Erdölfakten

Die Entstehung

Zur Entstehung von Erdöl gab es verschiedene Erklärungsansätze. Stand der Wissenschaft ist die Entstehung aus kohlenstoffreichen Ablagerungen flacher Epikontinentalmeere. Gemäß der biogenen oder biotischen Theorie zur Erdölgenese entsteht Erdöl aus abgestorbenen Meeresorganismen wie Algen. Sie werden im Laufe von mehreren hunderttausend bis mehreren Millionen Jahren auf dem Meeresgrund abgelagert. Herrschen in der betreffenden Meeresregion sauerstoffarme Bedingungen nahe dem Meeresgrunde, so bilden sich im Laufe der Zeit mächtige Sedimentfolgen mit hohem Anteil biogenen Materials. Die Abwesenheit von Sauerstoff in diesem Ablagerungsmilleu verhindert die vollständige Verwesung der Biomasse, ein Faulschlamm entsteht. Im Laufe von Jahrmillionen wird dieser durch Überdeckung mit weiteren Sedimenten hohen Drücken und Temperaturen ausgesetzt. Am Ende des Prozesses scheint es so, als sei die Biomasse im Untergrund “versenkt” worden. 

Dies ist ein populärer Irrtum, vielmehr wurden die biogenen Sedimente über lange Zeit von immer weiteren und mächtigen Schichten überdeckt.Unter diesen Bedingungen werden die in der Biomasse enthaltenen wasserunlöslichen, langkettigen Kohlenwasserstoffe, die sogenannten Kerogene in kurzkettige gasförmige und flüssige Kohlenwasserstoffketten aufgespalten, ein Prozess der in der Industrie auch als Cracken bekannt ist. Die fein verteilten Kerogene werden durch Druck und Temperatur zersetzt, jedoch nicht oxidiert. Sie können innerhalb der Poren von Gesteinen wandern. Diesen Prozess nennt man Migration. In sogenannten Speichergesteinen sammeln sich die Kohlenwasserstoffe als Erdöl und Erdgas an. Gerät das Erdöl unter undurchlässige Gesteinsschichten, die seine weitere Wanderung an die Erdoberfläche und seitwärts verhindern (Erdölfalle), reichert es sich dort an und es entsteht eine Erdöllagerstätte. In den Gesteinsporen befinden sich neben Erdöl auch Lagerstättenwasser und Erdgas.

Es entsteht zusammen mit Erdöl unter sehr ähnlichen Bedingungen und bildet über Erdöllagerstätten oft eine sogenannte Gaskappe.Bohrkernprobe aus einer Erdöl führenden Sandsteinschicht.Damit die Umwandlung von Kerogenen in Erdöl und Erdgas gelingt, müssen verschiedene geologische Faktoren gesichert sein. Eine wichtige Rolle spielen dabei Drücke und Temperaturen, die im Laufe der Katagenese auftreten. Damit die im Erdöl enthaltenen Kohlenwasserstoffketten stabil bleiben, darf nach derzeitigem Kenntnisstand eine Versenkungstiefe der Mutter- und Speichergesteine von rund 4000 Metern nicht überschritten werden. Diesen Bereich bezeichnet man auch als Erdölfenster. In größeren Tiefen sind nur noch Erdgasvorkommen wahrscheinlich. Optimale Bedingungen für die Entstehung von Erdöl, was Druck, Temperaturen und geeignete Fallenstrukturen angeht, finden sich in der Regel an den passiven Schelfrändern der Kontinente, an Grabenbrüchen und in der Nähe unterirdischer Salzstöcke.Im Verlauf der weiteren Diagenese können Kerogene bituminös, d.h. zäh- und unbeweglich werden. 

Solche Vorkommen sind für die Förderung wegen der hohen Kosten zunächst uninteressant. Ein hoher Ölpreis könnte aber die Verarbeitung schwerer Ölfraktionen lohnend machen.Sedimentgesteine, die hohe Anteile biogenen Kohlenstoffs enthalten, werden als Erdölmuttergestein bezeichnet. Ein in Deutschland bekanntes Beispiel für stark kohlenstoffhaltige Sedimente ist der Ölschiefer aus dem Lias Epsilon, der in Süddeutschland des Öfteren an der Oberfläche ansteht und auch im Nordseebereich wichtiges Erdölmuttergestein ist.Oberflächennahe, erdölhaltige sandige Sedimente werden als Ölsande bezeichnet.

Prospektion

"Die gezielte Suche nach Erdöl- und Erdgasvorkommen bezeichnet man als Prospektion."

In der Frühzeit der Erdölgewinnung war man auf Anzeichen an der Erdoberfläche angewiesen, die auf Vorkommen von Erdöl schließen ließen. So tritt aus seicht liegenden Lagerstätten ständig Erdöl in geringen Mengen aus. Ein Beispiel dafür ist die seit dem 15. Jahrhundert bekannte, aber mittlerweile versiegte St. Quirins-Quelle bei Bad Wiessee am Tegernsee, aus der über Jahrhunderte Erdöl austrat, das vornehmlich als Heilmittel Verwendung fand. Die Suche nach tief liegenden Ölvorkommen erfolgte früher durch eine eingehende Analyse der geologischen Verhältnisse eines Landstrichs.

In der Folge wurden dann an ausgewählten Orten Probebohrungen niedergebracht, von denen ca. 10 – 15 % fündig wurden.Mit der Zeit wurden aufwändige Prüfungsmethoden entwickelt, die eine immer detailliertere Darstellung der Bodenschichtung ermöglichen. Das am weitesten verbreitete Verfahren ist die Reflexionsseismik. Dabei werden an der Erdoberfläche Schwingungen erzeugt, deren an den unterschiedlichen Bodenschichten reflektierte Signale über Geophone empfangen und aufgezeichnet werden. Aus den Laufzeiten und Charakteristiken der reflektierten Signale lassen sich Schichtenprofile errechnen.

Heute wird in Europa in etwa zwei Drittel der Fälle das Vibroseis-Verfahren eingesetzt. Dabei wird mit Gruppen von üblicherweise drei bis fünf Spezialfahrzeugen, die Schwingungen einer definierten Frequenz über eine Art Rüttelplatte in den Erdboden übertragen, eine Messstrecke abgefahren. Entlang der Messstrecke sind Geophone in Gruppen zum Empfang der reflektierten Signale angeordnet. Das systematische Befahren eines Gebiets mit sich kreuzenden Messstrecken erlaubt die Errechnung eines dreidimensionalen Modells der Bodenschichtung.

Die Gewinnung

Die großtechnische Ausbeutung der Erdöllagerstätten begann im 19. Jahrhundert. Man wusste bereits, dass bei Bohrungen nach Wasser und Salz gelegentlich Erdöl in die Bohrlöcher einsickerte. Die ersten Bohrungen wurden 1856 in Dithmarschen von Ludwig Meyn und 1858 bei Wietze in Niedersachsen (nördlich von Hannover) durchgeführt. In einer Tiefe von ca. 50 m wurde gegen 1910 mit 2000 Bohrtürmen etwa 80 % des deutschen Erdölbedarfs gefördert. In Wietze befindet sich heute das Deutsche Erdölmuseum.Weltberühmt wurde die Bohrung nach Öl, die Edwin L. Drake am 27. August 1859 am Oil Creek in Titusville, Pennsylvania durchführte. Drake bohrte im Auftrag des amerikanischen Industriellen George H. Bissell und stieß in nur 21 Meter Tiefe auf die erste größere Öllagerstätte. Die erste Erdölförderung im Untertagebau fand 1854 in Bóbrka bei Krosno (Polen) statt.In Saudi-Arabien wurde das „Schwarze Gold“ zuerst in der Nähe der Stadt Dammam am 4. März 1938 nach einer Reihe erfolgloser Explorationen von der US-Gesellschaft Standard Oil of California entdeckt.
Allgemein erfolgt die Förderung konventionellen Erdöls heute in folgenden Phasen. In der ersten Phase wird Öl durch den natürlichen Druck des eingeschlossenen Erdgases (eruptive Förderung) oder durch „Verpumpen“ an die Oberfläche gefördert (primary oil recovery).In der zweiten Phase (secondary oil recovery) werden Wasser oder Gas in das Reservoir injiziert (Wasserfluten und Gasinjektion) und damit zusätzliches Öl aus der Lagerstätte gefördert. In einer dritten Phase (tertiary oil recovery) werden komplexere Substanzen wie Dampf, Polymere, Chemikalien, CO2 oder Mikroben eingespritzt, mit denen die Nutzungsrate nochmals erhöht wird.
Je nach Vorkommen können in der ersten Phase 10–30 % des vorhandenen Öls gefördert werden und in der zweiten Phase weitere 10–30 %; insgesamt in der Regel also 20–60 % des vorhandenen Öls. Angesichts des hohen Preisniveaus und der globalen Marktdynamik ist damit zu rechnen, dass sich die tertiäre Förderung auch bei „alten“ Vorkommen stark intensivieren wird. Besondere Schwierigkeiten bereitet die Erdölförderung aus Lagerstätten, die sich unter Gewässern befinden („Off-shore-Gewinnung“). Hier müssen zur Erschließung der Lagerstätte auf dem Gewässergrund stehende oder darüber schwimmende Bohrplattformen Bohrinseln)eingerichtet werden, von denen aus gebohrt und später gefördert (Förderplattformen) werden kann. Hierbei ist das Richtbohren vorteilhaft, weil dadurch von einer Bohrplattform ein größeres Areal erschlossen werden kann. Befindet sich die Erdöllagerstätte nahe der Erdoberfläche, so kann das Öl im Tagebau gewonnen werden, Beispiel: Athabasca-Erdölsande, Alberta. Aus tieferen Lagerstätten wird Erdöl durch Sonden gefördert, die durch Bohrungen bis zur Lagerstätte eingebracht werden. Nach Abschluss der Bohrarbeiten kann auch eine reine Förderplattform eingesetzt werden. Beispiel: Thistle Alpha.
Im Laufe der vergangenen Jahrzehnte haben die Ölförderung und ihre Begleiterscheinungen in manchen Entwicklungsländern erhebliche wirtschaftliche, soziale und ökologische Probleme verursacht. Pipelines werden angezapft und ganze Tankschiffe beispielsweise in Nigeria von bewaffneten Gruppen entführt, um das gewonnene Gut (ca. 2,25 Mio. Barrel am Tag) gegen Waffen bei Hehlern zu verkaufen, da viele bewaffnete Gruppen des Nigerdelta sich von dem Staat oft verraten und vor allem von den größeren Mineralölkonzernen bestohlen und ausgebeutet fühlen. Dies führte unter anderem zur blinden Gewalt von Seiten des Staates, wobei eine ganze Kleinstadt dem Erdboden gleichgemacht wurde. Shell sprach von 1000 Gewaltopfern jährlich, amnesty international dagegen von rund 500 Opfern allein in einer Woche.

Weltreserven und Bevorratung

Für das Jahr 2008 wurden die bestätigten Weltreserven je nach Quelle auf 1329 Milliarden Barrel (182 Milliarden Tonnen nach Oeldorado 2009 von ExxonMobil) bzw. auf 1258 Milliarden Barrel (172,3 Milliarden Tonnen nach BP Statistical Review 2009) berechnet. Die Reserven, die geortet sind und mit der heute zur Verfügung stehenden Technik wirtschaftlich gewonnen werden können, haben in den letzten Jahren trotz der jährlichen Fördermengen insgesamt leicht zugenommen. Während die Reserven im Nahen Osten, Ostasien und Südamerika aufgrund der Erschöpfung von Lagerstätten und unzureichender Prospektionstätigkeit sanken, stiegen sie in Afrika und Europa leicht an.

Nach heutigem Stand der Technik, prospektierter Fläche und Verbrauch decken die Erdölreserven noch für 50 Jahre den Weltverbrauch. Der Begriff Erdölkonstante bezeichnet den Umstand, dass solche Voraussagen der statischen Reichweite von Erdöl wie bei anderen Rohstoffen regelmäßig fortzuschreiben sind. Im Jahre 2003 befanden sich die größten Erdölreserven in Saudi-Arabien (262,7 Milliarden Barrel), im Iran (130,7 Milliarden Barrel) und im Irak (115,0 Milliarden Barrel), darauf folgten die Vereinigten Arabischen Emirate, Kuwait und Venezuela (siehe Abschnitt Reserven für eine genaue Tabelle). Kritiker dieser Reservenangaben weisen allerdings darauf hin, dass die meisten der Reserven aus Nicht-OECD-Ländern keiner unabhängigen Kontrolle unterliegen (siehe Fußnoten des BP-statistical review). Oft unterliegen (wie in Saudi-Arabien) alle Angaben zu Förderdaten einzelner Felder und Reserven dem Staatsgeheimnis. Daher unterstellen Kritiker diesen Zahlen eine Verfälschung. Vielen OPEC-Förderländern wird auch unterstellt, die Reserven zu optimistisch anzugeben, da die zugeteilten Förderquoten abhängig von den gemeldeten Reservemengen sind.

Voraussagen mancher Experten, im ersten Jahrzehnt des 21. Jahrhunderts werde durch das Erreichen des Peak-Oil bzw. Globalen Erdölfördermaximum der Ölpreis künftig unausweichlich ansteigen, haben sich noch nicht zweifelsfrei erfüllt. In der Tat erreichte der Ölpreis im Jahr 2008 seinen nominalen und realen Höchststand mit 147 US-Dollar pro Barrel und blieb auch in der folgenden Weltwirtschaftskrise auf vergleichsweise hohem Niveau, es ist jedoch noch nicht zweifelsfrei nachgewiesen ob dieser Preisanstieg im Erreichen des Ölfördermaximums begründet liegt. Die sichere Bestimmung des Peak-Oil ist erst in der Rückschau mit einigen Jahren Abstand möglich. Wesentliches Problem ist allerdings nicht ein Rückgang der Förderung, sondern eine Nichterfüllung der steigenden Nachfrage. Als Korrektiv bleibt so nur der Preis, wie die enge Marktsituation mit der Preisspitze von fast 150 $ in 2008 gezeigt hat. Eine in der Vergangenheit stets sichtbare deutliche Ausweitung des Angebots als Folge einer deutlichen Preissteigerung konnte in 2008 erstmals in der Geschichte trotz des exorbitanten Preissprungs nicht verzeichnet werden.


Die Länder der Europäischen Union sind verpflichtet, einen 90-Tage-Vorrat als Strategische Ölreserve für Krisenzeiten zu unterhalten. Ein großer Teil der deutschen und ein kleinerer Teil der ausländischen Vorräte liegt in den unterirdischen Kavernenanlagen im Zechsteinsalz im Raum Wilhelmshaven, wohin auch das meiste Erdöl nach Deutschland eingeführt wird. In Österreich obliegt der Erdöl-Lagergesellschaft diese Aufgabe.

Bei einem täglichen Verbrauch von 87 Mio. Barrelergibt sich bei 1255 Mrd. Barrel eine Laufzeit von etwa 40 Jahren, bei 854 Mrd. Barrel eine Laufzeit von 27 Jahren.Man muss allerdings bei der Beurteilung dieser Zahl beachten, dass Erdölknappheit nicht erst nach Ablauf der (statischen oder dynamischen) Laufzeit des Erdöls auftritt. Denn anders als aus einem Tank können den Erdöllagerstätten nicht beliebige Mengen an Öl pro Tag (Förderrate) entnommen werden. Vielmehr gibt es eine maximal mögliche Förderrate, die häufig dann erreicht ist, wenn die Quelle etwa zur Hälfte ausgebeutet ist. Danach sinkt ihre Förderrate (physikalisch bedingt) ab. Ein ähnliches Verhalten wird von vielen Experten auch für die Ölförderung der Welt angenommen: Nach dem Erreichen eines globalen Fördermaximums („Peak Oil“, s. oben) sinkt die globale Förderrate. Rein rechnerisch ist zu diesem Zeitpunkt zwar noch genug Öl vorhanden, um den jeweils aktuellen Tagesverbrauch zu decken, auch wenn dieser im Vergleich zu heute sogar noch steigt, doch das Öl kann nicht hinreichend schnell aus den Lagerstätten gefördert werden und steht somit der Wirtschaft nicht zur Verfügung. Die Endlichkeit der Ressource Erdöl macht sich bereits lange vor dem Ablauf ihrer Reichweite bemerkbar. Die hier berechnete Laufzeit des Öls ist daher wirtschaftlich von nur geringer Bedeutung, interessanter ist vielmehr der zeitliche Verlauf des globalen Fördermaximums und die Höhe des anschließenden Produktionsrückgangs.

Laut Abdallah Dschumʿa (CEO von Aramco) Anfang 2008, wurden in der Geschichte der Menschheit rund 1,1 BillionenBarrel Erdöl gefördert. Die meisten Reserven wurden in den 1960er Jahren entdeckt. Ab Beginn der 1980er Jahre liegt die jährliche Förderung (2005) bei 30,4 Milliarden Barrel (87 Millionen Barrel pro Tag Verbrauch in 2008) – über der Kapazität der neu entdeckten Reserven, sodass seit dieser Zeit die vorhandenen Reserven abnehmen. Deshalb wird von einigen Experten mit einem globalen Fördermaximum zwischen 2010 und 2020 gerechnet. Kenneth Deffeyes, Colin J. Campbell und Jean Laherrere befürchten, das Maximum sei bereits vor 2010 erreicht worden. Eine Folge dieses Fördermaximums wäre eine anschließend fallende Förderung, so dass die parallel zum Wirtschaftswachstum prognostizierte Nachfrage nicht mehr ausreichend gedeckt werden würde. Zunehmend kritische Analysen gibt es von der Britischen Regierung,vom U.S. Department of Energy und dem zentralen Analysedienst der US-Streitkräfte, U.S. Joint Forces Command, in dem schon kurzfristig drohende Mangelszenarien geschildert werden. Die britische Regierung reagiert damit offensichtlich auf die Tatsache, dass Englands Ölreichtum seit 1999 mit etwa 8 % pro Jahr zurückgeht. In der Folge ist England 2006 vom Erdölexporteur zum Importeur geworden. Abdullah S. Jum’ah weist derartige Befürchtungen zurück. Er schätzt, dass von den vorhandenen flüssigen Ölvorkommen erst weniger als 10 % gefördert wurden und (inklusive nicht konventioneller Reserven) bei heutigen Verbrauchsraten noch mindestens für 100 Jahre Erdöl zur Verfügung steht.Während in den 1970er Jahren private westliche Ölkonzerne noch knapp 50 Prozent der weltweiten Ölproduktion kontrollierten, hat sich dieser Anteil 2008 auf weniger als 15 Prozent verringert. Wxpertenhalten einen Mangel an Öl nicht für gegeben, es handele sich um eine Krise im Zugang zu fortgeschrittener Technologie (der Multies) bzw. umgekehrt auch in der mangelnden Investitionssicherheit in den staatlich kontrollierten Ölförderländern. Hauptförderer von Erdöl waren im Jahr 2009 Russland (9.932.000 Barrel/Tag), Saudi-Arabien (9.764.000), USA (9.056.000), Iran (4.172.000) und China (3.991.000) (siehe auch Tabelle: Förderung). Die Erdölförderung in Deutschland deckte ursprünglich bis zu 80 % des nationalen Bedarfs und hatte historisch eine große Bedeutung, ist aber mittlerweile vergleichsweise gering.

In Deutschland wurden im Jahr 2007 3,3 Millionen Tonnen Rohöl gefördert. Der Anteil des aus deutschen Quellen gewonnenen Erdöls liegt bei etwa 3 % des Verbrauches, die ergiebigste Quelle ist dabei das Fördergebiet Mittelplate Im selben Zeitraum importierte die Bundesrepublik 106,81 Millionen Tonnen Rohöl, (re)exportierte jedoch nur 0,6 Millionen Tonnen. Damit wurden in Deutschland 2007 insgesamt 109,4 Millionen Tonnen Rohöl verbraucht, die bis auf einen kleinen, unmittelbar von der Industrie genutzten Bruchteil von 5 % vollständig in insgesamt 15 Ölraffinerien weiter aufgearbeitet wurden, welche selbst über zehn Ölpipelines versorgt werden. Über den stetigen Rohölzufluss hinaus wurden allerdings 2007 zusätzlich nochmals 29,1 Millionen Tonnen Ölfertigprodukte insbesondere aus Rotterdam importiert. Von den erzeugten Ölfertigprodukten wurden im Jahr 2007 wiederum 3,8 % unmittelbar von der Industrie als Energieträger verbraucht, 53,7 % beanspruchte der gesamte Verkehrssektor wie Straßenverkehr (Individualverkehr, Personen- und Frachttransport), Luftverkehr (Kerosin) und Binnenschifffahrt, 12 % nahm die Heizenergie für Endverbraucher in Anspruch, 4,9 % diejenige von Wirtschaftsunternehmen und öffentlichen Einrichtungen. 1,7 % benötigten Land- und Forstwirtschaft, 23,9 % schließlich gingen als Ausgangsstoffe in die chemische Weiterverarbeitung etwa zu Düngemitteln, Herbiziden, Schmierstoffen, zu Kunststoffen (z. B. Spritzgussprodukte, Gummiartikel, Schaumstoffe, Textilfasern), zu Farben, Lacken, Kosmetika, zu Lebensmittelzusatzstoffen, Medikamenten u.ä..Der Verbrauch an Ölfertigprodukten ist seit den 1990er-Jahren jährlich um etwa 1,5 % rückläufig, teils aufgrund fortschreitender Energieeinsparungen (vgl. Energieeinsparverordnung), teils wegen eines Wechsels zu Erdgas oder alternativen Energiequellen wie Biodiesel, Solarthermie, Holzpellets, Biogas und Geothermie.

Wertmäßig hingegen sind die Importe von Erdöl und Erdgas nach Deutschland allein im Jahr 2006 mit 67,8 Milliarden Euro nach vorläufigen Ergebnissen um mehr als ein Viertel (+28,4 %) gegenüber dem Vorjahr 2005 gestiegen, in der vorläufigen Spitze im Jahr 2008 waren es zuletzt 83 Milliarden Euro mit einem nochmaligen Zuwachs von +10 % gegenüber dem Vorjahr 2007. Im gesamten Zeitraum 1995 bis 2008 wuchsen die Erdöl- und Erdagsimporte laut Statistischem Bundesamt von 14,44 Milliarden auf stolze 82,26 Milliarden Euro an, mit einem Anteil von ursprünglich 4,3 %, jetzt 10 % an allen Importen.

Der wichtigste Erdöl- und Erdgaslieferant für Deutschland war 2009 nach vorläufigen Zahlen bis November mit einem Drittel (33,2 %) der Rohstoffimporte im Wert von 34,708 Milliarden Euro Russland. Es folgte Norwegen, dessen Erdöl- und Erdgaslieferungen in Höhe von 14,220 Milliarden Euro 14 % der Importe entsprachen. Das drittwichtigste Lieferland für Deutschland war das Vereinigte Königreich mit Lieferungen im Wert von 10,636 Milliarden Euro, die einen Anteil von 10 % an den gesamten deutschen Erdöl- und Erdgasimporten ausmachten. Angesichts der bis 2014 um 590 auf 980 Kilobarrel/Tag verfallenden Fördermengen des Nordseeöll dürfte dieser Platz in den nächsten Jahren an Libyen abgetreten werden.