Exploration und Produktion von Erdöl und Erdgas in Deutschland ...

Exploration und Produktion von Erdöl undErdgas in Deutschland 2011Exploration and Production of Crude Oil and Natural Gas in Germany in 2011

Von M. PASTERNAK*

AbstractThis article presents an overview of oiland gas exploration and production in

Germany in 2011. The report is based ondata gathered on a regular basis by the StateAuthority for Mining, Energy and Geology(LBEG) from the oil and gas companies andthe other state mining offices.An increase in exploration activities due tothe granting of new licences was not ob-served so far. In contrast, the amount of geo-physical prospecting for oil and gas was be-low average and the number of new explora-tion wells decreased.Three 3D seismic surveys were conducted;all of them were located in Southern Ger-many. Neither 2D seismic data nor gravi-metric or geomagnetic data were acquired.In 2011 ten new exploration wells weredrilled compared to thirteen wells in 2010.Another fifteen exploration wells weredrilled to total depth already before 2011,but not completed by final well results. In2011 eight new field wildcats were com-pleted. Two of these wells discovered gas andfive of these wells were completed success-fully. One well was not successful. Anotherfive exploration wells (new pool tests) werecompleted. Four of these wells confirmed thepresence of gas and one well the presence ofoil.The number of new field development wellsdoubled to 46 compared to 2010. In additionto that number, another seven wells weredrilled to total depth already before 2011,but not completed by final well results. 33wells were completed successfully and en-countered oil or gas pay zones.The total drilling meterage increased signif-icantly to 73,272 m compared to 51,411 m ofthe previous year. This was the highest levelsince 1998.The natural gas production continued itsdownward trend in 2011. Due to the deple-tion of gas fields, the annual natural gas pro-duction dropped by 5% compared to the pre-vious year and amounted to 12.9 billion m3

(field quality).The annual crude oil production increasedby 6.6% to 2.7 million t, primarily due to the

increase in production from the Mittel-plate/Dieksand and Römerberg oil fields.The total remaining proven and probablenatural gas reserves dropped by almost14 billion m3 to 133 billion m3 (field qual-ity). As in the previous years this decline wasmore than the decrease by the annual gasproduction.The total remaining proven and probable oilreserves fell by only 0.6 million t to 35.3 mil-lion t. Thus, a significant proportion of theannual oil production from 2011 could be re-placed by new reserves.

KurzfassungDer vorliegende Artikel gibt einenÜberblick über die Ergebnisse der Ex-

ploration und Produktion von Erdöl und Erd-gas in Deutschland im Jahre 2011. Grundla-ge sind Daten der Erdöl- und Erdgasgesell-schaften und der Bergbehörden der Länder,die vom LBEG regelmäßig erhoben werden.Eine Steigerung der Explorationsaktivitäteninfolge der Vergabe neuer Konzessionen istbislang nicht eingetreten. Im Gegenteil: Diegeophysikalischen Aktivitäten zur Erkun-dung des Untergrundes nach Erdöl und Erd-gas waren unterdurchschnittlich und die An-zahl der Explorationsbohrungen ist gesun-ken.Es wurden drei seismische 3D-Surveys ak-quiriert, allesamt in Süddeutschland gele-gen. 2D-seismische, gravimetrische odergeomagnetische Messungen wurden nichtdurchgeführt.Die Anzahl der aktiven Explorationsbohr-projekte ist von 13 im Vorjahr auf zehn ge-sunken. Darüber hinaus waren 15 Explora-tionsbohrungen in Bearbeitung, die ihreEndteufe bereits vor 2011 erreicht, abernoch kein Ergebnis erhalten hatten. AchtAufschlussbohrungen wurden mit einem Er-gebnis abgeschlossen; zwei waren gasfün-dig, fünf hatten ihr Ziel erreicht und einehatte das Ziel nicht erreicht. Von den fünf mitErgebnis abgeschlossenen Teilfeldsuchboh-rungen waren vier gasfündig und eine ölfün-dig.Die Anzahl der aktiven Feldesentwicklungs-bohrungen hat sich gegenüber dem Vorjahrauf 46 verdoppelt. Weitere sieben Bohrun-gen hatten ihre Endteufe bereits vor 2011 er-reicht, aber noch kein Ergebnis erhalten. 33Bohrungen wurden mit erfolgreichem Er-gebnis abgeschlossen; davon waren 28 öl-

oder gasfündig und fünf hatten ihr Ziel er-reicht.Die Bohrmeterleistung hat den höchstenWert seit 1998 erreicht und mit 73.272 m ge-genüber dem Vorjahreswert in Höhe von51.411 m deutlich zugelegt.Der negative Trend der Erdgasförderung hatsich fortgesetzt. Aufgrund des natürlichenFörderabfalls der Lagerstätten wurden ge-genüber dem Vorjahr etwa 5 Prozent weni-ger gefördert. Die Jahresfördermenge be-trug 12,9 Mrd. m³ in Feldesqualität.Die Erdölförderung ist gegenüber dem Vor-jahr um 6,6 % auf knapp 2,7 Mio. t (inkl.Kondensat) angestiegen, vor allem weil dieFördermengen in den Feldern Mittelpla-te/Dieksand und Römerberg deutlich gestei-gert werden konnten.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdgasreserven hat wie schon in denletzen Jahren überproportional zur Förder-menge um knapp 14 Mrd. m³ abgenommenund wurde mit 133 Mrd. m³ in Feldesquali-tät bewertet.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdölreserven hat nur um 0,6 Mio. tabgenommen und betrug 35,3 Mio. t. Eingroßer Teil der Förderung konnte also durchneue Reserven ausgeglichen werden.

1 EinleitungDer vorliegende Beitrag fasst die Er-gebnisse der Exploration und Förde-

rung von Erdöl und Erdgas des Jahres 2011in Deutschland zusammen. Grundlage desBeitrages sind Daten, die im Rahmen derAufsuchung und Gewinnung von Erdöl undErdgas bei den Erdölgesellschaften gewon-nen wurden und routinemäßig vom Landes-amt für Bergbau, Energie und Geologie(LBEG) bundesweit erhoben werden. DerBeitrag stellt einen Abriss des Berichtes»Erdöl und Erdgas in der BundesrepublikDeutschland 2011« des LBEG dar, der mitzahlreichen detaillierten Tabellen ausgestat-

EXPLORATION & PRODUKTION

282 ERDÖL ERDGAS KOHLE 128. Jg. 2012, Heft 7/8

0179-3187/12/7-8© 2012 URBAN-VERLAG Hamburg/Wien GmbH

* Michael Pasternak, Landesamt für Bergbau, Energie undGeologie, Hannover(E-Mail: [email protected]).

(Nachfolgende Doppelseiten)

Abb. 1 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutschlandund Explorationsbohrungen des Jahres2011. Stockwerk: Rhät, Jura, Kreide undTertiär

Abb. 2 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutschlandund Explorationsbohrungen des Jahres2011. Stockwerk: Paläozoikum und Bunt-sandstein

tet ist und im Internet unter der Adressewww.lbeg.niedersachsen.de als Downloadzur Verfügung steht. Der Schwerpunkt die-ses Abrisses liegt auf der Bohrtätigkeit derExploration.

2 BohrtätigkeitDie Bohraktivität ist gegenüber denVorjahren sprunghaft angestiegen, vor

allem gemessen an der Anzahl der Bohrun-gen. So hat sich die Anzahl der »aktiven«Bohrungen von 36 im Vorjahr auf nunmehr56 erhöht. Als »aktiv« werden an dieser Stel-le die Bohrungen bezeichnet, die im Be-richtsjahr zur Bohrleistung beigetragen ha-ben. Die Bohrmeterleistung ist gegenüberdem Vorjahreswert zwar um 43 % angestie-gen und erreichte den höchsten Wert seitmehr als zehn Jahren, doch aufgrund dergroßen Schwankungsbreite der jährlichenBohrmeter stellt der Wert nicht einen sol-chen Ausreißer dar wie die Anzahl der Boh-rungen.In der Kategorie der Explorationsbohrungenhat sich die Anzahl der Bohrungen entgegender Gesamtentwicklung sogar verringert,und zwar auf zehn gegenüber 13 im Vorjahr.Und das, obwohl vier flache Untersuchungs-bohrungen gebohrt wurden, die als zusätzli-che Ausnahmeprojekte die Statistik übli-cherweise positiv beeinflussen. Die Bohrme-ter der Exploration haben angesichts dieserVerhältnisse natürlich deutlich abgenom-men; sie haben sich nahezu halbiert.Die positive Entwicklung der Bohraktivitätist getragen von den Aktivitäten in der Kate-gorie der Feldesentwicklungsbohrungen.Die Anzahl dieser Bohrungen hat sich ge-genüber dem Vorjahr auf 46 verdoppelt. DieBohrmeter haben sich in dieser Kategoriesogar mehr als verdoppelt. In dem massivenAnstieg der Bohrungsanzahl spiegelt sichvor allem die Bohrkampagne im Feld Em-lichheim wider. Allein dort wurden 25 Boh-rungen in 2011 niedergebracht. Diese Kam-pagne hatte bereits Ende 2010 mit den ers-ten Bohrungen begonnen, über das ganzeJahr 2011 angedauert und wurde in 2012fortgesetzt.

2.1 ExplorationsbohrungenExplorationsbohrungen haben das Ziel,neue Felder bzw. Teilfelder zu erschließen,den Untergrund zu erkunden oder aufgege-bene Felder wieder zu erschließen. In derZusammenstellung der aktuellen Explora-tionsbohrungen werden insgesamt 25 Boh-rungen geführt (Tab. 1). Diese Zahl setztsich aus den oben genannten zehn aktivenBohrungen und weiteren 15 Bohrungen zu-sammen, die ihre Endteufe bereits vor 2011erreicht, aber noch kein Ergebnis erhaltenhatten.Nach einer mehrjährigen Pause gab es wie-der einige Untersuchungsbohrungen. Siewurden in Norddeutschland abgeteuft undhatten das Ziel, in flacher Teufe potenzielleMuttergesteine zu beproben.

In der Kategorie der Aufschlussbohrungen,die das Ziel haben, neue Lagerstätten nach-zuweisen, wurden mit vier Bohrungen nurnoch halb so viele wie im Vorjahr abgeteuft.Die Besonderheit des Jahres 2011 waren dieExplorationsbohrungen im nördlichen Meck-lenburg-Vorpommern. Sie suchten im be-kannten Zechstein-Play an der Nordflankedes Permbeckens im näheren Umfeld der al-ten Erdölfunde Barth und Bansin nach Erd-öl. Eine weitere Bohrung und deren horizon-tale geologische Ablenkung erkundeten imwestlichen Niedersächsischen Becken dasShale-Gas-Potenzial des Wealden und desPosidonienschiefers.

In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrun-gen, die in der unmittelbaren Umgebung vonproduzierenden Feldern nach Kohlenwas-serstoffen suchen, wurden zwei Bohrungenabgeteuft. Eine Bohrung wurde in der Peri-pherie des norddeutschen Rotliegend-Gas-feldes Völkersen abgeteuft. Eine weitereBohrung wurde im Oberrheintal zur Bestäti-gung des Erdölfundes Römerberg durchge-führt.Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnis-se der Bohrprojekte näher vorgestellt wer-den. Die Lagepunkte der Bohrungen sind inden Abbildungen 1 und 2 dargestellt.

ERDÖL ERDGAS KOHLE 128. Jg. 2012, Heft 7/8 287

JAHRESRÜCKBLICK 2011

Tabelle 1 Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 2011

Name Operator Ziel/ StatusFundhorizont

Untersuchungsbohrungen (A1)Weser–ElbeLaagberg 1 RWE Dea Lias Epsilon Ziel erreichtMarienburg 1 RWE Dea Lias Epsilon Ziel erreichtMaßberg 1 RWE Dea Rhät Ziel erreichtRoloven 1 RWE Dea Lias Epsilon Ziel erreicht

Aufschlussbohrungen (A3)

Oder/Neiße–ElbeBarth 11 CEP Zechstein n. k. E.Pudagla 2 CEP Zechstein ruht

Weser–ElbeBöstlingen Z1* RWE Dea Rotliegend n. k. E.Böstlingen Z2a* RWE Dea Rotliegend gasfündig

Weser–EmsBad Laer Z2* EMPG Oberkarbon Ziel erreichtDamme 2a* EMPG Lias Epsilon n. k. E.Damme 3* EMPG Wealden n. k. E.Lünne 1 EMPG Wealden, Lias Ziel erreichtLünne 1a EMPG Lias n. k. E.Niedernwöhren 1* EMPG Wealden Ziel nicht erreichtOppenwehe 1* EMPG Wealden, Lias n. k. E.Osnabrück-Holte Z2* EMPG Oberkarbon Ziel erreichtSchlahe 1* EMPG Wealden, Lias Ziel erreicht

AlpenvorlandAssing R1* RAG Rupel gasfündig

Teilfeldsuchbohrungen (A4)

Weser–ElbeLüchow Z1* GDF SUEZ Rotliegend gasfündigVölkersen-Nord Z6 RWE Dea Rotliegend bohrt

Weser–EmsCappeln Z3a* EMPG Oberkarbon gasfündigGoldenstedt Z23* EMPG Oberkarbon gasfündigGreetsiel-West Z1* EMPG Rotliegend gasfündig

OberrheintalRömerberg 3 GDF SUEZ Buntsandstein ölfündig

Wiedererschließungsbohrungen (A5)AlpenvorlandBedernau 1* Wintershall Baustein-Sch. n. k. E.

Status mit Stand vom 31. Dezember 2011;*: Endteufe vor 2011 erreicht; n. k. E.: noch kein Ergebnis.

CEP – CEP Central European Petroleum GmbH; EMPG – ExxonMobil ProductionDeutschland GmbH; GDF SUEZ – GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH; RAG – Ro-höl-Aufsuchungs AG; RWE Dea – RWE Dea AG; Wintershall – Wintershall Holding GmbH



2.1.1 UntersuchungsbohrungenGebiet Elbe – WeserIn der Erlaubnis Rautenberg wurden imAuftrag der RWE Dea AG vier flache Boh-rungen niedergebracht. Die BohrungenLaagberg 1, Marienburg 1 und Roloven 1hatten das Ziel, den Lias Epsilon zur Unter-suchung der Muttergesteinsqualitäten invollständiger Mächtigkeit zu durchteufenund mittels Bohrkernen durchgehend zu be-proben. Die Bohrung Maßberg 1 war mitentsprechender Zielsetzung auf das Ober-und Mittel-Rhät abgeteuft worden. DieBohrlokationen befinden südlich der StadtHannover im Bereich der Marienburg Anti-klinale und der Anschleppungszonen derSalzstöcke Benthe und Sehnde. Dort stehendie Zielhorizonte oberflächennah an undlassen eine einfache Beprobung zu. DieBohrungen erreichten Endteufen zwischen48 m und 73 m. In den Bohrungen Laag-berg 1 und Marienburg 1 konnte der Lias Ep-silon mit scheinbaren Mächtigkeiten von ca.20 m bzw. 27 m komplett durchteuft und ge-kernt werden. In der Bohrung Roloven 1 ge-lang dies nicht, da er tiefer als erwartet ange-troffen wurde und die geplante Endteufenicht wesentlich überschritten werden soll-te. Die Bohrung wurde nach ca. 20 m imLias Epsilon eingestellt. In allen drei Boh-rungen war der Lias Epsilon als bituminöserdunkelolivgrauer Mergelstein entwickelt.Die Bohrung Maßberg 1 hat entgegen derPrognose das Ober-Rhät nicht angetroffen,sondern traf unterhalb der QuartärbasisSchichten des Mittel-Rhät mit einer schein-baren Mächtigkeit von mindestens 12 m an.Entgegen den Erwartungen war das Mittel-Rhät nicht als schwarzgrauer Tonstein ent-wickelt, sondern als rötlichgrauer Dolomit-mergel. Alle vier Bohrungen haben das Er-gebnis »Ziel erreicht« erhalten.

2.1.2 AufschlussbohrungenGebiet Oder/Neiße–ElbeMit der Bohrung Barth 11 (CEP1)) wurdedie Untersuchung des Staßfurt-Karbonatsder Struktur Barth in Mecklenburg-Vor-pommern nach über 30 Jahren erneut aufge-nommen. Die letzte Ölbohrung im Bereichdieser Struktur war die Bohrung Barth 9 ausdem Jahre 1978. Die bislang einzige produ-zierende Sonde war die Bohrung Barth 6 ausdem Jahre 1965. Die Produktion war bereitsin 1986 bei einer kumulativen Fördermengevon nur etwas mehr als 1.000 t aufgegebenworden. Der Ansatzpunkt der BohrungBarth 11 liegt etwa 2 km südwestlich derehemals produzierenden Sonde. Das Zielge-biet wurde anhand der 2D-seismischen Un-tersuchungen aus den Jahren 2009/10 fest-gelegt. Die Bohrung hat das Staßfurt-Karbo-nat wie erwartet in der Plattformhangfaziesölführend angetroffen und bei einer vertika-len Mächtigkeit von etwa 20 m auf einerStrecke von knapp 1.000 m horizontal auf-geschlossen. Die Bohrung wurde bei einer

Endteufe von 3.863 m im Staßfurt-Karbonateingestellt. Für das Jahr 2012 sind Testarbei-ten geplant.Etwa 100 km weiter südöstlich auf Usedomwurde die Bohrung Pudagla 2 (CEP) eben-falls auf das Staßfurt-Karbonat abgeteuft.Das Zielgebiet der Bohrung ist durch einelokale Hochlage etwa 1 km westlich des Öl-fundes Bansin definiert. Die wenig ergiebi-ge Lagerstätte wurde 1983 durch die Boh-rung Bansin 4 entdeckt, durch eine weitereBohrung bestätigt und hatte bis zur Aufgabe1988 kumulativ nur knapp 200 t gefördert.Da das Ziel der Bohrung etwa 2.700 m un-terhalb des Achterwassers liegt, wurde dieBohrung als Richtbohrung von Land ausdurchgeführt. In einer Entfernung von etwa1.750 m nordwestlich des Ansatzpunktessollte das Staßfurt-Karbonat mit einer Hori-zontal-Bohrstrecke aufgeschlossen werden.Aufgrund technischer Probleme konnte dieBohrung nicht vor dem Erreichen des Zeit-fensters, für das Bohrarbeiten aus Natur-schutzgründen ausgeschlossen waren, undsomit nicht in 2011 zum Abschluss gebrachtwerden. Deshalb wurde die Bohrung bei3.126 m im unteren Salz der Leine-Folgestehend eingeschlossen. Die Bohrarbeitenwurden Anfang April 2012 wieder aufge-nommen.

Gebiet Elbe–WeserEtwa 12 km südwestlich des GasfundesBleckmar wurde die Bohrung Böstlin-gen Z1 (RWE Dea) auf das Rotliegend ange-setzt. Ziel waren die Sandsteine eines synse-dimentären Halbgrabens in der Verlänge-rung des Schneverdingen-Grabens. Mit demProspekt wurde der mögliche Reservoirfa-ziestrend der Lagerstätten Völkersen undWalsrode/Idsingen nach Südosten verfolgt.Entsprechend der Verhältnisse am Südranddes Rotliegend-Fairways wurden Sandstei-ne mit ähnlicher Reservoir-Ausbildung wiein Walsrode oder Bleckmar/Wardböhmenerwartet. Der Zielbereich ist durch eine seis-mische Amplitudenanomalie charakteri-siert, die als positive Indikation für eine guteReservoir-Ausbildung gewertet wird. Auf-grund der örtlichen Gegebenheiten liegt derAnsatzpunkt mehr als 2 km südlich vomZielgebiet entfernt. Die Bohrung begann be-reits in 2006 und erreichte ihre Endteufe von5.912 m in 2007. Die Sandsteine des Rotlie-gend wurden zwar tiefer als erwartet, abergasführend angetroffen. Mehrere Teste aufunterschiedliche Reservoirabschnitte er-brachten nicht die Ergebnisse, die nach denBefunden während des Bohrens und derLogauswertung erwartet werden konnten.Auch anschließende Frac-Behandlungenkonnten das Projekt nicht zu einem wirt-schaftlichen Erdgasfund führen. Über dasweitere Vorgehen wurde noch nicht ent-schieden. Die Bohrung hat noch kein end-gültiges Ergebnis erhalten.Die Bohrung Böstlingen Z2 (RWE Dea)hatte die Aufgabe den Havel-Sandstein desRotliegend, der in der Bohrung Böstlingen

Z1 zwar gasführend, aber nicht wirtschaft-lich förderbar angetroffen wurde, etwa600 m nordnordwestlich der Böstlingen Z1zu untersuchen. Bei positiven Ergebnissensollte die Bohrung horizontal abgelenktwerden, um ggf. mehrere Kompartimenteaufzufädeln. Die Bohrung Böstlingen Z2 hatden Havel-Sandstein in der erwarteten Posi-tion und gasführend angetroffen und wurdebei 5.686 m im Vulkanit der Altmark-Sub-gruppe eingestellt. Daraufhin wurde dieBohrung planmäßig rückverfüllt und zurBöstlingen Z2a abgelenkt. Die Ablenkungwurde etwa 1.000 m horizontal im Trägergeführt und hat bereits kurz vor Jahresende2010 bei 6.345 m im Havel-Sandstein ihreEndteufe erreicht. Nach erfolgreichenTestarbeiten in 2011 wurde die Bohrung fürgasfündig erklärt.

Gebiet Weser–EmsBereits in 2010 wurde die Bohrung BadLaer Z2 (EMPG) am Südwestrand des Teu-toburger Waldes in der Konzession Bram-sche-Erweiterung abgeteuft, um die Kohle-flöze des Oberkarbon hinsichtlich des Po-tenzials für Kohleflözgas zu untersuchen.Aufgrund der geringen Dichte von Unter-grunddaten wurde die Bohrung nur etwa 150m südwestlich einer bestehenden Bohrung,und zwar der Bad Laer Z1 positioniert, die1993 von den Vereinigten ElektrizitätswerkeWestfalen (heute RWE AG) u. a. zur Erkun-dung von Erdgasspeichermöglichkeiten ge-bohrt worden war und ein 1.600 m mächti-ges Oberkarbonprofil aufgeschlossen hatte.Die aktuelle Bohrung Bad Laer Z2 wurdebei 1.850 m im Oberkarbon eingestellt undhat ein ca. 1.400 m mächtiges Oberkarbon-profil erbohrt. Zur Gewinnung von Proben-material für weiterführende Laboruntersu-chungen wurden im Karbon 21 Kerne gezo-gen. In 2011 hat die Bohrung das Ergebnis»Ziel erreicht« erhalten.An der Grenze der Konzessionen Münster-land und Bramsche-Erweiterung wurde in2008 die Bohrung Damme 2 (EMPG) mitdem Ziel abgeteuft, das Shale-Gas-Potenzi-al des Wealden und des Posidonienschieferszu bewerten. Nachdem die Bohrung einenknapp 700 m mächtigen Wealden und einenetwa 30 m mächtigen Posidonienschieferdurchteuft hatte wurde sie in einer Teufe von3.340 m im Lias Delta eingestellt. Um denPosidonienschiefer optimal kernen zu kön-nen, wurde die Bohrung zur Damme 2a ab-gelenkt. Auch die Ablenkung hatte ihre End-teufe bereits in 2008 erreicht, und zwar in ei-ner Teufe von 3.333 m im Lias Delta. DerWealden und der Posidonienschiefers wur-den für weiterführende Laboruntersuchun-gen mit insgesamt drei Kernen beprobt. Bis-lang hat die Bohrung kein endgültigesErgebnis erhalten.Etwa 70 m südwestlich der Damme 2 wurdein 2008 die Bohrung Damme 3 (EMPG) ab-geteuft. Sie hatte ebenfalls das Ziel, das Sha-le-Gas-Potenzial des Wealden zu bewerten.Die Bohrung hat entsprechend der Damme 21) federführende Firma, Abkürzungen siehe Tabelle 1.

einen knapp 700 m mächtigen Wealden auf-geschlossen und wurde bei einer Endteufevon 1.610 m unterhalb des Wealden in derSerpulit-Folge eingestellt. Der Wealden wur-de für weiterführende Laboruntersuchungenumfangreich gekernt. Nachdem im Bereichdes Wealden in drei stratigraphischen Ni-veaus Frac-Behandlungen durchgeführtwurden, wurde dieser Abschnitt zur Ab-schätzung des Förderpotenzials getestet.Bislang hat die Bohrung kein endgültigesErgebnis erhalten.Im Westen der Konzession Bramsche-Er-weiterung wurde die Bohrung Lünne 1(EMPG) abgeteuft. Auch sie gehört zum Ex-plorationsprogramm der EMPG, mit demdas Shale-Gas-Potenzial des Wealden unddes Posidonienschiefers im Niedersächsi-schen Becken bewertet werden soll. Der We-alden wurde in einer Mächtigkeit von etwa550 m angetroffen, der Posidonienschieferin einer Mächtigkeit von knapp 25 m. In bei-den Formationen wurde für weiterführendeLaboruntersuchungen umfangreich ge-kernt. Die Bohrung wurde bei 1.575 m wiegeplant im Keuper eingestellt und zur Lün-ne 1a abgelenkt, um den Posidonienschieferhorizontal aufzuschließen. Nach einer Stre-cke von knapp 250 m im Posidonienschieferwurde die Bohrung bei einer Endteufe von1.677 m eingestellt. Ein endgültiges Ergeb-nis der Ablenkung steht noch aus.In 2009 wurde in der Konzession Schaum-burg-Verkleinerung, etwa 15 km nordwest-lich der Stadt Minden die Bohrung Niedern-wöhren 1 (EMPG) abgeteuft, um das Sha-le-Gas-Potenzial des Wealden zu bewerten.Die Bohrung hat ein etwa 500 m mächtigesProfil des Wealden aufgeschlossen und wur-de vor Erreichen dessen Basis in einer Teufevon 1.034,5 m eingestellt und anschließendverfüllt. Der Abschnitt des Wealden wurdefür weiterführende Laboruntersuchungenkomplett gekernt. In 2011 hat die Bohrungein Ergebnis erhalten. Da die Bohrung denWealden nicht komplett durchteuft hat,wurde als Ergebnis »Ziel nicht erreicht«festgelegt.Bereits in 2008 wurde in der nordrhein-west-fälischen Erlaubnis Minden, etwa 1,5 kmsüdlich der Grenze zu Niedersachsen dieBohrung Oppenwehe 1 (EMPG) mit demZiel abgeteuft, das Shale-Gas-Potenzial desWealden und des Posidonienschiefers zu be-werten. Die Bohrung hat einen etwa 600 mmächtigen Wealden und einen etwa 35 mmächtigen Posidonienschiefer durchteuftund wurde bei einer Endteufe von 2.660 m imLias Delta eingestellt. Im Bereich des Weal-den und des Posidonienschiefers wurden fürweiterführende Laboruntersuchungen elfKerne gezogen. Die Bohrung hat bislang keinendgültiges Ergebnis erhalten.In 2010 wurde die Bohrung Osnabrück-Holte Z2 (EMPG) nordöstlich des Teuto-burger Waldes in der Konzession Bram-sche-Erweiterung abgeteuft, um die Kohle-flöze des Oberkarbon hinsichtlich des Po-tenzials für Kohleflözgas zu untersuchen.

Aufgrund der geringen Dichte von Unter-grunddaten in dieser Region wurde die Boh-rung in der Nähe einer bekannten Bohrungpositioniert, und zwar etwa 1.000 m nord-nordwestlich der Osnabrück-Holte Z1, die1969 auf der Suche nach Erdgas gebohrtworden war und ein etwa 1.200 mächtigesOberkarbonprofil aufgeschlossen hatte. Dieaktuelle Bohrung Osnabrück-Holte Z2 wur-de bei 1.930 m im Oberkarbon eingestellt,nachdem sie ein mehr als 1.000 m mächtigesKarbonprofil erbohrt hatte. Das Oberkarbonwurde für weiterführende Laboruntersu-chungen umfangreich gekernt. In 2011 hatdie Bohrung das Ergebnis »Ziel erreicht«erhalten.In 2009 wurde die Bohrung Schlahe 1(EMPG) in der Konzession Scholen amNordrand des Ölfeldes Barenburg niederge-bracht, um das Shale-Gas-Potenzial des We-alden und des Posidonienschiefers zu be-werten. Nachdem die Bohrung einen etwa250 m mächtigen Wealden und einen 35 mmächtigen Posidonienschiefer durchteufthatte wurde sie in einer Teufe von 1.485 mim Lias Delta eingestellt. Die Abschnitte desWealden und des Posidonienschiefers wur-den für weiterführende Laboruntersuchun-gen komplett gekernt. Die Bohrung hattedas Reservoir des Ölfeldes Barenburg, denSandstein des Obervalangin, nach Loginter-pretation ölführend angetroffen. Eine Test-förderung zeigte jedoch, dass der Trägerstark verwässert ist. In 2011 hat die Bohrungdas Ergebnis »Ziel erreicht« erhalten und istinzwischen teilverfüllt.

AlpenvorlandBereits in 2009 wurde in der KonzessionSalzach–Inn die Bohrung Assing R1 (RAG)niedergebracht. 1982 hatte die BohrungBromberg 1 etwa 1 km westlich in Sandstei-nen des Aquitan und Chatt kleine Gasvor-kommen erschlossen. Das Hauptziel der As-sing R1 waren Sandsteine des Rupel, die

schon von der Bromberg 1 strukturtiefer mitGasanzeichen angetroffen wurden, undzwar in einer Monoklinale an einer als Über-schiebung reaktivierten synthetischen, West–Ost streichenden ehemaligen Abschiebung.Das Nebenziel waren Sandsteine des Chatt,die zwischen den beiden Bohrungen auskei-len, in einer stratigraphisch-strukturellenFalle an der o. g. West–Ost streichenden Stö-rung, die in dieser Tiefe als antithetische Ab-schiebung ausgebildet ist. Darüber hinaussollten die gasführenden Lagen des Aquitanund Chatt der Bromberg 1 in strukturhöhererPosition erschlossen werden. Die Bohrungwurde 30 m tiefer als geplant bei 3.570 m imRupel eingestellt. Sie hat insgesamt viertestwürdige Intervalle im Rupel, Chatt undAquitan angetroffen, die in 2010 auch getes-tet wurden. Während die beiden Teste imRupel und höheren Chatt keine oder nurmarginale Zuflüsse brachten, floss bei denTesten im tieferen Chatt und Aquitan Erdgaszu. Auf Basis der Testergebnisse wurde dieBohrung im Januar 2011 gasfündig gemel-det.

2.1.3 TeilfeldsuchbohrungenGebiet Elbe–WeserDie Bohrung Lüchow Z1 (GDF SUEZ)wurde im Bereich des 1995 aufgegebenenErdgasfeldes Wustrow abgeteuft. Die Boh-rung wurde nicht als Wiedererschließungs-bohrung des Feldes Wustrow eingestuft,sondern als Teilfeldsuchbohrung für dasFeld Salzwedel-Peckensen. Nach der neuenInterpretation der reprozessierten 2D-seis-mischen Linien aus den 1970er und 1980erJahren ist das Zielgebiet durch eine von Stö-rungen begrenzte Hochscholle definiert, dieauf ihr Restgaspotenzial untersucht werdensollte. Die Bohrung hat die Sandsteine desRotliegend erwartungsgemäß gasführendangetroffen und wurde bereits in 2010 bei3.440 m im Ebstorf-Member eingestellt.Nach erfolgreichen Testarbeiten im Jahr



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Abb. 3 Bohrmeter der Kohlenwasserstoffbohrungen 1945–2011



2011 wurde die Bohrung gasfündig gemel-det.Mit der Bohrung Völkersen-Nord Z6 (RWEDea) soll der Havel-Sandstein am Nord-west-Rand des Feldes Völkersen auf einertektonischen Scholle in strukturtiefer Positi-on innerhalb einer Amplitudenanomalie aufGasführung und Reservoirausbildung unter-sucht werden. Aufgrund der bisherigen Er-kenntnisse wird angenommen, dass dasKompartment, das durch diese Bohrung er-schlossen werden soll, bezogen auf dasHauptziel, den Havel-Sandstein, keine dyna-mische Verbindung zu bereits drainiertenTeilen der Lagerstätte hat. Das Nebenziel derBohrung ist die Prüfung von Upside-Poten-zialen im Wustrow- und Niendorf-Sandstein.Am Jahresende stand die Bohrung bei2.919 m im Oberen Buntsandstein.

Gebiet Weser–EmsDie Bohrung Cappeln Z3a (EMPG) solltedie Oberkarbon-Sandsteine einer NW–SEstreichenden Hochscholle auf die Möglich-keit einer wirtschaftlichen Gasführung un-tersuchen. Die Bohrungsinformationen ausder näheren Umgebung ließen für dieseHochscholle zwar eine Gasführung in denSandsteinen vermuten, einen Unsicherheits-faktor stellt aber die Möglichkeit der wirt-schaftlichen Förderung dar. Aufgrund derschlechten Reservoireigenschaften (TightGas Reservoir) waren die Testergebnisse inden umliegenden Bohrungen meist ernüch-ternd. Die Bohrung Cappeln Z3a gehört ne-ben anderen Bohrungen zu einer Kampagneder EMPG, mit der unterschiedliche Auf-schlusstechnologien der geringpermeablenOberkarbon-Sandsteine erprobt wurden.Ziel der Bohrung war, in strukturhöchsterPosition als Vertikalbohrung mehrere verti-kale Kompartimente aufzufädeln und mitmehrfachen Frac-Behandlungen eine wirt-schaftliche Produktion zu ermöglichen. Dadie Zechstein-Produktionsbohrung CappelnZ3 aufgrund hohen Wasseranfalls einge-schlossen war, bot sich für die Erschließungdes Karbons eine Vertiefung dieser Bohrungan. Die Vertiefung Cappeln Z3a hat dieSandsteine des Oberkarbon gasführend auf-geschlossen und wurde bereits 2010 wie ge-plant bei 4.150 m eingestellt. In 2011 wurdensieben Frac-Behandlungen auf Sandsteine inunterschiedlichen stratigraphischen Niveausdurchgeführt und die Bohrung nach Freiför-derung für gasfündig erklärt.Am Südrand des Gasfeldes Goldenstedt-Oythe hat die Bohrung Goldenstedt Z23(EMPG) die äußerst geringpermeablenSandsteine des Karbon (Tight Gas) in einervon Störungen begrenzten Teilscholle er-schlossen. Ziel der Bohrung war entspre-chend der Cappeln Z3a, in strukturhöchsterPosition als Vertikalbohrung mehrere verti-

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Abb. 5 Erdgasförderung und -reserven, nach Regionen und Formationen aufgeteilt. Die Regionen sind:1. Nordsee, 2. Gebiete Elbe–Weser, Weser–Ems und westlich der Ems, 3. Thüringer Becken,4. Alpenvorland

Abb. 4 Erdgasförderung 1945–2011⇐

kale Kompartimente aufzufädeln und mitmehrfachen Frac-Behandlungen eine wirt-schaftliche Produktion zu ermöglichen.Auch diese Bohrung gehört zu der Kampa-gne der EMPG, mit der unterschiedlicheAufschlusstechnologien der geringperme-ablen Oberkarbon-Sandsteine erprobt wur-den. Die Bohrung hatte bereits in 2009 be-gonnen und wurde in 2010, nachdem sie TopOberkarbon etwa 80 m höher als erwartetangetroffen und knapp 700 m Oberkarbongasführend aufgeschlossen hatte, bei4.930 m eingestellt. Nach der Durchführungvon 13 Frac-Behandlungen in unterschiedli-chen stratigraphischen Niveaus wurde dieBohrung getestet. Im Januar 2011 wurde dieBohrung gasfündig gemeldet.Die Bohrung Greetsiel-West Z1 (EMPG)hatte das Ziel, die Sandsteine des Rotliegendauf einem tektonische Block südwestlichdes Gasfeldes Greetsiel zu erschließen. DerBlock ist nach der Interpretation der 3D-Seismik aus dem Jahre 2005 durch eineNW–SE verlaufende Störung vom Feldes-bereich getrennt und es wurde erwartet, dasReservoir über dem aus dem Feld Greetsielbekannten Gas-Wasser-Kontakt gasführendund unter initialen Druckbedingungen anzu-treffen. Die Bohrung hat die Sandsteine desRotliegend weniger Meter höher als pro-gnostiziert angetroffen und wurde bereits in2010 bei 4.220 m in der Dethlingen-Forma-tion eingestellt. Nach den Testergebnissenauf den gasführenden Wustrow- und Ebs-torf-Sandstein war der angetroffene Lager-stättendruck gegenüber dem initialen Druckdes Feldes Greetsiel stark abgesenkt, aberlag auch noch deutlich über dem derzeitigenLagerstättendruck, so dass eine einge-schränkte Verbindung zu dem FeldesbereichGreetsiel postuliert werden muss. Nach demAufbau der obertägigen Anlagen wurde dieBohrung zur Produktion an eine Leitung an-geschlossen. In 2011 wurde die Bohrunggasfündig gemeldet.

OberrheingrabenMit der Bohrung Römerberg 3 (GDFSUEZ) wurde die Erkundung des jüngstendeutschen Erdölfundes weiter fortgesetzt.Sie sollte die Ausdehnung des Erdölfundesauf eine neue Teilscholle westlich der Rö-merberg 2 nachweisen und zusätzlich denMuschelkalk hinsichtlich möglicher Ölfüh-rung testen. Der geplante Landepunkt derBohrung liegt bezogen auf die Oberkantedes Oberen Buntsandstein etwa 350 m vomLandepunkt der Römerberg 2 entfernt. ZumJahresende 2010 stand die Bohrung bei900 m im Tertiär. In 2011 hat sie den primä-ren Zielhorizont, den Oberen Buntsand-stein, mit den erwarteten Reservoireigen-schaften angetroffen. Der sekundäre Zielho-rizont, der Untere Muschelkalk, war stö-rungsbedingt ausgefallen. Nach der Durch-führung eines Fördertestes auf den OberenBuntsandstein wurde die Bohrung ölfündiggemeldet.

2.1.4 WiedererschließungsbohrungenGebiet Elbe–WeserMit der Bohrung Bedernau 1 (Wintershall)wurde nach ungefähr 25 Jahren erstmalswieder eine Wiedererschließungsbohrungabgeteuft. Die letzen Bohrungen zur Wie-dererschließung bereits aufgegebener Fel-der wurden in der Folge der zweiten ÖlkriseAnfang der 1980er Jahre, also zu Zeiten ei-nes hohen Ölpreises gebohrt. Die Beder-nau 1 hatte das Ziel, im zentralen Teil desehemaligen Ölfeldes Arlesried in denSandsteinen der Bausteinschichten nochverbliebene Ölreserven nachzuweisen undin Produktion zu nehmen. Das Ölfeld Arles-ried war bereits 1964 entdeckt worden undhatte bis zur Aufgabe 1995 etwa 2 Mio. tErdöl gefördert; damit ist es das bislang er-giebigste Ölfeld im deutschen Teil des Al-penvorlandes. Das Zielgebiet der Bohrungwar ein Bereich im zentralen Teil der La-gerstätte, der nach den Ergebnissen einerLagerstättensimulation geringer entölt warals der Großteil der Lagerstätte und nochwirtschaftlich gewinnbare Ölmengen er-warten ließ. Die Bohrung hat das Reservoireinige Meter höher und mächtiger als erwar-tet angetroffen und wurde bei 1.525 m in dentieferen Bausteinschichten eingestellt. An-fang des Jahres 2010 wurde ein Fördertestdurchgeführt. Nach den Testergebnissen istder Träger entgegen den Erwartungen hochverwässert. Ein abschließendes Ergebnisder Bohrung steht noch nicht fest.

2.2 FeldesentwicklungsbohrungenIn der Kategorie der Feldesentwicklungs-bohrungen, die Erweiterungs-, Produktions-und Hilfsbohrungen umfasst, hat sich dieAnzahl der aktiven Bohrungen wie bereitsweiter oben erwähnt gegenüber dem Vorjahrverdoppelt. Darüber hinaus waren siebenProjekte in Bearbeitung, die bereits vor 2011ihre Endteufe erreicht hatten, aber noch keinendgültiges Ergebnis erhalten hatten.Insgesamt wurden 33 Bohrungen mit einemerfolgreichen Ergebnis abgeschlossen; da-von waren 28 öl- bzw. gasfündig und fünfhatten ihr Ziel erreicht. Das Ergebnis »Zielerreicht« erhalten im Falle eines erfolgrei-chen Abschlusses Hilfsbohrungen, die oh-nehin keine Fündigkeit erzielen sollen, Pi-lotlöcher von horizontalen Ablenkungenund andere sogenannte »spy holes« sowietechnisch bedingte Ablenkungen bereitsfündiger Bohrungen.Im Gebiet Elbe–Weser war im Revier derRotliegend-Gasfelder je eine Bohrung inden Feldern Völkersen und Walsrode fün-dig. Im Hamburger Jura-Trog wurde in denFeldern Meckelfeld-West und Sottorf-Ost jeeine Bohrung ölfündig.Im Gebiet Weser–Ems, dem Revier derBuntsandstein-, Zechstein- und Karbon-Gasfelder, wurde je eine Bohrung in derZechstein-Lagerstätte Bahrenborstel/Burg-moor/Uchte und in der Buntsandstein-La-gerstätte Bahrenborstel/Uchte fündig. Darü-ber hinaus wurde im Ölfeld Bockstedt eine

Produktionsbohrung fündig und eine Hilfs-bohrung hatte ihr Ziel erreicht.In der Erdölregion westlich der Ems warenim Feld Emlichheim 16 Bohrungen ölfündigund zwei Pilotlöcher für horizontale Ablen-kungen, eine technische Ablenkung einerdefekten Sonde sowie eine Hilfsbohrung er-folgreich. Im Feld Rühle waren vier Bohrun-gen ölfündig.Im Oberrheintal wurde eine geologischeAblenkung im Ölfeld Landau fündig gemel-det. In diesem Feld wurde seit 2002 erstmalswieder gebohrt.

2.3 BohrmeterAuch im Jahr 2011 hat sich das Auf und Abder jährlichen Bohrmeterleistung fortge-setzt. Seit nunmehr einigen Jahren wechselnsich relative Minima und Maxima im jährli-chen Zyklus ab. Nachdem 2010 ein beson-ders »schlechtes« Jahr war, ist die Bohrlei-stung in 2011 gegenüber dem vorangehen-den Jahr um 43 % oder fast 22.000 m auf ca.73.000 m angestiegen. Dieser Wert markiertdie höchste Bohrmeterleistung seit 1998.Aufgrund der hohen jährlichen Schwankun-gen, insbesondere bei der Aufteilung derBohrmeterleistung auf die unterschiedli-chen Bohrungskategorien, wird in diesemBeitrag zur Betrachtung der Entwicklungder Bohraktivität auch das willkürlich ge-wählte Mittel der vorangegangenen fünfJahre herangezogen. In 2011 übertraf dieBohrleistung diesen Mittelwert deutlich umetwa 14.000 m oder 24 %. Die Graphik inAbbildung 3 veranschaulicht die historischeEntwicklung der Bohrtätigkeit anhand derBohrmeter.Die Entwicklung verlief in den KategorienExploration und Feldesentwicklung wiedereinmal unterschiedlich. Während die Bohr-meter in der Exploration deutlich hinter demVorjahreswert zurückgeblieben sind, er-reichte die Bohrmeterleistung in der Feldes-entwicklung einen historischen Höchst-stand. In den letzen 25 Jahren wurden nur inden Jahren 1994 und 1998 geringfügig mehrBohrmeter abgeteuft.In der Exploration haben sich die Bohrmetergegenüber dem Vorjahr fast halbiert(–46 %) und beliefen sich auf nur noch15.275 m. Damit lagen sie fast ebenso deut-lich unter dem Mittel der vorangehendenfünf Jahre, und zwar um 42 %.In der Feldesentwicklung haben sich dieBohrmeter gegenüber dem Vorjahr auf etwa58.000 m mehr als verdoppelt (+149 %).Ursache dieses Anstieges ist auf der einenSeite natürlich das schwache Vorjahr, aberauf der anderen Seite vor allem die bereitsweiter oben erwähnte Bohrkampagne imFeld Emlichheim, ohne die ein Wert im Be-reich des Mittelwerts der vorangehendenfünf Jahre erreicht worden wäre. Der Anteilvon 79 % an den gesamten Bohrmetern istgemessen am Mittel der vorangehenden fünfJahre in Höhe von 56 % deutlich überdurch-schnittlich.





3 GeophysikAngesichts der in den letzten Jahrenzahlreichen, neu vergebenen Erlaub-

nisse zur Aufsuchung von Kohlenwasser-stoffen waren die geophysikalischen Aktivi-täten zur Erkundung des Untergrundes nachErdöl und Erdgas immer noch verhalten.3D-seismische Daten wurden auf einer Ge-samtfläche von 357 km² akquiriert. 2D-seis-mische Messungen wurden nicht durchge-führt. Verglichen mit dem fünfjährigen Mit-tel in Höhe von 200 Profilkilometer 2D-Seis-mik und mehr als 400 km² 3D-Seismik warauch 2011 ein unterdurchschnittliches Jahr.In 2011 wurden drei 3D-seismische Surveyszur Erkundung des Untergrundes nach Koh-lenwasserstofflagerstätten durchgeführt.In dem bayerischen Erlaubnisgebiet Min-delheim der Rhein Petroleum GmbH wurdeder Survey »Mindelheim« mit einer Flächevon 157 km² akquiriert. Er überdeckt eben-falls die Bewilligung Rieden, in der dieRhein Petroleum GmbH in Zusammenarbeitmit der Wintershall Holding GmbH die La-gerstätte Arlesried wieder in Förderungnehmen möchte.Ebenfalls im Auftrag der Rhein PetroleumGmbH wurde im Erlaubnisgebiet Nördli-cher Oberrhein der Survey »OberrheinNord« gemessen. Er umfasst eine Flächevon 240 km² und wurde jahresübergreifendnach 2012 akquiriert. Auf das Jahr 2011 ent-fiel ein Anteil von 100 km².Ein zweiter Survey im Oberrheintal war dieSeismik »Römerberg-Südwest 3D 2011«mit einem Umfang von 100 km². Sie wurdeim Bereich der Bewilligung Römerberg-Speyer und der Erlaubnis Römerberg der Pa-latina GeoCon GmbH & Co. KG durchge-führt und von ihrem Partner, der GDF SUEZE&P Deutschland GmbH, operiert.

4 Erdgas- und Erdölproduktion und-verbrauchDie inländische Erdgasförderung2)

war weiterhin rückläufig; allerdings konntedas Ausmaß des Rückganges gebremst wer-den. Gegenüber dem Vorjahr hat sie um0,7 Mrd. m³ oder 5,2 % auf 12,9 Mrd. m3

abgenommen (Abb. 4). Zusätzlich wurdenknapp 80 Mio. m3 Erdölgas bei der Ölförde-rung gewonnen. In Reingasqualität3) ent-spricht die Summe dieser beiden Förder-mengen einem Volumen von 11,9 Mrd. m3.Die rückläufige Erdgas-Fördermenge istvor allem auf den natürlichen Förderabfallangesichts der zunehmenden Erschöpfung

2) Gasvolumina der Produktion und der Reserven beziehensich auf Normalbedingungen.3) Reingas: auf einen Brennwert von 9,7692 kWh/m3 nor-miertes Erdgas bei Normalbedingungen.

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Abb. 6 Erdölförderung (einschließlich Kondensataus der Erdgasförderung) 1945–2011

⇐

Abb. 7 Erdölförderung und -reserven, nach Regionen und Formationen aufgeteilt (Förderung inkl. Kon-densat aus der Erdgasförderung). Die Regionen sind: 1. Nordsee, 2. Gebiet nördlich der Elbe,3. Gebiet Oder/Neiße–Elbe, 4. Gebiete Elbe–Weser, Weser–Ems und westlich der Ems,5. Oberrheintal, 6. Alpenvorland

der Lagerstätten im Fördergebiet Elbe–We-ser, also im Gebiet der norddeutschen Rot-liegend-Lagerstätten, zurückzuführen. Ent-gegen diesem Trend konnte in fast einemDrittel aller inländischen Felder die Förder-menge gegenüber dem Vorjahr aber angeho-ben werden. In der Folge ist die jährlicheFördermenge in den Gebieten Weser–Emsund westlich der Ems sowie im Alpenvor-land angestiegen.Im Berichtszeitraum waren insgesamt 81Erdgasfelder in Betrieb; das war eines mehrals im Vorjahr, denn aus der im Vorjahr ru-henden Lagerstätte Ratzel (Karbon) konn-ten wieder kleine Mengen gefördert werden.Nach wie vor wurde das Erdgas überwie-gend in Niedersachsen gewonnen. Entspre-chend ist die rückläufige Förderung der nie-dersächsischen Lagerstätten maßgeblich fürden bundesweiten (durchschnittlichen) För-derrückgang. In Sachsen-Anhalt undSchleswig-Holstein (Nordsee) sind die För-dermengen überdurchschnittlich zurückge-gangen. In Thüringen war der Rückgang ge-ringer als der Durchschnitt und in Bayernkonnte die Fördermenge sogar angehobenwerden. Die inländische Erdgasproduktionverteilte sich folgendermaßen (Vorjahres-werte in Klammern): Niedersachsen 93,8 %(93,5 %), Sachsen-Anhalt 3,8 % (3,9 %)und Schleswig-Holstein 2,1 % (2,4 %). Dierestlichen Mengen entfielen auf Thüringenund Bayern. Aufgrund der unterschiedli-chen Gasqualitäten in den Regionen ergibtsich auf Basis der Reingasqualität folgendeVerteilung: Niedersachsen 95,5 %, Schles-wig-Holstein 2,8 %, Sachsen-Anhalt 1,5 %.Die Abbildung 5 zeigt die Aufteilung derFördermengen auf die Regionen und diegeologischen Formationen. Die wichtigstenFörderhorizonte sind die permischen Reser-voirs im Zechstein mit 44 % anteiliger För-dermenge und im Rotliegend mit 39 % an-teiliger Fördermenge in 2011. Die verblei-benden Mengen verteilten sich auf die Spei-chergesteine der Trias, des Karbon, Jura undTertiär.Die inländische Erdölförderung konnte ge-

genüber dem Vorjahr um 0,17 Mio. t oder6,6 % auf 2,68 Mio. t einschließlich derKondensatmengen aus den Erdgasfeldernangehoben werden (Abb. 6). Zurückzufüh-ren ist der Anstieg vor allem auf die Anhe-bung der Fördermengen in den Feldern Mit-telplate in Schleswig-Holstein und Römer-berg in Rheinland-Pfalz. In weiteren sech-zehn, fast ausnahmslos reifen Feldern konn-te dem natürlichen Förderabfall mit unter-schiedlichen Maßnahmen entgegengewirktwerden und die Fördermengen gesteigertwerden.In 2011 standen 49 Felder in Produktion. Mitder Aufgabe des Feldes Wittingen Ende2010 hat sich die Anzahl der produzierendenFelder im Vergleich zum Vorjahr um einsverringert.Aufgrund der unterschiedlichen Förderent-wicklung in den Feldern hat sich die Auftei-lung der Fördermenge auf die Bundesländerleicht verändert. Auf das Feld Mittelplateentfielen 54,6 % der inländischen Produkti-on gegenüber 53,4 % im Vorjahr. Damit istder Anteil Schleswig-Holsteins um 0,9 Pro-zentpunkte auf 54,9 % angestiegen. In Nie-dersachsen ist die Jahresfördermenge um2 % gesunken. In der Folge ist der AnteilNiedersachsens um 3,2 Prozentpunkte auf36,1 % gefallen. Durch die Verdopplung derFördermenge im jungen Feld Römerberg hatsich der Anteil des Landes Rheinland-Pfalzum 2,3 Prozentpunkte auf 6,4 % erhöht. Dieverbleibenden Mengen verteilten sich in derReihenfolge abnehmender Mengen auf dieLänder Bayern, Hamburg, Brandenburg undMecklenburg-Vorpommern.Die Aufteilung der Fördermengen auf dieRegionen und die geologischen Formatio-nen ist in Abbildung 7 dargestellt. Die bei-den wichtigsten Förderhorizonte sind dieDogger- und Unterkreide-Sandsteine. Ausden Dogger-Sandsteinen (z. B. Mittelplate)wurden 61,4 % der Fördermengen gewon-nen, aus den Unterkreide-Sandsteinen (vorallem Emsland) 26,8 %. Auf die Träger inder Trias (Römerberg) entfallen inzwischen5,3 %.

Nach dem Bericht »Energieverbrauch inDeutschland im Jahr 2011« der Arbeitsge-meinschaft Energiebilanzen (AGEB) ist derPrimärenergieverbrauch nach vorläufigenBerechnungen aufgrund der milden Witte-rung und statistischer Effekte um 5,3 % ge-genüber dem Vorjahreswert gesunken. DerErdgasverbrauch ist nach AGEB um 12,9 %zurückgegangen; temperaturbereinigt warer aber nur 2,3 % geringer als im Vorjahr.Umgerechnet auf das Volumen betrug derVerbrauch 86,2 Mrd. m3 Reingas. Der statis-tisch erfasste Mineralölverbrauch ist nachAGEB um 3,0 % auf 106,5 Mio. t gefallen;temperaturbereinigt ist der Ölverbrauchaber um 1,2 % gegenüber dem Vorjahr ange-stiegen. Auf Basis dieser Verbrauchswerteergeben sich rechnerische Anteile der inlän-dischen Fördermengen von 13,7 % am Erd-gasverbrauch und 2,5 % am Mineralölver-brauch.

5 Erdgas- und ErdölreservenDie Summe der sicheren und wahr-scheinlichen Erdgasreserven wurde

zum Stichtag 1. Januar 2012 auf 132,5Mrd. m3 in Feldesqualität geschätzt. Die ver-bleibenden Reserven haben damit gegenüberdem Vorjahr um 13,8 Mrd. m3 oder 9,4 % ab-genommen und die rückläufige Entwicklungder letzten Jahre hat sich weiter fortgesetzt(Abb. 8).Unter Berücksichtigung der Fördermengevon 2011 in Höhe von 12,9 Mrd. m3 zeigtsich, dass die Reserven um zusätzlich0,9 Mrd. m3 reduziert wurden. Diese zusätz-lichen Einbußen konzentrierten sich wieschon im Vorjahr auf das Gebiet Elbe–We-ser, also das Gebiet der norddeutschen Rot-liegend-Gasfelder, das etwa 43 % der inlän-dischen Reserven birgt. Dort waren die Re-servenverluste um mehr als 1,7 Mrd. m³größer als die Entnahmemenge durch dieFörderung. Die maßgebliche Ursache derEinbußen waren Neubewertungen einigerweniger Felder, die teils zu höheren, teils zu



Abb. 9 Entwicklung der Erdölreserven in der Bundesrepublik Deutschland von1947–2012

Abb. 8 Entwicklung der Erdgasreserven in der BundesrepublikDeutschland von 1960–2012

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geringeren Reserven führten, aber in derBilanz die genannten Verluste einbrachten.Im Gebiet Weser–Ems, der Region der Bunt-sandstein-, Zechstein- und Karbon-Gasfel-der, die 55 % der inländischen Reservenbirgt, konnten etwa 0,5 Mrd. m³ der Förder-menge aus 2011 durch neue Reserven er-setzt werden. Die maßgebliche Ursache desReservenersatzes waren ebenfalls Neube-wertungen einiger Felder, die teils zu höhe-ren, teils zu geringeren Reserven führten,aber in der Bilanz die genannten Zugewinneeinbrachten.In Abbildung 5 ist die Verteilung der Reser-ven auf die Regionen und die geologischenFormationen dargestellt.97,9 % der ausgewiesenen Reserven befin-den sich in niedersächsischen Lagerstätten.Die übrigen Reserven verteilen sich in ab-nehmender Reihenfolge auf Lagerstätten inSachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein (Nord-see), Thüringen und Bayern.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdölreserven in Deutschland wurdezum Stichtag 1. Januar 2012 auf 35,3 Mio. tgeschätzt. Damit haben die verbleibendenReserven um 0,6 Mio. t oder 1,7 % gegen-über dem Vorjahr abgenommen (Abb. 9).Unter Berücksichtigung der Jahresförde-rung in Höhe von 2,7 Mio. t ergibt sich ein

Reservenersatz in Höhe von 2,1 Mio. t. DieEntwicklung der Reserven verhielt sich inden Produktionsgebieten unterschiedlich.Wesentlichen Einfluss auf die Entwicklungder Reserven hatten Neubewertungen in dendrei produktions- und reservenstärksten Ge-bieten: Nördlich der Elbe, westlich der Emsund Oberrheintal. Nördlich der Elbe wurdendie Reserven um mehr als 2 Mio. t angeho-ben, so dass die in 2011 geförderten Mengenum mehr als 0,5 Mio. t überkompensiertwurden, d. h. die verbleibenden Reservenwaren höher als im Vorjahr. Entsprechendverhielt es sich im Gebiet westlich der Ems.Auch dort konnte die Förderung durch zu-sätzliche Reserven mehr als ausgeglichenwerden; so wurden die verbleibenden Reser-ven im Vergleich zum Vorjahr um mehr als0,2 Mio. t höher bewertet. Im Oberrheintalmussten die Reserven dagegen nach untenkorrigiert werden. Im Vergleich zum Vorjahrhaben die verbleibenden Reserven dort umfast das sechsfache der Fördermengeabgenommen, und zwar um knapp 1 Mio. t.Auch in den übrigen Gebieten waren dieVeränderungen gegenüber dem Vorjahr un-terschiedlich. Zum Teil konnte die Förder-menge durch zusätzliche Reserven mehr alsausgeglichen werden (Alpenvorland) oderzumindest teilweise kompensiert werden

(Elbe–Weser, Nordsee). In den GebietenWeser–Ems und Oder/Neiße–Elbe warendie Reservenverluste größer als die in 2011entnommenen Fördermengen.Abbildung 7 zeigt die Verteilung der Reser-ven auf die Regionen und die geologischenFormationen.Zum Jahresbeginn lagen 42,3 % der inländi-schen Erdölreserven in Schleswig- Holstein(Mittelplate), 31,5 % in Niedersachsen und23,8 % in Rheinland-Pfalz. Die übrigen Re-serven verteilten sich in abnehmender Rei-henfolge auf Lagerstätten in Bayern, Ham-burg, Brandenburg und Mecklenburg-Vor-pommern.

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Abb. 2

Exploration und Produktion von Erdöl und Erdgas in Deutschland ...

Documents

Transcript of Exploration und Produktion von Erdöl und Erdgas in Deutschland ...