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Unkonventionelles Öl – die Lösung für Peak Oil? Teil 1: Tight Oil

Ein Gastbeitrag von Christoph Senz

Die hiermit beginnende Artikelserie wird sich mit den verschiedenen Arten von sog. unkonventionellem Erdöl auseinandersetzen. In den vergangenen Wochen sind einige Artikel und Studien erschienen, die in der Ölgewinnung aus diesen Ressourcen die Lösung des Peak Oil Problems sehen. Die Thematik ist recht komplex und bei den riesigen Zahlen, mit denen argumentiert wird, kann man recht schnell den Überblick verlieren. Dies führt dann sehr oft dazu, dass "Äpfel mit Birnen" verglichen werden. Die folgende Artikelserie versucht ein wenig Klarheit in den Begriffsdschungel zu bringen. Beginnen wir mit dem sog. "Tight Oil". Ein Begriff, für den es nach meinem Kenntnisstand keine deutsche Übersetzung gibt, der aber meist als "Schieferöl" durch die deutschen Medien geistert.

Ausgelöst ist die diese Diskussion durch die derzeit steigende US-Ölproduktion. Dieser Umstand ist in der Tat beachtlich, da dadurch ein mehr als 30 jähriger Trend gebrochen wurde.

US Crude Oil Produktion Quelle: Ourfiniteworld.com

Eine Studie  der amerikanischen Citi Group ruft daher schon das Ende von Peak Oil aus. Die Kernthese der Studie ist, dass durch die Fracking-Technologie, die wir bereits aus der Shale Gas Gewinnung kennen, riesige Mengen an Erdöl erschlossen werden können. Als Beispiel wird die Produktion aus der Bakken Formation in Montana und North Dakota und dem Eagle-Ford Shale in Texas angeführt. In den Medien ist in diesem Zusammenhang immer wieder von „Schieferöl“ die Rede und in manchen Artikeln  wird das ganze noch mit „Ölschiefer“ verwechselt! Spätestens hier ist der Laie nicht mehr in der Lage, dem Begriffswirrwarr zu entkommen! Dieser Artikel soll Sie in die Lage versetzen, diese Begriffe auseinanderhalten zu können. Um die Begriffe verstehen zu können, ist es wichtig, die einzelnen Stationen der Erdölentstehung nachzuvollziehen, denn daraus lassen sich die wesentlichen Merkmale zur Unterscheidung ableiten.

Erdöl - der Entstehungsprozess in Kürze

Erdöl kann in nährstoffreichen, sonnendurchfluteten Meeren oder Seen in tropischem bis subtropischem Klima entstehen. Dort gedeihen massenhaft Algen und Plankton und sonstige Biomasse, die sich nach ihrem Ableben am Meeresboden ansammelt. Wenn bis in diese Tiefe keine sauerstoffreichen Strömungen vordringen, kommt es zu sog. euxinischen Verhältnissen, d.h. zu sauerstoffarmen bis sauerstofffreien Bedingungen, in denen die Biomasse nicht verwesen kann. Die dabei entstehenden Ablagerungen (Sedimente) zeichnen sich durch ihre schwarze Farbe aus. Diese Farbe entsteht vor allem durch Fällung von Eisensulfiden (FeS bis FeS2) infolge von Schwefelwasserstoffbildung (H2S), durch Sulfat-reduzierende Bakterien und durch Inkohlung organischer Stoffe. Wenn auf diese Art pro Jahr nur eine Schicht von 1 mm entsteht, kann sich dies in einer Million Jahren immerhin zu einem Sedimentpaket von 1000 m Mächtigkeit addieren. Durch die Diagenese können solche Sedimente zu Sedimentgesteinen verfestigt werden und werden dann unter anderem als Schwarzschiefer bezeichnet. Diese Gesteine können sog. „Erdölmuttergesteine“ sein! Durch den zunehmenden Druck durch weitere Auflast durch neue Sedimente ergeben sich Druck- und Temperaturbedingungen, die bestimmte chemische Vorgänge wie die sog. Katagenese begünstigen. Dabei werden die in der Biomasse enthaltenen wasserunlöslichen, langkettigen Kohlenwasserstoffe, die sogenannten Kerogene, in kurzkettige gasförmige und flüssige Kohlenwasserstoffketten aufgespalten. Erst bei Temperaturen zwischen 50°C und 150°C und einem Druck von 300 – 1500 bar, entsprechend einer Versenkung von etwa 1500 bis 4000 m - dem sog. Erdölfenster, entweichen bei der Katagenese flüssige Kohlenwasserstoffe und Methan aus dem Kerogen. Dieser Vorgang wird als Pyrolyse bezeichnet. Mit zunehmender Temperatur werden die kettenförmigen Kohlenwasserstoffe stärker aufgespalten, so dass am Ende nur noch kurzkettige Kohlenwasserstoffe, die Grundbestandteile von Erdgas, abgegeben werden. Die so entstandenen, spezifisch leichten Kohlenwasserstoffe migrieren dem Druckgradienten folgend nach oben durch die Poren des Gesteins, wenn die Gesteinsdurchlässigkeit (Permeabilität) dies zulässt. Treffen sie auf ihrem Weg nach oben auf ein sehr poröses, gut durchlässiges Gestein (Reservoir), das idealerweise von einem dichten undurchlässigen Gestein (Erdölfalle) überlagert wird, entsteht dort eine Erdöl- und Erdgaslagerstätte.  Nur wenn alle diese Schritte hintereinander ablaufen, ensteht eine konventionelle Erdöl- und Erdgaslagerstätte! In folgendem Schaubild ist die Erdölentstehung kreisförmig in ihrer Reihenfolge dargestellt:

Schematischer Ablauf der Erdölentstehung Quelle: eigene Darstellung

Das Öl der Bakken Formation und des Eagle Ford Shales

Anhand des Entstehungsweges von Erdöl schauen wir uns nun noch mal die Begriffe Schieferöl und Ölschiefer an. Die Schiefer in der Bakken Formation haben bereits das Stadium der Katagenese durchlaufen, wodurch sich längerkettige Kohlenwasserstoffe bereits bilden konnten. Aufgrund von strukturellen Bedingungen konnte das Öl aber nicht nach oben migrieren, da die Gesteinsformation zu undurchlässig ist! Das Öl ist also quasi in seinem Muttergestein „steckengeblieben“. Um es fördern zu können, muss daher die Wegsamkeit künstlich hergestellt werden. Dies geschieht heute durch die Methode des hydraulic fracturing“, die wir bereits von der unkonventionellen Erdgasförderung kennen (kurz: "fracking"). Daher wird dieses Öl in der Branche auch als "Tight Oil" bezeichnet, also als ein Öl, das erst durch das Schaffen von künstlichen Wegsamkeiten aus seinem "dichten" Gefängnis befreit werden muss! Schieferöl hingegen ist Öl, dass aus Ölschiefern unter riesigem energetischem Aufwand "gekocht" werden muss, da Ölschiefer den Prozess der Katagenese eben noch nicht vollständig durchlaufen hat! Über Öl aus Ölschiefern wird es im zweiten Teil gehen.

Wie viel Öl läßt sich aus den Bakken Shales fördern?

Die gesamte Ressource, also das gesamte Öl, das in diesen Schiefern gefangen ist, beträgt laut Schätzung des North Dakota Department of Mineral Resources etwa 167 Milliarden Barrel. Würde man dieses Öl komplett fördern können, könnte man die Welt rund 5 Jahre bei heutigem Verbrauch versorgen. Aufgrund der Dichtheit des Gesteins, die im Bereich von 0,04 millidarcy liegt, lässt sich aus den Bakken Shales nur etwa 2% dieser Menge tatsächlich fördern. Zum Vergleich: konventionelle Erdölfelder haben Durchlässigkeiten von bis zu mehreren 1000 millidarcy!  Der amerikanische geologische Dienst USGS, schätzt für die Bakken Formation eine technisch gewinnbare (technical recoverable) Menge von rund 3,6 Milliarden Fass Öl und 148 Mio. Fass Flüssiggas.

Die Bakken Shales Quelle: www.theoildrum.com

Die Bohrungen leiden unter dem ähnlichen Dilemma wie Shale Gas Bohrungen: Ihre Förderrate geht nach relativ kuzer Zeit wieder zurück, woraufhin die Bohrung erneut stimuliert (gefrackt) werden oder stillgelegt werden muss. Eine Datenauswertung des North Dakota Department of Mineral Resources zeigt folgenden zeitlichen Förderverlauf  für eine typische Bakken Bohrung:

Typischer Förderverlauf einer Förderbohrung in den Bakken Shales Quelle: North Dakota Department of mineral resources

Der Förderrückgang kommt sehr schnell und ist relativ steil. Um die Gesamtförderung in den Bakken Shales weiter zu erhöhen, muss also jedes Jahr mehr gebohrt werden, als im Jahr zuvor. Aktuelle Daten zeigen außerdem, dass die Förderrate pro Bohrung sich seit Mitte 2008 auf einem Plateau befindet.

Anzahl Bohrungen in den Bakken Shales und tägliche Förderung pro Bohrung Quelle: Department of Mineral resources/North Dakotas

Eine weitere Steigerung der Gesamtförderung läßt sich also nur noch mit neuen Bohrungen erreichen! Drill, Baby, drill ist die Devise! Gegenwärtig werden daher Bohranlagen im großen Stil aus dem Shale Gas Bereich abgezogen, um sie für die Ölförderung einzusetzen. Der Rig Count, eine Statistik des Bohrausrüsters Baker Hughes, in dem jede Woche die Anzahl der aktiven Bohranlagen nach Regionen und Einsatzbereichen aufgeschlüsselt wird, zeigt dies sehr eindrucksvoll:

Baker Hughes Rig Count für die USA und Aufteilung in die Sektoren Erdöl und Erdgas Quelle:EIA

Da Bohranlagen aber nicht so rasant gebaut werden, ist aus meiner Sicht ein "Peak" des "Bakken Booms" in den nächsten Jahren absehbar.

Bei einer Förderung von wenigen hundert Fass pro Bohrung und Tag, rechnet sich natürlich auch keine Pipeline, vor allem wenn nach 3 Jahren schon nur noch ein Fünftel des ersten Jahres gefördert wird. Daher wird das Bakken-Öl auch mit Tankwagen abtransportiert, wie dieses Video eindrucksvoll zeigt.

Wie sieht es bei den Eagle Ford Shales aus?

Für den Eagle Ford Shale in Texas gibt der USGS eine „unentdeckte Menge“ (undiscovered conventional oil) von rund 700 Mio. Fass Öl und 766 Mio. Fass Flüssiggas (natural gas liquids) an.

Die Eagle Ford Shales Quelle: www.theoildrum.com

Bei einem US Verbrauch von rund 18,5 Mio Fass am Tag reicht das Öl aus den Eagle Ford Shales für rund 5 Wochen!

Werfen wir an dieser Stelle noch mal einen Blick zurück in die Studie der Citi-Group, die in dieser Form der Ölgewinnung das Ende von Peak Oil sieht. Abbildung 13 in der Studie zeigt eine Schätzung der Internationalen Energieagentur über das Angebotswachstum im Ölmarkt für das Jahr 2012. Erstaunlich ist, dass das stärkste Wachstum tatsächlich aus den USA kommen soll! Noch erstaunlicher ist aber die Zahl, die sich ergibt, wenn man alle Zahlen in dieser Abbildung zusammenaddiert!

Neu hinzu kommendes Erdölangebot 2012 laut Internationaler Energieagentur in Tausend Fass pro Tag. Quelle: Citi Group

Demnach wächst die globale Angebotsseite laut IEA um 1,3 Mio. Fass pro Tag! Vergleicht man dies mit dem erschöpfungsbedingten Rückgang bestehender Erdölfelder, die in der Citi-Studie mit Bezug auf die Internationale Energieagentur auf Seite 8 mit 4 bis 5% pro Jahr angegeben wird, ergibt sich folgendes Bild: Laut BP Statistical Review von 2011 lag die Welterdölproduktion (ohne Biotreibstoffe) bei etwa 82 Mio. Fass pro Tag. Bei angenommenen 4,5%  Förderrückgang aus den bestehenden Erdölfeldern verliert die Weltproduktion rund 3,7 Mio. Fass pro Tag. Wenn das Angebot nun auf der einen Seite um 1,3 Mio. Fass pro Tag wachsen soll, auf der anderen Seite aber 3,7 Mio. Fass pro Tag verliert, dann verliert die Welterdölproduktion 2,4 Mio. pro Tag! Und mit diesen Zahlen will die Citi-Group das Peak Oil Phänomen widerlegen?

Fazit

Die stark gestiegenen Ölpreise und eine weiterentwickelte Fördertechnik haben zur Erschließung unkonventioneller Erdöllagerstätten geführt, die vorher schlicht unerreichbar oder unwirtschaftlich waren. Die Mengen, die sich pro Zeiteinheit aus diesen Ressourcen gewinnen lassen, zeigen aber, dass es keineswegs sicher ist, dass unkonventionelles Öl den sich andeutenden Rückgang im konventionellen Öl wird ausgleichen können.

Teil 2 dieses Beitrags wird sich mit den Ölschiefern der Green River Formation befassen!

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11 Kommentare to “Unkonventionelles Öl – die Lösung für Peak Oil? Teil 1: Tight Oil”

  1. Tom Schülke sagt:

    Meinen Respekt , Christoph.

    Es ist genau der Artikel, nach dem ich für eine fundierte Diskussion über das Phänomen Fracking gesucht habe. Sehr schön verständlich geschrieben und mit allen Verlinkungen die ich als Laie Brauche um zu verstehen, was wirklich geschieht.

    Das “Bakken” und “Eagle Ford Shale” sind also die geologischen Formationen in dennen in den USA fertiges Öl (Schieferöl)und nicht Kerogen gefunden wird.

    (die namen sind im Englischen glaube ich Shale-Oil (für Öl) bzw.
    Oil-Shale (für Kerogen )oder ?

    In der Summe kommst Du auf einen Angebotszuwachs der Ölförderung um 1,3 Millionen Fass.

    Interessant wäre nun die Frage, wie viele derartige geologische Formationen , Weltweit existieren, die über die Reserven der USA hinaus, diese Angebotsseite noch erweitern könnten. Oder ist diese geologische Formation eine besonderheit in den USA ?

    Vielleicht könnte der Förderrückgang zusammen mit anderen Tight Oil Reserven den Rückgang doch für ein paar Jahre im Zaum halten ?

    Ich hoffe auf die nächsten Jubelmeldungen in den anderen Onlinemedien.

    Dein Artikel wird dann meine Referenzantwort auf das ach so bejubelte Ende des Peak-Oil Scenarios..

    gruß.

    vieileicht sehen wir uns ja heute abend..

    Tom

    • Christoph Senz sagt:

      Hallo Annonym,
      ich habe keine Zahlen zu den Bakken Shales direkt gefunden.
      Sehr hoch wird die Nettoenergieausbeute nicht sein, denn beispielsweise der Sand, der in riesigen Mengen in die Bohrungen gepresst wird, damit die beim Fracking entstandenen Hohlräume nicht sofort beim Druckabbau wieder zugehen, wird aus 1100 km Entfernung rangekarrt. Die Kompressoren (zusammengeschaltet bis zu 50.000 PS)brauchen soviel Diesel, dass es in North Dakota echte Engpässe in der Dieselversorgung gibt!
      http://journalstar.com/business/local/diesel-fuel-shortage-hits-state/article_55315a50-5252-54ab-a670-8142ef03f5b4.html

      Das soll die Energiequelle der Zukunft sein?

      Viele Grüße

      Christoph Senz

      • Annonym sagt:

        Hallo Herr Senz,

        vielen Danke für die Ergänzungen. Ja, das Thema Diesel ist spannend – da scheint es ja weltweit immer mehr Engpässe zu geben, da Diesel immer mehr für Generatoren und Transport verwendet wird (insb. Asien).

        Leider ist das verständnis um EROI und Peak-“Cheap”-Oil (im Kontrast zu “Peak-Oil” den meisten immer noch nicht klar.

        Auch jeden Fall vielen Dank für Ihre Arbeit hier und den Artikel (sowie den Hinweis im DGF).

  2. Annonym sagt:

    Interessant ist auch die Frage es EROI für diese Art der Förderung. Die zusätzliche Bruttoförderung ist ja eine Sache – die andere, was am Ende dabei übrig bleibt.

    Auf Basis der geringen Fördermengen pro Bohrung und des damit verbundenen logistischen Aufwandes stelle ich mir das ganze nicht allzu rosig vor.

    Gibt es hierzu zahlen?

  3. Tobias Bokeloh sagt:

    Sehr geehrter Herr Senz,

    exzellent beschrieben, vielen Dank für diesen Beitrag! Ich habe die Citi-Studie selbst erstaunt überflogen, die Hintergründe aber bisher nicht so detailliert recherchiert wie Sie. Ich bin seit zwei Jahren selbst mit einem Peak-Oil-Vortrag unterwegs, der sich guter Nachfrage erfreut. Ihr Artikel gibt mir wieder gutes Hintergrundwissen mit, und ich werde auch im Rahmen der Vorträge darauf hinweisen. Nochmals vielen Dank!

  4. Sukram sagt:

    Super – mehr davon :-)

    Der Dieselmisere versucht man auszuweichen:

    “Drillers dropping diesel for cheaper natural gas”
    http://www.reuters.com/article/2012/04/11/rigs-gas-idUSL2E8FB5NT20120411?feedType=RSS&feedName=marketsNews

    Analyse des aktuellen Rigcounts:

    “Oil Drilling Rigs Scale New Peak”
    http://www.zacks.com/stock/news/73555/Oil+Drilling+Rigs+Scale+New+Peak?adid=

  5. [...] Gutachten, das von Exxon-Mobil beauftragt wurde, kommt zu dem Schluß, dass unkonventionelle Fördermethoden in Deutschland einsetzbar wären – außer in Wasserschutzgebieten. Die Gutachter halten die [...]

  6. [...] letzten Artikel haben wir uns ausführlich die aktuelle Entwicklung in den Bakken Shales in North Dakota und [...]

  7. [...] wir uns im ersten Teil der Artikelserie mit „Tight Oil“ aus dichten Schiefern in North Dakota und im zweiten Teil mit [...]

  8. [...] Rohstoffgehalte auch die Situation bei der Ölförderung: Statt riesige Reservoirs mit hoher Permeabilität in leicht zugänglichen Gegenden mit konventionellen Fördermethoden anzuzapfen, [...]

  9. […] Weltölförderung[1], wobei nicht außer Acht gelassen werden soll, dass Flüssigerdgas (NGL) und unkonventionelle Ölarten (Unconventionals), kein Öl […]

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