Gaswinning uit k leine velden  
De studie biedt een goede basis voor de beoordeling van eventuele s chade door gaswinning uit  kleine 
velden. De bevindingen over gebouw gebonden schade hebben een breder toepassingsgebied d an 
alleen de provincie Groningen en hetzelfde geldt voor schade als gevolg van ongelijkmatige zettingen: 
ondiepe funderingen op een samendrukbare klei -ondergrond komen niet alleen in de provincie 
Groningen voor, maar op veel meer plaatsen in Nederland. Het  betreft dan vooral de wat oudere 
bebouwing.  
 
Voor de beoordeling van de oorzaak (of oorzaken) van gemelde schades en de beantwoording van de 
causaliteitsvraag hanteert de CM een beoordelingskader waarbij deskundigen als volgt te werk gaan:   
 
- stel per schadegeval een best verklarend scenario op met toepassing van de hiervoor genoemde 
drie hoofdcategorieën;  
- houdt  bij het trekken van de uiteindelijk e conclusie rekening met de grotere onzekerheid rond het 
vaststellen van de schadeoorzaak ‘bevingen’ in verg elijking met de schadeoorzaken 
‘gebouw gebonden schade ’ en ‘ongelijkmatige zettingen’;  
- eventuele onduidelijkheid over de schadeoorzaak werkt in het voordeel van de schademelder . 
 
Voor het vaststellen en beoordelen van de schade adviseert de Tcbb  de onderzoeken op locatie beperkt 
te houden tot de schade die door de bewoner is gemeld  en dus niet alle onvolkomenheden in een 
gebouw te gaan fotograferen  en analyseren . De Tcbb vindt het belangrijk dat de schade wordt 
onderzocht en beoordeeld door desku ndigen op het gebied van bouwconstructies en  ondiepe 
ondergrond . Die deskundigen zijn tevens verantwoordelijk voor het opstellen van het advie srapport  
aan de Commissie Mijnbouwschade.  
 
Met betrekking tot de schade locatie  is van belang dat rekening wordt ge houden met de 
trillings snelheden die door een beving kunnen zijn opgetreden in vergelijking met de trilling ssnelheid 
waarbij schade is te verwachten. De gevoeligheid van het bouwdeel voor trillingsschade is daarbij een 
belangrijke parameter. De SBR Trillin gsrichtlijn A: Schade aan bouwwerken: 2017 biedt daarvoor goed 
bruikbare informatie.  </pre>

====================================================================== Einde pagina 333 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 334 ======================================================================

<pre>16.40</pre>

====================================================================== Einde pagina 334 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 335 ======================================================================

<pre>16.41</pre>

====================================================================== Einde pagina 335 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 336 ======================================================================

<pre>                   MN teevee Varsenent Voorkomens  © ULatebe boreg FER Gawwent  707] veeroo teven wreurgschan Vaatervelt Gemeerd (rant producerend)  WD Geeren tutgeprcauceers;  Ouvakd (feet procucereess)    GSR Onaargeran geupetey    </pre>

====================================================================== Einde pagina 336 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 337 ======================================================================

<pre>16.43</pre>

====================================================================== Einde pagina 337 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 338 ======================================================================

<pre>16.44</pre>

====================================================================== Einde pagina 338 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 339 ======================================================================

<pre>16.45</pre>

====================================================================== Einde pagina 339 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 340 ======================================================================

<pre>16.46</pre>

====================================================================== Einde pagina 340 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 341 ======================================================================

<pre>    Waals  eg ga AE    Over de ontwikkeling,  inhoud en toepassing  van dreigings- en  risicokaarten    </pre>

====================================================================== Einde pagina 341 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 342 ======================================================================

<pre>         Inhoud    Inleiding    Conclusies en aanbevelingen  Over de critical review    Opzet   Verslag dialoog   Epiloog   Bijlagen   Bijlage 1 Overzicht van betrokkenen   Bijlage 2 Verzameling vragen maatschappelijke consultaties  Bijlage 3 Notitie dreigings- en risicokaarten   Bijlage 4 Critical review PGA- en risicokaarten: stellingen    Colofon         </pre>

====================================================================== Einde pagina 342 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 343 ======================================================================

<pre>         Inleiding    Van november 2017 tot maart 2018 vond de tweede critical review  (kritische beschouwing) van wetenschappelijk onderzoek in het gas-  winningsgebied plaats. Het onderwerp van deze critical review is de  ontwikkeling, inhoud en toepassing van dreigings- en risicokaarten*.  Dit document is het afsluitende verslag van de voorzitter en de organi-  sator.   In het volgende hoofdstuk zijn allereerst de conclusies en aanbeve-  ingen opgenomen. Daarna volgt een toelichting op de organisatie,  de opzet en de inhoud van de critical review.         1 De aankondiging was: critical review over PGA- en risicokaarten. Tijdens de critical review bleek  3 door voortschrijdend inzicht dat het beter is te spreken over dreigings- en risicokaarten.    </pre>

====================================================================== Einde pagina 343 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 344 ======================================================================

<pre>         Conclusies en aanbevelingen   Als resultaat van de critical review over dreigings- en risicokaarten  stellen we het volgende vast: het onderzoek naar risico's en veiligheid,  specifiek resulterend in dreigings- en risicokaarten, kent een vijftal    onzekerheden:    Hieronder worden deze onzekerheden verder uitgewerkt in conclusies  en aanbevelingen.    Het onderwerp is van zichzelf onzeker: op zijn best kunnen de onder-  zoekers de kans op een aardbeving van een bepaalde magnitude  vaststellen. In werkelijkheid zal die aardbeving zich volgend jaar wel  of niet voordoen. Voorspellingen gaan dus over kansen en bieden  geen zekerheid. Daaraan kunnen we helemaal niets doen.    Voorspellingen zijn gebaseerd op modellen en modellen zijn gebaseerd  op aannames. Of die aannames kloppen, is onzeker. Dat leidt vaak tot</pre>

====================================================================== Einde pagina 344 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 345 ======================================================================

<pre>         spraakverwarring. Als burgers twijfelen aan de voorspellingen van    wetenschappers, wijzen de laatsten graag op de onzekerheid van aard-  bevingen. Terwijl burgers zich afvragen hoe  realistisch die voorspellingen (en de achter-  liggende aannames) zijn. En of wetenschap-  pers wel in staat zijn om aardbevingen echt  te voorspellen.   Deze onzekerheid kunnen onderzoekers  niet wegnemen, maar wel begrenzen door  beter, te communiceren over hun modellen,  over hun prognoses en over hun kaarten. En  door heel expliciet te vermelden waarvoor  deze kaarten wel en waarvoor ze niet kun-  nen worden gebruikt. Dat gebeurt op dit         moment veel te weinig. |  Ik HEB LIEVER 4000 of 2000  KAARTEN    De onzekerheid over dreigings- en risicokaarten wordt vergroot door  het feit dat verschillende onderzoekers verschillende kaarten publice-  ren. Daarbij schromen wetenschappers niet om met stelligheid uitspra-  ken te doen op basis van een groot geloof in de eigen modellen en   een afkeer van de modellen van de ander. Zo leidt de vraag: ‘wanneer  houden de bevingen op als morgen de gasproductie tot ‘0’ wordt terug-  gebracht’ tijdens de critical review tot zeer tegengestelde conclusies.</pre>

====================================================================== Einde pagina 345 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 346 ======================================================================

<pre>         Alle met een even grote stelligheid uitgesproken. De burger blijft met  lege handen achter.   Het probleem kan worden verkleind wanneer wetenschappers  bereid zijn om vaker onderling in debat te gaan en bereid zijn om  van elkaar te leren. Het probleem kan ook worden verkleind door het  gesprek tussen onderzoekers en belanghebbenden vaker te organiseren.  Daartoe kan een platform worden ingericht, op voorwaarde dat  dit platform niet ex cathedra uitspraken doet over de juistheid van  onderzoek. Dat zou de verwarring (wellicht) alleen maar vergroten.    Aldus worden overheid en burgers geconfronteerd met een wirwar  van kaarten en een wirwar van voorspellingen. De verwarring wordt  versterkt door het feit dat verschillende kaarten met dezelfde naam  worden aangeduid en dezelfde kaart verschillende namen draagt. In  feite zijn er maar drie echte kaarten (die regelmatig worden vernieuwd)  als het om voorspellen gaat: de dreigingskaart (PGA) van het KNMI,  die iets zegt over de te verwachten intensiteit van de bevingen in de  komende 475 jaar, de dreigingskaart van de NAM die hetzelfde beoogt  op basis van een andere redenering, en de risicokaart van de NAM, die  iets zegt over de mogelijke gevolgen voor gebouwen ten gevolge van  de te verwachten trillingen. De NAM baseert zich daarbij tot op heden  niet op kennis van alle individuele panden, maar op een typologie van  gebouwen.         </pre>

====================================================================== Einde pagina 346 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 347 ======================================================================

<pre>         Waar wetenschappers onzekerheden soms wel interessant vinden,    hebben beleidsmakers nergens zon grote hekel aan dan aan onzeker-  heid. Bovendien verschuilt de overheid zich (zeker in dit dossier) graag  achter de wetenschap. Hoe meer de wetenschap wordt geloofd, hoe  minder - naar het schijnt - de noodzaak bestaat om ruimhartig de  gevolgen van de aardbevingen op te lossen. Een gevolg is dat drei-  gings- en risicokaarten worden gebruikt waarvoor ze niet zijn bedoeld.  Zo werden de schadeclaims ten onrechte afgehandeld met behulp van  contouren van PGA-kaarten. Zo leunt de versterkingsopgave te veel op  dezelfde contouren. En hetzelfde geldt voor de uitkoopregeling.   In de critical review werd vastgesteld dat het goed is om de bouw-  technische vereisten te baseren op de PGA-kaart, vooral omdat je nu  eenmaal ergens vanuit moet gaan. Het afhandelen van schadeclaims  moet geheel geschieden op basis van bouwtechnisch onderzoek en  niet op contouren van welke kaart dan ook. De versterkingsopgave en  de uitkoopregeling zouden zich op de risicokaarten kunnen baseren,  nadat deze zodanig zijn verbeterd dat ze zich niet meer baseren op  typologieën van gebouwen, maar op de specifieke kwaliteiten van  individuele panden.   Nog beter zou het waarschijnlijk zijn als de overheid zich in haar  beleid meer baseert op wat er werkelijk gebeurt en minder op voorspel-  lingen over wat er zou kunnen gebeuren. Er moet inmiddels veel infor-  matie zijn over blootstelling en over schades. Daarvan kan simpel een  kaart worden gemaakt die een hele goede basis biedt voor de verster-  kingsopgave en de uitkoopregeling.</pre>

====================================================================== Einde pagina 347 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 348 ======================================================================

<pre>         Ten slotte verkeren vooral veel burgers in grote onzekerheid. Dat is een  onzekerheid die niet is te tolereren. Deze onzekerheid leidt tot veel psy-  chische schade. Deze onzekerheid leidt er ook toe dat een gesprek met  onderzoekers nog nauwelijks mogelijk is. Zo namen tijdens de critical  review maar weinigen de moeite om met de NAM in debat te gaan.  “We weten al wat ze gaan zeggen.”   Om deze onzekerheid van de burger weg te nemen zijn niet meer  PGA-kaarten nodig. Je zou eerder zeggen: liever minder. De burger is  vooral geholpen met een ruimhartig beleid en met aandacht van de  kant van de overheid. Helaas wordt de overheid in deze casus vooral  als bureaucratisch en onpersoonlijk ervaren.         </pre>

====================================================================== Einde pagina 348 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 349 ======================================================================

<pre>         Over de critical review    De critical review over de ontwikkeling, inhoud en toepassing van  dreigings- en risicokaarten vond plaats tussen november 2017 en  maart 2018. Het is de tweede critical review over een wetenschappelijk  thema in het aardbevingsgebied. De eerste review vond plaats in het  eerste kwartaal van 2017 en ging over de ontwikkeling van de woning-  waarde.    De critical review over dreigings- en risicokaarten kent een aantal aan-  leidingen. Er worden verschillende dreigings- en risicokaarten gemaakt,  met verschillende uitgangspunten. De kaarten zijn lastig uit te leggen  en te begrijpen. De commissie Meijdam heeft een veiligheidsnorm op-  gesteld en tegelijkertijd aangegeven dat de risicokaarten niet precies  genoeg zijn om te bepalen of deze norm wordt gehaald. De Raad van  State sprak in november 2017 uit dat de Minister van Economische  Zaken en Klimaat het besluit over de gaswinning opnieuw moet  nemen, onder andere vanwege onvoldoende zekerheid over het  behalen van de veiligheidsnorm.    Er zijn dus inhoudelijke vragen te stellen. Bovendien is hier sprake van  wetenschappelijk onderzoek waarvan de uitkomsten worden gebruikt  bij de ontwikkeling van beleid en dat toegankelijk is voor burgers.   Dit zijn goede uitgangspunten voor een critical review, waarin weten-  schappers, onderzoekers, (maatschappelijke) instellingen, beleidsmakers              </pre>

====================================================================== Einde pagina 349 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 350 ======================================================================

<pre>         10    HEEL GEDULDIG!!    en bewoners(groepen) met elkaar in dialoog treden over onderzoek en  de (on)mogelijkheden daarvan.    Opdrachtgever van de critical review is de Nationaal Coördinator  Groningen (NCG). Het Kenniscentrum Aardbevingen en Duurzame  Ontwikkeling (KADO) van de Rijksuniversiteit Groningen is opdrachtne-  mer. KADO bewaakt de kwaliteit van het proces en zorgt voor evaluatie           en reflectie. De organisatie is onafhankelijk. De voorzitter van deze review  is Hoogleraar Bestuurskunde Wim Derksen en Mariëlle Gebben organi-  seert het proces. De critical review is onderdeel van een reeks, met steeds  andere thema's in het gaswinningsgebied als onderwerp.    / die Discussie |    par eer ik even J,           </pre>

====================================================================== Einde pagina 350 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 351 ======================================================================

<pre>    11         Opzet    De volgende uitgangspunten zijn leidend tijdens de critical review:  het proces is open  iedere betrokkene is welkom  alle inzichten van deelnemers doen ertoe  conclusies en advies zijn onafhankelijk    De critical review is uitgevoerd in een aantal fasen: voorbereiding,  uitnodiging, consultatie, dialoog en verslag.    Voorbereiding   Alvorens naar buiten te treden met een aankondiging en uitnodiging  is in november voorwerk verricht door voorzitter en organisator. Rele-  vante artikelen, rapporten en verslagen zijn gelezen en de voorzitter  bezocht enkele wetenschappers om een gedegen inzicht te krijgen in  het onderzoek naar dreiging en risico's in Groningen. Tevens is in deze  fase een eerste contactlijst aangelegd met te benaderen actoren.    Uitnodiging   De critical review is in december breed aangekondigd. Alle betrokkenen  van de critical review in het eerste kwartaal van 2017, over de ontwik-  keling van de woningwaarde, kregen een uitnodiging. De maatschap-    </pre>

====================================================================== Einde pagina 351 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 352 ======================================================================

<pre>         pelijke en de bestuurlijke stuurgroep van de NCG verspreidden een aan-  kondiging onder hun achterban. Er is een persbericht verstuurd naar  alle regionale media. Op de website van KADO plaatsten we een aantal  vragen en antwoorden. Alle relevante actoren die we tegenkwamen   in het vooronderzoek zijn persoonlijk benaderd. Naar iedereen die de  aankondiging kreeg is tevens het verzoek uitgegaan het bericht te ver-  spreiden onder belanghebbenden.         Doorlopend zijn nieuwe namen aan de contactlijst toegevoegd.  Er is opnieuw een persbericht verspreid in de aanloop naar de laatste  fase, de dialoog, met een oproep aan betrokkenen om deel te nemen.  Op deze manier is een groot netwerk van potentieel geïnteresseerden  benaderd. Uiteraard is het vrijwel onmogelijk om iedere belangstellen-  de te vinden en ook niet iedereen was bereid of beschikbaar, maar het  is wel gelukt een breed deelnemersveld te creëren. In de eerste bijlage  is de lijst van deelnemers aan de consultaties en/ of de dialoog opgeno-  men.    Consultatie   Op maandag 22 januari consulteerde de voorzitter (maatschappelijke)  instellingen en bewoners(groepen). Plaats van handelen was de Kerk  van Klein Wetsinge. In vijftien gesprekken van steeds twintig minuten  deelden deelnemers hun vragen over de ontwikkeling, inhoud en toe-  passing van de risico- en dreigingskaarten. In de tweede bijlage is de  verzameling van vragen die aan de orde kwamen toegevoegd. Deze    12    </pre>

====================================================================== Einde pagina 352 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 353 ======================================================================

<pre>         13    vragen bepaalden mede de inhoud van het verdere traject, waaronder  de wetenschappelijke consultatie.    In de wetenschappelijke consultatie op donderdag 25 januari kregen  relevante onderzoekers het woord. De voorzitter voerde dit gesprek met  zeventien onderzoekers. Op grond van de consultatie de maandag er-  voor werd dit gesprek in drieën gedeeld. Achtereenvolgens raadpleeg-  de de voorzitter de onderzoekers over de voorspellende waarde van de  dreigings- en risicokaarten, de beleidsmatige waarde van die kaarten  en de communicatieve waarde van de kaarten. Tijdens dit gesprek is WW] | rs  besloten om een notitie te maken met een eenvoudige uitleg van de    verschillende kaarten (bijlage 3) en heeft de voorzitter een aantal  stellingen uitgewerkt die de leidraad vormden voor de laatste fase van              de critical review, de brede dialoog. De notitie is voorafgaande aan de  dialoog met alle deelnemers gedeeld, de stellingen niet.    Dialoog   Op vrijdag 23 februari vond de dialoog met zowel weten-  schappers en onderzoekers als bewoners en instellingen plaats  in De Remonstrantse Kerk in Groningen. Alle deelnemers aan de  consultaties werden hiervoor uitgenodigd, alsmede andere geinteres-  seerden. Er was ruimte voor maximaal tachtig deelnemers. Zoveel  aanmeldingen kregen we ook binnen. Het uiteindelijke aantal deel-  nemers lag lager, onder andere door afmeldingen vanwege de griep.</pre>

====================================================================== Einde pagina 353 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 354 ======================================================================

<pre>         In het eerste deel van de bijeenkomst werd aan de deelnemers de  gelegenheid geboden om in gesprek te treden met de makers van de  kaarten (NAM en KNMI), met onderzoekers van TNO die kennis hebben  van de toegepaste modellen en ook zelf werken aan de ontwikkeling  van dreigings- en risicokaarten, en aan de NCG, die bij de ontwikkeling  van beleid gebruik maakt van dreigings- en risicokaarten. Onder  begeleiding van gespreksleiders konden deelnemers in verschillende  ruimten en in wisselende samenstellingen hun vragen stellen en zo  vóór de inhoudelijke dialoog relevante kennis en informatie vergaren.         </pre>

====================================================================== Einde pagina 354 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 355 ======================================================================

<pre>         15    Na de vraag- en antwoordsessies werd aan de hand van de stellin-  gen (bijlage 4) toegewerkt naar conclusies. Opnieuw onder begeleiding  van gespreksleiders werd in vier ruimten onderzocht waar deelnemers  het over eens zijn en waarover ook niet en waarom. In de eerste ronde  konden deelnemers kiezen om met andere deelnemers in dialoog te  gaan over de voorspellende waarde, de beleidsmatige waarde (twee  groepen) en de communicatieve waarde van dreigings- en risicokaarten.  Na de lunch volgde plenair onder leiding van de voorzitter een terug-  koppeling per groep. De inzichten uit die terugkoppelingen konden  worden meegenomen naar de tweede ronde. In de tweede ronde  splitste de groep zich in drieén (voorspellende, beleidsmatige en com-  municatieve waarde).   Uiteindelijk volgde opnieuw een plenair deel waarin de voorzitter  op basis van de terugkoppeling tot conclusies kwam.    Verslag en evaluatie   Het verslag is geschreven door de voorzitter en de organisator. Zij  baseren zich hierbij op de inhoud van alle consultaties en gesprekken,  waarvan ze ter ondersteuning steeds uitgebreide notulen hebben  laten maken. Na de verspreiding van het verslag onder alle deelnemers  volgt een evaluatie en reflectie door KADO, die samen met het verslag  worden aangeboden aan de NCG.         </pre>

====================================================================== Einde pagina 355 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 356 ======================================================================

<pre>    Die ZAL IEDEREEN  HERKENNEN    ll  WN  a  S  G4  ed  a  hid  N    </pre>

====================================================================== Einde pagina 356 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 357 ======================================================================

<pre>         17             Verslag dialoog    Hieronder volgt een samenvattend verslag van de dialoog op         23 februari per onderdeel.         | ALS JE VAN KAMER WIL,  Vragensessies WISSELEN HEB iE NU    Er was veel belangstelling voor de vragensessies. Deelnemers kre-  gen de optie de hele dag aan te sluiten of pas bij het deel waarin de | | | vn ye    stellingen centraal stonden. Vrijwel iedere deelnemer koos ervoor                       en:  aanwezig te zijn bij de vragensessies. De meeste belangstelling ging om ese  uit naar een gesprek met KNMI en TNO. De sessies met NCG werden OEE, NN:  minder bezocht en bij de NAM was het opvallend rustig. VTA AG    Er is veel deskundigheid bij KNMI, TNO, NAM en NCG. Burgers,  ambtenaren en instellingen zijn eveneens goed op de hoogte. Er is  een grote hoeveelheid vragen over tafel gegaan, van zeer techni-  sche aard tot zeer praktisch. De gesprekken verliepen respectvol.  Deelnemers ervaarden de deskundigen als open en bereidwillig.   Deskundigen zijn het niet altijd met elkaar eens. Bewoners    TE STELLEN    van het gaswinningsgebied geven aan dat ze soms een tsunami   van informatie ervaren. Die informatie is niet altijd eenduidig.   De ene deskundige zegt iets anders dan de andere. Ze waarschuwen  voor het geven van absolute waarheden. Daarvoor is sprake van teveel  onzekerheden.</pre>

====================================================================== Einde pagina 357 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 358 ======================================================================

<pre>              18             Er kwam een eerste aanbeveling aan de orde, die later op de dag vaak  herhaald is. Bij de verschillende typen kaarten zou een disclaimer moe-  ten verschijnen, met daarin een toelichting op wat de kaarten betekenen  en wat ze ook vooral niet betekenen. Dit voorkomt dat de inhoud van de  kaarten een eigen leven gaat leiden en gebruikt wordt voor doeleinden  waarvoor de kaarten niet zijn gemaakt.   Tot slot werd aan wetenschappers het advies gegeven eerder in ver-  weer te komen wanneer onderzoek door beleidsmakers wordt gebruikt  voor de verkeerde doeleinden.    Voorspellende waarde kaarten   Onderzoekers weten veel en ook steeds meer over wat er boven- en  ondergronds in Groningen gebeurt. De verschillende kaarten die worden  ontwikkeld zijn het beste dat op dit moment beschikbaar is. Tegelijkertijd  zijn er heel veel onzekerheden in de modellen en onderliggende data.  Doorlopend onderzoek en de grote hoeveelheid aan verzamelde  informatie maakt het aantal onzekerheden weliswaar kleiner, maar vast  staat dat de kaarten kansen weergeven en geen zekerheden bieden.  Bovendien zijn voortdurend voortschrijdende inzichten van invloed op de  houdbaarheid van de modellen en de kaarten.   Een uitdaging is om de verschillende onderzoeken met elkaar in ver-  band te brengen en kennis en ervaringen uit te wisselen over modellen  en resultaten. Zo ontstaat een breder begrip over het gasveld en kunnen  resultaten van onderzoeken op deelgebieden met elkaar in verband wor-</pre>

====================================================================== Einde pagina 358 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 359 ======================================================================

<pre>         19    den gebracht. Er is sprake van een keten van expertises en vakgebieden.  Deskundigen zoeken elkaar op om kennis op verschillende vakgebieden  uit te wisselen. Dat is en blijft van belang voor het opvullen van kennis-  leemten en het vergroten van de voorspelbaarheid.   Beleidsmakers hebben behoefte aan zekerheden waar ze keuzes  op kunnen baseren. Door een gebrek aan kennis van de (ingewikkelde)  kaarten worden bewust of onbewust resultaten gebruikt voor beleid  waar ze niet op van toepassing zijn. Een beter begrip en uitwisseling  van kennis tussen wetenschap, beleid en praktijk is gewenst. Opnieuw  komt de suggestie voorbij om een disclaimer te maken bij iedere kaart  waarmee wordt aangegeven welk doel met het gebruikte model wordt         nagestreefd.    HET 1S ALLE MAAL    MIJNBOUW  SCHADE:         DAARVOOR HEBBEN  WE DE Mij NBOUWWET    MAAR MISSCHIEN BEN  iK TE NEGATIEF HOOR    </pre>

====================================================================== Einde pagina 359 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 360 ======================================================================

<pre>         20    Beleidsmatige waarde kaarten   Veelbesproken in de sessies over de beleidsmatige waarde van de drei-  gingskaarten is de wijze waarop wordt omgegaan met schadeaf hande-  ling en versterkingsopgave. Er bestaat onder deelnemers consensus dat  de kaarten onterecht zijn gebruikt voor de afhandeling van schade. Bij    schade en versterking moet niet alleen worden gekeken naar de drei-  ging van aardbevingen maar vooral ook naar de typologie van de hui-  zen. Er moet duidelijk onderscheid worden gemaakt tussen het meten  van risico op overlijden en risico op schade.   Over het gebruiken van dreigings- en risicokaarten voor de  versterkingsopgave zijn deelnemers minder stellig. De kaarten zouden  een uitgangspunt kunnen zijn, omdat er nu eenmaal enige houvast  nodig is. Maar ook hier geldt dat bouwtechnische inzichten van cruciaal  belang zijn en dat de versterking niet te zwaar en zeker niet exclusief  mag leunen op dreigings- en risicokaarten.   Een alternatief voor de afhandeling van schade is het maken  van een schadekaart. Dat vereist wel een gesprek en consensus over  definities en afbakening. Dat ligt buiten de scope van deze critical  review. Een schadekaart of schadeatlas is echter wel vaak genoemd als  potentieel werkbaar alternatief en verdient daarmee aandacht.   Beleidsmakers verschuilen zich achter het wetenschappelijk  onderzoek. Door de contouren van dreigingskaarten als uitgangspunt  te nemen wordt voorbijgegaan aan individuele situaties. Deelnemers  pleiten voor een ruimhartiger beleid en een vangnet voor gevallen die  buiten de gestelde kaders vallen.</pre>

====================================================================== Einde pagina 360 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 361 ======================================================================

<pre>         21    Communicatieve waarde kaarten   De sessies over de communicatieve waarde van de kaarten werden   het drukst bezocht. Er is veel frustratie over de veelheid van en ver- Q 9° WA AR or M se AAT  G@ © oA    scheidenheid in informatie. Bovendien geven deelnemers aan dat zelfs  met een technische achtergrond de kaarten lastig te begrijpen zijn.  Ook de verschillen tussen de kaarten en tussen verschillende               NAAR DAT    RAPPORT    versies van de kaarten zijn onduidelijk. Enerzijds is er de tendens  om zoveel mogelijk te delen, bijvoorbeeld in het kader van trans-  parantie, en anderzijds heeft dat tot gevolg dat er zoveel infor-  matie is dat belanghebbenden er door worden overspoeld.   De frustratie zit bij alle partijen. Wetenschappers  ervaren dat hun onderzoeken onjuist worden uitgelegd en  dat ze steeds opnieuw hetzelfde verhaal moeten uitleggen.  Beleidsmakers geven aan dat ze vragen krijgen van burgers  die ze niet goed kunnen beantwoorden omdat de materie te  lastig valt uit te leggen en bewoners geven aan dat ze over-  spoeld worden met informatie.   Er bestaan verschillende behoeften aan informatie.   Wetenschappers hebben andere informatie nodig dan de  burger die wil weten wat zijn specifieke situatie is. Het is van belang  dat informatie op de juiste manier kan worden geduid en van betekenis  kan worden voorzien. Informatie moet gerichter worden ingezet.  Wie heeft welke informatie wanneer nodig en wie kan die informatie  geven?</pre>

====================================================================== Einde pagina 361 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 362 ======================================================================

<pre>              22    Er wordt gesproken over een voorstel om centraal informatie te  duiden. Via een platform of een coördinator. Van daaruit kan worden  ingespeeld op de informatiebehoefte. Daarbij is het van belang dat de  informatie niet te centralistisch wordt verspreid. Er worden voorbeelden  genoemd van dorpen waarin burgers samen hun vragen verzamelen en  die in sessies met deskundigen laten beantwoorden. Deelnemers zijn  het erover eens dat een platform onafhankelijk moet zijn.   Aan de wetenschappers wordt nogmaals gevraagd eerder te  reageren wanneer onderzoek niet goed wordt geduid en gebruikt.    Resultaten   In de plenaire sessies wordt uiteindelijk vastgesteld dat de ontwikke-  ling, inhoud en toepassing van de dreigings- en risicokaarten tot een  aantal onzekerheden leiden. Deze conclusie en bijbehorende aanbeve-  lingen zijn uitgewerkt in het eerste hoofdstuk.    </pre>

====================================================================== Einde pagina 362 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 363 ======================================================================

<pre>    DE CONTOUREN zijn TE  \ _ VROEGER TEKENDE    je een  STippELLIJNTJE …    </pre>

====================================================================== Einde pagina 363 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 364 ======================================================================

<pre>         Epiloog    De inhoud van deze critical review is ingewikkeld. Aan de kaarten  liggen moeilijke modellen ten grondslag en het feit dat er verschillende  kaarten en verschillende versies van die kaarten zijn maakt het  bijzonder complex. Doordat tijdens een critical review wetenschap,  beleid en praktijk met elkaar in verbinding worden gebracht is deze  complexiteit goed naar voren gekomen. Alle partijen hebben ervaren  hoe ingewikkeld de inhoud is en wat dat betekent voor de kwaliteit  van het gesprek. In een situatie met zoveel    onzekerheden is juist dat gesprek van > /\K BEN HET         cruciaal belang.         24    </pre>

====================================================================== Einde pagina 364 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 365 ======================================================================

<pre>    Bilagen  Critical Review #2    </pre>

====================================================================== Einde pagina 365 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 366 ======================================================================

<pre>                Biitage À    Overzicht betrokkenen    Ben Ale TU Delft  Martin Amsing Bewoner en CVW  Bernd Andeweg VU Amsterdam  Ryan Beij VU Amsterdam  Ans Bekkering NCG  Harry Berghuis Gemeente Midden-Groningen  Jurry Bonnema Gemeente Loppersum  Fred Bosman Bewoner  Reinier Brongers StabiAlert  Ruud Cino EZK  Jewan De Goede De Goede Bestuursrecht  Aldert De Gries Bewoner  Annemarie De Haan Bewoner  Sjirk DeJong NVM  Roel DeJong ABT ingenieurs  George De Kam RUG  LeoDe Vree Bewoner  NAM  Alma den Hertog LTO Noord  Roelof Dirksen OMEM  Bernard Dost KNM/  Henny Dreise Provincie Groningen  Martin Ettema Bewoner  Läslo Evers KNMI  Hans Foekens Veiligheidsregio  Jacques Hagoort TU Delft  Zwanette Jager Bewoner  Ruben Jongejan Jongejan RMC  Maartje Kiep Groninger Gasberaad  Arnold Koopman TU Eindhoven  Simon Koorn OMEM  Dirk Kraaijpoel TNO  Pauline Kruiver Deltares  Joop Kruize Groninger Bodem Beweging  Paul Kuipers /nvisor  a  EricLanooy Gemeente Assen  Theo Lieberom NVM  Jacolien Masselink Gemeente Loppersum    Liefke Munneke Bewoner  Anne Nijboer Lefier  Sander Osinga TNO  Michiel Pellenbarg Kadaster  Margot Philippart Gemeente Groningen  Tom Postmes RUG  Jan Pieter Redert NWW/  Carin Roggen Ambtelijke kopgroep gaswinning  Rudi Roijakkers ABT Ingenieurs  Jinko Rots Gemeente Loppersum  Frank Rozema Gemeente Tynaarlo  Peter Rozema Groninger Gasberaad  Addy Rutgers Bewoner  Erik Schmersal NCG  John Schokker Makelaar  Klaas Siderius FUGRO en CVW  Manuel Sintubin KU Leuven  Albert-Jan Snethlage FUGRO  Jesper Spetzler KNMI  Raphael Steenbergen TNO  Frits Ten Bloemendal Gemeente Slochteren  Rianne Ten Veen Greencreation  Arne Thieme Gemeente AA en Hunze  Mike Tomale Gazet van het Noorden  Susan Top Groninger Gasberaad  Joep Tünnissen CVW  Boudewijn Van Baal Gemeente Eemsmond  Francis Vander Kamp Stichting WAG  Jelle Van der Knoop Groninger Bodem Beweging  P.G.VanderSleen Provincie Groningen  EN  Pieter Van Gelder TU Delft  Gerdt Van Hofslot Dagblad van het Noorden  Jorn Veldman Gemeente Delfzijl  Charles Vlek RUG  Lolke Weegenaar Stichting WAG  Gerrit Wigger W1CON  NAM                                                       Nelleke Zuideveld-Venema Waterschap Noorderzijlvest    </pre>

====================================================================== Einde pagina 366 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 367 ======================================================================

<pre>    27    Verzameling vragen maatschappelijke  consultaties    Hieronder volgt een verzameling van alle vragen   die aan de orde kwamen tijdens de gesprekken met  bewoners{groepen) en (maatschappelijke) instellingen  op maandag 22 januari 2018 in de Kerk van Klein  Wetsinge. Deze vragen zijn in de aanloop naar de brede  bijeenkomst op vrijdag 23 februari met alle deelnemers  gedeeld. In het eerste deel van het programma van de  brede bijeenkomst kregen deelnemers gelegenheid   om deze vragen te stellen aan vertegenwoordigers   van NAM, KNMI, NCG en TNO.    >    Verschillen tussen modellen   Wat zijn de verschillen tussen de modellen van  KNMI en NAM?   Is er een wetenschappelijke consensus over welk  model bruikbaarder is?   Hoe kunnen de verschillende kaarten optimaal  gebruikt worden?   Wat vertellen de verschillende kaarten wel en  wat vertellen ze niet?   De NCG gaat in haar meerjarenplan uit van  een oude versie van de kaarten. Inmiddels zijn  nieuwere versies verschenen. De kaarten ver-  schillen van elkaar. Hoe valt dat uit te leggen?  In de NPR staat een kaart met andere PGA-  waarden dan in de KNMI-kaart.   De NPR-waarden zijn over het algemeen hoger.  Waardoor wordt dit verschil veroorzaakt?   Hoe moet dit worden geïnterpreteerd?    Onderliggende data en wegingsfactoren   In hoeverre wordt de kwaliteit van de bodem  op een bepaalde plek meegenomen in de  berekeningen?</pre>

====================================================================== Einde pagina 367 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 368 ======================================================================

<pre>    28    Er zijn meer mijnbouwactiviteiten dan alleen  gaswinning. Zoutwinning bijvoorbeeld. Ook is  er sprake van meerdere kleine velden. Wordt  deze complexiteit meegenomen in de modellen  en berekeningen?   Waar zijn alle wegingsfactoren op gebaseerd?  Zijn dat aannames? Hoe betrouwbaar zijn die?  Welke meetgegevens worden wel en welke  worden niet gebruikt?   Klopt het dat in de (laatste) PGA-kaarten van  de KNMI alleen data van bevingen die de  laatste drie jaar hebben plaatsgevonden  wordt gebruikt?   De kaarten van het KNMI nemen geen  informatie over de lokale ondergrond mee.  Hoe kunnen ze dan iets zeggen over de risico's?  Kan iemand de harde lijnen tussen de  contouren verklaren?   Hebben we in Groningen te maken met één  gasveld of met meerdere kleine gasvelden   en zouden we bij de berekeningen niet uit  moeten gaan van contouren rondom de  verschillende productielocaties in plaats   van rondom één kernpunt?    10.    11.    12.    13.    Klopt het dat verticale trillingen niet worden  meegenomen in risicoberekeningen en zo ja,  kan dat worden uitgelegd?   Er wordt gefocust op PGA-waarden. Waarom  wordt niet naar Peak Ground Velocity gekeken?  Wat is het verschil tussen deze eenheden?   Kan de kennis van de ondergrond en die van wat  er bovengronds gebeurt worden samengevoegd  in één interactieve risicokaart?   Is er een verband tussen de Schaal van Richter  en de PGA en zo ja welke?   In Duitsland worden zwaardere amplitudes  gehanteerd dan in Nederland. Klopt dit en hoe  kan dat?   Worden risico's als mogelijke gasophoping  erkend?    Naar aanleiding van recente bevingen   Passen de effecten van Zeerijp in de huidige  kaarten?   Op 2,4 km waren de gemeten waarden twee  keer zo hoog als op 1,2 km van het epicentrum  in Zeerijp. Heeft dat te maken met de intensiteit  van het meetnet, met de grondsamenstelling?</pre>

====================================================================== Einde pagina 368 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 369 ======================================================================

<pre>    29    Klopt het dat de beving bij Zeerijp een max.  PGA-waarde had van 0.12g? Indien ja: deze  waarde ligt erg dicht tegen de maximale  PGA-waarde die in de laatste KNMI-kaart  wordt genoemd. Hoe realistisch is het dat   de maximale PGA-waarden zoals die nu zijn  berekend, worden overschreden?   In de laatste KNMI-kaart is een sterke afname  van de dreiging rond Loppersum te zien, maar  wordt dit niet simpelweg ‘veroorzaakt’ omdat  de stevige bevingen van 2012 en 2013 rond  Loppersum niet meer worden meegenomen in  de dataset?   Hoe betrouwbaar is het om uit te gaan van  bevingen van de laatste drie jaar, zeker ook  gezien de recente beving bij Zeerijp?   Indien de KNMI nu weer een nieuwe  dreigingskaart zou maken, is het dan  aannemelijk dat de maximale PGA-waarde rond  Loppersum op deze kaart weer toeneemt ivm  de recente bevingen?    Voorspellende waarde kaarten   Zijn de PGA-kaarten geschikt om risico's te  voorspellen en te beheersen?   Zijn de PGA- kaarten kanskaarten of  risicokaarten?   In de media valt te lezen dat grote gebouwen  in de stad Groningen, zoals UMCG en DUO,  schade hebben. Die staan op plekken die  buiten de kaarten vallen. Wat zegt dat over de  bruikbaarheid kaarten?   Kunnen toekomstverwachtingen meegenomen  worden in de modellen en zo ja hoe?   Het berekenen van de kans op overlijden ten  gevolge van instorting ten gevolge van bevingen  is zo goed als onmogelijk, nietwaar?   We rekenen nu heel nauwkeurig op basis   van kaarten waarvan we weten dat ze een  benadering zijn van de werkelijkheid. Dat kost  tijd en geld. Hoeveel onzekerheid staan we toe?  Wat is de betekenis van expert judgement?  Bestaan er kaarten die iets zeqgen over de  risico's bij wijzigingen in de gasproductie?   Is er ook een dreigingskaart voor het scenario  volledig stoppen met gaswinning uit het  Groningenveld?</pre>

====================================================================== Einde pagina 369 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 370 ======================================================================

<pre>    30    9.    10.    11.    Is er ook een dreigingskaart voor het scenario  halvering van de jaarlijkse gaswinning uit het  Groningenveld (10 BCM per jaar)?   Er zijn veel kleine bevingen. Wat is het  cumulatieve effect van al die kleine bevingen?  En wat gebeurt er als er vervolgens een flinke  beving komt?   Heeft de duur van een beving invloed op het  optreden van schade en de kans op instorting?  Zo ja, wordt in de modellen meegenomen dat  de bevingen in Groningen korter duren dan  natuurlijke bevingen? Indien dat niet het geval  is, waarom wordt dit in een risicoanalyse niet  meegenomen?    Informatie over kaarten   Waar is een uitleg en onderbouwing van de  kaarten en de verschillen tussen de (versies van)  de kaarten te vinden?   Kan er een samenvatting van en toelichting   op de kaarten komen die ook voor leken te  begrijpen is?   Waarom kunnen we op de kaarten die online  staan niet inzoomen op een specifieke locatie,  dus per locatie zien welke risico's er zijn?  Waarom is er op de sites van KNMI, NAM,   NCG zo weinig heldere informatie te vinden?  Waarom is de informatie niet eenduidig?  Waarom kunnen we de onderliggende data niet  raadplegen?   We hebben het idee dat er bij de publicatie   van de kaarten eerder veel meer data en uitleg  beschikbaar was dan bij de publicatie van de  laatste kaarten. Is dat zo en zo ja, waarom?  Waarom vertellen we niet veel vaker aan  bewoners wat we allemaal niet weten, welke  onzekerheden er zijn?   Waarom is er niet één loket waar alle informatie  over de gaswinning en aardbevingen  transparant en volledig wordt gedeeld?</pre>

====================================================================== Einde pagina 370 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 371 ======================================================================

<pre>    31    Koppeling met schadeafhandeling   en versterkingsopgave   Waarom worden de contourenkaarten gebruikt  voor het beleid van schadeaf handeling en ver-  sterkingsopgave, terwijl ze daar inhoudelijk  niets over zeggen?   Waarom werken we niet met een schadeatlas in  plaats van het koppelen van de contourenkaart  aan de schadeaf handeling?   Als we een plek zien waar heel veel schade is,  moeten we daar dan niet eerst gaan versterken,  ook al zegt de PGA anders?   Het inzicht verandert continu. Het meerjaren-  plan is statisch. Hoe leggen we dat uit?    Alternatieven   Door de overheid is een onderzoek naar het  gebruik van tiltmeters toegezegd. Wat is  daarvan de stand van zaken en waarom worden  tiltmeters nog niet op grotere schaal gebruikt?  Waarom wordt de versterking in Groningen  niet gekoppeld aan de duurzaamheidsopgave?  Versterken en verduurzamen en daarmee  proefdraaien voor de rest van Nederland?  Waarom doet Shell ín Groningen niet aan water  flooding/ de injectie van zeewater in de bodem?</pre>

====================================================================== Einde pagina 371 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 372 ======================================================================

<pre>    32    Notitie dreigings- en risicokaarten    Met inhoudelijke bijdragen van Bernard Dost (KNMI),  Taco den Bezemer (NAM), Raphaël Steenbergen (TNO)   en Manuel Sintubin (KU Leuven) schreef voorzitter   Wim Derksen de volgende notitie over aardbevingen   en kaarten. Deze notitie kwam tot stand op basis van   een afspraak naar aanleiding van de consultatie van de  wetenschappers en onderzoekers: kort en in begrijpelijke  taal uitleggen welke kaarten er bestaan en wat ze    zeggen.    Aardbevingen en kaarten  Wim Derksen, 19 februari 2018    Deskundigen en burgers   In het ‘Groningenveld’ zit het gas niet in één grote  bel, maar in poreus zandsteen. Door het gas uit de  diepe ondergrond te halen, zakt het zandsteen lang-  zaam in. Dat noemen we compactie. Door die com-  pactie kan op 3000 meter diepte, langs breuklijnen  in de aarde, aardbevingsactiviteit ontstaan.    Veel van die aardbevingen voelen we boven de  grond helemaal niet. Pas bij zwaardere schokken  treden grondbewegingen op die een gewoon mens  kan waarnemen.    De intensiteit van die grondbewegingen, door  deskundigen gemeten als ‘grondversnellingen,  hangt niet alleen af van de zwaarte van de beving  in de ondergrond, maar ook van de samenstelling  van de bodem. En die verschilt van plaats tot plaats.  Dit maakt dat de intensiteit van de grondbewegin-  gen ook verschilt van plaats tot plaats.</pre>

====================================================================== Einde pagina 372 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 373 ======================================================================

<pre>    33    Als we dus over aardbevingen spreken, bedoelen  deskundigen en normale burgers wellicht iets  anders. Deskundigen denken bij een aardbeving  specifiek aan de breukactiviteit in de diepe  ondergrond (met alle gevolgen vandien). Burgers  voelen (heftige) trillingen en denken aan scheuren  in hun woning. Anders gezegd: wat burgers een  aardbeving noemen, beschrijven deskundigen als  grondbeweging. En wanneer burgers willen weten  hoe groot de dreiging van een nieuwe aardbeving  is, willen deskundigen weten welke maximale  grondversnellingen binnen een bepaalde periode  zijn te verwachten. Ze gebruiken daarvoor de term  piekgrondversnelling, of in het Engels ‘Peak Ground  Acceleration’, afgekort: PGA.    Dreigingskaarten   Zowel de NAM als het KNMI maken schattingen van  de dreiging van een aardbeving voor alle plaatsen  boven het Groningenveld. Hun methodes en hun  aannames verschillen.    De NAM maakt een dreigingskaart op grond van  kennis over de compactie en op grond van de lokale    bodemgesteldheid. De dreigingskaart geeft de  grondversnelling weer die (statistisch gezien) één  keer in de 475 jaar kan worden overschreden.  Het gaat dus om kansen, niet om zekerheden.    Dat we hier spreken over 475 jaar is een afspraak  tussen deskundigen. De periode van 475 jaar is ge-  lijk aan 10% kans in 50 jaar dat de grondversnelling  kan worden overschreden (of 0.21% kans in één  jaar).    De dreigingskaart geeft zelf dus niet aan hoe groot  de kans op een aardbeving met bijvoorbeeld een  sterkte van 3 op de schaal van Richter in het volgen-  de jaar is. Maar die kans kan wel worden berekend  op basis van deze gegevens. En dat doet de NAM  dan ook.    Het KNMI maakt momenteel een dreigingskaart op  basis van de seismische activiteit in de afgelopen  drie jaar en op grond van kennis van de lokale bo-  demgesteldheid. Ook op die kaart wordt de grond-  versnelling die één keer in de 475 jaar overschreden  kan worden, weergegeven.</pre>

====================================================================== Einde pagina 373 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 374 ======================================================================

<pre>    34    Er is dus niet één dreigingskaart. Er zijn er zelfs  meer dan twee, als we alle updates meetellen.  Ten eerste neemt de kennis toe waardoor steeds  weer betere inschattingen van een dreiging  kunnen worden gemaakt. Ten tweede brengt het  KNMI elk jaar een nieuwe dreigingskaart uit.   Ze baseren zich immers op de afgelopen drie jaar.    Overigens laten de dreigingskaarten van NAM en  KNMI geen grote verschillen zien.    Risicokaart   Het risico dat mensen lopen door een aardbeving  hangt niet alleen af van de dreiging op een ‘grond-  versnelling’, maar ook van de robuustheid van de  gebouwen. In een slecht gefundeerd huis loop je bij-  voorbeeld meer risico dan in een huis dat ‘aardbe-  vingsbestendig’ is gemaakt. Ook als de beving veel  minder krachtig is.    De NAM heeft een schatting gemaakt van het risico  dat mensen lopen door het gedeeltelijk of geheel  instorten van huizen en het vallen van schoorstenen    en andere losstaande objecten, op basis van de  dreiging van een grondversnelling ter plekke en   op basis van de robuustheid van de gebouwen.   De NAM gaat daarbij uit van 50 typen gebouwen.  Met deze risicokaarten kunnen de risico's van een  aardbeving worden vergeleken met de risico's die  mensen elders lopen ten gevolge van overstromin-  gen of ten gevolge van de luchtvaart.    Shakemap   Ten slotte is er nog een andere kaart van het KNMI:  de trillingskaart, of in het Engels: shakemap. Deze  kaart is geen dreigingskaart, maar een kaart van  de werkelijke grondbeweging ten gevolge van een  reële aardbeving. De kaart geeft zowel de gemeten  grondbeweging weer en een zo goed mogelijke  schatting van de grondbeweging op plaatsen waar  geen metingen zijn. Deze kaart geeft dus een in-  druk waar naar verwachting schade is opgetreden  als gevolg van deze specifieke aardbeving.</pre>

====================================================================== Einde pagina 374 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 375 ======================================================================

<pre>    35    Critical review PGA- en risicokaarten:  stellingen    Aan de hand van onderstaande stellingen werd tijdens  de bijeenkomst op 23 februari in verschillende groepen  en onder begeleiding van gespreksleiders toegewerkt  naar antwoorden op de vraag: waarover bestaat    consensus en waarover ook niet en waarom?    Voorspellende waarde   Politici verschuilen zich te veel achter  wetenschappers door de voorspellende  waarde van de dreigings- en risicokaarten te  overdrijven.   De dreigings- en risicokaarten krijgen te veel  aandacht, omdat hun voorspellende waarde  door burgers en beleidsmakers sterk wordt  overschat.   Wetenschappers zijn het erover eens dat   de voorspellende waarde van dreigings- en  risicokaarten onzeker is.   Het beste model om dreiging en risico van  aardbevingen te voorspellen moet nog worden  ontwikkeld.    Beleidsmatige waarde   De beleidsmakers baseren zich veel te veel op  de dreigings- en risicokaarten.   Contouren van PGA-kaarten mogen worden  gebruikt bij het afhandelen van schadeclaims.  De contouren van PGA-kaarten worden terecht  gehanteerd om de versterkingsopgave te  prioriteren.</pre>

====================================================================== Einde pagina 375 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 376 ======================================================================

<pre>    36    4. De versterkingsopgave moet niet alleen  rekening houden met de aardbevingsdreiging  ter plekke maar ook met de typologie van de  huizen.   5. Een schadekaart is bij de versterkingsopgave  een uitstekend alternatief voor PGA- en  risicokaarten.   6. PGA-kaarten bieden geen meerwaarde bij het  berekenen van het overlijdensrisico (Meijdam-  norm).    2.    Communicatieve waarde   De communicatie over de dreigings- en  risicokaarten schiet evident tekort.   De communicatie over de dreigings- en  risicokaarten zal altijd gebrekkig blijven,  omdat deskundigen al moeite hebben om te  formuleren wat deze kaarten zeggen en wat  ze niet zeggen.   Burgers hebben behoefte aan communicatie  over de kans die ze volgend jaar persoonlijk  lopen een aardbeving te voelen en schade op  te lopen.</pre>

====================================================================== Einde pagina 376 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 377 ======================================================================

<pre>37</pre>

====================================================================== Einde pagina 377 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 378 ======================================================================

<pre>38</pre>

====================================================================== Einde pagina 378 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 379 ======================================================================

<pre>39</pre>

====================================================================== Einde pagina 379 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 380 ======================================================================

<pre>40</pre>

====================================================================== Einde pagina 380 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 381 ======================================================================

<pre>    Colofon    Auteurs  Wim Derksen  Mariëlle Gebben    Nlustraties    Hilda Groenesteyn    Vormgeving    Peter Boersma    In opdracht van    Kenniscentrum Aardbevingen    en Duurzame Ontwikkeling (RUG)    © Wim Derksen, 2018  © MRLL, 2018    </pre>

====================================================================== Einde pagina 381 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 382 ======================================================================

<pre> 
 
Verslag 08- 11-2016 Winningsplan Westerveld 
Provincie huis Assen 
 
Aanwezigen:  
   
   
   
   
   
   
   
   
 
 
   
 
  
   
 
  
 
  
 
  
 
  
 
 
Productie en ontwikkelingen 
Winningsplan Westerveld betreft een revisie van het vigerende winningsplan  waarbij de actuele 
productievoorspellingen, bodemdalingsvoorspellingen en nieuwe seismische risico analyse is 
opgenomen.   
 
Verder is in dit winningsplan de Vries-10 put opgenomen. Deze put vervangt een bestaande put in 
hetzelfde reservoir die is uitgewaterd. De productie van de Vries-10 punt kan deels nog binnen het 
vigerende winningsplan uitgevoerd worden. EZ/SodM zullen nog met een reactie komen of Vries-10 
in gebruik genomen mag worden tot het volume uit Vries-Zuid, zoals mee ingestemd is in het 
vigerende winningsplan. 
 
Binnen het winningsplan is bij de effecten van gaswinning uitgegaan van het Mid Case 
productiescenario voor het voorspellen van bodembeweging.  Een onzekerheidsanalyse voor de 
bodemdaling in High Case productiescenario is gegeven in Bijlage 1.  
 
Totdat het nieuwe winningsplan van kracht wordt is het vorige vigerend. Minister van EZ heeft 
beoordeeld dat ondanks dat in de vigerende winningsplannen nog geen SRA is gevoegd deze 
installaties wel veilig bedreven worden, zodat gedurende de actualisatie geen installaties ingesloten 
behoeven te worden. Deze conclusie komt uit een door TNO uitgevoerde analyse voor Sod M. 
 16.48
</pre>

====================================================================== Einde pagina 382 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 383 ======================================================================

<pre>Er worden binnen dit winningsplan geen nieuwe locaties of putten (anders dan Vries10) voorzien . 
Indien dit het geval zal zijn dan zal een wijziging de gangbare vergunningsprocedure volgen. 
 
De gemeente Tynaarlo adviseert NAM te wachten met het in productie nemen van Vries-10 tot een 
onherroepelijk nieuw winningsplan. Dit advies betreft niet een technisch of juridisch advies maar een 
moreel appel. NAM verzoekt de overheden te helpen uitleggen dat noch het aangepaste 
winningsplan, noch de Vries-10 productie, een nieuwe winning betreft. 
 
Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) handhaaft het winningsplan. SodM heeft inzicht in de 
productievolumes en zodra een operator boven deze volumes dreigt uit te komen zal SodM 
optreden. Tevens indien bodemdalingsverwachtingen negatiever uitvallen dan wel er zijn 
substantiële aardbevingen dan zal SodM haar handhavende taak uitvoeren met in het meest uiterste 
geval insluiting van de installatie.  
 
Bodemdaling: 
De bodemdalingsmodellen bevatten bodemdaling door productie uit alle voorkomens. Dit zou tot 
een “salami effect” kunnen leiden, wanneer de totale bodemdaling opgebouwd wordt uit kleine 
bodemdalingen in verschillende winningsplannen. NAM benadrukt dat verdere bodemdaling door 
productie uit Westerveld voorkomens klein is (minder dan 2 cm), maar dat in het noordoosten van 
het gebied inderdaad bodemdaling door Groningen zichtbaar blijft in de voorspelling.  
 
Provincie en waterschappen zijn aan het onderzoeken of er een wens bestaat om ook een 
Bodemdalingscommissie Drenthe op te richten. Verzoek van NAM is om hierover contact te houden, 
zeker gezien de positieve ervaringen met bodemdalingscommissie Groningen en Fryslân .  
WDO Delta verzoek om (digitale) geografische gegevens aan NAM. 
 
Bodemtrillingen: 
Vraag:  waarom is de bevolkingsdichtheid van regio Eleveld als laag in geschat terwijl Eleveld 
gedeeltelijk in de kleur blauw en geel is gelegen.  
 
Antwoord NAM:  Het merendeel van Eleveld ligt in het “blauwe gebied” (minder dan 250 inwoners 
per km2). Een gedeelte ligt in het “gele gebied ” (500-1000 inwoners per km2). Er is een gemiddelde 
bevolkingsdichtheid gebruikt van 250-500 inwoners per km2.  
 
Vraag:  In de SRA wordt momenteel getoetst op de feitelijke bevolkingsdichtheid . 
Uitbreidingsplannen van gemeenten worden niet meegenomen. Gemeenten vragen zich af hoe met 
toekomstige situaties omgegaan kan worden. EZ geeft aan dit intern te zullen bespreken en bezien of 
de SRA op dat punt aanpassing behoeft. 
 
Vraag:  liggen Assen Zuid en Eleveld op 1 breuklijn en zo ja dienen deze dan niet in de SRA als 1 
geclassificeerd worden? Dit aangezien zij mogelijk effect op elkaar hebben.  
 
Antwoord NAM:  Alleen breuken die direct in verbinding staan met het depleterende veld worden 
meegenomen in de seismische risicoanalyse. Tabel 3.1 laat de totale lengte van breuken in het veld 
zien. De breuk tussen Assen-Zuid en Eleveld is hier meegeteld in beide velden. Voor de breuk ten 
westen van deze velden moet alleen de lengte grenzend aan het desbetreffende veld meegenomen 
worden. 
 
Momenteel wordt in de SRA het groepsrisico beschouwd, vraag is of niet het individueel risico 
beschouwd dient te worden. De SRA is gericht op een gelaagdheid van 3 categorieën, waarin het 
veiligheidsaspect beschouwd wordt. Indien een veld in categorie 3 valt dan dient ook het individueel 
risico beschouwd te worden. Dit is momenteel enkel in Groningen het geval. Voor de overige </pre>

====================================================================== Einde pagina 383 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 384 ======================================================================

<pre>categorieën is het risico/kans op zware schade of ongevallen dusdanig klein dat volstaan kan worden 
met monitoring en een risicobeheerssysteem. NAM rolt momenteel een project uit om deze velden 
via TNO meters beter te monitoren. 
 
Procedure en Communicatie 
Adviseurs hebben vanaf 14 oktober 14 weken de gelegenheid om EZ te adviseren over het 
winningsplan Westerveld. Sluitingsdatum betreft 20 januari. Vervolgens wordt het winningsplan 
inclusief adviezen voorgelegd aan de Mijnraad en wordt de ontwerpbeschikking opgesteld . 
Verwachte publicatie is: eind eerste kwartaal 2017. 
 
Tijdens de ter inzage periode zal ook een informatiebijeenkomst zijn voor geïnteresseerden waar ook 
tegelijkertijd zienswijzen opgenomen kunnen worden. Mogelijk worden er meerdere bijeenkomsten 
in de regio georganiseerd. Hiervoor wordt door EZ in samenwerking met NAM een communicatieplan 
opgesteld. Betrokken overheidspartijen worden hierover geïnformeerd. 
 
Advies ten aanzien van Winningsplan Westerveld is vanuit de adviserende overheidspartijen om 
duidelijk en transparant te communiceren om burger, ambtenaren en politiek goed mee te nemen in 
het proces van het winningsplan maar ook de inhoud. Wat veranderd er t.o.v. het vorige en welke 
gevolgen kan dit hebben voor de omgeving. Verzoek is tevens om tussentijds alvast met 
communicatie te starten.  
 
Winningsplan irt energietransitie 
Gevraagd wordt hoe momenteel het kleineveldenbeleid past binnen de energietransitie naar meer 
duurzame energie en het openbaar belang. In het winningsplan worden prognoses gegeven terwijl 
vanuit de energietransitie Nederland mogelijk aardgas niet of minder nodig heeft.  
 
Verzoek is om te noteren hoe ingegaan wordt op de kamerbrief van Minister Kamp in het kader van 
omgevingsmanagement ten aanzien van energie transitie 
 </pre>

====================================================================== Einde pagina 384 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 385 ======================================================================

<pre>         » Retouradres Postbus 20401 2500 EK Den Haag    college van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Assen  Postbus 30018  9400 RA Assen    — ASIN  L er hretet at ei    Reg.nr.  2016/4435    AM    … EBRS  13 oktober 2016 Nea    verzoek tot het uitbrengen van advies betreffende het winningsplan  Westerveld    1 us    Datum  Betreft    Geacht college/bestuur,    Het kabinet heeft naar aanleiding van het rapport van de Onderzoeksraad  voor Veiligheid (OVV) over de aardbevingsrisco's in Groningen besloten  om alle aanbevelingen van de OVV over te nemen.    Een van de belangrijkste aanbevelingen uit het OVV rapport richt zich op  de veiligheid van de burgers en de infrastructurele werken. Een ander  belangrijk punt betreft meer aandacht voor het burgerperspectief.    Deze en andere aanbevelingen, hebben tot gevolg dat de Mijnbouwwet op  verschillende onderdelen zal worden gewijzigd. Deze wijzigingen zijn op  26 november 2015 ingediend bij de Tweede Kamer (TK, 2015-2016,  34348) en het wetsvoorstel zal naar verwachting in de eerste helft van  2017 in werking treden. In afwachting van de inwerkingtreding van het  wetsvoorstel, heeft de Minister de Kamer toegezegd zoveel als mogelijk in  de geest van de nieuwe Mijnbouwwet te handelen.    Nieuwe Mijnbouwwet   Het besluit om zoveel als mogelijk in de geest van het wetsvoorstel te  handelen, heeft tot gevolg dat de veiligheid voor omwonenden, gebouwen  en infrastructurele werken getoetst moet worden. Dit houdt in dat de  beoordeling van de gevolgen van aardbevingen niet langer wordt beperkt  tot de “seismische hazard" (seismische dreiging), maar wordt uitgebreid  naar het daadwerkelijke seismische risico (effecten voor omwonenden).  Het gevolg is dat de reeds ingediende (wijzigingen van) winnings- en  opslagptannen door de operator aangevuld moeten worden met een  seismische risicoanalyse (SRA). Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) heeft  hiervoor een leidraad opgesteld. U kunt de leidraad vinden op:    www.nlog.nl/resources/Seismic Risk/Tijdelijke%20Qleidraad%20SRA%20v    1-2.pdf    Ministerie van Economische Zaken    Directoraat-generaal  Energie, Telecom &  Mededinging   Directie Fnergie en Omgeving    Bezoekadres  Bezuidenhoutseweg 73  2594 AC Den Haag    Postadres  Postbus 20401  2500 EK Den Haag    Factuuradres  Postbus 16180  2500 BD Den Haag    Overheidsidentificatienr  0000000106321 4 369000    T 070 379 8911 (algemeen)  www. rijksoverheid nl/ez    Behandeld door    nn  <=:    Ons kenmerk  DGETM-EO / 16095939    Uw kenmerk    Bijlage(n)  1    Pagina 1 van 3</pre>

====================================================================== Einde pagina 385 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 386 ======================================================================

<pre>         Daarnaast vindt het kabinet het van groot belang dat het Directoraat   . : . . -generaal  burgerperspectief in de besluitvorming wordt meegenomen. Om Energie, Telecom &  hieraan tegemoet te komen wordt de uniforme openbare Mededinging  voorbereidingsprocedure in beginsel toegepast bij zowel instemming Directie Energie en Omgewing  met nieuwe winnings- en opslagplannen, als bij de wijziging van deze  plannen. Dit houdt in dat ontwerpbesluiten ter inzage worden gelegd Deer 095939  met de mogelijkheid tot het indienen van zienswijzen. Om verder  invulling te geven aan het burgerperspectief krijgen, naast de huidige  wettelijke adviseurs (SodM, Tcbb en Mijnraad), ook provincies,  gemeenten en waterschappen adviesrecht. Daarnaast vindt er  gedurende de periode van terinzagelegging van het ontwerpbesluit ook  een informatieavond plaats voor belangstellenden.    Verzoek tot advies winningsplan Westerveld   Op 12 september jl. heeft NAM een verzoek tot instemming voor het  aangepaste winningsplan Westerveld ingediend. Het winningsptan is  aangepast naar aanleiding van het eerder uitgebrachte advies van SodM  van eind juni 2016. U vindt het aangepaste winningsplan als bijlage bij  deze brief. Onderdeel van dit winningsplan is een confidentieel document  dat bedrijfsgevoelige gegevens bevat. Het document is daarom niet  openbaar en wij verzoeken hier als zodanig mee om te gaan.    Zoals hier bij procedure is aangegeven ontvangt u -zodra wij dit hebben  ontvangen- per e-mail het advies van SodM en de Tcbb.    Wij verzoeken u om binnen 14 weken na dagtekening van deze brief,  advies uit te brengen ten aanzien van het winningsplan Westerveld.    ecifieke inf tiesessie  Zoals hierboven al is aangegeven, wordt per winningsplan een specifieke  informatiesessie georganiseerd. Voor deze sessie worden de provincie(s),  gemeenten en waterschappen uitgenodigd, die binnen het winnings- of  opslaggebied vallen van het desbetreffende plan.    8 november a.s. van 10.00 tot 12.00 uur op het provinciehuis Drenthe.  Westerbrink 1 in Assen    Hiervoor is reeds op 7 oktober jl. per mail een uitnodiging verstuurd.    Achtergrond Winnings- en opslagplannen   In een winnings- of opslagplan wordt beschreven hoe er gewonnen of  opgeslagen gaat worden en wat de te verwachte seismische risico's zijn.  De scope is dus de ondergrond en de veiligheid (van omwonenden en  infrastructurele werken).    Procedure   Wanneer de minister van Economische Zaken, in haar hoedanigheid als  bevoegd gezag, van een operator een verzoek tot instemming met een  winnings- of opslagplan ontvangt, wordt het betreffende winnings- of  opslagplan ter advisering voorgelegd aan de betrokken provincie(s),  gemeente(n) en waterschap(pen). De betrokken overheden hebben 14  weken de tijd om advies uit te brengen.    Pagina 2 van 3</pre>

====================================================================== Einde pagina 386 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 387 ======================================================================

<pre>         Parallel aan het verzoek tot advies aan de betrokken overheden, wordt Directoraat-generaal  Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) verzocht om binnen 6 weken advies _ energie, Telecom &   uit te brengen. Zodra dit advies is ontvangen wordt deze aan de Mededinging  betrokken overheden gestuurd. Drectie Energie en Omgeving    Ons kenmerk    Vervolgens wordt het advies van SodM samen met het winningsplan ter oserm.ro 7 16095949    advisering voorgelegd aan de Technische commissie bodembescherming  (Tcbb). De Tcbb heeft 4 weken de tijd om advies uit te brengen. Zodra  het advies is ontvangen, wordt ook deze aan u gestuurd.    2 weken na ontvangst van het advies van SodM. wordt een overleg  georganiseerd, waar de betrokken overheden specifieke vragen kunnen  stellen naar aanleiding van het betreffende winnings- of opslagplan. In  beginsel zulten hierbij ook SodM en de operator aanwezig zijn.    Na ontvangst van de adviezen van de betrokken overheden wordt in  principe binnen 4 weken advies gevraagd aan de Mijnraad. De Mijnraad  ontvangt naast het betreffende winnings- of opslagplan, alle uitgebrachte  adviezen.    Vervolgens zal een ontwerpbesluit worden opgesteld, waarin de adviezen  worden meegewogen. Tijdens de 6 weken durende ter inzage legging van  het ontwerpbesluit, kan een ieder zienswijzen indienen. Ook wordt er een  bewonersavond georganiseerd, waar men vragen kan stellen over het  plan.    Als laatste wordt het definitieve besluit opgesteld. Dit besluit is vatbaar  voor beroep bij de Afdeling bestuursrechtspraak van de Raad van State.    Hoogachtend,           mevr. mr. drs. J.H. Brouwer  MT-lid directie Energie en Omgeving    Pagina 3 van 3</pre>

====================================================================== Einde pagina 387 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 388 ======================================================================

<pre>    OEL    |    KE    0    ‘    y    z    $    Ne    w    NAM Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V.    De Minister van Economische Zaken Uw ref. DGETM-EO / 16115980    T.a.v. mr. J.H. Brouwer, plv. Directeur Energiemarkt  Postbus 20401  2500 EK DEN HAAG    Brief ref.. EP201609202456    Datum: 9 september 2016    Betreft: Aanbieden gewlizigd Winningsplan Westerveld    Uwe Excellentie,   Op 29 augustus 2016 is de meest recente versie van het winningsplan Westerveld in detail  besproken met medewerkers van Staatstoezicht op de Mijnen en uw ministerie. De  voorgestelde wijzigingen uit dit overleg zijn als bijlage bij deze brief toegevoegd   Gaarne verzoeken wij u de procedure tot instemming met het winningsplan te hervatten.  Voor eventuele vragen of een nadere toelichting verwijs ik graag door naar de heer EN    van de afdeling Vergunsingen en Omgevingsmanagement. Hij is bereikbaar op  telefoonnummer ee ot per email: Oe cor.    Hoogachtend,  Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V           Asset Manager Land    Schepersmact 2 Postbus 28000 J +3) (0)592 369111  9405 TA Assen 9400 HH Assen BTW NL-80131 5670.801 www.nam.nl  Nederlandse Aardolie Maatschappij h V is watutoir gever! gd te 's-Gravenhoge - Hondelsegister no 04008869</pre>

====================================================================== Einde pagina 388 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 389 ======================================================================

<pre>         \    Bijlage: Overzicht van veranderingen aan het Winningspian Westerveld — september 2016    Naar aanleiding van de constructieve gesprekken tussen SodM/EZ en NAM in augustus 2016, zijn  veranderingen aan het Winningsplan Westerveld doorgevoerd. De belangrijkste wijzigingen zijn:    1. Informatie per voorkomen, in plaats van gecombineerd Westerveld:  a. Productieprofielen per voorkomen (low-mid-high)  b. Bodemdaling voor een peilmerk in elk voorkomen (figuur C2)    2. Bodemdalingsfiguren  Verduidelijking over bodemdaling veroorzaakt door productie uit voorkomens in dit  winningsplan en andere voorkomens    3. Volledige informatie voor de 3 voorkomens zonder verwachte productie (Zevenhuizen-West,  Assen-Zuid, Witten): behandel de velden bij productieprofielen, bodemdaling, SRA    4. Belangrijkste kleine veranderingen  a. “Hydraulische stimulatie  b. Statische GIP toegevoegd in winningstabel  c. Voorwaarde voor productie toegevoegd in sectie B1  d. Verwijderen van subjectieve kwalificaties of stellingen zonder referentie</pre>

====================================================================== Einde pagina 389 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 390 ======================================================================

<pre>         @  Sy    NAM    Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V.    Aanvraag Instemming Winningsplan  Westerveld</pre>

====================================================================== Einde pagina 390 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 391 ======================================================================

<pre>    Inleiding    De Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. (NAM) is houder van de winningsvergunning Drenthe |l en Groningen.  Conform de Mijnbouwwet (Mw) dient de winning van kociwaterstoffen te gebeuren overeenkomstig een Winningsplan.  In het Mijnbouwbesluit (Mb) is in artike! 24 aangegeven welke informatie het Winningsplan moet bevatten.    De gasvelden die (via verschillend locaties) produceren naar de locatie Westerveld zijn samengevoegd in het  “Winningsplan Westerveld”. Dit Winningsplan bestaat uit vier onderdelen:  A. Algemene gegevens  B. De bedrijfs- en productiegegevens. Dit onderdeel beschrijft de winningsstrategie, de ondergrondse geologie  van de laag waaruit gewonnen wordt, de aanwazige infrastructuur, de stoffen die worden geproduceerd en  een beschrijving van de toekomstige plannen orr de winning te optimaliseren.  C. Informatie over bodemdaling ten gevolge van de winning.  D. Informatie over bodemtrilling ten gevolge van de winning inclusief mogelijke aardbevingen en maatregelen.    Bijlage 1,2 & 3 geven meer informatie ten ondersteuning van onderdeel C en D.  Bijlage 4 bevat de geologische kaarten.    Onderdeel B1 probeert een algemeen overzicht van de plannen te geven. Technische details worden in verdere  onderdelen beschreven.    Een klein onderdeel van het Winningsplan (onderdeel E) wordt apart toegezonden aan het Ministerie van  Economische Zaken. Dit vertrouwelijke deel bevat bedrijfsgevoelige informatie en kan NAM's concurrentiepositie in    gevaar brengen en is daarom niet openbaar. Het onderdeel E bevat met name informatie over de verwachte  productiekosten en investeringskosten</pre>

====================================================================== Einde pagina 391 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 392 ======================================================================

<pre>    Formulier aanvraag instemming winningsplan ex artikel 34 lid 1 Mijnbouwwet (Mw)  juncto artikel 24 Mijnbouwbesluit (Mb)    indienen in 6-voud bij:   Ministerie van Economische Zaken  Directie Energieproductie   Postbus 20101   2500 EC DEN HAAG    Artikel 1) nderwe                                                          Beschrijving    Jeen winningsplan voor voorkomens in het  continentaal plat vanaf de 3 zeemijlszone    Verzoek om Instemming voor een  wijziging/actualisatie van het  winningsplan                                 DJ een winningsplan voor voorkomens in Nederlands  territoir tot 3 zeemijl   De wijziging/actualisatie bestaat voornamelijk uit een  vernieuwing van de seismische risico analyse en  actualisatie van productie- en bodemdalings-    voorspellingen  A) Algemene gegevens  A1.1) Naam Indiener Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V.  A1.2) Adres Postbus 28000  9400 HH Assen  A1.3) Contactpersoon (el pe    A1.6) Indiener DX] is houder van de vergunning  [] is uitvoerder cf artikel 22 Mw            Westerveld                                                        A2) Winningsvergunningsgebied(en) |_| winningsvergunning(en)   - Drenthe Il (K.B. 4/11/1968, laatstelijk  gewijzigd d.d. 17 juli 2007 bij beschikking ET-  EM-7075840)   - Groningen (K.B. 30/5/1963)                                                                                                                    we wi Me A2.1) Voorkomens koolwaterstoffen e Assen e Witten  e Assen-Zuid e Witterdiep  e Een e Zevenhuizen  e Eleveld e Zevenhuizen-West  e Vries-Noord  e Vries-Centraal  e Vries-Zuid                                                     Mb 24 lid 1a olie  hoog calorisch gas    A2.2) Soort koolwaterstof die wordt  (] Groningen kwaliteit gas  0  C)    gewonnen    laag calorisch gas  zwavelhoudend gas  (J aardgascondensaat    Uit alle voorkomens wordt hoogcalorisch gas  gewonnen.                 A3) Bestaande of nieuwe winning D4 winningsplan voor reeds bestaande winning  md voorziene uitbreiding)    winningsplan voor nieuwe winning    ME A4) Samenloop vergunningen Wet DI] nee  milieubeheer |_| ja; te weten:</pre>

====================================================================== Einde pagina 392 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 393 ======================================================================

<pre>    Mb 24 lid  ic.d    B) Bedrijfs- en productiegegevens    B1) Beknopte beschrijving van het winningsplan  De redenen voor de actualisatie van het winningsplan voor het Westerveld systeem zijn:    een vernieuwde seismische risico analyse   de stopzetting van productie uit de velden Appelscha, Roden en Norg-Zuid  een actualisatie van productie- en bodemdalingsvoorspellingen en  voorziene activiteiten om de productie in stand te houden.    Het winningsplan Westerveld omvat 11 gasvelden (voorkomens):    Gasveld Locatie  Assen ASN  Assen-Zuid WIT  Een NOR-3  Eleveld ELV en WIT  Vries-Noord VRS-4  Vries-Centraal VRS-2  Vries-Zuld VRS-1  Witten WIT  Witterdiep WIT  Zevenhuizen ZVH  Zevenhuizen-West ZVH    Sectie B3 geeft een overzicht van de ligging van de locaties. Alle productie wordt per pijpleiding  getransporteerd naar de behandelingsfocatie VRS-4. Het geproduceerde gas wordt na behandeling  (ontwaterd en op hogere druk gebracht) op de VRS-4 locatie per pijpleiding getransporteerd naar de  locatie Westerveld (WTV) en daar afgeleverd aan GasTerra B.V.    De voorkomens Appelscha, Roden en Norg-Zuid maakten in het verleden ook deel uit van het  winningsplan Westerveld. De productie in deze velden is echter inmiddels gestopt en de putten en  productielocaties zijn veiliggesteld (“gesuspendeerd”). Ook zijn er op dit moment geen actieve  herontwikkelingsplannen. De productie vanuit deze voorkomens wordt derhalve niet meer genoemd in dit  winningsplan. De faciliteiten zijn nog wel onderdeel van het productiesysteem en worden als zodanig wel  vermeld in dit winningsplan. Ook zijn de contouren van deze drie voorkomens aangegeven op de  overzichtskaart. De historische bodemdaling veroorzaakt door deze velden is vanzelfsprekend  meegenomen in sectie C. Bodemdaling.    De nieuwe bodemdalingsprognose gaeft minder bodemdaling aan dan de prognose in het vorige  winningsplan: de verwachte bodemdaling door toekomstige productie uit de velden beschreven in dit  winningsplan is minder dan 2 cm. Ce seismische risicoanalyse laat zien dat de voorkomens in dit  winningsplan in de laagste seismische risicocategorie vallen.    Het winningsplan zal aangepast worden als de bodemdaling of seismische risicoanalyse afwijkt van de  prognose zoals in dit winningsplan beschreven. Als voorzien wordt dat de cumulatieve productie uit een  voorkomen gaat uitkomen boven de prognose van de uiteindelijke cumulatieve productie zoals in dit  winningsplan beschreven, zal dit besproken worden met de regulerende overheden. Eventuele  toekomstige activiteiten op de locaties (b.v. compressie) of in het reservoir (b.v. extra putten) zullen de  gangbare vergunningsprocedures volgen en behoeven geen aanpassing van het winningsplan.    B1.1) Beknopte beschrijving van wijze van winning door middel van (een) mijnbouwwerk(en)    De onbehandelde productie van de verschillende satellietlocaties komt samen op de behandelingslocatie  VRS-4, zoals in de figuur hieronder is aangegeven. Productie van locatie ELV wordt onder lage druk  gewonnen en op de locatie WTV gecomprimeerd om de VRS-4 locatie te kunnen bereiken.    Op de behandelingslocatie VRS-4 werden de met het gas meegeproduceerde vloeistoffen (water en  aardgascondensaat) van het gas gescheiden. Deze vloeistoffen worden vanaf deze locatie afgevoerd.  Het aardgascondensaat wordt uiteindelijk in Delfzijl van het water gescheiden waarna het  aardgascondensaat aan raffinaderije1 wordt geleverd en het water bij Borgsweer in de diepe ondergrond  wordt geïnjecteerd.    </pre>

====================================================================== Einde pagina 393 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 394 ======================================================================

<pre>    De resulterende gasstroom wordt op VRS-4 via druk- en temperatuurbehandeling op specificatie gebracht  en naar WTV getransporteerd voor aflevering aan GasTerra B.V.    Schematische voorstelling van de gasstromen    </pre>

====================================================================== Einde pagina 394 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 395 ======================================================================

<pre>    B2) Geologische beschrijving van voorkomen(s)    Het gas is gevormd in de koollagen van het geologische tijdperk Carboon. Vervolgens is het gas  gemigreerd naar bovenliggende zandsteenlagen in het Rotliegend. Dit reservoir wordt afgesloten  door een dikke zoutlaag van de Zechstein for natie.    B2.1) Geologische doorsnede van voorkomen(s)    Bijlage 4 bevat voor elk voorkomen een doorsnede en kaart van de Top Rotliegend. De figuren zijn  naar een bijlage verplaatst om de leesbaarhe d van het document te verbeteren.    </pre>

====================================================================== Einde pagina 395 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 396 ======================================================================

<pre>    B3) Overzicht ligging voorkomens, gasputten    6°240°E    An en    ROD-2 (Roden-2)    enh |    3  VRS-2 (Vries-2)    *Deze 2 observatieputten zijn geboord in het Norg veld (maakt geen deel uit van dit winningsplan)    </pre>

====================================================================== Einde pagina 396 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 397 ======================================================================

<pre>    Mb 24 lid  1d.eg         83.1) Situering mijnbouwwerken situatietekening /eventueel foto    Overzicht mijnbouwlocaties, gesorteerd per gemeente                                                                          Gemeente   Ooststellingwerf  Nee Aa en Hunze Drenthe   Ja Noorderveld   Nee | Noorderveld] Drenthe i   Ee [sa _| Noosderveld_| Drenthe _   |VRS-1 [Nee [Tynaarlo  Nee Tynaarlo Drenthe   [WIV [Nee ___[AaenHunze [Drenthe |   WT [Nee [Assen _____ | Drenthe |   ZVH Nee                        Foto's van mijnbouwlocaties, alfabetisch gesorteerd    Appelscha Satelliet (APS          Assen Satelliet (ASN               </pre>

====================================================================== Einde pagina 397 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 398 ======================================================================

<pre>    Eleveld Satelliet (ELV    Norg-3 Satelliet (NOR3    </pre>

====================================================================== Einde pagina 398 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 399 ======================================================================

<pre>    Roden-1 satelliet (ROD-1)    hadt    Roden    </pre>

====================================================================== Einde pagina 399 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 400 ======================================================================

<pre>    Vries-1 satelliet (VRS-1)    ALP} VRE.    Vries-2 satelliet (VRS-2)    Vries-4 Proc uctie Faciliteit (VRS-4    </pre>

====================================================================== Einde pagina 400 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 401 ======================================================================

<pre>    Westerveld Productie Faciliteit (WTV    Witten satelliet (WIT:    </pre>

====================================================================== Einde pagina 401 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 402 ======================================================================

<pre>    B4) Overzicht boringen in voorkomen(s)    Het is mogelijk dat er in de toekomst nog één of meerdere putten in de in dit winningsplan genoemde  voorkomens geboord gaan worden. Mogelijke activiteiten worden in sectie B5.2 genoemd.  Eventuele toekomstige activiteiten zullen de gangbare vergunningsprocedures volgen.    B4.1) Schematische voorstelling putverbuizing(en)    </pre>

====================================================================== Einde pagina 402 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 403 ======================================================================

<pre>    B4.1) Plaats en wijze waarop koolwaterstoffen In verbuizing treden                        De putten zijn tussen 2700 en 3700 meter (verticaal) diep en verbonden met de gashoudende Rotliegend  formatie op een diepte tussen 2600 en 3250 meter beneden NAP (Normaal Amsterdams Peil) Zie ook B.2.1.             B5) Productieontwikkeling strategie                  In navolgend overzicht wordt de verwachte totale gaswinning per voorkomen gegeven. De “statische GIP”  geeft de hoeveelheid gas die oorspronkelijk in het reservoir aanwezig was. De "Mid Case” en “High Case”  verwijzen naar de voorspellingen zoals beschreven in sectie B5.3.             Assen  -Zuid    Eleveld    Vries-Centraal  Vries-Zuid    Witterdiep    Zevenhuizen    —  Vries-Noord    Zevenhuizen-West         Voor de Assen, Een en Vries-Zuid voorkomens geldt dat het winningspercentage relatief laag uitvalt door  waterproductie en een matige kwaliteit van het reservoir. Voor de voorkomens Zevenhuizen-West, Assen-  Zuid en Witten geven evaluatieresultaten van de boringen aan dat de winbare hoeveelheden gas  waarschijnlijk zeer gering zullen zijn. Er zijn daarom momenteel geen winbare volumes aan deze velden  toegekend in de Mid Case. Ook voor het voorkomen Witterdiep wordt geen verdere productie verwacht in de  Mid Case.                            B5.1) Productie filosofie                 De voorkomens genoemd ín dit winningsplan worden dusdanig geproduceerd dat er optimaal gebruik wordt  gemaakt van de productiefaciliteiten. De locaties ASN, ELV, NOR-3, VRS-4, VRS-1, VRS-2, WIT, ZVH en  WTV worden voor een belangrijk deel op afstard bestuurd. De installaties kunnen altijd van afstand veilig  uitgeschakeld worden. Niet alle faciliteiten kunnen op afstand gestart worden. Er vinden regelmatig bezoeken  plaats door operators voor controle en eventuele reparaties.                                      De productie uit alle voorkomens genoemd in dit winningsplan gebeurt met behulp van compressie op VRS-4  (en tevens op WTV voor het deel van het Eleveld veld dat vanaf de locatie ELV wordt gewonnen). Eventuele  verdere installatie van compressiecapaciteit zal ce gangbare vergunningsprocedures volgen.                    B5.2) Reservoir management    Voor alle voorkomens binnen dit winningsplan geldt dat er via regelmatige drukmetingen in de  productieputten informatie wordt verkregen over de ontwikkeling van drukken in de gasvoorkomens.                 De waterproductie wordt continu gecontroleerd op systeem niveau. Verschillende maatregelen worden  getroffen om waterproductie te minimaliseren.                      Vries voorkomens (Noord/Centraal/Zuid)  Het reservoir gesteente van de voorkomens Vries-Centraal en Vries-Zuid bestaat grotendeels uit  conglomeraten waarvan de productiviteit slecht is in vergelijking met de zandsteen reservoirs. Vries-Noord  heeft meer zandsteen in de gaszone en daardoor een betere productiviteit. De huidige Vries putten  produceren naast gas ook formatiewater. De gasproductie wordt geoptimaliseerd door toepassing van  “continuous foam” installaties (waarbij schuimende zeep onderin de put wordt ingebracht) door                         </pre>

====================================================================== Einde pagina 403 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 404 ======================================================================

<pre>                                                                                                                                                                 gecontroleerde onderbroken productie om de druk onderin de productieputten te doen toenemen en door  waterpreventiemaatregelen. In het Vries-Zuid veld Is eind 2015 een extra productieput geboord (VRS-10) ter  vervanging van de VRS-3C put die in 1994 is geabandonneerd na overmatige waterproductie. Verder wordt  er gestudeerd op de mogelijkheid om op termijn nog putten te boren ten westen en ten oosten van het Vries-  Zuid veld.            Een  Door de lage permeabiliteit zal de productie van de huidige put door middel van productiecycli gebeuren. Dit  betekent dat de putproductie zal worden onderbroken door steeds langer wordende tijdsintervallen.            Eleveld  Dit veld wordt geproduceerd vanaf 2 locaties, ELV (met putten ELV-101 en ELV-102) en WIT (put WIT-5). De  ELV locatie wordt geproduceerd met behulp van bovengrondse compressie van het geproduceerde gas; put  ELV-101 produceert momenteel terwijl de productie van ELV-102 gestopt is. Put WIT-S is begin 2015 in  productie genomen. Deze put is geboord naar het noordelijk deel van het Eleveld voorkomen.            Assen  Het voorkomen Assen laat een snelle afname in productie zien, hoogstwaarschijnlijk veroorzaakt door  waterproductie en zoutafzetting in de put. Mogelijkheden tot productieoptimalisatie worden bekeken om het  niveau van de productie uit dit voorkomen te herstellen.            Witterdiep  De reservoirdruk van dit voorkomen wordt regelmatig gecontroleerd. Metingen suggereren dat er een  langzame toestroom van gas naar de put plaatsvindt door slechte communicatie tussen de verschillende  ondergrondse compartimenten van het voorkomen. Mochten verdere drukmetingen uitwijzen dat niet alle  ondergrondse compartimenten van het voorkomen geproduceerd worden dan is het mogelijk dat er in de  toekomst nog een extra put wordt geboord.            Zevenhuizen  Als gevolg van de lage reservoirdruk In de put vindt productie plaats door middel van onderbroken  productiecycli. De reservoirdruk wordt regelmatig gecontroleerd. Het is mogelijk dat er in de toekomst een  nieuwe put naar het westelijk dee! van het Zevenhuizen veld zal worden geboord.          Naast metingen aan de productie van de gasvelden, worden ook metingen gedaan aan de integriteit van de  putten. Beide bronnen van informatie kunnen leiden tot activiteiten waarvoor mogelijk een boorinstallatie  nodig is. Ook het (mechanisch of chemisch) stimuleren van de productie in een klein gedeelte van de putten  behoort tot de mogelijkheden.    Hw 35 lid | 85.3) Omvang winning (hoeveelheden per voorkomen/per jaar)    mb 24 ld De aanvraag om een winningsplan gaat uit van drie productiescenario's (Low, Mid en High Case). Reden    0 hiervoor is dat de productie niet precies op voorhand kan worden ingeschat.    Het lage productiescenario ("Low Case”) gaat uit van de resterende hoeveelheden gas die op basis van  een conservatieve inschatting met de huidige putten geproduceerd kunnen worden. Hiertoe is met behulp  van een “decline curve analysis" (DCA) gekeken naar een trend in de afname van het productieniveau ten  opzichte van de cumulatieve productie, waarbij wordt aangenomen dat de productie ophoudt wanneer de  minimum stroomsnelheid van een put bereikt wordt.    Het midden productiescenario ("Mid Case”) gaat uit van de resterende hoeveelheden gas die op basis van  een gemiddelde inschatting met de huidige putten geproduceerd kunnen worden. Hierin zijn tevens de    verwachte productieprofielen van de onlangs geboorde WIT-5 put en de eind 2015 geboorde put in het  Vries-Zuid veld (VRS-10) meegenomen. Ook is hierin de verwachte bijdrage van verdere “continuous  foam” injecties, productie optimalisatie en ontwateringsactiviteiten in putten in het Vries voorkomen  meegenomen.    Het hoge productiescenario (“High Case”) gaat uit van de resterende hoeveelheden gas die op basis van  een optimistische inschatting met de huidige putten geproduceerd kunnen worden. Hierin zijn tevens de  “high case” productieprofielen van de WIT-5 put en de VRS-10 put meegenomen, alsook een verlengd  gasproductie profiel ten gevolge van optimalisatie en ontwateringsactiviteiten in putten in het Vries  voorkomen.    In geen van deze scenario's zijn bijzondere omstandigheden meegenomen waardoor de productie  bijvoorbeeld voor langere tijd stil zou kunnen komen te liggen.    </pre>

====================================================================== Einde pagina 404 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 405 ======================================================================

<pre>    In onderstaande grafiek wordt naast de historische productie van 2003-2015 ook de verwachte productie  weergegeven (Low-Mid-High scenario's) van de nog te verwachten gasproductie uit de voorkomens zoals  omschreven in dit winningsplan.    Winringspien Westerveld  « productie voorspelling -    mm bar ernche bange nhete  ken na  — rad    tage    POPPE OE LOE REE EEE PEPE PEPPER?         Onderstaande tabel geeft de historische jaarlijkse productie uit de voorkomens zoals opgenomen in dit  winningsplan.    De volgende tabel geeft de verwachte totale productie uit de voorkomens zoals opgenomen in dit  winningsplan. De drie eerder genoemde scenario's (Low-Mid-High) geven de onzekerheid aan met  betrekking tot de nog te verwachten hoeveelheden geproduceerd gas.         17</pre>

====================================================================== Einde pagina 405 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 406 ======================================================================

<pre>    ee    en    dadadada: i    dadadada  edad eaddeenddded   paden aadandead ede:  sds eaddnddnndde adden:    dd    tatie anje |  tay |    B5.4) Duur van de winning (per voorkomen)    De verwachte einddatum van de productie in het Westerveld systeem is volgens de huidige voorspellingen    gesteld op 2023, maar kan uitlopen tot 2028 volgens het hoge productiescenario. Het gedrag van de  bestaande en mogelijke toekomstige putten is moeilijk te voorspellen aangezien het veld bijna leeg is.    Hierdoor is de onzekerheidsmarge met betrekking tot de precieze einddatum van productie aanzienlijk.    De winning zal worden beëindigd indien de totale kosten van de productie de opbrengsten van de    productie zullen overtreffen dan wel zoveel eerder indien door onvoorziene technische of andere oorzaak    voortzetting van de winning niet plaats kan vinden.         18</pre>

====================================================================== Einde pagina 406 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 407 ======================================================================

<pre>    Mb 24 lid  Ik    B6) Stoffen die jaarlijks worden mee geprcduceerd   Met de gasproductie worden water en aardgascondensaat meegeproduceerd. De geproduceerde  hoeveelheid water en aardgascondensaat is afhankelijk van de totale gasproductie. De hoeveelheid  aardgascondensaat wordt gegeven door de (aardgas-) Condensaat Gas Ratio (CGR) en het water door    de Water Gas Ratio (WGR). Navolgend overzicht geeft bij benadering de waarden van de CGR en de  WGR per voorkomen:    Assen  Assen-Zuid    Vries-Noord  Vries-Centraal  Vrles-Zuid    Witterdiep    Zevenhuizen-West    De waarden voor de WGR stijgen naarmate de druk in het reservoir afneemt.  B7) Jaarlijks elgengebruik bij winning  Voor eigen gebruik wordt op de locatie WTV per jaar ca. 0,02 min Nm3 aangewend.    Op de centrale behandelingslocatie VRS-4 wordt per jaar voor eigen gebruik (incl. fornuis + fakkel  spoelgas + fakkel waakvlam) ca. 0,64 min Nm3 gas aangewend.    B8) Jaarlijks bij winning afgeblazen/afgefakkelde koolwaterstoffen    Het volume koolwaterstoffen dat jaarlijks op de locatie Westerveld (WTV) wordt afgeblazen (ten gevolge  van het afgaan van veiligheidskleppen dan wel onderhoud) is ca. 0,001 min Nm3.    Op de locatie VRS-4 wordt per jaar gemiddeld 0,1 min Nm3 gas afgefakkeld dan wel afgeblazen. Het  volume op VRS-4 Is hoger dan op Westerveld aangezien op de VRS-4 locatie de daadwerkelijke  gasbehandeling plaatsvindt om gas op specificatie te kunnen afleveren, terwijl op WTV slechts  compressie plaatsvindt.    Deze gegevens zijn gebaseerd op de waarden uit de jaren 2011 t/m 2014 en dienen als indicatie gebruikt  te worden voor de latere jaren.    89) Jaarlijks bij winning in de ondergrond terug te brengen delfstoffen en andere stoffen    Het vrijkomende productiewater wordt via een injectieput op de Borgsweer locatie geïnjecteerd in de diepe  ondergrond.         19</pre>

====================================================================== Einde pagina 407 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 408 ======================================================================

<pre>    nm C) Gegevens inzake bodemdaling als gevolg van de winning van koolwaterstoffen.    C1) Aard van de bodemdaling                                                                                               Door de winning van koolwaterstoffen uit olie- en gasvoerende gesteentelagen zal de druk in de poriën van  het gesteente verminderen waardoor compactie van de olie- en gasvoerende lagen optreedt. Dit  manifesteert zich aan de oppervlakte in de vorm van bodemdaling. Zie voor een uitgebreide beschrijving  van het bodemdalingsproces “Bodemdaling door Aardgaswinning -NAM-velden ín Groningen, Friesland en  het Noorden van Drenthe Status Rapport 2015 en Prognose tot het jaar 2080” (EP201511213444).          C2) Gekalibreerde bodemdaling en bodemdalingprognoses (uiteindelijk verwachte mate van  bodemdaling)            Gekalibreerd bodemdalingsmodel  De meest recente uitgebreide bodemdalingsmeting in dit gebied heeft plaatsgevonden in het jaar 2013  (Meetregister bij de meetplannen Noord Nederland 2014). Deze en alle andere beschikbare metingen uit  het verleden zijn gebruikt om een bodemdalingsmodel te kalibreren. In figuur C1 wordt de in 2013 op de  peilmerken gemeten daling sinds de nulmeting in 1975 weergegeven door punten. De blauwe lijnen geven  de contouren van de gemodelleerde bodemdaling door gaswinning.          Figuur C1: In 2013 gemeten daling in cm op de peilmerken (sinds 1975) en contourlijnen van de  gemodelleerde bodemdaling voor het jaar 2013 ten gevolge van gaswinning uit de in dit winningsplan  beschreven voorkomens én naburige voorkomens.          Om inzicht te verkrijgen over de kwaliteit van het model ten opzichte van historische metingen is boven de  in dit winningsplan genoemde producerende voorkomens een meetpunt geselecteerd waar meerdere  keren in de tijd bodemdaling is gemeten. Figuur C2 toont de resultaten voor deze meetpunten. Tevens  laat dit figuur de nog te verwachten totale bodemdaling zien. Deze totale bodemdaling wordt veroorzaakt  door productie uit het voorkomen zelf en de bodemdaling die wordt veroorzaakt door omliggende  producerende voorkomens. De tijdelijke stijging die te zien is in de modelresultaten voor punten boven  Een en Zevenhuizen wordt veroorzaakt door de injectie van gas in de Norg gasbuffer.           20</pre>

====================================================================== Einde pagina 408 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 409 ======================================================================

<pre>    errors Een    5    1980 19% 2000 2010 2020 200 2060 2030 1900 1990 2000 2010 F030 20e 2040 2030 $980 1990 2000 3610 2026 200 040 O10    01288029 Vries-Centraal 012708193 Vries-Zuid 01288211    Nen,    oi 2ftoie Eleveld    Figuur C2: Vergelijking van gemeten (groene punten) en voorspelde bodemdaling voor een peilmerk  boven ieder producerend voorkomen genoemd in dit winningsplan. De meetonzekerheid in de metingen  (gekozen als één standaard deviatie) bedraagt 4mm per meetpunt. De blauwe lijn toont de voorspelde  bodemdaling op deze locatie, met de onzekerheid (licht blauwe gebied) op de uiteindelijke bodemdaling.  De minimale onzekerheid voor de voorspelling is +/- 2cm.    Meer informatie over de bodemdalingsmodellering en prognoses is terug te vinden in het rapport  “Bodemdaling door Aardgaswinning -NAM-velden in Groningen, Friesland en het Noorden van Drenthe  status Rapport 2015 en Prognose tot het j EP201511213444)'.         21</pre>

====================================================================== Einde pagina 409 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 410 ======================================================================

<pre>    Toekomstige bodemdaling    De nog te verwachten bodemdaling door gaswinning uit de voorkomens zoals beschreven in dit  winningsplan is weergegeven in figuur C3°. De nog te verwachten bodemdaling die wordt veroorzaakt door  gasproductie uit de voorkomens in dit winningsplan bedraagt minder dan 2 cm. Aangezien het niet  mogelijk is een dergelijke kleine daling met voldoende precisie te meten, zijn er verder geen figuren getoond  die de toekomstige bodemdaling tonen boven de individuele voorkomens. Indien een significante afwijking  van de bodemdaling plaatsvindt ten opzichte van de huidige voorspelling, zal deze worden beschreven in  een herziening van het winningsplan.    Figuur C3: Nog te verwachten bodemdaling die wordt veroorzaakt door gasproductie uit de voorkomens in  dit winningsplan (2016 — 2023). De omvang van het gasvoerend gedeelte van de reservoirs is in groen  weergegeven, die van het watervoerend gedeelte in blauw. Aangezien de verwachte bodemdaling minder  dan 2cm is, zijn geen contouren getekend.    Figuur C4 toont de totale bodemdaling als gevolg van gaswinning voor het jaar 2025. Figuur C5 toont de  situatie ruim na afloop van de in dit winningsplan beschreven productieprofielen (het jaar 2080).    Het dient benadrukt te worden dat Figuur C4 en C5 de totale bodemdaling geven als gevolg van gaswinning  uit de in dit winningsplan genoemde voorkomens én de omliggende voorkomens (waaronder het Groningen  veld in het noordoosten), waar Figuur C3 de (bijna afwezige) bodemdaling laat zien door de productie van  voorkomens beschreven in dit winningsplan.    Onzekerheid in verwachte bodemdaling    Bijlage 1 in dit winningsplan geeft een overzicht van de kentallen die gebruikt zijn in de berekening van de  bodemdaling. Deze bijlage beschrijft ook de onzekerheidsanalyse voor deze bodemdalingsprognose  resulterend in een maximum en minimum bodemdalingscenario. De analyse laat zien dat ook in het  maximale scenario de verdere bodemdaling als gevolg van gaswinning uit de in dit winningsplan genoemde  voorkomens in de toekomst onder de 2 cm blijft.         2 In het verwachte “Mid Case” productiescenario zullen de voorkomens Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-West niet  produceren. Mogelijke bodemdaling in het “High case” productiescenario wordt beschreven in de  onzekerheidsanalyse beschreven in Bijlage 1.    22</pre>

====================================================================== Einde pagina 410 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 411 ======================================================================

<pre>    Figuur C4: Prognose van de totale bodemdaling als gevolg van gaswinning uit de in dit winningsplan  genoemde voorkomens en de omliggende voorkomens voor 2025. De contourlijnen geven de bodemdaling  in cm aan.    Figuur C5: Verwachte eindsituatie (2080) van de totale bodemdaling als gevolg van gaswinning uit de in dit  winningsplan genoemde voorkomens en de omliggende voorkomens. De contourlijnen geven de  bodemdaling in cm aan         23</pre>

====================================================================== Einde pagina 411 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 412 ======================================================================

<pre>    C3) Omvang en aard van de schade  C3.1 Algemeen    Bodemdaling door gaswinning manifesteert zich aan de opperviakte in de vorm van een platte, zeer gelijkmatige  schotel. Die schotel veroorzaakt een zeer geringe helling van maximaal een paar centimeter over een kilometer  afstand aan het maaiveld. Zoals in figuur C3 is aangegeven, bedraagt de nog te verwachten bodemdaling door  gaswinning uit de in dit winningsplan beschreven voorkomens minder dan 2 cm over een periode van meer dan  10 jaar.    C3.2 Schade aan openbare infrastructuur door bodemdaling    Omdat bodemdaling een geleidelijk en gelijkmatig verloop heeft, wordt geen directe schade aan infrastructuur  verwacht. Niet uitgesloten is echter dat de bodemdaling gevolgen kan hebben voor het normale beheer en het  onderhoud van waterkeringen en waterlopen. Voor zover dat beheer onvermijdelijk te maken meerkosten met  zich meebrengt die, in overeenstemming met het gestelde in onderdeel C5, voor vergoeding in aanmerking  komen dan rust op NAM de verplichting die schade overeenkomstig de regels van het burgerlijk recht te  vergoeden. In sommige gevallen loopt dat via een hiertoe ingestelde commissie. In andere gevallen kunnen  afspraken worden gemaakt in bilateraal verband met de betreffende waterschappen.    C3.3 Schade aan bouwwerken door bodemdaling    Omdat bodemdaling door gaswinning een geleidelijk en gelijkmatig verloop heeft en de resulterende vervorming  (zoals scheefstand, kromming en horizontale rek) van de bovengrond zeer klein is, wordt geen directe schade  aan bebouwing verwacht. Hierbij wordt verwezen naar “Studieresultaten betreffende ongelijkmatige zakkingen in  verband met aardgaswinning in de provincie Groningen; een uitgave van de Commissie Bodemdaling door  Aardgaswinning; maart 1987”. Meer recente rapporten die mogelijke oorzaken van schade in het gebied rondom  West-Groningen? en Loppersum’ beschrijven bevestigen dit beeld.    C3.4 Schade aan natuur en milieu door bodemdaling    Bij een daling van minder dan 2 cm in gebieden met een kunstmatig peilbeheer is de mate van bodemdaling  aanzienlijk kleiner dan de jaarlijkse schommelingen in de waterstand (verschil zomer- en winterpeil). De  waterhuishouding in het gebied dat wordt beïnvloed door bodemdaling ten gevolge van gaswinning is in de loop  van eeuwen tot stand gekomen en wordt tegenwoordig volledig kunstmatig geregeld. Waterpeilen zijn vastgelegd  in peilbesluiten. Indien een relatieve stijging van het waterpeil t.o.v. het maaiveld de geldende norm dreigt te  overschrijden, zal dit worden tegengegaan door aanpassingen in de waterafvoer (compartimentering, versnelde  afvoer waterbezwaar). Het waterschap is verantwoordelijk voor het waterbeheer in het beheersgebied. De totale  bodemdaling boven de voorkomens is echter groter dan deze twee centimeter en indien nodig zullen afspraken  worden gemaakt met de betreffende waterschappen om zorg te dragen dat de geldende normen niet worden  overschreden.    C4) Maatregelen om bodemdaling te voorkomen / te beperken    Dit winningsplan beschrijft productie met behulp van al bestaande faciliteiten uit al producerende voorkomens.  De effecten door verdere bodemdaling als gevolg van de nog resterende gasproductie zijn gering. Er worden  daarom geen extra maatregelen voorzien.    C5) Maatregelen die gevolgen van schade door bodemdaling beperken of voorkomen    Zoals beschreven in sectie C3 wordt geen schade aan bouwwerken verwacht. Indien als gevolg van  bodemdaling door gaswinning de waterhuishouding of andere waterstaatkundige werken wel in betekenende  mate worden beïnvloed dan kunnen waterhuishoudkundige maatregelen worden getroffen. Als met het nemen  van maatregelen niet alle door gaswinning veroorzaakte schade afdoende kan worden voorkomen dan rust op  NAM de verplichting die schade overeenkomstig de regels van het burgerlijk recht te vergoeden.         24</pre>

====================================================================== Einde pagina 412 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 413 ======================================================================

<pre>    D) Gegevens inzake bodemftrilling als gevolg van de winning van koolwaterstoffen.    D1) Aard van de bodemtriling    Compactie van de olie- en gasvoerende lagen kan onderlinge beweging tussen gesteentelagen veroorzaken. Dit  kan zich soms aan de oppervlakte manifesteren in de vorm van bodemtrillingen. Deze Sectie D beschrijft de  risicoanalyse en mogelijke maatregelen gerelatee-d aan gasproductie beschreven in dit winningsplan.    Om de doorlatendheid van het gashoudende gesteente te vergroten kunnen operators gebruikmaken van de  hydraulische stimulatie of zuurstimulatie. De kans op schadelijke bodembeweging (trilling en daling) die zou  kunnen volgen uit deze operaties wordt als verwaarloosbaar ingeschat. Bijlage 2 geeft hiervoor een  onderbouwing.    D2) Risicoanalyse bodemtrilling    D2.1 Risico voor bodemtriltingen als gevolg van geïnduceerde bevingen door gasproductie   De winning van aardgas gaat gepaard met een daling van de druk in de ondergrond met als gevolg een  verandering van de gesteentespanningen. Deze verandering van spanning kan leiden tot plotselinge  bewegingen langs bestaande breuken, waardoor mogelijk een lichte aardbeving kan plaatsvinden. In Nederland  is/wordt uit ongeveer 140 olie- en gasvelden of het vasteland geproduceerd. Boven ongeveer 20% van de  velden zijn bevingen geregistreerd. Boven 11 velden zijn bevingen geregistreerd die ook duidelijk aan het  oppervlak voelbaar waren (Magnitude meer dan 2,0 op de schaal van Richter).    In tabel D1 is voor de voorkomens in dit winningsplan weergegeven of deze seismisch actief zijn geweest.  Tevens is per voorkomen de beving weergegeven met de grootste magnitude die in dat veld is geregistreerd.  Hieruit blijkt dat alleen bij Eleveld aan het oppervlak duidelijk voelbare bevingen zijn geweest (de laatste in  2014).    Tabel! D1: Overzicht van historische seismicitei: boven de producerende voorkomens ín het Westerveld  winningsplan. Per voorkomen is de beving met de grootste magnitude die ooit boven het betreffende  voorkomen is geregistreerd weergegeven.    oorkomen Historische bevingen Maxlmate gemeten magnitude | locatie |  EE  |  Geelbroek (Zuid    12 Vries (West) |_ 2008  pine | 199 |    ries Centraal  ries Noord    ries Zuid pa    Vries (Zuid  Geelbroek (West  ee    Onderstaande grafieken in figuur D1 geven de observaties aan voor het aantal bevingen en de magnitudes  van de bevingen per voorkomen. De laatste gra“iek laat zien dat de laatste 7 jaar alleen bevingen boven  Eleveld zijn geregistreerd.         25</pre>

====================================================================== Einde pagina 413 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 414 ======================================================================

<pre>    Aardbevingen geregistreerd In voorkomen Eleveld    |    PERT EREE REESE         ER RRRRREREES PERDEERRR EES    02,5<Ms30   92,0<M<¢2,5   o15<Ms2,0  Ms15    02,5<M 53,0   320<Ms2,5   “15<Ms20  M415    82,5<M 53,0   @2,0<Ms2,5   *1,S<Ms2,0  Ms1,5    Figuur D1: Historische bevingen voor voorkomens in dit EE Vanaf 1996 is het seismische netwerk  voldoende accuraat om ook kleine (niet voelbare bevingen) betrouwbaar te kunnen registreren.         26</pre>

====================================================================== Einde pagina 414 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 415 ======================================================================

<pre>    | Sinds het begin van de jaren negentig houden verschillende instanties, waaronder de overheid,  kennisinstituten en mijnbouwmaatschappijen, zich gezamenlijk met deze problematiek bezig.°*”* Sinds 2002  zijn bovengenoemde instanties verenigd in het Technisch Platform Aardbevingen (TPA). Hiermee is de  aanwezige kennis op het gebied van aardtrillingen gebundeld en wordt deze kennis optimaal ingezet met  gebruikmaking van de meest actuele stand der techniek. In respons op het in het Mijnbouwbesluit is onder  begeleiding van het TPA een risicoanalyse omtrent bodemtrilingen als gevolg van winning van olie of gas  uitgevoerd" '°!!. Tevens is in dit kader een samenvattend rapport uitgebracht waarin de resultaten van  bovengenoemde studies zijn geïntegreerd *. Deze rapporten zijn gepubliceerd op   d ‚nlog.nln ubsi shtml.    Recent heeft SodM een tijdelijke leidraad voor Seismische Risico Analyse (SRA) gepubliceerd'®. De SRA  voorziet in een analyse van het seismisch risico op basis van veld-specifieke kwantitatieva parameters en geeft  een richtlijn voor maatregelen die passend zijn bij een bepaaide risicocategorie die uit de analyse voigt. De  basis van de analyse en de toepassing van deze leidraad op de Westerveld voorkomens wordt beschreven in  bijlage 3.    Seismische Risico Analyse (SRA) voor de voorkomens in dit winningsplan  Bijlage 3 geeft een uitgebreid overzicht van de waarden van de parameters die gebruikt worden in de formules  zoals gehanteerd in de SRA!“ en hoe deze bepaald zijn.    De voorkomens Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-West zullen volgens het verwachte “mid case” scenario  niet produceren waardoor er geen drukdaling zal plaatsvinden. Ook in het “high case” productiescenarlo voor  deze voorkomens zal de drukdaling gering zijn, waarmee de kans op seismiciteit voor dit scenario volgens de  DHAIS methodiek “verwaarloosbaar” is. Volgens de SRA zijn verdere analyses in stap 2 voor deze  voorkomens niet nodig.    Voor de voorkomens Eleveld, Assen, Een, Vries-Noord, Vries-Centraal, Vries-Zuid, Witterdiep en Zevenhuizen  binnen het winningsplan Westerveld is het nodig gebleken om de risico matrix te gebruiken (“Stap 2" van de  SRA zoals beschreven in bijlage 3). Voor elke factor die bepaald is voor de onder- en bovengrond wordt een  score gegeven waarbij de som van de scores een positie geeft in de matrix.    « De som van de scores voor “invloedfactoren ondergrond” (genormeerd voor de maximale score) geeft  de positie op de x-as.  « De som van de scores voor “invloedfactoren bovengrond” (genormeerd voor de maximale score) geeft  de positie op de y-as weer.  Details voor de score van elke factor is weergeven in bijlage 3.  Uitkomst van de Seismische Risico Analyse (SRA)    Figuur D2 geeft het resultaat van de SRA analyse voor de voorkomens in dit winningsplan. Uit de SRA analyse  volgt dat alle voorkomens in Categorie | vallen (laagste seismische risicocategorie).         5 Eindrapport muttidisciplinair onderzoek naer de relatie tussen Gaswinning en Aardbevingen in Noord-Nederland;  Begeteidingscommissie Onderzoek Aardbevingen, 1993  5 De relatie tussen schade aan gebouwen en lichte ondiepe aardbevingen In Nedertand; TNO Bouw, 1998  7 Selsmisch risico in Noord-Nederland; de Crook et al, KNMI, 1998  ® Kalibratiestudie schade door aardbevingen” TNO-034-DTM-2008-04435 (2009)  ® seismisch hazard van geïnduceerde aardbevingen; Wassing et al  " TNO-NITG rapporten 03-185-C (2003), 03-186-C (2004), 04-233-C (2004)  Deterministische hazard analyse voor geïnduceerde selsmiciteit (DHAIS); TNO-rapport R10188, 2012  '? Seismisch hazard van geïnduceerde aardbevingen, integratie van deelstudies; TNO/KNM!, TNO 2012 R11139  '$ Methodiek voor risicoanalyse omtrent geïnduceerde bevingen door gaswinning tijdelijke leidraad voor adressering mbb. 24,1.p,  versie 1.2, SodM, 1 februari 2016    27</pre>

====================================================================== Einde pagina 415 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 416 ======================================================================

<pre>                 invloedsfactor bovengrond                                         0.2 0.4 0.6    0.  2.0  invloedsfactor ondergrond    Figuur D2: Uitkomst van de Seismische Risico Analyse (SRA). Alle voorkomens in dit winningsplan vallen in  risico Categorie |.    0.8 1.0                                                                                                        In sectie D3 en 04 wordt beschreven welke mogelijke risico's en maatregelen gekoppeld zijn aan deze  risicocategorie. In onderdeel DS worden de schade beperkende maatregelen en condities voor eventuele  vergoedingen in geva! van schade uiteengezet.  D3) Omvang en aard van de schade    D3.1 Schade aan openbare infrastructuur door bodemtrillingen            In het verleden is onderzoek uitgevoerd naar de mogelijke schade aan buisleidingen door potentiele  aardbevingen!“ Hierin wordt onder andere geconcludeerd dat mogelijke schade door geïnduceerde  aardbevingen klein zal zijn (zowel in mogelijk aantal als ernst).    D3.2 Schade aan bouwwerken door bodemtrillingen          De praktijkervaring met gasproductie in Nederland over de afgelopen jaren leert dat lichte aardbevingen ten  gevolge van gasproductie in de meeste gevallen niet leiden tot schade. Toch kan de kans op schade aan  bebouwing in de nabije omgeving van het epicentrum van een geïnduceerde aardbeving niet worden uitgesloten.  Hierbij speelt zowel kwetsbaarheid van de bebouwing als de intensiteit van de beving een belangrijke rol. Al in  1998 is voor Noord-Nederland door het KNMI beschreven’ dat de maximaal te verwachten intensiteit bij het  optreden van een dergelijke geïnduceerde aardbeving ongeveer VI-VIl op de Europese Macroseismische Schaal  is. Dat betekent (kwalitatief) dat in het ernstigste geval in de nabijheid van het voorkomen lichte, niet  constructieve schade kan optreden aan meerdere gebouwen en matige schade (lees, scheuren in muren tot  constructieve schade in het uiterste geval) aan enkele gebouwen. Dit laatste wordt bevestigd door de resultaten  van de seismische hazard studie van TNO-NITG'°.In deze studie zijn ook voor de Vries en Eleveld voorkomens    4 Deltares 2010 Schade aan buisleiding door aardbeving  YS Wassing en Dost, 2012, TNO 2012 R11139    28</pre>

====================================================================== Einde pagina 416 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 417 ======================================================================

<pre>    de resultaten getoond voor de berekeningen van de maximale horizontale pieksnelheden boven en rondom deze  voorkomens. Deze berekeningen bevestigen dat er een kleine kans op schade bestaat door geïnduceerde  bevingen boven of rondom deze voorkomens.    De omvang van het gebied waar mogelijk schade kan optreden wordt bepaald door de magnitude, de diepte en  de duur van de beving en de lokale grondsamenstelling en aard en conditie van de bebouwing. Bij een beving  die krachtig genoeg is om schade te veroorzaken, is het aantal potentiële schadegevallen binnen dit gebied sterk  afhankelijk van de dichtheid van bebouwing, terwijl de mate van schade (geen, lichte, matige) op een bepaalde  afstand van het epicentrum in grote mate wordt bepaald door het type bebouwing, de staat van onderhoud en de  lokale bodemgesteldheid. Deze afhankelijkheid wordt verder beschreven in het TNO rapport’.    De tabel hieronder geeft de historische schademeldingen, gerelateerd aan bevingen in voorkomens genoemd in  dit winningsplan. Voor al deze meldingen betreft het “lichte, niet constructieve schade” die vergoed is (of wordt)  wanneer duidelijk is dat de schade veroorzaakt is door NAM.    Jaar van  schademelding Datum beving Bevend veld Aantal meldingen    ME EC CC  2006 KN eves  [en | ee |  ms [een [ee |  [er eis    D4) Maatregelen om bodemtrillingen te voorkomen / te beperken    Het KNMI kan met behuip van het huidige monitoringsnetwerk aardbevingen met een magnitude van 1,5 en  groter lokaliseren. De leidraad'®, geeft aan dat voor de voorkomens in risicoklasse | geen additionele  monitoringmaatregelen hoeven te worden getroffen.    Eventuele verdere monitoring zal evenwel in overweging genomen worden. Hierover zal overleg met de  omgeving plaatsvinden. Hierbij kan gedacht worden aan het plaatsen van versnellingsmeters boven de  seismisch actieve voorkomens in dit winningsplan.    D5) Maatregelen die gevolgen van schade door bodemftrillingen beperken of voorkomen    Voor mogelijke schade veroorzaakt door aardbevingen die worden veroorzaakt door gaswinning rust op de NAM  de verplichting deze te vergoeden overeenkomstig de regels van het burgerlijk recht. Er is een schaderegeling  opgesteld voor schade veroorzaakt door aardbevingen als gevolg van gaswinning en/of opslag. Deze regeling is  beschreven op de website www.namplatform.nl en in de folder “Bodemdaling” (www.nam.nl).    Datum:  Plaats: As         29</pre>

====================================================================== Einde pagina 417 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 418 ======================================================================

<pre>    Bijlage 1: Kentalien bodemdaling en onzekerheidsanalyse bodemdaling    Enkele algemene kentallen voor de In dit winningsplan beschreven voorkomens zijn samengevat in Tabel 1.1. Deze  (gemiddelde) kentallen reflecteren een zeer vereenvoudigd model van de voorkomens. De omvang van de  voorkomens worden weergegeven in figuur C3, waarbij in groen het gasvoerend en in blauw het watervoerend  gedeelte is aangegeven van het reservoir dat expliciet wordt gemodelleerd in het reservoir model. Dit reservoirmodel  ligt ten grondslag aan de bodemdalingsberekeningen zoals gepresenteerd in dit winningsplan.    Tabel 1.1: Enkele kentallen ter indicatie van de in dit winningsplan beschreven voorkomens.    Vries- Vdes-Noord  | certaa | ereen |    Diepte veld [m) ”  Gemiddelde dikte reservoir [m | 138 |  Initiële druk [bar 342 |  Druk in 2016 [bar | 80 |  |Eindduk sd ae  Cm [107 bar    PO         1) Eleveld: De drukken in de tabel geven de gemiddelde reservoirdruk weer over de compartimenten.   2) Witterdiep, Assen-Zuid Witten en Zevenhuizen-West: Geen verwachte (verdere) productie in Mid Case   3) Dit betreft de totale dikte van de zandsteenlaag (water- plus gasvoerend gedeelte). Voor het Assen  voorkomen is de dikte van de gaskolom genomen omdat het watervoerend gedeelte van de zandsteenlaag in  drukcommunicatie staat met de Norg UGS die zich op een hogere gemiddelde druk bevindt.    Onzekerheidsanalyse voor de bodemdalingsprognose   Om een inschatting te maken van de onzekerheid over de toekomstige bodemdaling voor de voorkomens in dit  winningsplan is de onzekerheid in de Cm (compressibiliteit) gecombineerd met de verschillende depletiewaarden (DP)  die volgen uit de scenario's voor de productievoorspellingen. De Cm onzekerheid bevat meerdere componenten:  onzekerheid over het compactiegedrag, onzekerheid over de depleterende dikte en onzekerheid over de  compressibiliteit op basis van coreplug metingen. Niet al deze onzekerheden zijn kwantitatief te bepalen en daarom is  er voor een inschatting ervaring uit het verleden gebruikt. Voor een nieuw voorkomen op land wordt deze onzekerheid  geschat op 75% op basis van ervaring uit het verleden. Na één of meerdere bodemdalingsmetingen is meer kennis  beschikbaar gekomen over de combinatie van de depleterende dikte en compressibiliteit waarmee de onzekerheid  geschat wordt op 25%. De onzekerheid voor de DP volgt uit de reservoirmodellen voor de “low-mid-high case”. De  vermenigvuldiging van de Cm met de DP geeft een maat voor de compactie. Wanneer een hoge Cm met een hoge  DP wordt vermenigvuldigd geeft dit een maximum scenario voor de onzekerheid. Een combinatie van lage waarden  geeft een minimum.    ' Voor “diepte veld” is hier de minimale diepte van de top structuurkaart gebruikt    30</pre>

====================================================================== Einde pagina 418 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 419 ======================================================================

<pre>    De verwachte bodemdaling is doorgerekend met de Geertsma en van Opstal methode'’. Om de impact van de  onzekerheid in de gekozen parameters te berekenen is gebruik gemaakt van Geertsma'®. Geertsma geeft een  eenvoudige formule om de maximale bodemdaling te berekenen voor een cilindrisch compacterend reservoir:    D /r    Ji + 7a    De straal van dit model (effectieve reservoir straal in Tabel 1.2) is dusdanig gekozen dat de verwachte bodemdaling in  het diepte punt overeenkomt met de waarde die word: berekend met het Geertsma en van Opstal model. Na deze  kalibratiestap wordt de bovenstaande formule gebruikt om de onzekerheid voor de bodemdaling te bepalen.    Hmax = 2Cm(1—v) APH { 1-    Waarbij:   D: Diepte veld [m]   H: Depleterende reservoir dikte [m), in deze analyse constant gehouden omdat de onzekerheid over de depleterende  dikte verdisconteerd is in de Cm onzekerheid.   AP: reservoir depletie (huidige druk — eind druk) [bar]   v: Poisson's ratio [-]   R: “effectieve" straal van het veld (m], waarbij de straal wordt gekozen op basis van een vergelijking tussen de  maximale voorspelde bodemdaling boven de verschillende voorkomens zoals berekend met het bodemdalingsmodel  gebaseerd op de werkelijke veldgeometrie.   Cm: Compressibiliteit van het veld [10° bar]    De parameters die gebruikt zijn in deze onzekerheidsanalyse zijn te vinden in Tabel 1.2. Tabel 1.3 toont de  onzekerheden zoals bepaald voor de voorkomens in dit winningsplan.    Tabel 1.2: Parameters voor de bepaling van de bodemdalingsonzekerheid met de Geertsma formule    Nog te  verwachten Depleterende Reservoir | Effectieve  Compressibiliteit drukdaling reservoir diepte reservoir Polsson’s  Voorkomen ä straal (m) ratio    Assen   Assen-Zuld   Een   Eleveld  Vries-Centraal  Vries-Noord ZIE TABEL 1.1  Vries-Zuid   Witten   Witterdiep  Zevenhuizen  Zevenhuizen-West         Geertsma J. and Van Opstal G., “A Numerical Techn que for Predicting Subsidence Above Compacting Reservoirs  Based on the Nucleus of Strain Concept”, Verhandelingen Kon. Ned. Geol. Mijnbouwk. Gen., Vol. 28, pp. 63-78,  1973a.   ® Geertsma, J., A basic theory of subsidence due to reservoir compaction: The homogeneous case, Verh. K. Ned.  Geol. Mijnbouwkd. Genoot., 28, 43 — 62, 1973a.    31</pre>

====================================================================== Einde pagina 419 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 420 ======================================================================

<pre>    Tabel 1.3: Onzekerheid voor de voorspelde bodemdaling per voorkomen door productie uit het betreffende  voorkomen (2016 tot einde productie)    Te verwachten drukdaling (bar)  Ondergrens    Mid Case Low Case High Case bodemdaling in    productie productie productie | Compressibilitelt Onze  scenarto scenario scenario 20° bar”    Assen   Assen-Zuid* , Geen daling Geen daling  Een <2 <2  Eleveld <2 <2  Vries-Centraal <2 <2  Vries-Noord , <2 <2  Vrles-2u\d R <2 <2    Witten® Geen daling Geen daling  Witterdiep    Zevenhulzen         Zevenhuizen-West®    * De velden Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-West zullen in het verwachte Mid Case en Low Case scenario nooit produceren waardoor er In  deze scenario's voor deze voorkomens geen bodemdaling zal optreden door productie uit deze voorkomens.    Aquifers (watervoerende lagen)   Mogelijke drukdaling in de aquifers zal leiden tot bodemdaling. Voor de aquifers die behoren tot de voorkomens in dit  winningsplan wordt aangenomen dat ze tijdens de productieperiode voor 50% meedalen met de gasdruk. Dit betekent  dat wanneer de gasdruk met 200 bar is gedaald, de druk in de aangrenzende aquifers met 100 bar is gedaald. Na de  productieperiode wordt aangenomen dat de druk in de aangrenzende aquifers gelijk is aan die in het gasveld.    De verwachting is dat met deze aanname de compactie in de aquifers en daarmee de bodemdaling boven deze  aquifers overschat wordt in de berekeningen. Deze verwachting wordt bevestigd door de vergelijking tussen het model  en de metingen zoals getoond in figuur C1: de gemodelleerde bodemdaling is over het algemeen hoger dan de  gemeten bodemdaling boven de aquifers. Aangezien de aanname over de drukdaling in aquifers al conservatief is, is  er verder geen onzekerheidsanalyse uitgevoerd voor de drukdaling in de aquifers.    32</pre>

====================================================================== Einde pagina 420 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 421 ======================================================================

<pre>    Bijlage 2: Risico voor bodembeweging als gevolg van reservoirstimulatie    Risico voor bodembeweging als gevolg van zuurstimulatie van het reservoir   De kans op eventuele bodembeweging als gevolg van een kortdurende zuurstimulatie is verwaarloosbaar gezien de  beperkte volumes die gebruikt worden, Dit is een activiteit die met grote regelmaat en wereldwijd in de olie en gas  industrie toegepast wordt en voor zover bekend zijn dergelijke gevolgen nog nooit gerapporteerd.    Risico voor bodembeweging als gevolg van hydraulische stimulatie van het reservoir    Hydraulische stimulatie - Algemeen   Om de gaswinning te bevorderen, of op gang te brengen, zijn werkzaamheden op bestaande locaties mogelijk. Om de  doorlatendheid van het gashoudende gesteente te vergroten gebruiken operators de hydraulische stimulatie-techniek.  Deze techniek wordt al sinds de jaren 50 regelmatig en succesvol toegepast in Nederland. Dankzij gebruik van deze  techniek wordt er meer aardgas uit bestaande en nieuwe gasvelden geproduceerd.   Bij hydraulische stimulatie wordt vloeistof onder hoge druk via de boorput in het gasveld gebracht. Door de hoge druk  ontstaan op gecontroleerde wijze plaatselijk kleine scheuren in het gashoudende gesteente dat zich meestal op een  diepte van ruim drie kilometer bevindt. De vloeistof bestaat uit water (90%), chemicaliën (2%) en kleine keramiek  korrels (8%). De korrels blijven als opvulmiddel in het gesteente achter. Zij houden de gecreëerde scheuren open  zodat het gas gemakkelijker naar de boorput kan stromen. Meer dan de helft van de vloeistof wordt weer  teruggewonnen, de rest blijft achter in het gashoudende gesteente en kan daaruit niet vrijkomen.    Verdere uitleg over de techniek en werkzaamheden op locaties waar gestimuleerd wordt staan beschreven op de  website van NAM (nam.nl). Onder de algemene informatie bevindt zich ook een document “Risico duiding  conventioneel fracken in Nederland” waarin meer achtergrond informatie wordt gegeven.    Analyse van een mogelijk seismische dreiging   De seismische dreiging geassocieerd met hydraulische stimulatie in Nederland wordt als zeer laag ingeschat. In de  afgelopen SQ jaar zijn in Nederland meer dan 220 stimulaties uitgevoerd. Hierbij zijn geen voelbare bevingen  geconstateerd.    Dat de kans op seismiciteit zeer klein is wordt bevestigd in het rapport van Witteveen en Bos (W&B) uit 2013  (Witteveen en Bos, “Aanvullend onderzoek naar mogelijke risico's en gevolgen van de opsporing en winning van  schalie- en steenkoolgas In Nederland”, Rapport aan Ministerie EZ, 2013). In dit rapport is een mogelijk verband  tussen hydraulische stimulatie en aardbevingen onderzocht, aan de hand van alle sinds 1986 uitgevoerde stimulaties  in Nederland en de waarnemingen van aardbevingen gedurende die periode. Hierin wordt gesteld dat er geen  duidelijk verband is tussen hydraulische stimulatie en aardbevingen. Van de 94 bestudeerde stimulaties kan er bij  slechts 1 stimulatie een mogelijk verband met een aan het oppervlak niet voelbare beving niet volledig uitgesloten  worden.    Locatie specifieke risico analyse voor hydraulische stimulatie   Zonder een specifiek boorplan (voor nieuwe putten) of, in geval van het stimuleren van een bestaande put, een  specifiek stimulatieplan ís het niet mogelijk om een locatie specifieke risico analyse of duiding te geven. Deze zal  worden vastgelegd in een werkveiligheidsplan dat als onderdeel van een VG aanvraag ingediend zal worden bij elk  gericht boorplan of stimulatieplan.    In die locatie specifieke risico analyse zal ingegaan worden op:  - Status en integriteit van de put  - _ Integriteit van de afdekkende lagen  -__ Hydraulische stimulatie (gebruikte vloeistof samenstelling en —-volumes, afstand van gekarteerde breuken)  -  Injectiedrukken en gevolg voor spanningscondities in het reservoir  - _ Locatie van de put ten opzichte van waterwingebieden en intrekgebieden    33</pre>

====================================================================== Einde pagina 421 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 422 ======================================================================

<pre>    Bijlage 3: Samenvatting SRA en gebruikte gegevens m.b.t. de SRA voor de  voorkomens in dit winningsplan    Samenvatting SRA    Recent heeft SodM een tijdelijke richtlijn voor Seismische Risico Analyse (SRA) gepubliceerd (methodiek voor  risicoanalyse omtrent geïnduceerde bevingen door gaswinning tijdelijke leidraad voor adressering mbb. 24.1.p,  versie 1.2, SodM, 1 februari 2016). De SRA gaat uit van het schema zoals getoond in Figuur 3.1.              Screening Potentieel  Stop 1  oO @&=  Ss  &  =  =    Figuur 3.1: Schematische weergave van de verschillende stappen en risico categorieén (I, Il, Ill) in de seismische  risico inventarisatie (conform SodM, 2016)    Stap 1:  In stap 1 worden alle voorkomens bekeken. De voorkomens die direct in risicocategorie | (zeer laag seismisch  risico) vallen worden gekarakteriseerd doordat ze:   e _Voorkomens zijn die niet seismisch actief zijn geweest.   e _Voorkomens zijn waarvoor de kans laag is dat ze in de toekomst seismisch actief kunnen worden (volgens  de DHAIS “Deterministische hazard analyse voor geïnduceerde seismiciteit” methodiek) en/of waarvoor op  basis van reservoircompactie of mogelijke breukverplaatsing de waarde voor de mogelijke maximale  bevingsmagnitude (Mmax) laag uitvalt (M < 2,5).   e _Voorkomens die niet meer produceren.    Voorkomens die niet aan deze criteria voldoen schuiven door naar stap 2.    Stap 2:  In deze stap worden alle voorkomens bekeken die  e seismisch actief zijn geweest en  * een hogere toekomstige kans op seismiciteit hebben (volgens de DHAIS methodiek) en waarvoor op basis  van reservoircompactie of mogelijke breukverplaatsing de waarde voor Mmax (“maximale  bevingsmagnitude”) hoger uitvalt dan M=2,5    In stap 2 wordt op basis van een risico matrix benadering het risico van geïnduceerde aardbevingen verder  gekwalificeerd. Figuur 3.2 geeft een schematische weergave van de verschillende factoren die bepalen of een  geïnduceerde beving kan resulteren in een sterke grondbeweging (de “invloedfactoren ondergrond") en de  verschillende factoren die invloed hebben op de grootte van de mogelijke gevolgen (de “invloedfactoren  bovengrond”).</pre>

====================================================================== Einde pagina 422 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 423 ======================================================================

<pre>         Figuur 3.2: Schematische weergave. van de bedrei ingen en gevolgen van geïnduceerde bevingen en de  verschillende invloedfactoren die daarbij een rol spelen (So M, 2016).    In de risico matrix analyse worden de verschillende factoren zoveel mogelijk kwantitatief geanalyseerd en op basis  van de uitkomst per factor gerankt. Over de scores van de individuele factoren wordt gesommeerd, zodat een  totaalscore voor zowel de invloedfactoren ondergrond als de invioedfactoren bovengrond wordt bepaald. Deze    worden genormaliseerd met het maximaal te behalen aantal punten voor ondergrond cq. bovengrond en in de risico  matrix tegen elkaar uitgezet waarmee kwalitatief een risicocategorie wordt bepaald (zie figuur 3.3).    1  09  08  07 f  06  05  0d  03  0.2    01         Q  0    as 02 03 04 OS 06 OF O8 0. 1  invioedsiactor ondergrond    Figuur 3.3: De risicomatrix. De zwarte lijnen zijn lijnen van gelijk genormaliseerd risico. De verdeling in categorieën is  gedaan op basis van 1/3 en 2/3 van het genormaliseerde risico. (SodM, 2016).    De mogelijke seismische dreiging volgt uit een analyse en score van de volgende invloedfactoren voor de  ondergrond:  e Veld indicator DHAIS. Dit is een methode die beschrijft hoe — per voorkomen - de kans op het mogelijk  optreden van een beving kan worden berekenc aan de hand van ondergrondse kenmerken.  « Realistisch sterkste beving (Mmax).Voor een realistische inschatting van de sterkste beving zijn twee  verschillende benaderingen genomen:  1. een bepaling van de compactie-energie die beschikbaar is in een producerend gasveld en kan leiden tot  een beving en  2. een maat voor de mogelijke bevingsmagnitude als de langste breuk in het producerende veld in zijn  geheel in één keer in beweging zou komer.    35</pre>

====================================================================== Einde pagina 423 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 424 ======================================================================

<pre>    Methode [1] resulteert doorgaans in lagere waardes voor Mmax dan methode [2]. Dit kan er op duiden dat  de totale hoeveelheid beschikbare energie die tot een beving kan leiden waarschijnlijk niet voldoende is om  de grootste breuken in een veld in één keer in beweging te brengen.   e Ligging van het voorkomen. In de SRA methodiek (SodM, 2016) wordt er een onderscheid gemaakt tussen  velden ten noorden van de lijn Amsterdam-Arnhem en velden ten zuiden van deze lijn. Dit onderscheid is  gemaakt op basis van observaties. Er is nog nooit een aardbeving waargenomen ten zuiden van de lijn  Amsterdam-Arnhem.   « Opslingering: de ondiepe ondergrond kan een opslingering veroorzaken van de seismische golven en wordt  daarom boven het veld gekarakteriseerd. Voor relatief slappe ondergrond (veen, klei) is dit effect groter dan  voor relatief stevige ondergrond (zand)    Het mogelijke gevolg van een beving volgt uit een analyse en score van de invloedfactoren bovengrond:  bevolkingsdichtheid, industrie, speciale gebouwen, vitale infrastructuur en de aanwezigheid van dijken.  e Voor de bepaling van de bevolkingsdichtheid wordt de CBS Statline data gebruikt; hierbij krijgt de categorie  flats/appartementencomplexen extra aandacht in de uiteindelijke score.  e _ Industriële inrichtingen, speciale gebouwen en vitale infrastructuur en dijken worden in kaart gebracht m.b.v.    de risicokaart. (http://www. risicokaart.nl)    De laatst genoemde drie factoren (speciale gebouwen, vitale infrastructuur en de aanwezigheid van dijken) zijn van  invloed op een mogelijk gevolgrisico voor schade en veiligheid. Het is echter zeer onwaarschijnlijk dat de  geïnduceerde bevingen kunnen leiden tot een dergelijk gevolgrisico omdat de bevingen te zwak zulten zijn om een  bedreiging te vormen voor deze objecten. Deze gevolgen zijn tot nu toe dan ook nooit waargenomen.    indien uit het voorgaande blijkt dat voorkomens binnen een Winningsplan in risico categorie III vallen gaan deze  door naar Stap 3    Stap 3:   In deze stap worden alleen de voorkomens die in Categorie Il vallen verder bestudeerd. Voor deze voorkomens dient  een Kwantitatieve Risico Analyse uitgevoerd te worden. Van alle bekende voorkomens in Nederland valt alleen het  Groningen gasveld in deze categorie.    Uitwerking SRA voor de voorkomens in dit winningsplan  Stap 1: Inschatten risicopotentieel voor de verschillende voorkomens    De kans op beven van een olie- of gasvoorkomen   In de studie ‘Deterministische Hazard Analyse voor Geïnduceerde Seismiciteit (DHAIS)” is onderzocht welke  eigenschappen (geologische, productietechnische en geomechanische eigenschappen) van de olie- en  gasvoorkomens invloed hebben op het wel of niet optreden van aardbevingen. In 2012 is een update van deze  studie uitgevoerd, waarin alle nieuwe data zijn meegenomen tot mei 2010.   Aan de hand van de volgende parameters van een olie- of gasvoorkomen wordt de kans op beven van dat  voorkomen bepaaid:    - DP/Pini: De ratio van drukval (DP) en initiële druk (Pini) in het reservoir,    - E: de verhouding tussen de Young's moduli (stijfheidsmoduli) van de ‘overburden’ en het    reservoirgesteente;  E = B ardon  Waarbij : Ene serwn    - B: een maat voor de breukdichtheid van het reservoir.    p= breukopperviakte”® _ hh? _ hh? vh  brutogesteentevolume = A-h A    Waarbij. h= De totale breuklengte van de Intra reservoir breuken en de randbreuken van het voorkomen in meters;  h = De maximale dikte van de gaskolom van het voorkomen in meters:  A = De opperviakte van het voorkomen gemeten binnen de GWC dieptecontour (in vierkante meters):    19 TNO-rapport NITG 04-171-C. Van Eijs, 2004. Deterministische hazard analyse voor geïnduceerde seismiciteit  20 TNO-rapport 2012 R10198. Van Thienen, 2012. Deterministische hazard analyse voor geïnduceerde seismiciteit in Nederland.    36</pre>

====================================================================== Einde pagina 424 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 425 ======================================================================

<pre>    De combinatie van de parameterwaarden geven een kans op beven voor een bepaald voorkomen gedurende de  productietijd.    DP/P „228%    B > 0,86 en 1.015 E < 1,33: P,= 0.102 0.05  OP/P,4<28%    De waarden die zijn gebruikt in de bepaling van de DHAIS kans zijn gegeven in Tabel 3.1.         Tabel 3.1: Invoergegevens voor de bepaling van de DHAIS en de DHAIS kansen    Reservoir  dikte / tnkiëie je Maximale Aantal  gaskolom®* t wasrgenomen aardbevingen    Assen <5 per Jaar 42%  Een <5 per jaar 42%    Eleveld <5 per jaar bevend veld    Vries-  Centraal  Vries-Noord j <5 per jaar bevend veld    <5 per jaar bevend veld    Vries-Zuid <5 per jaar bevend veld  Witterdlep <5 per jaar bevend veld  Zevenhuizen <5 per jaar 19%  Assen-Zuid . J <5 per jaar verwaarloosbaar  Witten . . <5 per jaar . verwaarloosbaar  Zevenhuizen-  West   * De getoonde drukdaling en de DHAIS waarden van de voorkomens Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-West zijn volgens het High Case  productie scenario. Omdat in het verwachte scenario deze voorkornens niet zullen produceren zal er geen drukdaling plaatsvinden en is de DHAIS  kans voor deze voorkomens in de Mid Case verwaarloosbaar.    * Voor de DHAIS berekening wordt zowel de hoogte van de gaskolom als de totale reservoir dikte beschouwd. Het minimum van deze twee wordt  gekozen voor de berekening van de “B” waarde zoals voorgeschreven door de DHAIS msthodiek.    <5 per jaar , verwaarloosbaar         Realistisch sterkste beving   Naast de kans op beven, wordt ook de waarde voor de realistisch sterkste beving (Mmax) bepaald om tot een  oordeel te komen of een niveau 2 analyse noodzakelijk is. Er worden twee methoden gebruikt om de Mmax waarde  te bepalen: op basis van breukgeometrie en op basis van energiebalans. In de Seismisch Risico Analyse leidraad  worden beide methoden gebruikt. Voor de berekeningen van de Mmax is uitgegaan van de standaardwaarden voor  de “stress drop” en “partitie co@fficiënt” die gegeven zijn in de leidraad (respectievelijk 5 MPa en 0,01). De veld  specifieke waarden die benodigd zijn voor de berekeningen en de uitkomsten voor de Mmax staan vermeld in Tabel  3.2 (behalve voor de voorkomens met verwaarloosbare DHAIS kans, zoals Assen-Zuid, Witten, Zevenhuizen-West).    Tabel 3.2: Invoergegevens voor de bepaling van de Mmax, en de Mmax waarden volgens de twee methoden    Langste  breukiengte Breukhoogte Mmax Mmax  km Poisson's ratio m) energiebalans breukstip    Assen   Een   Eleveld  Vries-Centraal    Vries-Noord  Vries-Zuid  Witterdiep  Zevenhuizen         37</pre>

====================================================================== Einde pagina 425 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 426 ======================================================================

<pre>    Stap 2: Risico matrix   De voorkomens Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-West zullen volgens het verwachte “Mid Case” scenario niet  produceren waardoor er geen drukdaling zal plaatsvinden. Ook in het high case productie scenario voor deze  voorkomens zal de drukdaling gering zijn, waarmee de kans op seismiciteit voor dit scenario volgens de DHAIS  methodiek “verwaarloosbaar” is. Volgens de SRA zijn verdere analyses in stap 2 voor deze voorkomens niet nodig.  Voor de voorkomens Eleveld, Assen, Een, Vries-Noord, Vries-Centraal, Vries-Zuid, Witterdiep en Zevenhuizen  binnen het winningsplan Westerveld is het nodig gebleken om de risico matrix te gebruiken (“Stap 2” van de SRA).  Voor elke factor die bepaald is voor de onder- en bovengrond wordt een score gegeven waarbij de som van de  scores een positie geeft in de risico matrix.    In dit deel van de bijlage worden de figuren en tabellen getoond die gebruikt zijn om tot een risicobeoordeling te  komen. Figuur 3.4, 3.5 en 3.6 tonen de situaties voor respectievelijk “Bevolkingsdichtheid”, “Industriële inrichtingen”,  “Speciale gebouwen en vitale infrastructuur” en “Dijken”. Figuur 3.7 toon de kaart van de grondsoorten in de ondiepe  ondergrond kaart om de mate van opslingering te bepalen. Tabel 3.3 A en B toont de evaluatie en scores voor de  invloedfactoren. De risico matrix is afgebeeld in Figuur D2 (sectie D van dit winningsplan).    </pre>

====================================================================== Einde pagina 426 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 427 ======================================================================

<pre>    ef te    ts  Figuur 3.4: Overzicht van de bevolkingsdichtheid boven de in dit winningsplan genoemde voorkomens.    ries (-Noord, -Centraal, -Zuid)  rte, + 3 as         39</pre>

====================================================================== Einde pagina 427 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 428 ======================================================================

<pre>    Figuur 3.5: Overzicht van de industriële inrichtingen (rode punt), ziekenhuizen (groene plus) onderwijsinstellingen  (groene driehoek), tehuizen (groene x) en publieksgebouwen (groene ruit) boven de in dit winningsplan genoemde  voorkomens. De rode cirkels geven de 5 km straal rond voorkomens aan die relevant is voor de SRA.    -         Midctârf.nr ar    Figuur 3.6: Overzicht van de dijken. De rode cirkels geven de 5 km straal rond voorkomens aan die relevant is voor de  SRA.</pre>

====================================================================== Einde pagina 428 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 429 ======================================================================

<pre>           EB klasse ‘special study soils’  CI Kasse ‘stijve grond’  EB Klasse ‘slappe grond’    Figuur 3.7: Overzicht van de grondsoorten in de ondiepe ondergrond om de mate van opslingsring te bepalen    Uit de analyse op basis van bovenstaande figuren volgen de scores voor de verschillende factoren. Deze zijn per  voorkomen inclusief onderbouwing en uitkomst, weergegeven in Tabel 3.3.    41</pre>

====================================================================== Einde pagina 429 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 430 ======================================================================

<pre>    Tabel 3.3: Kwantitatieve evaluaties (A) en daaruit voortkomende scores (B) voor de invloedfactoren onder- en    bovengrond    Vries-Zuld    Bevend  veld met  M kleiner   dan 4,5    Mo>z 1,5  minder  dan 5  bevingen  per jaar    Boven de  ijn  Amsterdam  - Arnhem    Boven de  (ya  Amsterdam  - Arnhem    Amsterdam  - Arnhem    Boven de  lijn  Amsterdam  - Arnhem    Boven de  jn  Amsterdam  - Arnhem    Boven de  lijn  Amsterdam  - Arnhem    Alle  methodes  3,1-3,5    Boven de  lijn  Amsterdam  - Arnhem    1  methode  3,1-3,5    Boven de  lijn  Amsterdam  - Arnhem    Bevolkingsdichtheld  (aantal Inwoners per    12000 - 2500 en/of  500-1000 met  flats/app.    < 10% slappe  grond    500 - 1000 en/of  250-500 met  flats/app.    < 10% slappe  grond    250 - 500 en/of <250  met flats/app.    < 10% slappe  gerond    250 - 500 en/of <250  met flats/app.    < 10% slappe  grond    < 10% slappe  grond    250 - 500 en/of <250  met flats/app.    1000 - 2500 en/of  500-1000 met  flats/app.    < 10% slappe  grond    1000 - 2500 en/of  500-1000 met  flats/app.    < 10% slappe  grond    500 - 1000 en/of  250-500 met  flats/app.    < 10% slappe  grond    Meerdere  direct boven  het veld    1 boven het  veld en/of  meerdere   binnen 5 km   rond het  veld.    Meerdere  direct boven  het veld    Meerdere  direct boven  het veld    1 boven het  veld en/of  meerdere   binnen S km   tond het  veld.   1 boven het  veld en/of  meerdere   binnen 5 km   rond het  veld.   1 boven het  veld en/of  meerdere   binnen 5 km   rond het  veld.   1 boven het  veld en/of  meerdere   binnen 5 km  rond het   veld.    Speciale gebouwen en  vitale Infrastructuur    1 ziekenhuis en/of  energievoorziening  direct boven het veld of  meerdere binnen 5 km  rond het veld. Meerdere  schoten, tehuizen en/of  publieksgebouwen  direct boven het veld    1 school, tehuis en/of  publieksgebouw boven  het veld of meerdere  binnen 5 km rond het  veld.    1 ziekenhuis en/of  energievoorziening  direct boven het veld of  meerdere binnen 5 km  rond het veld. Meerdere  scholen, tehuizen en/of  publieksgebouwen  direct boven het veld    1 ziekenhuis en/of  energlevoorziening  direct boven het veld of  meerdere binnen 5 km  rond het veld. Meerdere  scholen, tehulzen en/of  publieksgebouwen  direct boven het veld    1 school, tehuis en/of  publieksgebouw boven  het veld of meerdere  binnen 5 ken rond het  veld.    1 school, tehuis en/of  publieksgebouw boven  het veld of meerdere  binnen 5 km rond het  veld.    1 school, tehuis en/of  publieksgebouw boven  het veld of meerdere  binnen S km rond het  veld.    1 school, tehuis en/of  publieksgebouw boven  het veld of meerdere  binnen 5 km rond het  veld.    Primaire  dijken binnen  5 km rond  het veld  en/of  secundaire  dijken boven  het veld    Geen dijken  binnen 5 km  rond het veld    Secundaire  dijken binnen  5 km rond  het veld    Secundalre  dijken binnen  5 km rond  het veld    Secundaire  dijken binnen  5 km rond  het veld    Secundaire  dijken binnen  S km rond  het veld    Secundaire  dijken binnen  5 km rond  het veld    Secundaire  dijken binnen  5 km rond  het veld         42</pre>

====================================================================== Einde pagina 430 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 431 ======================================================================

<pre>    score Invloedfactoren ondergrond score Invloedfactoren bovengrond |    if                                                                                     Assen                  Een  Eleveld  Vries-Centraal  Vries-Noord  Veles-Zuid  Witterdiep  Zevenhuizen                                              me ew ww  a oe od  Ny NN NM NM NM ON NM  oo 00 00090 090  NW WwW eee Ww  wwww ke & w &  Nw NY NS Ww WwW NW  NNN NN hw OO WwW          43</pre>

====================================================================== Einde pagina 431 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 432 ======================================================================

<pre>    Bijlage 4: Geologische kaarten voor de voorkomens  Doorsnede Assen voorkomen    «00 800 4200 1600    Vertical exaggeration x3  {All degthe in m TVMAP)    ° = to.  teed  120000    Pvi2_GLEVELD_PF_AMB_340ct14_Poot-Drill.pet    </pre>

====================================================================== Einde pagina 432 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 433 ======================================================================

<pre>    Kaart Assen voorkomen  Roo _ nx    a                              45</pre>

====================================================================== Einde pagina 433 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 434 ======================================================================

<pre>    9%    “00 3080 3000 200 3800 2000 2800    „00 “3080 0 3300 5800 3200 2200 100    N-S Cross section of the Assen-Zuld Fieid    > i  i  i    ,    /    7 1  /    /    ,         Zechetein  Retiagendes  (EBD cwrenpee Gusts  (ER ntevetapes Govt  NAM «=: WHPLA Cow. or. SP 29 TEEDNODONERZ dann Seth Odibaon  10 as 8 8 1980 bend a 208 End =                   U9WOYIOOA pinz-uessy epaussoog</pre>

====================================================================== Einde pagina 434 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 435 ======================================================================

<pre>    Kaart Assen-Zuid voorkomen    ara    \A                   47</pre>

====================================================================== Einde pagina 435 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 436 ======================================================================

<pre>    Sv    1380 10 10 « 01e “e =D MP MW NM Ze    NW-SE Cross section of the Een Field         ! 1  1 ‘    USWOYJOOA Uy epeusIood</pre>

====================================================================== Einde pagina 436 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 437 ======================================================================

<pre>    Kaart Een voorkomen    Groningen  NAM    Project name:   Een _and_ZVH_Feb2012_Mariana_Deterministic.pet  All depths in metres below NAP   Coordinate Projection: RD   Contour interval: 60 m    * Nederlandse Aardolie Mi BV | Project: WIPLA              Drenthe    NAM                  Een   Top Rotliegend  (RO)   |__Author. LandAsset | Date: Aug 2015 |Draw. No.: EP201507215380003 |    49</pre>

====================================================================== Einde pagina 437 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 438 ======================================================================

<pre>    os    peren  ost oe eis          nr  oo           eee    en ren    ral    cose eae cots    g>    eee    U9WOKIOOA pie A9|J epeussoog</pre>

====================================================================== Einde pagina 438 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 439 ======================================================================

<pre>    Kaart Eleveld voorkomen                           Drenthe  NAM    J    1  '          Project name:  SLEVELD_FF_AM6_3100t#4 pont Ore ARR Pa ae  Ad depths in metres NAP  Prejection. RD  Contour interval: 20 m ;  6 oo 10000  Am — tn                        Date: Dec 2014 | Draw. No: EP201307200101001    51</pre>

====================================================================== Einde pagina 439 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 440 ======================================================================

<pre>    es    NW-SE Cross section of the Vries Field    eere  ae a =m mo ao “ 4    ee +  se                  eee ee eee eeen eee  omst os coer:    vos         eren er  oet    oee oo    oes    ea eee eee er en  GES ot         vane ee    SUOWOHIOOA [BEIUGD-SSIA UG PIOON-S9IIA epeusI0og</pre>

====================================================================== Einde pagina 440 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 441 ======================================================================

<pre>    Kaart Vries-Noord en Vries-Centraal voorkomens         Vries North    1  ‘ so .  Sua  ‘ ‘  / 4    1    yt    is  it    \ Cait    ó  Kl  ha  nd  o   oO  vi  4   >    WL                             53</pre>

====================================================================== Einde pagina 441 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 442 ======================================================================

<pre>    pied wnos-seuA etn JO UORzeE 88019 ISS - MNN    -SUA 5         5  i  i  { ‘. 8 >  ores: ove: ones: oscs- oes oc oor onse oe: cose: oer ore    U@WOXJOOA PjNZ-se}JA epeussoog</pre>

====================================================================== Einde pagina 442 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 443 ======================================================================

<pre>    . Kaart Vries-Zuid voorkomen    dvn vang came a wate pv    S    Be    f :  unos ol :  vs    i - «    d&s : DN S  1S 7 jj )  ie P Gi wack ef of \ Ta  .    t t t  Vries-South Field  Tov Rotlileaend  (RO)         NAM aaneen aart wav] Pree aOR] aster: tan aww] ow Fon aon | row he: nnn!</pre>

====================================================================== Einde pagina 443 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 444 ======================================================================

<pre>    WTAA  1 a ke ed vn 1 kad 7e 2 we 86 a 2 za 0 2 OC a ae  +         SW-NE Cross section of the Witten Field              USWOJ00A USHA EPeUsI00G</pre>

====================================================================== Einde pagina 444 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 445 ======================================================================

<pre>    Kaart Witten voorkomen         57</pre>

====================================================================== Einde pagina 445 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 446 ======================================================================

<pre>         wae = = Pd = == ==  nase eee amedee:    onee nen eee ee ee ee    NW-SE Cross section of the Witterdiep Field    eek ae eee eee    W    |  |  |  |    R >    GEE OF ice ane cmt OOF CG GE OB OB BL CML On ont ost oor    USWOYJO0A deypsemI MA opeussoog</pre>

====================================================================== Einde pagina 446 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 447 ======================================================================

<pre>    Kaart Witterdiep voorkomen    - — - - k - - — 4 =, ~ = Ae  9 \ ‘ LON 8  \, 7 ~ ‘ rn                                          '    GWC 3140 mT /NAP             {GAT 2095 mTVNAP,  ! a                   59</pre>

====================================================================== Einde pagina 447 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 448 ======================================================================

<pre>    Doorsnede Zevenhuizen & Zevenhuizen-West voorkcmen    a eo B et OE GE GE OL GK UE OL OE OL ME OE OM OO ORL OOR B 0 B ao @& oo ee  an INES 2 2D AR  = EB, ps    ld a 6 3 §    f  weno nie Gi    2 ee  wedaenatnee theme ineneberebhenenbennednenedsernnene td tecnchasaberamreteebeanafene bis         „en Je om Deed  wanbeheer enden bee    ae teen en sedan ate dene b eee ede    a  Vv    <2    \  ee: ant ant ave one: = on oa a ae et ar ar    i :  4 | SPISLy OY -USEMYUSATT PUL ISZINYUVOAST GIJ JO UORGOS 96059 F-M  i    A</pre>

====================================================================== Einde pagina 448 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 449 ======================================================================

<pre>    co    Kaart Zevenhuizen & Zevenhuizen-West voorkomen    210000 2000 217000 21e  oe    a - =    Hi  HH         =         Sr Zevenhuizen and Zevenhuizen-West  er Top Rotliegend  NAM (RO)    | Nedertendse Aardse MJ DV | Prolect:- WLA | Author Land Aeset | Dale: Sup 2010 | Crew. No: GP201S0821 1114001    61</pre>

====================================================================== Einde pagina 449 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 450 ======================================================================

<pre>    VERTROUWELIJK    Behoort bij aanvraag om instemming winningsplan Westerveld.         E) Bedrijfs- en productiegegevens  (conform het bepaalde In artikel 10 lid 1 sub c van de Wet openbaarheid van bestuur wordt deze Informatie vertrouwelijk  medegedeeld en niet ter Inzage gelegd of openbaar gemaakt.)         Mb 24 lid    Mw 35 lid  te  Mb 24 lid  1         ‘E1) Beschrijving omvang, structuur en samenstelling van koolwaterstoffen    De samenstelling van het te produceren gas is hieronder getabelleerd    Field Name   Reservoir   Formation   Condensate Density (xg/ma}  Relative Gos Density (sri)  Gas Quality lype   GHV {M/M ma)   Wobbe (Mi/Nrmà)   CL {mols}   C2 (emote)   C3 (mols)   1-64 (mol®)   n-Ca (mols)   CS (mo!%}   r.C{rmol%)   "€ (mot)   C7 Emel’)   CO2 (mol%)   N2 {melk}              E2) Investeringen (Capex):         De investering in 2016 betreft voornamelijk de Vries-10 put, perforatie en aansluiting daarvan    Economische en marktconforme verwachtingspatronen en omstandigheden zullen bij het nemen van  verdere investeringsbeslissingen doorslaggevend zijn. Om die redenen zijn hiervoor alleen de  goedgekeurde investeringen in dit schema opgenomen.</pre>

====================================================================== Einde pagina 450 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 451 ======================================================================

<pre>    VERTROUWELIJK              Mw 35 lid te -  Mb 24 kid 11 E3) Bedrijfsvoeringkosten/jaar (Opex):    De bedrijfsvoeringkosten bestaan uit de kosten die gemaakt worden door het huidige systeem.                    Ondertekening Datum:    Plaats. a              </pre>

====================================================================== Einde pagina 451 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 452 ======================================================================

<pre>    en an ee ee    PostNL  Port Betaald    NAM Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V.    baten 28009 OAK) HH Assan         WOE Wa EO         BRON VAN ONZE ENERGIE</pre>

====================================================================== Einde pagina 452 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 453 ======================================================================

<pre>Ministerie van Economische Zaken
Minister van Economische zaken
Postbus 24037
2490 AA Den Haag
Assen,  maandag 14 augustus 2017.
Betreft: Verzoek nieuw instemmingsbesluit betreffende productieput Vries-10 gaswinning 
Westerveld
Excellentie, geachte heer Kamp,
Hierbij verzoek ik u om een nieuw instemmingsbesluit te nemen over de gasproductie in 
productieput Vries-10 door de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), die niet gebaseerd is op 
de aanvraag wijziging gaswinning Westerveld van datum 9 september 2016 maar op een nieuwe 
aanvraag wijziging gaswinning die specifiek Vries-10 betreft.
De reden voor mijn aanvraag is dat er voldoende stellingen aan te voeren zijn op basis van 
aanwezige informatie en onderbouwt door een groot aantal argumenten en conclusies die 
bewijzen dat de productie in Vries-10 op onjuiste gronden gestart is door de NAM, die zich 
daarmee geen zorgzame winningspartij betoont en op onjuiste en mogelijk zelfs onrechtmatige 
gronden is toegestaan door u als verantwoordelijke Minister van Economische Zaken zodat u zich 
daardoor niet als een betrokken en zorgzame bestuurder gedraagt. 
De redenen dat ik mijn verzoek tot u wend zijn de volgende; 
Krachtens uw functie hebt u de bevoegdheid te beslissen over een aanvraag tot wijziging 
gaswinning Westerveld betreffende Vries-10 als die ingediend wordt door de NAM en tot nemen 
van een instemmingsbesluit op grond van artikel 34, derde lid van de Mijnbouwwet 2017.
En
Als eigenaar/bewoner van , gelegen in de woonwijk Marsdijk te Assen ben ik 
woonachtig  vanaf de productieput Vries-10. Ook ben ik een van de bewoners die 
mogelijk schade aan mijn onroerend goed ondervindt als er een aardbeving door gaswinning 
plaatsvindt tijdens de gaswinning tot 2018 of in de 30 jaar die daarop volgen. Mijn verzoek om 
handhaving dient daarom te worden beschouwd als een aanvraag om een beschikking conform 
artikel 4:2 van de Algemene wet bestuursrecht (hierna; Awb). Artikel 1:3, derde lid van de Awb 
definieert een aanvraag als een verzoek van een belanghebbende, een besluit te nemen. Onder 
belanghebbende wordt verstaan: degene wiens belang rechtstreeks bij een besluit is betrokken 
(artikel 1:2, eerste lid, Awb). Ten aanzien van bestuursorganen worden de hun toevertrouwde 
belangen als hun belangen beschouwd (artikel 1:2, tweede lid, Awb).
116.50
</pre>

====================================================================== Einde pagina 453 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 454 ======================================================================

<pre>1. IN AANMERKING GENOMEN DAT:
 1.1. Met de Actualisering winningsvergunning Drenthe; overdracht winningsvergunningen 
Drenthe III en Drenthe IV van 17 juli 2007/Nr.ET/EM/7075840 vervallen een aantal 
voorschriften uit de oorspronkelijke vergunning omdat zij onderwerpen bevat die in de 
Mijnbouwwet van 2003, dan wel andere wetgeving geregeld zijn en verder een aantal 
begrippen die verouderd zijn. De winningsvergunning Drenthe wordt op 17 juli 2007 
integraal vastgesteld.
 1.2. Na 2007 zijn er een aantal aanvragen wijziging gaswinning door de NAM ingediend die 
betrekking hebben op Vries Zuid, Vries 1, Vries 8 en Assen, allen onderdelen van het 
Westerveld Systeem,  de winningsvergunning Drenthe II (K.B. 4/11/1968, laatstelijk 
gewijzigd d.d. 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840)  
 1.3. 2 april 2015 heeft de Minister van EZ de kabinetsreactie op het OVV-rapport aan de 
Tweede Kamer gestuurd. Hij geeft aan dat hij, vooruitlopend op inwerkingtreding van de
voorgestelde wijzigingen in de Mijnbouwwet, ingediende (wijzigingen van) 
winningsplannen zoveel mogelijk in de geest van de aangekondigde wijziging van de 
Mijnbouwwet behandeld.
 1.4. 21 mei 2015 heeft de Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. te Assen, een aanvraag 
ingediend om een vergunning ingevolge de Wet algemene bepalingen omgevingsrecht. 
De aanvraag heeft betrekking op de inrichting Vries 1, gelegen nabij Kleuvenveld te 
Taarlo in de gemeente Assen, op de percelen kadastraal ingedeeld, gemeente Assen, 
sectie Y, nummers 164, 165 en 528.
 1.5. 14 maart 2016 heeft EZ een brief gestuurd aan de NAM met als kenmerk DGETM-
EO/16034301 waarin aangekondigd wordt dat de omgevingsvergunning voor Inrichting 
Vries 1 waarvan productieput Vries-10 onderdeel uitmaakt wordt verleend en inwerking 
treed nadat de termijn van zes weken voor het indienen van een beroepsschrift 
verstreken is.
 1.6. 29 augustus 2016 is de meest recente versie van het winningsplan Westerveld nog in 
detail besproken met medewerkers van Staatstoezicht op de Mijnen en uw ministerie. 
Op basis van de aangebrachte veranderingen in de aanvraag, vraagt de NAM de 
Minister EZ de procedure tot instemming met het winningsplan te hervatten. 
 1.7. 11 september 2016 ontvangt het ministerie van Economische Zaken een aanvraag van 
de Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. (hierna: NAM) tot instemming met het 
gewijzigde winningsplan Westerveld met als datum 9 september 2016. 
 1.8. Op het moment van de aanvraag wijziging winningsplan Westerveld van de NAM op 9 
september 2016 wordt er nog geen gas gewonnen in de productieput Vries-10. 
 1.9. 13 oktober 2016 stuurt de Inspecteur-generaal der Mijnen een advies winningsplan 
Westerveld naar het ministerie van EZ met als kenmerk 16152380 waarin de 
productieput Vries-10 genoemd wordt in verband met de productie van Vries Zuid.
 1.10. 26 januari 2017 Beantwoording vragen over de plannen van NAM om de put Vries-10 
in Assen op te starten door Minister Kamp van EZ.
 1.11. Van maandag 8 mei tot en met maandag 19 juni 2017 ligt het ontwerp-
2</pre>

====================================================================== Einde pagina 454 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 455 ======================================================================

<pre>instemmingsbesluit voor de gewijzigde gaswinning ter inzage. Iedereen heeft de 
mogelijkheid te reageren met een zienswijze. 
 1.12. De voorbereidingen voor de productie in Vries-10 zijn gestart tussen 25 december en 
31 december 2016. Daarna is de productie langzaam op gang gekomen. Op dit 
moment augustus 2017 wordt er gas gewonnen met toestemming van de Minister 
Kamp op basis van onder andere de vigerende vergunning. De echte startdatum van de
winning wordt wordt nergens genoemd, maar in de mail die ik op 20 juli 2017 
ontvangen heb van de voorlichter  van de NAM wordt 
aangegeven dat deze tussen 25 december en 31 december 2016 ligt. (deze mail wordt 
als bijlage toegevoegd bij deze brief) 
 1.13. De aanvraag wijziging gaswinning Westerveld van 9 september 2016 staat los van de 
nieuwe productieput Vries-10 en van de aanvang van de productie in Vries-10. Voor 
Vries-10 moet de NAM nog een nieuwe aanvraag wijziging gaswinning Vries1 of Vries 
Zuid of Westerveld indienen.
 1.14. Er is voor de productieput Vries-10 door de NAM nog geen aparte aanvraag wijziging 
gaswinning ingediend na het verkrijgen van de verkrijgen van de omgevingsvergunning 
voor Inrichting Vries 1. 
2. STELLINGEN GASWINNING PRODUCTIEPUT VRIES-10
Productieput Vries-10 is een nieuwe put binnen Vries-1 en gasveld Vries Zuid.
Zowel de NAM als de Minister van EZ als SodM als TNO als alle andere de adviespartijen 
erkennen en geven aan dat Vries-10 een nieuwe productieput betreft en geen oude put die 
opnieuw in gebruik is genomen. Ook is men het erover eens dat Vries-10 een andere put VRS-3C  
die al 23 jaar gesloten is vervangt, als het gaat om de productie binnen het gasveld Vries Zuid. 
Maar dat neemt niet weg dat het wel een nieuwe put betreft waar een omgevingsvergunning voor 
is aangevraagd en afgegeven, waar een nieuwe installatie is gebouwd en waar toestemming voor 
productie van de Minister van EZ voor is gegeven. 
De vigerende vergunning waarop binnen Westerveld Systeem gasproductie plaatsvindt is de 
geactualiseerde winningsvergunning Drenthe; overdracht winningsvergunningen Drenthe III en 
Drenthe IV van 17 juli 2007/Nr.ET/EM/7075840. Daarna is er geen instemmingsbesluit meer 
genomen over Vries 1 en met name VRS-3C en de vervangende productieput Vries-10.
De  omgevingsvergunning inrichting Vries-1 Productieput 10 geeft NAM geen toestemming om te 
produceren in Vries-10. Die toestemming geeft de Minister EZ op andere gronden zoals de 
vigerende vergunning. Voor de omgevingsvergunning was geen MER (m.e.r) noodzakelijk.
De aanvraag winningsplan Westerveld van 9 september 2016 heeft betrekking op de bestaande 
gaswinning en opslag binnen het winningsplan Westerveld. Het heeft geen betrekking op de 
gaswinning van Vries-10 omdat dit een nieuwe productieput betreft, waarvoor nog een nieuw 
winningsplan wordt ingediend door de NAM. 
Op het moment van indienen van de aanvraag winningsplan Westerveld van 9 september 2016 
vindt er nog geen productie plaats in Vries-10. 
In de aanvraag winningsplan Westerveld van 9 september 2016 ontbreekt de prognose van het 
totale Vries-10 productievolume net als de 113,3 miljoen m³ dat Vries-10 nog in het vigerende 
winningsplan mag produceren. Ook de juiste locatie van deze productieput wordt nergens 
3
</pre>

====================================================================== Einde pagina 455 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 456 ======================================================================

<pre>aangegeven met een foto of een omschrijving. In alle grafieken wordt Vries-10 niet expliciet 
genoemd. Ook niet onder de nog niet of niet producerende putten zoals bij voorbeeld Assen Zuid 
en Witten. Er is geen SAR specifiek gericht op Vries-10 en ook geen risicomatrix gebruikt in dit 
geval om Vries-10 te beoordelen voorafgaande aan de start van de productie. Ook is er geen MER
opgesteld voor de start van de productie. 
De gaswinning in Vries-10 wordt door de Minister toegestaan op de volgende punten: het niet 
overschrijden van de productiegrenzen van de vigerende vergunning door het in productie nemen 
van Vries-10 en een seismische risicoanalyse van TNO voor alle kleine velden.
De productie in Vries-10 is gestart volgens de NAM tussen Kerst en Oud en Nieuw 2016. Dus 
tussen 25 december en 1 januari 2017. Op het moment dat de eerste bewonersbijeenkomsten in 
januari 2017 gehouden werden was de productie nog niet 100%. 
De productie van Vries-10 valt wat betreft de productiegrenzen onder de vigerende vergunning en 
er kan als er geproduceerd wordt tot 2018 productie plaatsvinden, maar wat betreft van de start 
van de productie valt deze onder de nieuwe Mijnbouwwet van 1 januari 2017 en moet derhalve ook
voldoen aan alles wat gesteld wordt in deze Mijnbouwwet 2017. 
Door in te stemmen met de productie Vries-10 tot 2018 op deze wijze terwijl de werkelijke 
productie gestart is rondom het van kracht worden van de nieuwe Mijnbouwwet van 2017, heeft de
Minister niet alleen geen recht gedaan aan het adviesrecht van de partijen, die genoemd worden in
de Mijnbouwwet van 2017, hij heeft er ook mee ingestemd dat er geen aanvraag wijziging 
gaswinning Westerveld is opgesteld die specifiek Vries-10 betreft.    
Omdat de productie in Vries-10 plaatsvindt op de vigerende winningsvergunning is er nog geen 
sprake van een gedetailleerde risicoanalyse voor reservoirstimulatie als onderdeel van het 
werkprogramma voor stimulering van putten zoals die wordt gevraagd in de nieuwe Mijnbouwwet. 
Dit betekend dat er onduidelijkheid is of deze reservoirstimulatie nu gewoon wordt uitgevoerd 
zonder dat voldaan wordt aan de adviezen en voorwaarden zoals als de SodM geformuleerd heeft 
in haar brief van 13 oktober 2016. 
Er is geen low-case; mid-case of high case scenario omschreven voor deze put zodat de SodM 
haar controle functie naar behoren kan uitvoeren en kan handhaven als de productiewaarden toch 
overschreden worden door de NAM in Vries-10. 
Er is voorafgaande aan de start van de productie van Vries-10 geen aanvullende monitoring 
geregeld door middel van het plaatsen van versnellingsmeters op diverse plekken. En er is ook 
geen risicobeheerssysteem opgesteld en geïmplementeerd. 
De historische vergelijking van gasveld Eleveld en gasveld Vries Zuid gaat voor Vries-10 niet op op
diverse punten zodat de mogelijkheid bestaat dat als alle onderdelen van de analyse voor SAR 
worden ingevoerd voor Vries-10 geldt dat deze niet binnen het Seismische risico II valt. 
Het is voor Vries-10 niet duidelijk of er voldoende rekening gehouden wordt met de aanwezigheid 
van Natura2000 en het waterwingebied in de zeer nabije omgeving. 
Voor de inrichting Vries-1, productieput 10 is vanaf 2007 tot heden en voor winning Westerveld is 
er voor zover bekend nog geen aanvraag wijziging gaswinning ingediend door de Nederlandse 
Aardoliemaatschappij (NAM) voor de winningsvergunning Drenthe II (K.B. 4/11/1968, laatstelijk 
gewijzigd d.d. 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840) die expliciet een aanvraag inhoud die 
de gaswinning betreft na 2018. 
4</pre>

====================================================================== Einde pagina 456 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 457 ======================================================================

<pre>De Nederlandse Aardoliemaatschappij (NAM) heeft voor de winningsvergunning Drenthe II (K.B. 
4/11/1968, laatstelijk gewijzigd d.d. 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840) voor september 
2016 en daarna nog geen aanvraag gedaan voor de verlenging van de winningstermijn na 2018 
die expliciet een aanvraag inhoud die de gaswinning betreft in Vries-10 na 2018.
In artikel 34 van de Mijnbouwwet is bepaald dat het winnen van delfstoffen geschiedt 
overeenkomstig een winningsplan. In artikel 35, lid 1sub c, van de Mijnbouwwet alsmede in artikel 
24, lid 1 sub c van het Mijnbouwbesluit is aangeven dat in het winningsplan de wijze van winning 
alsmede de daarmee verband houdende activiteiten opgenomen moeten worden. Aan deze 
bepalingen voldoet de productie in Vries-10 niet. 
3. ARGUMENTEN:
3.1 Omgevingsvergunning en toestemming gaswinningsvergunning.
21 mei 2015 heeft de Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. te Assen ingevolge de Wet 
algemene bepalingen omgevingsrecht (hierna Wabo) een aanvraag ingediend voor  een 
omgevingsvergunning. De aanvraag heeft betrekking op de inrichting Vries 1, gelegen nabij en 
bereikbaar via de openbare weg  Kleuvenveld te Taarlo in de gemeente Assen, op de percelen 
kadastraal ingedeeld, gemeente Assen, sectie Y, nummers 164, 165 en 528.
De aanvraag is in het Omgevingsloket Online geregistreerd onder nummer 1674527.
De vergunningaanvraag betrof de ingebruikname van gasproductieput VRS-10. Deze wordt via 
een te plaatsen gasproductie-eenheid aangesloten op het bestaande leidingwerk. Tenslotte wordt 
ten behoeve van de nieuwe put een methanolinjectie-eenheid en een anti-corrosievloeistofinjectie-
eenheid geplaatst.
De omgevingsvergunning is aangevraagd voor de volgende activiteiten:
A. Het veranderen of veranderen van werking en het in werking hebben van een inrichting.
Volgens artikel 2.1 eerste lid, onder e, sub 2 en sub 3, van de Wabo is een 
omgevingsvergunning vereist voor het veranderen of veranderen van werking of het in 
werking hebben van een inrichting of mijnbouwwerk. 
B. Bouwen van een bouwwerk
Volens artikel 2.1 eerste lid onder a, van de Wabo is een omgevingsvergunning vereist voor
het bouwen van een bouwwerk. 
Op de activiteiten is de uitgebreide voorbereidingsprocedure van 6 maanden van toepassing 
(afdeling 3.4 van de Algemene wet bestuursrecht en art. 3.10 van de Wabo).
In de brief van 14 maart 2016 van Ministerie van Economische zaken met als Kenmerk DGETM-
EO/16034301 wordt aangeven dat de volgende organisaties zijn geraadpleegd. 
•Het college van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Assen; 
•Gedeputeerde Staten van de provincie Drenthe; Waterkwaliteitsbeheerder;
•Waterschap Hunze en Aa's; 
5</pre>

====================================================================== Einde pagina 457 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 458 ======================================================================

<pre>•De Inspecteur-generaal der Mijnen (Staatstoezicht op de Mijnen) 
Onder punt 4 in de brief worden de adviezen en zienswijzen van geraadpleegde partijen genoemd.
•het college van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Assen;
•Gedeputeerde Staten van de provincie Drenthe;
•Waterkwaliteitsbeheerder Waterschap Hunze en Aa's; 
•De Inspecteur-generaal der Mijnen (Staatstoezicht op de Mijnen).
Door het college van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Assen is facultatief advies 
uitgebracht ten aanzien van het onderdeel 'bouwen van een bouwwerk' van de aanvraag;
De Gedeputeerde Staten van de provincie Drenthe hebben verklaard geen wettelijk adviseur te 
zijn; 
Door de Inspecteur-generaal der Mijnen is advies uitgebracht ten aanzien van de aanvraag en het 
aan het (ontwerp) besluit te verbinden voorschriften.
Onder punt 5 van de brief staan de overwegingen met betrekking tot de ingediende adviezen en 
zienswijzen
•Het advies van het college van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Assen en 
de Veiligheidsregio Drenthe is volledig in dit besluit verwerkt. Zij geven aan dat de 
aanvraag voldoet aan artikel 2.10 van de Wabo.
•Het advies van de Inspecteur-generaal der Mijnen is volledig in dit besluit verwerkt. Daarbij 
geadviseerde voorschriften zijn verwerkt in bijlage 1 behorende bij dit besluit. 
Ook staat in deze brief onder punt 7 Overwegingen met betrekking tot het besluit. 
De aanvraag is beoordeeld aan de voor de activiteiten betreffende artikelen van de Wabo. Vooraf 
is de aanvraag getoetst aan het Bor en de aan de Regeling omgevingsrecht. 
Voor activiteit A. is gekeken naar de Milieueffectrapportage, die voor de oprichting van oppervlakte 
installaties voor de winning van aardolie of aardgas geldt, op grond van D.17.3 van het Besluit 
m.e.r. en de m.e.r. beoordelingsplicht. De conclusie is dat de omgevingsvergunning voor deze 
activiteit kan worden verleend. 
Voor activiteit B heeft er een beoordeling plaats gevonden of het bouwplan voldoet aan de 
gestelde eisen. Verder is de aanvraag met inachtneming van het bepaalde in artikel 2.10, lid 1 
onderdeel c, van de Wabo getoetst aan het geldende bestemmingsplan 'Buitengebied, Herziening 
art. 30 WRO. Voor dit perceel geldt de bestemming 'Jonge-veld-en veenontginningen met de 
aanduiding 'aardgaswinning Het bouwplan voldoet aan de bestemming. 
Ook is de aanvraag getoetst aan de redelijke eisen van welstand, met in inachtneming van het 
bepaalde in artikel 2.10 lid 1 onderdeel d, van de Wabo. De conclusie is dat het bouwplan voldoet 
aan de redelijke eisen van welstand. De conclusie is dat de omgevingsvergunning voor deze 
activiteit moet worden verleend. 
Onder punt 8 Besluit wordt vervolgens onder andere het volgende vermeld.
II De omgevingsvergunning voor de inrichting Vries 1 te verlenen aan de Nederlandse 
Aardolie Maatschappij B.V. voor de volgende activiteiten;
A. Het veranderen of veranderen van de werking van een inrichting.
B. Bouwen van een bouwwerk;
6</pre>

====================================================================== Einde pagina 458 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 459 ======================================================================

<pre>III De omgevingsvergunning voor onbepaalde tijd te verlenen, met verwijzing naar artikel 2.33 
van de Wabo;
IV Aan de omgevingsvergunning de voorschriften uit bijlage 1 te verbinden;
V De aanvraag en bijbehorende bijlagen, deel te laten uitmaken van de 
omgevingsvergunning. De bij deze omgevingsvergunning behorende documenten worden 
genoemd in bijlage 2. 
3.1.1 Conclusie(s) omgevingsvergunning en toestemming gaswinning.
De aanvraag omgevingsvergunning door de NAM is getoetst op de de Wet algemene bepalingen 
omgevingsrecht (hierna Wabo) en niet op de Mijnbouwwet van 2003 of de nieuwe Mijnbouwwet 
van 2017 die op 1 januari 2017 van kracht werd. 
De adviserende partijen zoals het college van Burgemeester en Wethouders van Assen; 
Gedeputeerde Staten van de provincie Drenthe; Waterkwaliteitsbeheerder Waterschap Hunze en 
Aa's en de Inspecteur-generaal der Mijnen (Staatstoezicht op de Mijnen) hebben niet geadviseerd 
of geoordeeld over de aanvraag omgevingsvergunning op basis van de Mijnbouwwetten van 2003 
of 2017. 
Door het geven van adviezen hebben het college van Burgemeester en Wethouders van Assen; 
Gedeputeerde Staten van de provincie Drenthe; Waterkwaliteitsbeheerder Waterschap Hunze en 
Aa's en de Inspecteur-generaal der Mijnen (Staatstoezicht op de Mijnen) nimmer expliciet 
toestemming gegeven voor het winnen van gas uit de productieput Vries-10 onderdeel van Vries1 
onderdeel van het Westerveld Systeem. 
Opvallend is dat er geen advies van Waterkwaliteitsbeheerder Waterschap Hunze en Aa's is 
opgenomen terwijl dat wel in de lijn der verwachting ligt gezien deze nieuwe productieput dicht bij 
of in een Natura 2000-gebied ligt. Natura 2000-gebied zou zeker vanuit de Mijnbouwwet 2003 en 
2017 wel beoordeeld moeten worden als het om de uiteindelijk toestemming gaswinning zou gaan.
Opvallend is ook dat er geen m.e.r. wordt uitgevoerd iets wat voor de uiteindelijk gaswinning wel 
moet gebeuren in het kader van de Mijnbouwwet 2003 en Mijnbouwwet 2017. 
Het ministerie van Economische zaken heeft namens de Minister de omgevingsvergunning 
verleend maar daarmee geen toestemming gegeven voor het winnen van gas uit de gasproductie-
eenheid Vries-10. Dit is ook nergens omschreven in de brief aan de NAM  met als Kenmerk 
DGETM-EO/16034301.
In de brief staat omschreven dat er voor onbepaalde tijd een omgevingsvergunning voor deze 
winningsput Vries-10 is afgegeven maar dit heeft geen betrekking op de gaswinning die in deze 
put plaats vindt. 
7</pre>

====================================================================== Einde pagina 459 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 460 ======================================================================

<pre>3.2 Aanvraag Instemming Winningsplan Westerveld NAM en gaswinning Vries-10
Er zijn na 2007 een aantal aanvragen wijziging gaswinning gedaan door de NAM voordat op 9 
september 2016 de aanvraag instemming winningsplan Westerveld bij het ministerie van EZ is 
ingediend. 
Alle aanvragen hebben als basis het vigerende winningsplan winningsvergunning(en) Drenthe II 
(K.B. 4/11/1968, laatstelijk gewijzigd d.d. 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840) Groningen 
(K.B. 30/5/1963) De oorspronkelijke vergunning is van 4 november 1968.
De aanvragen vóór  9 september 2016 maken geen melding van de productieput Vries 10 of het 
vervangen van Vries C3. De aanvraag van 9 september 2016 meldt op bladzijde 16 het volgende: 
Citaat: In het Vries-Zuid veld is eind 2015 een extra productieput geboord (VRS-10) ter vervanging
van de VRS-3C put die in 1994 is geabandonneerd na overmatige waterproductie blad). einde 
citaat.  Op het moment van deze aanvraag is er geen productie in Vries-10.
De redenen voor de actualisatie van het winningsplan voor het Westerveld systeem zijn:
1. een vernieuwde seismische risico analyse
2. de stopzetting van productie uit de velden Appelscha, Roden en Norg-Zuid
3. een actualisatie van productie- en bodemdalingsvoorspellingen en
4. voorziene activiteiten om de productie in stand te houden.
Deze aanvraag bevat geen expliciete aanvraag voor de verlenging van de termijn van gaswinning 
na 2018, er worden slechts data genoemd die een verwachting betreffen. 
Er wordt geen melding gemaakt van de precieze locatie van de nieuwe productieput Vries-10 zoals
deze wel vermeld wordt in de verleende omgevingsvergunning van na 14 maart 2016. Ook wordt 
er geen melding gedaan over het moment van de start van de gaswinning in deze productie-
eenheid. 
Er worden diverse data in de aanvraag genoemd tot wanneer de verwachtte productie van het 
geheel Westerveld zal lopen en van diverse productieputten. Maar er wordt geen melding gemaakt
van de totale duur van de gaswinning in productieput Vries-10. Er wordt ook niet gesproken over 
tot 2018 nog te produceren hoeveelheid gas met betrekking tot deze put Vries-10. 
De hoeveelheid gas die productieput Vries-10 nog zou mogen produceren volgens het vigerende 
winningsplan en de prognose van het totale Vries-10 productievolume wordt niet expliciet 
genoemd in de aanvraag instemming winningsplan Westerveld van 9 september 2016. 
In een brief van de NAM aan Burgemeester Out, Burgemeester Thijsen en Wethouder Lambert 
van 23 december 2016 met als referentienummer EP201612207623 wordt door de NAM gesteld 
dat het vervelend is dat de boodschap rond de productiestart van Vries-10 onbedoeld verbonden is
geraakt met de procedure rond het aangepaste winningsplan Westerveld. (de brief wordt als 
bijlage toegevoegd)
Verder wordt er in betreffende brief gesproken over het nieuwe winningsplan voor Vries-10.  
Het aangepaste winningsplan Westerveld van 9 september 2016 heeft geen betrekking op de 
gaswinning van Vries-10 omdat dit een nieuwe productieput betreft die een oude vervangt 
waarvoor een nieuw winningsplan wordt ingediend. Dit plan heeft betrekking op de bestaande 
gaswinning en opslag binnen het winningsplan Westerveld. 
8</pre>

====================================================================== Einde pagina 460 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 461 ======================================================================

<pre>3.2.1 Conclusie(s) Aanvraag Instemming Winningsplan Westerveld en gaswinning 
Vries-10
De aanvraag Instemming Winningsplan Westerveld door de NAM bevat geen vermelding dat er 
plannen zijn om op korte termijn in productieput Vries-10 gas te gaan winnen. 
In de aanvraag instemming winningsplan Westerveld wordt aangeven dat de al 23 jaar stilliggende 
productieput VRS-3C  wordt vervangen door productieput Vries-10. Er is dus 23 jaar geen 
gaswinning in dit gedeelte van Vries 1/Vries Zuid. 
Er worden diverse data in de aanvraag genoemd tot wanneer de verwachtte productie van het 
geheel Westerveld zal lopen en van diverse productieputten. Maar er wordt geen melding gemaakt
van de totale duur van de gaswinning in productieput Vries-10. Er wordt ook niet gesproken over 
tot 2018 nog produceren met betrekking tot deze put Vries-10. 
Deze aanvraag bevat geen expliciete aanvraag voor de termijn van de verlenging van gaswinning 
na 2018 er worden slechts data genoemd die een verwachting betreffen. 
De productiestart van Vries-10 staat volgens de NAM los van de procedure rond het aangepaste 
winningsplan Westerveld. 
Er is dus volgens de NAM geen verband tussen de aanvraag 9 september 2017 en het in productie
nemen van Vries-10. Deze zaken dienen als losstaand te worden beschouwd, ze zijn 'onbedoeld 
verbonden geraakt'. 
Ook de NAM geeft aan dat er nog sprake is van een nieuw winningsplan waar het leeuwendeel 
van de productie van Vries-10 onder gaat vallen. Er is dus sprake van een nieuw winningsplan 
naast de aanvraag winningsplan Westerveld van 9 september 2016.
Het vigerende winningsplan winningsvergunning(en) Drenthe II (K.B. 4/11/1968, laatstelijk 
gewijzigd d.d. 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840) Groningen (K.B. 30/5/1963) voldoet op 
een aantal punten niet meer aan de eisen die gesteld worden in de Mijnbouwwet van 2017 en 
dient daarom te worden bijgesteld. Dit is ook de reden dat de aanvraag wijziging Westerveld wordt 
ingediend op 9 september 2016. 
De gaswinning die plaatsvindt gebeurd dus niet op basis van de aanvraag instemming gaswinning 
Westerveld gedaan door de NAM op 9 september 2017. En wordt dus ook niet beoordeeld door de
minister op basis van de gedane aanvraag. In zijn ontwerp-instemmingsbesluit geeft de Minister 
heel duidelijk aan op welke basis er gas gewonnen wordt in Vries-10. 
In een brief van de NAM aan Burgemeester Out, Burgemeester Thijsen en Wethouder Lambert 
van 23 december 2016 met als referentienummer EP201612207623 geeft de NAM aan dat er 
overleg is geweest op 30 november en 21 december 2016 tussen partijen. 
In deze brief wordt aangegeven dat in een antwoord op een vraag van de NAM het SodM aangeeft
dat het vigerende winningsplan voor (de winningsvergunningsgebieden Drenthe II (K.B. 4/11/1968 
laatstelijk gewijzigd 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840), Groningen (K.B 30/5/1963)) 
toestaat dat Vries-10 nog 113,3 miljoen m3 uit het Vries-Zuid gasveld mag produceren. 
De prognose van het totale productievolume van het totale Vries-10 is van de NAM en komt niet 
van de SodM. Wat opvallend is, is dat er hier gesproken wordt over een nieuw winningsplan tot 
tweemaal toe. 
Verder geeft de NAM aan gesprekspartners aan dat;
9</pre>

====================================================================== Einde pagina 461 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 462 ======================================================================

<pre>citaat: Met betrekking tot de Seismische Risicoanalyse van het Ministerie van Economische Zaken
deelt de Minister de conclusies van deze analyse zoals uitgevoerd door TNO/SodM (het kleine 
velden onderzoek) De Minister concludeert dat” in afwachting van de behandeling van het 
gewijzigde winningsplan op basis van het vigerende winningsplan de productie doorgang kan 
vinden”.  Einde citaat. 
De NAM stelt dat het vervelend is dat de boodschap rond de productiestart van Vries-10 
onbedoeld verbonden is geraakt met de procedure rond het aangepaste winningsplan Westerveld. 
Heel begrijpelijk als in het voorgaande al gesteld is dat er een nieuw winningsplan zal komen die 
deze productieput Vries-10 betreft. 
Aangezien de NAM aangeeft dat de gaswinning productieput Vries-10 een nieuwe aanvraag 
winningsplan betreft is het de vraag of er in de vigerende winningsplan voldoende rekening is 
gehouden met Nationaal Park Drentse Aa en het aanwezige Natura2000 gebied, dat wil zeggen 
volgens de Mijnbouwwet 2017. 
In de aanvraag winningsplan Westerveld van 9 september 2016 wordt een vergelijking gemaakt 
tussen Vries Zuid en Eleveld. Dit is eigenlijk speculatie en berust alleen op een theoretische 
veronderstelling niet alleen omdat er te weinig en/of er geen metingen plaats vinden in Vries Zuid 
maar ook omdat er sinds 23 jaar geen gasproductie plaats vindt. Dus zijn er geen drukverschillen 
die de bevingen veroorzaken. Dit geldt zeker voor productieput Vries-10, wat deze put betreft gaat 
de vergelijking met de historie met Eleveld helemaal niet op.
3.3 Adviezen SodM en TNO Aanvraag Instemming Winningsplan Westerveld en 
gaswinning Vries-10
A. SodM
In het advies van 13 oktober 2016 van de SodM staat onder Procesverloop, citaat: Recent is 
besloten om winningsplannen breder te toetsen en ook risico's voor omwonenden, gebouwen en 
infrastructuur mee te laten wegen in de beoordeling van het winningsplan. Dit betekent dat de 
beoordeling van de gevolgen van aardbevingen niet langer worden beperkt tot de “seismische 
hazard” (seismische dreiging, maar wordt uitgebreid naar het seismische risico . einde citaat. 
Onder Risico analyse zuur- en hydraulische stimulatie staat citaat:  In de nieuwe Mijnbouwwet 
wordt een gedetailleerde risicoanalyse gevraagd voor reservoirstimulatie als onderdeel van het 
werkprogramma voor stimulering van putten. De minimale eisen voor het werkprogramma worden 
beschreven in de bijbehorende mijnbouwregeling. Vooruitlopend op de wijziging van de 
Mijnbouwwet en Mijnbouwregeling adviseert SodM om een voorwaarde op te nemen in het 
instemmingsbesluit van het winningsplan. In deze voorwaarde dient NAM uiterlijk vier weten vóór 
aanvang van de zuur- en /of hydraulische stimulatie een lokaal specifieke risico analyse in te 
dienen.  Einde citaat
Voor de aanvraag van 9 september heeft de NAM een analyse gemaakt van het seismisch risico 
(SRA) als gevolg van gaswinning uit de onderhavige gasvelden. Citaat: De gasvelden Assen-Zuid, 
Witten en Zevenhuizen-West zullen volgens het verwachte mid-case scenario niet produceren, 
waardoor er geen drukdaling zal plaatsvinden. (gedachte= Vries-10 gaat nu wel produceren) NAM 
verwacht in het high case productie scenario voor de velden dat de drukdaling gering zal zijn, 
waarmee de kans op seismiciteit voor dit scenario 'verwaarloosbaar' is. Volgens de methodiek is 
verder analyse ('Stap 2 van de SRA) voor deze velden niet nodig. Einde citaat 
Citaat: Voor het beoordelen van het seismische risico voor gasvelden Eleveld (….) Vries Zuid (…) 
10</pre>

====================================================================== Einde pagina 462 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 463 ======================================================================

<pre>is het nodig om de risico matrix te gebruiken ('Stap 2 van de SRA).  Einde citaat
Citaat: SodM stelt vast dat in het gasveld Eleveld historisch gezien en nog in het recente verleden,
veelvuldig bevingen zijn opgetreden (in totaal 46). De zwaarste daarvan (M> 2,0) zijn in de 
omgeving duidelijk gevoeld en hebben tot schademeldingen geleid (zie ook volgende paragraaf) 
Daarnaast wordt de productie uit het bevende voorkomen Vries-Zuid (maximale gemeten 
magnitude 1,5) middel put Vries-10 weer opgestart. Op dit moment worden in deze omgeving de 
grondbewegingen aan de oppervlak nog niet geregistreerd. Het zijn deze grondbewegingen die de
schade aan bouwwerken veroorzaken. SodM adviseert hierom NAM in de omgeving van de 
Eleveld en Vries-Zuid gasvelden, aanvullende monitoring te laten uitvoeren in de vorm van het 
plaatsen van enkele versnellingsopnemers. Daarnaast adviseert SodM om NAM een 
risicobeheerssysteem voor de bevende voorkomens uit dit winningsplan te laten opstellen en 
implementeren.  Einde citaat
Onder advies staat vermeld: citaat: SodM adviseert u om onder de volgende voorwaarden in te 
stemming met het winningsplan:
1. NAM dient voor 1 maart 2017 inzichtelijk te maken welke afspraken met het Waterschap 
zijn gemaakt en bij welke hoeveelheid bodemdaling er maatregelen noodzakelijk worden 
om nadelige gevolgen te voorkomen of te beperken.
2. NAM dient bij overschrijding van de productie in het 'high-case productie scenario van de 
Velden Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-west de seismische risico analyse te 
actualiseren en een wijzigingswinningsplan in te dienen. 
3. NAM dient, in overleg met het Koninklijk Nederland Meteorologisch Instituut voor 1 juni 
2017 enkele versnellingsmeters boven Eleveld en Vries-Zuid gasvelden te installeren en 
operationeel te hebben.
4.NAM dient voor 1 juni 2017, ten genoegen van de Inspecteur-generaal der Mijnen, voor de 
bevende velden in dit winningsplan een risicobeheerssysteem te ontwikkelen en 
operationeel te hebben.  Einde citaat
B. TNO
In de gasproductie wordt een low-case scenario, mid-case scenario en high-case scenario 
onderscheiden. 
Huidige producerende velden
Voor alle producerende velden in het winningsplan geldt, dat zij op basis van de DHAIS 
classificatie een niet te verwaarlozen kans op beven hebben, of reeds hebben gebeefd (1). Dit 
verplicht de NAM voor al deze velden een seismische risico analyse uit te voeren (2). 
1 (Deterministische hazard analyse voor geïnduceerde seismiciteit (DHAIS); TNO rapport 
R10198 2012
2 Methodiek voor risicoanalyse omtrent geïnduceerde bevingen door gaswinning tijdelijke 
leidraad voor adressering mbb p.versie 1.2 SodM 1 februari 2016
Huidige producerende velden
Citaat: Voor alle momenteel producerende velden in het winningsplan geldt, dat zij op basis van 
DHAIS classificatie een te verwaarlozen kans op beven hebben. TNO-AGE constateert, dat de 
risicoanalyse is uitgevoerd volgens de SRA-leidraad (..).  Einde citaat
Huidige niet producerende velden
Voor alle momenteel niet-producerende velden in het winningsplan geldt, dat zij op basis van 
DHAIS classificatie een te verwaarlozen kan op beven hebben. 
11</pre>

====================================================================== Einde pagina 463 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 464 ======================================================================

<pre>TNO-AGE kan zich hierin vinden. Echter als de productie uit de velden Assen-Zuid, Witten en 
Zevenhuizen-West het huidige NAM high case scenario overschrijdt, dan stelt TNO-AGE voor om 
opnieuw per veld te bekijken of een seismische risicoanalyse noodzakelijk is. 
3.3.1 Conclusie adviezen SodM en TNO over onder andere Vries-10
A. SodM
Een belangrijk verschil met de regelgeving van de 'oude winningsvergunning” van voor 9 
september is dat de beoordelingen niet langer worden beperkt tot de 'seismische hazard' maar 
wordt uit gebreid naar het seismische risico. (SRA)
In de 'nieuwe Mijnbouwwet', zegge die van 1 januari 2017, staat onder Risico analyse zuur- en 
hydraulische stimulatie, dat er een gedetailleerde risicoanalyse wordt gevraagd voor 
reservoirstimulatie als onderdeel van het werkprogramma voor stimulering van putten. De 
minimale eisen voor het werkprogramma worden beschreven in de bijbehorende 
mijnbouwregeling. 
De SRA voor de gaswinning voor de onderhavige gasvelden genoemd in de aanvraag 
winningsplan Westerveld van 9 september 2016 geldt niet voor productieput Vries-10 omdat die 
nog niet in productie was op het moment van de SRA. Hiervoor moet een SRA gedaan worden. 
Het deel van Vries Zuid waarin Vries-10 ligt kan gelijk gesteld worden aan de gasvelden Assen-
Zuid, Witten en Zevenhuizen-West omdat er ten tijde van het indienen van de aanvraag 
winningsplan Westerveld ook nog geen gaswinning plaatsvond en ook al 23 jaar geen gaswinning 
plaats had gevonden. 
Omdat de NAM nog geen SRA heeft gemaakt die expliciet Vries-10 betreft is het ook nog niet 
exact te stellen hoe dit gasveld zal gaan produceren en is er nog niks te zeggen over het low-case,
mid-case of high case scenario. Wat zeker zal zijn is dat de gaswinning van invloed is op de 
drukdaling maar of deze gering zal zijn is nog de vraag. 
Met zekerheid is al te stellen dat Stap1 van de SRA niet voldoende zal zijn om dit veld te 
beoordelen. Of, zoals de SodM stelt, is voor het beoordelen van het seismische risico voor Vries 
Zuid waar deze productieput Vries-10 in ligt het nodig om de risico matrix te gebruiken of te wel 
Stap 2 van de SRA. 
De SodM lijkt op basis van de adviezen van TNO een vergelijking te maken tussen gasveld 
Eleveld en Vries Zuid c.q. Vries-10. Dit zal wel een bureaustudie betreffen want iedereen kan zien 
dat de verschillen tussen deze putten zo groot is dat er serieus voor Vries-10 een nieuwe SRA 
moet worden uitgevoerd. Bijvoorbeeld:
•Gasveld Eleveld is een actieve gaswinning waar in het recente verleden veelvuldig 
bevingen zijn opgetreden. In Vries-10 wordt al 23 jaar geen gas gewonnen op het moment 
van de aanvraag en het advies van SodM. Dus die vergelijking voor dit deel van Vries Zuid 
gaat niet op. 
•In Gasveld Eleveld zijn in totaal 46 bevingen geregistreerd, in Vries-10 worden op het 
moment van het advies de grondbewegingen aan de oppervlakte nog niet geregistreerd. Dit
is logisch want er vindt nog geen gaswinning plaats en dus is er geen drukdaling of 
bodemdaling te verwachten. 
12</pre>

====================================================================== Einde pagina 464 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 465 ======================================================================

<pre>•Bij de start van de winningsvergunning november 1968 was de situatie gasveld Eleveld en 
Vries-10 ongeveer gelijk. Het grootste verschil was dat Eleveld dicht bij de vuilopslag van 
Assen lag en dicht tegen het oefenterrein van Defensie lag en bij de toen nog eenvoudige 
TT baan. En Vries-10 lag midden in de weilanden net als VRS-3C . De woonwijk 
Baggelhuizen waar Eleveld dichtbij ligt en de ijsbaan Drenthe waren in aanbouw maar de 
woonwijken Peelo, Pittelo en Noorderpark en vooral Marsdijk (inclusief de grote en kleine 
industrieterreinen) bestonden nog niet. VRS-3C  zou als deze put werkzaam zou zijn op dit 
moment ineens onder een woonwijk liggen met de postcode 9403. (Mijn postcode dus) 
Vries-10 ligt 800 meter van deze postcode af. 
•23 jaar geleden is VRS-3C  gesloten terwijl de gaswinning in gasveld Eleveld gewoon door 
ging. 
•Rondom gasveld Eleveld is er weinig meer gebouwd. Alleen de TT Baan heeft vele 
uitbreidingen gekregen; de sport accommodaties achter de Bonte Wever, de VMBO 
opleiding Salland  en natuurlijk de huidige Bonte Wever. Boven Vries-10 is veel meer 
gebeurd. 21 jaar geleden is een groot deel van de Marsdijk de Messen; De Stoepen en 
delen die daar tegen aanliggen gebouwd, Net als de nieuwe scholen en een kerk en de 
industrieterreinen naast de woonwijk en het Messenveld I en II. Een groot deel van de 
Asser bevolking woont boven of heel dicht naast deze productieput. Of in de woonwijken 
Peelo, Pittelo en Noorderpark. 
•Gasveld Eleveld ligt nog steeds tegen het oefenterrein de Haar van Defensie aan en dat is 
een mooi natuurgebied. Vries-10 daarin tegen ligt heel dicht tegen een deel van 
Natura2000 aan. 
•Gasveld Eleveld ligt niet boven een waterwingebied, Vries-10 dus wel. Dus goede 
afspraken over zuurstimulatie als deze put niet genoeg produceert is gewoon een must. 
•Voor gasveld Eleveld is al gebleken dat hier seismische risico I geldt dat dicht tegen 
Seismisch risico II aan ligt,  net als in het al producerende deel van Vries Zuid. Omdat de 
verschillen tussen beide gasvelden zo groot is wat betreft bijvoorbeeld het aantal inwoner 
en de aanwezigheid van industrie en Natura2000 is het de vraag of bij een SRA die Vries-
10 betreft het Seismische risico II niet net overtroffen wordt.
B. TNO
De SRA die is uitgevoerd betrof de producerende velden in het winningsplan van dat moment en 
dus niet expliciet Vries-10.
Er is geconstateerd dat er een SRA is uitgevoerd die blijkbaar noodzakelijk was voor de aanvraag 
die  huidige vigerende vergunning betreft. Dat betekend dat als TNO expliciet een uitspraak zou 
doen over de huidige gaswinning in Vries-10 zij dezelfde mening zou zijn toegedaan namelijk dat 
de NAM verplicht gesteld zou moeten worden om een SRA voor dit deel van het veld uit te voeren. 
Voor alle momenteel niet-producereden velden in het winningsplan -  Assen-Zuid, Witten en 
Zevenhuizen-West - geldt, dat zij op basis van DHAIS classificatie een te verwaarlozen kan op 
beven hebben. Dit was op het moment van de aanvraag winningsplan Westerveld van 9 
september 2016 natuurlijk ook zo voor Vries-10 omdat daar nog geen productie plaatsvond. 
Vervolgens geldt de volgende uitspraak ook voor Vries-10. Citaat: Echter als de productie uit de 
velden Assen-Zuid, Witten en Zevenhuizen-West het huidige NAM high case scenario overschrijdt,
dan stelt TNO-AGE voor om opnieuw per veld te bekijken of een seismische risicoanalyse 
13</pre>

====================================================================== Einde pagina 465 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 466 ======================================================================

<pre>noodzakelijk is. Waarbij het natuurlijk op dit moment niet duidelijk is binnen welke case scenario 
de winning plaats vindt. Einde citaat.
3.4 Beantwoording vragen van de Tweede Kamer door Minister Kamp over de 
plannen van de NAM om de put Vries-10 in Assen op te starten
De vragen zijn gesteld door lid van de Tweede Kamer Dik-Faber (ChristenUnie) en gaan over de 
over de plannen van NAM om de put Vries-10 in Assen op te starten (ingezonden 13 januari 2017 
en beantwoording op 26 januari).
Citaat 1:
Ik heb uw Kamer op 22 november 2016 (Kamerstuk 33 529 nr. 316) geïnformeerd over het feit dat 
er nog ruimte beschikbaar is onder het geldende winningsplan om gas uit de put Vries-10 te 
produceren. Put Vries-10 is geboord ter vervanging van een andere put, waarvan de productie 
jaren geleden is beëindigd vanwege een te hoge waterproductie. NAM heeft Staatstoezicht op de
Mijnen (SodM) gevraagd om aan te geven of productie uit put Vries-10 is toegestaan. SodM heeft 
geconstateerd dat de grenzen van het vigerende winningsplan met het in gebruik nemen van put 
Vries-10 de komende twee jaar naar verwachting niet zullen worden overschreden en dat er op 
basis van het vigerende winningsplan gestart kan worden met de productie uit deze put. NAM
voldoet hiermee dus aan de vereisten en mag op basis daarvan een aanvang maken met de 
productie. NAM heeft de productie uit de put Vries-10 inmiddels opgestart. 
Einde citaat.
Citaat2:
(..) Daarom vind ik het belangrijk dat er voor alle kleine velden in Nederland een seismische 
risicoanalyse wordt uitgevoerd. Ik heb daarom in de gewijzigde Mijnbouwwet, die sinds 1 januari 
2017 van kracht is, opgenomen dat elk nieuw of gewijzigd winningsplan een seismische 
risicoanalyse moet bevatten. Daarnaast heb ik TNO gevraagd om onafhankelijk een seismische 
risicoanalyse uit te voeren voor alle kleine velden op land. Deze analyse van TNO heb ik op 24 
juni 2016 (Kamerstuk 33 529, nr. 275) aan uw Kamer toegestuurd. Uit deze analyse blijkt dat het 
seismische risico voor het Vries-veld in de laagste risicocategorie ligt. Dit betekent echter niet dat 
er geen bevingen kunnen voorkomen. Voor velden in de laagste risicocategorie volstaat, conform 
de procedure met betrekking tot de seismische risicoanalyse, monitoring van seismiciteit met 
behulp van het huidige KNMI geofoon- en versnellingsmeternetwerk. 
Einde citaat
Citaat 3:
Ik heb inderdaad in mijn brief van 22 november 2016 aangegeven dat eerder is gezegd dat “in alle 
gevallen waarbij op basis van boringen besloten wordt om gas te gaan winnen, een nieuw of 
gewijzigd winningsplan ingediend moet worden”. Ik heb daarbij ook aangegeven dat er zich 
situaties voor kunnen doen waarbij er nog wel ruimte is binnen het vigerende winningsplan om te 
winnen uit een nieuwe productieput. Dit is het geval bij het Vries-veld. In het geval van de put 
Vries-10 is al op basis van een eerdere put aan NAM toestemming gegeven gas te winnen
uit dit deel van het Vries-veld en dit is vastgelegd in het vigerend winningsplan. 
Einde citaat
Citaat 4:
Het vigerende winningsplan is goedgekeurd op basis van de toen geldende mijnbouwwetgeving. 
Dat betekende dat het ter advies voorleggen van het besluit aan de regionale overheden nog geen
onderdeel van de wettelijke procedure was. Echter het besluit tot instemming met een gewijzigd 
winningsplan stond wel open voor bezwaar en beroep. 
Einde citaat
14</pre>

====================================================================== Einde pagina 466 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 467 ======================================================================

<pre>Citaat 5:
(…) Daarnaast heb ik TNO gevraagd om onafhankelijk seismische risicoanalyses uit te voeren 
voor alle kleine velden op land. Deze analyse van TNO heb ik op 24 juni 2016 (Kamerstuk 33 529, 
nr. 275) aan uw Kamer toegestuurd. In deze seismische risicoanalyses worden ook de factoren 
bevolkingsdichtheid, industriële inrichtingen, speciale gebouwen en vitale infrastructuur 
meegenomen. Op basis van deze analyses is er geen aanleiding om in te grijpen in het vigerende
winningsplan uit 2011. 
Einde citaat
3.4.1 Conclusies  Beantwoording vragen van de Tweede Kamer door Minister Kamp 
over de plannen van NAM om de put Vries-10 in Assen op te starten
Het gelden winningsplan dat hier bedoeld wordt is de winningsvergunningsgebieden Drenthe II 
(K.B. 4/11/1968 laatstelijk gewijzigd 17 juli 2007 bij beschikking ET-EM-7075840), Groningen (K.B 
30/5/1963). Dit is ook het vigerende winningsplan waarop de NAM haar aanvraag wijziging 
Westerveld van 9 september 2016 indient. 
Op dit winningsplan is de Mijnbouwwet 2007 en het Mijnbouwbesluit van 2007 van toepassing. 
Punten in deze vergunning die niet zijn aangepast op 17 juli 2007 is de totale productie die in 
Westerveld is toegestaan tot 2018 en de verlening van de duur van de gaswinning na 2018. 
De NAM moet de SodM vragen naar ruimte in de vigerende winningsvergunning als zij een nieuwe
productie op willen starten binnen het winningsplan Westerveld. Want er is een totale 
productiecapaciteit tot 2018. Dit antwoord heeft de NAM niet alleen nodig om een productie te 
starten maar ook om te beoordelen of het nog nuttig is om een nieuwe put te boren zoals Vries-10.
Het antwoord van de SodM op de vraag of er nog capaciteit dus nog productie is toegestaan op 
basis van het vigerende winningsplan is dus positief. En op basis van de nog aanwezig ruimte in 
de totale productie tot 2018 is dus ruimte. 
NAM voldoet dus aan de vereisen als het gaat om de ruimte in het vigerende plan wat betreft de 
hoeveelheid gas die zij wil gaan winnen tot 2018. Maar SodM geeft niet direct toestemming met dit 
antwoord om ook daadwerkelijk gas te gaan winnen zonder dat er een nieuwe aanvraag wijzing 
winningsplan noodzakelijk is. 
Op 26 januari 2017 heeft de NAM de productie in Vries-10 reeds opgestart ondanks dat zij voor 
deze put geen SRA heeft uitgevoerd en de Minister ook richting de kamer nogmaals aangeeft dat 
elk nieuw of gewijzigd winningsplan een seismische risicoanalyse moet bevatten. De gestarte 
productie van Vries-10 is niet opgenomen in de aanvraag winningsplan Westerveld van 9 
september 2017. Het antwoord van de Minister is wat Vries-10 betreft in tegenspraak met zijn 
eigen handelen en met het handelen van de NAM als verantwoordelijke winningspartij. Op dit punt 
wordt er dus gas gewonnen zonder dat er aan de eisen van de nieuwe Mijnbouwwet 2017 voldaan 
wordt. 
De NAM stelt zelf dat ze de productie langzaam opgestart hebben tussen 25 december en 31 
december 2016. Mogelijk is de echte productie na 1 januari 2017 begonnen en valt deze dus 
volledig onder de regelgeving van de nieuwe Mijnbouwwet. Welke volgens zeggen van de Minister 
geen overgangsrecht heeft 
Uit de analyse van TNO blijkt inderdaad dat het Vries Veld in de laagste risicocategorie valt maar 
ook al bijna in de volgende risicocategorie II. Dit is de Minister bekend omdat hij op 13 oktober 
2016 aanvullende adviezen heeft gehad van de SodM en van TNO waar naast de het huidige 
15</pre>

====================================================================== Einde pagina 467 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 468 ======================================================================

<pre>KNMI geofoon- en versnellingsmeternetwerk ook enkele versnellingsmeters boven dit veld 
geïnstalleerd moet worden voor in elk geval 1 juni 2017. Maar deze adviezen gelden niet expliciet 
Vries-10 omdat op deze locatie in Vries Zuid geen productie plaats vond al 23 jaar niet. De 
geplande productie Vries-10 is niet meegenomen in de analyse van SodM en niet in die van TNO 
anders hadden ze deze in hun zorgvuldigheid expliciet vermeld als niet werkzaam net als Assen 
Zuid, Witten en Zevenhuizen-West. De Minister is hier niet volledig en zorgvuldig in zijn antwoord 
aan de Tweede Kamer omdat hij weet dat de nieuwe productieput Vries-10 niet als zodanig 
genoemd wordt in de aanvraag wijziging Westerveld van 9 september 2016. 
In alle gevallen waarbij op basis van boringen besloten wordt om gas te gaan winnen, dient een 
nieuw of gewijzigd winningsplan ingediend te worden behalve dus bij Vries-10 omdat de NAM al 
toestemming had om in Vries C3 gas te winnen 23 jaar geleden en dat dit is vastgelegd in het  
vigerende winningsplan. Hier wordt voorbij gegaan aan het feit dat er op basis van de regelgeving 
van de 'oude winningsvergunning” al een analyse gemaakt moest worden voor wat betreft de 
Seismische Hazard op basis van de Mijnbouwwet 2007. En dat er op basis van de eigen regels 
van de Minister van april 2016 al een SRA moet worden uitgevoerd voordat de winning mag 
starten op basis van de nieuwe regelgeving van de Mijnbouwwet 2017. Als de start van de echte 
winning na 1 januari 2017 is geweest dan moet dit met zekerheid volgens de Mijnbouwwet van 
2017.
Ook de Minister geeft hier aan dat Vries-10 een nieuwe productieput betreft. 
Omdat het een nieuwe productieput betreft die na april 2016 gestart is met produceren geldt 
volgens de regels van de Minister dat de nieuwe Mijnbouwwet 2017 van toepassing is. Mocht de 
werkelijke productie na 1 januari 2017 opgang gekomen zijn dan geldt natuurlijk helemaal de 
Mijnbouwwet 2017. Maar de Minister heeft natuurlijk gelijk dat het volgens de vigerende 
vergunning nog niet nodig was om advies te vragen aan de decentrale overheden, provincie 
Drenthe en Waterschappen, het was namelijk helemaal nog niet aan de orde dat er advies 
uitgebracht moest worden. Volgens de NAM staan de aanvraag winningsplan Westerveld en de 
productie in Vries-10 los van elkaar. Er kan pas advies worden uitgebracht als de NAM een 
deugdelijke aanvraag wijziging Westerveld voor Vries-10 heeft ingediend bij het Ministerie van EZ. 
In het antwoord van 13 oktober 2016 gaat TNO niet specifiek in op productieput  Vries-10. Ze gaan
in op al producerende gasvelden binnen het Westerveld Systeem. En daarvan zeggen ze dat in 
het geval van Vries Zuid een SRA aan de orde is. Dit geldt dus ook voor de nieuwe productieput 
Vries-10. Het is een zekerheid dat deze SRA niet expliciet voor Vries-10 gedaan is. 
Het lijkt er sterk op dat het de Minister er alles aan gelegen is om de productie in Vries-10 door te 
laten gaan. Als hij hiermee een foute inschatting heeft gemaakt zal hij dat zeker niet toegeven, ook 
niet als dit niet rechtmatig zou zijn. Door zijn instelling heeft de Minister ruimte geschapen voor een
discussie over de toepassing van verschillende wetgevingen en regels. Er lopen dan binnen het 
winningsplan Westerveld twee soorten regelgevingen naast elkaar, die van bestaande gaswinning 
van voor 9 september 2016 waarvoor vele partijen een advies hebben uitgebracht op basis van 
besluiten van de Minister in april 2016 en die van de vigerende vergunning en alle rechten die 
daaraan verbonden zijn. Maar dit laatste is in elk geval niet het adviesrecht van alle partijen die 
reageerden op op de aanvraag wijziging Westerveld van 9 september 2016. 
Zolang er geen problemen ontstaan door een aardbeving ontstaan door gaswinning of 
milieuschade in Natura2000 en/of aan dijken of aan woningen en gebouwen of echte risico's voor 
bewoners is er geen discussie over vergoeden van schade door de NAM. Maar als die problemen 
en schade wel aan de orde zijn ontstaat er een oeverloze discussie net als in het Groningenveld 
over binnen of buiten contouren en wel of geen C-schade of anderszins.
16</pre>

====================================================================== Einde pagina 468 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 469 ======================================================================

<pre>Maar niet alleen de Minister is er sterk aan gelegen om deze productie door te zetten op basis van 
de vigerende vergunning. 
De NAM toont zich geen verantwoordelijke partij door onduidelijkheid te laten bestaan over het 
moment van de start van de werkelijke productie in Vries-10 en door zich niks gelegen te laten 
liggen aan verzoeken van bijvoorbeeld de gemeente Assen, gemeente Tynaarlo en de 
Waterschappen om deze productieput voorlopig te sluiten. 
3.5 Ontwerp instemmingsbesluit winningsplan Westerveld en gaswinning Vries-
10
Onder punt 3 Voorgeschiedenis wordt duidelijk aangegeven:
3.1 Wijziging Mijnbouwwet; 3.1.1 Wijzing toetsingskader met als apart punt Natuur en milieu; 3.1.2 
Wijziging procedure; 3.2 Procedure winningsplan Westerveld.
Onder punt 4 Juridisch kader is opgenomen:
Punt 4.1 Mijnbouwregelgeving
Het winningsplan dient te worden getoetst aan de Mbw en de daarop gebaseerde 
regelgeving. De artikelen 34, 35 en 36 van de Mbw en de artikelen 24, 30 en 31 van het 
Mijnbouwbesluit (hierna: Mbb) vormen het juridisch kader waaraan het winningsplan wordt 
getoetst. Alvorens op basis van de Mbw over te mogen gaan tot winning is, op grond van 
artikel 34, derde lid, van de Mbw, de instemming vereist van de minister met een 
winningsplan. Het winningsplan geeft concreet inzicht in de wijze waarop de winning wordt 
uitgevoerd en de effecten daarvan en dient te voldoen aan de eisen genoemd in artikel 35 
van de Mbw. Artikel 24 Mbb bevat een aantal nadere eisen die aan een winningsplan 
worden gesteld. 
Ter beoordeling of met een winningsplan kan worden ingestemd, wordt het winningsplan 
getoetst aan artikel 36, eerste lid, van de Mbw. De minister kan slechts geheel of 
gedeeltelijk instemming weigeren of daaraan voorschriften of beperkingen verbinden: 
a. indien het in het winningsplan aangeduide gebied door de minister niet geschikt wordt 
geacht voor de in het winningsplan vermelde activiteit om reden van het belang van de 
veiligheid voor omwonende of het voorkomen van schade aan gebouwen of infrastructurele
werken of de functionaliteit daarvan,
b. in het belang van het planmatig beheer van voorkomens van delfstoffen,
c. indien nadelige gevolgen voor het milieu ontstaan, of
d. indien nadelige gevolgen voor de natuur worden veroorzaakt. Artikel 36, tweede lid, van 
de Mbw bepaalt voorts dat de minister de instemming kan verlenen onder beperkingen of 
daaraan voorschriften kan verbinden, indien deze gerechtvaardigd worden door een grond 
als genoemd in artikel 36, eerste lid of, voor zover het belang van de veiligheid voor 
omwonende of het voorkomen van schade aan gebouwen of infrastructurele werken of de 
functionaliteit daarvan daardoor niet op onaanvaardbare wijze wordt aangetast, door het 
belang van leveringszekerheid.
Punt 4.2 Voorbereidingsprocedure
Gelet op artikel 34, vierde lid, van de Mbw is dit besluit tot instemming met het winningsplan
voorbereid met toepassing van de uniforme openbare voorbereidingsprocedure als bedoeld
in afdeling 3.4 van de Awb. Tevens is naast SodM en Tcbb op grond van artikel 34, vijfde 
lid, van de Mbw ook advies gevraagd aan alle betrokken decentrale overheden. en op 
grond van artikel 105, derde lid, van de Mbw aan de Mijnraad.
Punt 5. Adviezen naar aanleiding van de aanvraag
17</pre>

====================================================================== Einde pagina 469 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 470 ======================================================================

<pre>SodM heeft bij brief van 13 oktober 2016 advies uitgebracht (kenmerk:16152380). Voor de 
beoordeling van het winningsplan Westerveld heeft SodM advies gevraagd aan TNO-AGE 
voor de verificatie van de berekeningen op de onderdelen doelmatige winning, 
bodemdaling en de SRA;
de Tcbb heeft bij brief van 6 december 2016 advies uitgebracht (kenmerk: 
TCBB/16189114);
Gedeputeerde Staten van de provincie Drenthe (hierna: de provincie Drenthe) heeft bij brief
van 17 januari 2017 advies uitgebracht (kenmerk: 3/3.3/2017000089);
het College van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Tynaarlo (hierna: de 
gemeente Tynaarlo) heeft bij brief van 10 januari 2017 advies uitgebracht (kenmerk: 
2016/35584, 2017/223);
het bestuur van het waterschap Hunze en Aa’s (hierna: het waterschap Hunze en Aa’s) 
heeft bij brief van 17 januari 2017 advies uitgebracht (kenmerk:IN16-2078/17-0083);
de Mijnraad heeft bij brief van 3 maart 2017 advies uitgebracht 
(kenmerk:MIJR/17035516)het College van Burgemeester en Wethouders van de gemeente
Assen (hierna: de gemeente Assen) heeft bij brief van 17 januari 2017 advies uitgebracht 
(kenmerk: 2016-04865);
het College van Burgemeester en Wethouders van de gemeente Tynaarlo (hierna: de 
gemeente Tynaarlo) heeft bij brief van 10 januari 2017 advies uitgebracht (kenmerk: 
2016/35584, 2017/223);
het bestuur van het waterschap Hunze en Aa’s (hierna: het waterschap Hunze en Aa’s) 
heeft bij brief van 17 januari 2017 advies uitgebracht (kenmerk:IN16-2078/17-0083);
de Mijnraad heeft bij brief van 3 maart 2017 advies uitgebracht (kenmerk:MIJR/17035516)
Punt 6.1 Algemene adviezen
De decentrale overheden adviseren om de toezegging van de minister jegens NAM om 
binnen de bestaande vergunning te mogen winnen uit de nieuw geboorde put Vries-10 in te
trekken en NAM op te dragen hiervoor de uitkomst van de procedure voor onderhavig 
winningsplan af te wachten. Het vigerende winningsplan is namelijk niet getoetst op de 
veiligheid van burgers (SRA), waardoor er niet op kan worden teruggevallen.
Punt 6.3.3 Bodemtrilling
Advies SodM
(….)SodM stelt vast dat er in het gasveld Eleveld historisch gezien en nog in het recente 
verleden, veelvuldig bevingen zijn opgetreden. De zwaarste daarvan (magnitude groter dan
2,0) zijn in de omgeving duidelijk gevoeld en hebben tot schademeldingen geleid. 
Daarnaast wordt de productie uit het bevende voorkomen Vries-Zuid (maximale gemeten 
magnitude 1,5) door middel van de put Vries-10 weer opgestart. (…)
Advies Tcbb
De Tcbb merkt op dat uit de nog uit te voeren onderzoeken inzake het Groningenveld 
mogelijk kan blijken dat ook voor sommige kleinere velden de grens van magnitude 3,9 op 
de schaal van Richter kan worden overschreden. Als er ook voor het winningsplan 
Westerveld redenen blijken te zijn om de Mmax van 3,9 te herzien, dan zal NAM het 
winningsplan hiervoor moeten wijzigen.
Gezamenlijk advies decentrale overheden
De decentrale overheden constateren dat de reeds bevende velden Eleveld en Vries-Zuid 
dicht liggen bij de grens met risicocategorie II. (…) De decentrale overheden verzoeken om 
in het instemmingsbesluit aandacht te besteden aan de productiesnelheid uit de 
verschillende gasvelden. Er lijkt door NAM bij de bepaling van de productiescenario's geen 
rekening te zijn gehouden met de relatie snelheid drukdaling versus bodemtrilling. De 
decentrale overheden stellen dat de uitgevoerde SRA berekening ten onrechte geen 
18</pre>

====================================================================== Einde pagina 470 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 471 ======================================================================

<pre>rekening houdt met de toekomstige ruimtelijke ontwikkelingen en ook niet met de correcte 
bevolkingsdichtheid van het stedelijk gebied rond het gasveld Eleveld. Geadviseerd wordt 
om dit te herstellen. Advies van de Mijnraad De Mijnraad geeft aan dat in het gasveld 
Eleveld veelvuldig bevingen zijn opgetreden; soms met een magnitude groter dan twee, 
met schademeldingen als gevolg.
De productie uit het gasveld Vries-Zuid wordt weer opgestart, terwijl ook hier 
bevingen zijn opgetreden (maximale gemeten magnitude 1,5).  In de SRA blijken beide 
velden desondanks in de laagste categorie (I) te vallen, zij het dicht bij de grens met 
categorie II. SodM adviseert om NAM in de omgeving van de Eleveld en Vries-Zuid 
gasvelden aanvullende monitoring te laten uitvoeren door het plaatsen van enkele 
versnellingsmeters en om NAM een risicobeheerssysteem voor de bevende voorkomens uit
dit winningsplan te laten opstellen en implementeren. De Mijnraad onderschrijft deze SodM-
aanbevelingen.
Punt 7.1 Algemeen
(….) EZ-vergunning Vries-10 intrekken; toestemming koppelen aan dit besluit. Zolang er 
binnen het vigerende winningsplan (winnings)ruimte is, zoals in het geval van de put Vries-
10, is er na een nieuwe boring geen wijziging van het winningsplan nodig. In dit geval wordt
dat veroorzaakt door het feit dat de put Vries-10 een oudere niet meer werkende put 
vervangt, waarvan de productie al in het vigerende winningsplan was opgenomen. Binnen 
het vigerende winningsplan is nog ruimte voor ongeveer twee jaar productie. SodM kan er, 
als onafhankelijk toezichthouder, op toezien dat de productie uit de put Vries-10 en 
de effecten daarvan op de bodembeweging blijven binnen hetgeen is vastgelegd in 
het vigerende winningsplan. Alhoewel er in de gewijzigde Mbw additionele eisen 
worden gesteld aan een (gewijzigd) winningsplan, is het niet zo dat het vigerende 
winningsplan indertijd niet is getoetst op de veiligheid van burgers.  Na vaststelling 
van het instemmingsbesluit met het thans in procedure zijnde winningsplan Westerveld, 
kan de productie uit de put Vries-10 ook na deze twee jaar doorgaan. In dit winningsplan is 
ook een SRA opgenomen. Uit deze risicoanalyse blijkt dat door de voorgenomen productie 
uit de put Vries-10 het seismisch risico niet verandert ten opzichte van het vigerende 
winningsplan. Ook de verwachte bodemdaling (<2 cm) blijft binnen het vigerende 
winningsplan. Er is dan ook geen aanleiding om de reeds eerder verleende instemming met
het vigerende winningsplan in te trekken, of om het opstarten van de productie uit de put 
Vries-10 aan te houden tot na de vaststelling van het thans in procedure zijnde 
instemmingsbesluit.
3.5.1 Conclusie(s) Ontwerp instemmingsbesluit winningsplan Westerveld en 
gaswinning Vries-10
Uit de informatie onder punt 5 blijkt heel duidelijk dat er door diverse partijen gebruik gemaakt is 
van hun recht om advies uit te brengen in het kader van Mijnbouwwet 2017.
Uit de informatie onder punt 6 blijkt heel duidelijk wat de decentrale overheden adviseren over de 
toezegging van de minister jegens de NAM  om binnen de bestaande vergunning te mogen winnen
uit de nieuw geboorde put Vries-10. Volgens hun is het vigerende winningsplan is namelijk niet 
getoetst op de veiligheid van burgers (SRA), waardoor er niet op kan worden teruggevallen. Hierin 
deel ik de mening van de decentrale overheden over het vigerende winningsplan en de SRA want 
dit is nu juist een van de redenen waarom de aanvraag van 9 september 2016 door de NAM is 
ingediend. 
De SodM geeft aan in haar advies dat citaat – Daarnaast wordt de productie uit het bevende 
voorkomen Vries-Zuid (maximale gemeten magnitude 1,5) door middel van de put Vries-10 weer 
19</pre>

====================================================================== Einde pagina 471 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 472 ======================================================================

<pre>opgestart – Einde citaat. Dit betekent concreet dat de aanvraag winningsplan Westerveld niet 
Vries-10 betreft omdat deze bestaande gaswinning en gasopslag betreft en geen nieuwe 
gaswinning. 
Ook de decentrale overheden geven in hun advies aan: citaat: De productie uit het gasveld Vries-
Zuid wordt weer opgestart, terwijl ook hier bevingen zijn opgetreden (maximale gemeten 
magnitude 1,5). einde citaat. Dus ook zij erkennen dat er in Vries-10 nog geen sprake is van 
gaswinning en dat deze productieput dus niet valt onder de aanvraag van 9 september. 
Onder punt 7 geeft de Minister aan op welke gronden de gaswinning in productieput Vries-10 
gestart is. Zijn eerste mededeling is: EZ-vergunning Vries-10 intrekken; toestemming koppelen aan
dit besluit. Dat klinkt voortvarend maar gaat echt over verschillende zaken die niet te rijmen zijn. 
EZ-vergunning Vries-10 is gegeven op basis van de vigerende vergunning en dit besluit (zijnde dit 
instemmingsbesluit) gaat over een aanvraag die specifiek toeziet op bestaande gaswinning en 
gasopslag en dus niet op een nieuwe productieput. De Minister is bezig appels en peren samen te 
voegen en dat lijkt niet rechtmatig. Het zou juist zijn als de Minister over Vries-10 een nieuw 
instemmingsbesluit zou nemen op basis van een nieuwe aanvraag wijziging gaswinning Vries-10 
Westerveld. 
Er kunnen gerust vraagtekens gezet worden bij de mededeling van de Minister dat het vigerende 
winningsplan voor productieput Vries-10 voldoende getoetst is op de veiligheid van de burgers 
volgens de huidige normen. Het is namelijk maar de vraag of TNO en vervolgens de SodM de 
juiste uitgangspunten hebben genomen bij het toetsen. Zie ook de conclusies over dit onderwerp 
onder 3.3.1  Conclusie adviezen SodM en TNO over onder andere Vries-10.
De Minister geeft aan dat er binnen het vigerende winningsplan nog ruimte is voor twee jaar 
productie tot 2018. Dit wordt nergens gestaafd door bewijzen of door informatie vanuit de aanvraag
door de NAM. De NAM noemt in haar aanvraag de start van de gaswinning in put Vries-10 niet, 
noch de hoeveelheid gas die deze put gaat produceren per jaar of de totale productie van deze 
put. 
De NAM heeft in haar aanvragen wijziging gaswinning van 2007, 2011 en 2016 geen expliciete 
aanvraag van de verlening van de termijn van de gaswinning tot na 2018 gedaan.  
In zijn mededeling benadrukt de minister alleen dat op basis van de vigerende winningsvergunning
er voldoende ruimte is voor de productie maar hij geeft nergens aan dat als het gaat om Vries-10 
er ook al aangeven is of er zuur en hydraulische stimulatie zal plaats vinden. Terwijl hij in dat geval 
ook geen toestemming had moeten geven op grond van zijn eigen conclusie. Verder geeft de 
Minister onvoldoende aan dat de vraag beantwoord is wat betreft de huidige gaswinning in Vries-
10  en of dit geen nadelige gevolgen zal veroorzaken op de natuur in het effectgebied.
Tot zo ver de argumenten en conclusies waarmee ik mijn stellingen onder artikel 2 onderbouw. 
Te uwer informatie:
Een afschrift van deze brief heb ik verzonden aan de NAM en de gemeenten Assen, Tynaarlo en 
Aa & Hunze, de gedeputeerde staten van de provincie Drenthe; en de waterschappen. 
20</pre>

====================================================================== Einde pagina 472 =================================================================

<br><br>====================================================================== Pagina 473 ======================================================================

<pre>Tevens heb ik een groot aantal bewoners van Marsdijk en Loon gevraagd en de actiegroep 
StopgaswinningMarsdijk om mijn aanvraag te ondersteunen na het versturen van mijn verzoek. 
Hun steunbetuigingen ontvangt u binnen twee weken na mijn verzoek. 
Hoogachtend,
21
</pre>

====================================================================== Einde pagina 473 =================================================================

<br><br>