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Exploration und Produktion von Erdöl undErdgas in Deutschland 2007Exploration and Production of Crude oil and Natural Gas in Germany in 2007

Von M. PASTERNAK*

AbstractThis article gives a review of the resultsof exploration and production of oil

and gas in Germany in 2007. The report isbased on data collected regularly by the StateAuthority for Mining, Energy and Geology(LBEG) from the oil companies and the otherstate mining offices.Activities of oil and gas exploration in-creased significantly in terms of both geo-physical prospecting and exploration drill-ing.Due to a large offshore Survey the acreage of3D seismic acquisition increased to900 km2, which is five times more than in theprevious year. More than 200 km of 2D seis-mic lines were acquired, which represent ap-proximately the same level as in the preced-ing year. One gravimetric survey was car-ried out. Its extension amounted to almost300 km2.The number of exploration wells increasedfrom nine in 2006 year to twelve in 2007. Sixnew field wildcats were drilled to find newgas and oil fields. Four wells were com-pleted and all of them were dry. In the vicin-ity of producing fields six exploration wells(new pool tests) were drilled. The only com-pleted well was dry.In field development the number of “active”wells dropped by two and amounted to six-teen. In addition eight wells were in process,which were drilled to total depth without afinal result in 2006. Fifteen wells were com-pleted successful, thereof thirteen wells asoil or gas wells, one as a service well and an-other one as a pilot hole.The footage increased significantly andamounted to 67,410 m, which marks thepeak value since 1999. Compared to the pre-vious year this is a plus of 26%.German annual gas production droppedcompared to the previous year by 8.6% to18 billion m3 (field quality) most notablydue to less consumption.The total remaining proven and probablenatural gas reserves fall by 14 billion m3 or6% and amounted to 218 billion m3 (field

quality). Only a small proportion of the pro-duction could be replaced by new reserves.German annual oil production declined to3.4 million t. The decrease of nearly 3% wasprimarily due to the natural decline of mostof the oil fields and less due to technical rea-sons.Total remaining proven and probable oil re-serves decreased by 4 million t, which ismore than the annual production, andamounted to 37 million t.

KurzfassungDer vorliegende Beitrag gibt einenÜberblick über die Ergebnisse der Ex-

ploration und Produktion von Erdöl und Erd-gas in Deutschland im Jahre 2007. Grundla-ge sind Daten der Erdöl- und Erdgasgesell-schaften und der Bergbehörden der Länder,die vom LBEG regelmäßig erhoben werden.Die Explorationsaktivitäten für Erdgas undErdöl sind deutlich angestiegen, sowohl derUmfang der geophysikalischen Vorerkun-dung als auch der Umfang der Explorations-bohrtätigkeit.Aufgrund eines großen Offshore-Surveysbetrug die Fläche der akquirierten 3D-Seis-mik über 900 km2, also mehr das Fünffachedes Vorjahres. Die Akquisition von 2D-Seis-mik lag mit über 200 Profilkilometern inetwa auf dem Niveau des Vorjahres. Gravi-metrische Messungen wurden auf einer Flä-che von knapp 300 km2 durchgeführt.In der Exploration ist die Anzahl der Boh-rungen von neun im Vorjahr auf zwölf gestie-gen. Neue Erdgas- und Erdöllagerstättenwurden mit sechs Aufschlussbohrungen ge-sucht. Leider konnte keine der vier mit Er-gebnis abgeschlossenen Bohrungen eineneue Lagerstätte nachweisen. In der nähe-ren Umgebung von bekannten Erdgasvor-kommen wurden sechs Teilfeldsuchbohrun-gen gebohrt. Die einzige mit Ergebnis abge-schlossene Bohrung war nicht fündig.In der Feldesentwicklung ist die Anzahl deraktiven Bohrprojekte um zwei auf 16 zurück-gegangen. Dazu kommen acht Bohrungen,die bereits im Vorjahr ihre Endteufe erreicht,aber noch kein Ergebnis erhalten hatten. 15Bohrungen wurden erfolgreich abgeschlos-sen, davon waren elf öl- oder gasfündig undvier hatten ihr Ziel erreicht.

Die Bohrmeterleistung hat wieder deutlichzugenommen und erreichte mit 67.410 mden höchsten Wert seit 1999. Gegenüberdem Vorjahr bedeutet das ein Plus von 26 %.Die Erdgasförderung ist gegenüber demVorjahr vor allem verbrauchsbedingt deut-lich um 8,6 % gesunken und betrug18 Mrd. m3.Die Summe der geschätzten sicheren undwahrscheinlichen Erdgasreserven betrugam Stichtag 218 Mrd. m3 (Rohgas) und lagdamit 14 Mrd. m3 oder gut 6 % niedriger alsim Vorjahr. Nur ein kleiner Teil der Förde-rung konnte also durch neue Reserven aus-geglichen werden.Die Erdölförderung (inkl. Kondensat) lagmit 3,4 Mio. t nur wenig unter der des Vor-jahres. Der leichte Rückgang um knapp 3 %beruht auf dem natürlichen Förderabfall dermeisten Erdölfelder und teilweise auf tech-nischen Gründen.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdölreserven wurde auf 37 Mio. t ge-schätzt. Damit haben die Reserven um4 Mio. t, also um mehr als die Förderung,abgenommen.

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

rung von Erdöl und Erdgas des Jahres 2007in 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 2007« des LBEG dar, der mitzahlreichen detaillierten Tabellen ausgestat-

298 ERDÖL ERDGAS KOHLE 124. Jg. 2008, Heft 7/8

JAHRESRÜCKBLICK 2007

0179-3187/08/7-8© 2008 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 Jahres2007. Stockwerk: Rhät, Jura, Kreide undTertiär

Abb. 2 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutschlandund Explorationsbohrungen des Jahres2007. Stockwerk: Paläozoikum und Bunt-sandstein

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Abb. 1

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Abb. 2

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 BohrtätigkeitEntsprechend den Erwartungen hat dieBohraktivität gegenüber dem Vorjahr

wieder deutlich zugenommen. Die Bohrme-terleistung erreichte den höchsten Wert seit1999 (Abb. 3), obwohl die Anzahl der Bohr-projekte eher durchschnittlich ausgefallen istund etwa dem Vorjahreswert entsprach.Die Anzahl der Explorationsbohrungen hatsich nochmals erhöht, während die Anzahlder Produktionsbohrungen etwas hinter demVorjahreswert zurückblieb. Damit ist derAnteil der Explorationsbohrungen auf mehrals 40 % gestiegen. Ein Wert, der seit vielenJahren nicht erreicht wurde.Die durchschnittlichen Bohrmeter pro Boh-rung sind auf etwa 2.400 m angestiegen; imVorjahr betrug dieser Wert noch etwa2.000 m, bei gleicher Anzahl von entspre-chend kürzeren Ölbohrungen oder Bohrun-gen, die als Ablenkung aus bestehendenBohrlöchern projektiert wurden.

2.1 ExplorationsbohrungenExplorationsbohrungen haben das Ziel,neue Felder bzw. Teilfelder zu erschließenoder den Untergrund zu erkunden. Die An-zahl der Explorationsbohrungen hat sichvon neun im Vorjahr auf zwölf erhöht. Hinzukommt eine Bohrung die in 2006 ihre End-teufe erreicht hatte, aber noch kein Ergebniserhalten hatte (Tab. 1).In der Kategorie der Aufschlussbohrungen,die mit dem Ziel abgeteuft werden, neue La-gerstätten nachzuweisen, wurden sechsBohrungen gebohrt. Drei Bohrungen hattendas Rotliegend im Norddeutschen Beckenzum Ziel. Eine dieser Bohrungen untersuch-te diesen Horizont in den J-Blöcken derNordsee, zwei weitere im bzw. am südlichenRand des bekannten Rotliegend-Gasgürtels.Seit mehr als zehn Jahren wurde wieder eineAufschlussbohrung auf den Zechstein imNorddeutschen Becken angesetzt. ZweiBohrungen untersuchten im süddeutschenVoralpenbecken am nördlichen Rand der ge-falteten Molasse die tertiären Baustein-schichten.In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrun-gen, die in der unmittelbaren Umgebung vonproduzierenden Flächen nach Kohlenwas-serstoffen suchen, wurden ebenfalls sechsBohrungen gebohrt. Zwei Bohrungen lagenim Bereich der norddeutschen Rotliegend-Gasfelder Rotenburg-Taaken und Osterve-sede, drei im Bereich der norddeutschenZechstein-Gasfelder Uchte, Burgmoor undDeblinghausen. Seit mehr als fünfzehn Jah-ren wurde im Oberrheintal wieder eine Ex-plorationsbohrung gebohrt; sie sollte denÖlfund einer Geothermiebohrung bestäti-gen.

Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnis-se der Bohrprojekte näher vorgestellt wer-den. Die Lagepunkte der Bohrungen sindmit Ausnahme der Nordsee-Bohrung in denAbbildungen 1 und 2 dargestellt.

2.1.1 AufschlussbohrungenNordseeIm deutschen Sektor der Nordsee wurde dieBohrung J10-1 (EEG1)) niedergebracht. Esist die erste Bohrung im Block J10 und liegtvon der nächsten Bohrung, J11-1, die bereits1981 gebohrt wurde, etwa 10 km westnord-westlich entfernt. Regionalgeologisch be-findet sich die Lokation der Bohrung aufdem stabilen West-Schleswig-Block, d. h. ineiner Region, die durch wenig Tektonik undSalzbewegungen geprägt ist. Das Ziel warengasführend erwartete Rotliegend-Sandstei-ne in einer gestörten Antiklinale innerhalbeines synsedimentären Grabens. Strukturund Ziellokation wurden anhand der3D-Seismik aus dem Jahre 2001 identifi-ziert. Die Bohrung erreichte die Sandsteinein der prognostizierten Teufe und wurde bei5.170 m in den Vulkaniten des Rotliegendeingestellt. Die Zielhorizonte wurden in

teils guter Reservoirausbildung und gasfüh-rend angetroffen. Aufgrund der Befundewährend des Bohrens, der Logauswertungund der Probennahme mittels MDT wurdeein Test durchgeführt. Die Testergebnisseund ein endgültiges Ergebnis der Bohrunglagen zum Jahresende noch nicht vor.

Gebiet Elbe–WeserEtwa 12 km südwestlich des GasfundesBleckmar wurde die Bohrung BöstlingenZ1 (RWE Dea) (Abb. 2) auf das Rotliegendangesetzt. Ziel waren die Sandsteine einessynsedimentären Halbgrabens in der Ver-längerung des Schneverdingen-Grabens.Mit dem Prospekt wurde der mögliche Re-servoirfaziestrend der Lagerstätten Völker-sen und Walsrode/Idsingen nach Südostenverfolgt. Entsprechend der Verhältnisse amSüdrand des Rotliegend-Fairways wurdenSandsteine mit ähnlicher Reservoir-Ausbil-dung wie in Walsrode oder Bleckmar/Ward-böhmen erwartet. Der Zielbereich ist durcheine seismische Amplitudenanomalie cha-rakterisiert, die als positive Indikation für

ERDÖL ERDGAS KOHLE 124. Jg. 2008, Heft 7/8 303


Tabelle 1 Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 2007

Name Operator Ziel/ StatusFundhorizont

Aufschlussbohrungen (A3)

NordseeJ10-1 EEG Rotliegend n. k. E.

Elbe–WeserBöstlingen Z1 RWE Dea Rotliegend n. k. ELüdingen Z1 RWE Dea Rotliegend fehl

Weser–EmsKirchdorf Z1 WIHO Zechstein bohrt

AlpenvorlandKempten 1 OMV Baustein-Sch. fehlKempten 1a OMV Baustein-Sch. fehlLaufen A1* RAG Puchkirchen-Fm. fehlTeisendorf A1* RAG Aquitan fehl

Teilfeldsuchbohrungen (A4)

Weser–ElbeBötersen-Süd Z1 EMPG Rotliegend bohrtOstervesede Z1a EMPG Rotliegend n. k. E.

Weser–EmsBurgmoor Z4 EMPG Zechstein bohrtDeblinghausen Z6 EMPG Zechstein fehlDeblinghausen Z6a EMPG Zechstein n. k. E.

OberrheingrabenRömerberg 1 GdFPEG Buntsandstein n. k. E.

Status mit Stand vom 31. Dezember 2007;*: Endteufe vor 2007 erreicht; n. k. E.: noch kein Ergebnis

EEG – EEG - Erdgas Erdöl GmbH, jetzt GdFPEGEMPG – ExxonMobil Production Deutschland GmbHGdFPEG – Gaz de France Produktion Exploration Deutschland GmbHOMV – OMV Exploration & Production GmbHRAG – Rohöl-Aufsuchungs AGRWE Dea – RWE Dea AGWIHO – Wintershall Holding AG

1) Auftraggeber bzw. federführende Firma, Abkürzungensiehe Tabelle 1.



eine gute Reservoir-Ausbildung gewertetwird. Die Bohrung begann bereits in 2006und stand zum Jahresende 2006 bei 3.527 mim Mittleren Muschelkalk. In 2007 erreichtesie ihre Endteufe in 5.912 m. Die Sandsteinedes Rotliegend wurden zwar tiefer als erwar-tet, aber gasführend angetroffen. MehrereTeste auf unterschiedliche Reservoirab-schnitte erbrachten nicht die Ergebnisse, dienach den Befunden während des Bohrensund der Logauswertung erwartet werdenkonnten. Da zum Jahresende über das weite-re Vorgehen noch nicht entschieden wordenwar, hat die Bohrung auch noch kein endgül-tiges Ergebnis erhalten.Die Bohrung Lüdingen Z1 (RWE Dea)(Abb. 2) wurde etwa 4 km östlich des Gas-fundes Weissenmoor abgeteuft. Geologi-sches Ziel waren die Rotliegend-Sandsteineim östlichen Teil des synsedimentären Ro-tenburg-Grabens. Dort wurde im Bereich ei-ner verkippten Grabenscholle eine Hochla-ge identifiziert, in der die potenziellen Spei-cher nach der Prognose höher liegen solltenals in Weissenmoor. Die Bohrung konnte dieprognostizierte Hochlage gegenüber derStruktur von Weissenmoor bestätigen undwurde bei 5.065 m im Vulkanit des Rotlie-gend eingestellt. Zwar hatte die Bohrungwährend des Bohrens im Rotliegend Gasan-zeichen, doch waren die Zielhorizonte nichtspeicherfähig ausgebildet. Die Bohrungwurde ohne Test als nicht fündig eingestuftund verfüllt.

Gebiet Weser–EmsMit der Bohrung Kirchdorf Z1 (WIHO)(Abb. 2) soll etwa 5 km nördlich des FeldesBurgmoor eine seismisch kartierte alloch-thone Scholle des Staßfurt-Karbonat aufGasführung untersucht werden. Allochtho-ne Schollen wie diese sind besonders in denKonzessionen Dümmersee-Uchte undScholen verbreitet und wurden schon häufi-ger gasführend erschlossen. Die Schollenbestehen aus Schichtverbänden von Basal-anhydrit, Staßfurt-Karbonat und Werra- An-hydrit. Sie wurden vermutlich im Zuge derInversionstektonik des niedersächsischenBeckens in Hochlagen von Ihrer Unterlageabgeschert und schwimmen nun in den Sal-zen des Zechstein. Zur genauen Bestim-mung der räumlichen Lage des Reservoirsist zunächst ein Pilotloch geplant. Im Falleeiner Gasführung soll das Staßfurt- Karbo-nat mit einer etwa 400 m langen Horizontal-strecke erschlossen und in Produktion ge-nommen werden. Die Bohrung stand zumJahresende 2007 bei 1.165 m in der Unter-kreide.

AlpenvorlandDie Bohrung Kempten 1 (OMV) (Abb. 1)hatte das Ziel, innerhalb der Erlaubnis Süd-bayern an der Stirn der gefalteten Molassedie Bausteinschichten des Chatt auf Gasfüh-rung zu untersuchen. Strukturell befindetsich das Ziel nach der seismischen Interpre-tation im Bereich der frontalen Dreieckszo-

ne (Triangle Zone), in der das Reservoir inzwei tektonischen Schuppen, so genanntenDuplexstrukturen, vorkommen sollte. DieBausteinschichten der oberen Schuppe stell-ten das eigentliche Ziel der Bohrung dar. ZurVerifizierung des tektonischen Modellssollten die Bausteinschichten der unterenSchuppe erbohrt werden. Dieses Play wurdein der bayerischen Molasse bislang nicht ge-testet. Die etwa 44 km weiter östlich gelege-ne Aufschlussbohrung Grambach 1 aus demJahr 1990 steht zwar in vergleichbarer tekto-nischer Position, hat aber eine nur rudimen-tär entwickelte Dreieckszone durchteuft.Die Bohrung Kempten 1 erreichte nach demDurchteufen der oberen Schuppe an der Ba-sis der unteren Schuppe bei 4.161 m ihreEndteufe. Das tektonische Modell konntedamit grundsätzlich bestätigt werden. Ver-einzelt erhöhte Gasanzeichen deuteten an,dass Gas im System vorhanden ist. Das Ziel,die Bausteinschichten, war an der Basis deroberen wie auch der unteren Schuppe tekto-nisch bedingt ausgefallen, d. h. die Abscher-horizonte lagen jeweils oberhalb der Bau-stein-Schichten. Da Chancen bestanden, dasReservoir weiter südlich in der oberenSchuppe anzutreffen, wurde die Bohrungum etwa 1,2 km nach Süden zur Kempten1a abgelenkt. Auch in der Ablenkung warendie Bausteinschichten tektonisch bedingtausgefallen. Die Bohrung wurde bei4.130 m noch in der oberen Schuppe, abernahe ihrer Basis eingestellt, für nicht fündigerklärt und verfüllt.

2.1.2 TeilfeldsuchbohrungenGebiet Elbe–WeserAm Südrand des Feldeskomplexes Roten-burg-Taaken soll die Bohrung Bötersen-Süd Z1 (EMPG) (Abb. 2) die Sandsteine desRotliegend auf Gasführung untersuchen.Das Ziel der Bohrung wurde anhand einerAnomalie der seismischen Amplituden de-finiert, die üblicherweise als Indikation für

ein gutes Reservoir interpretiert wird. DasRisiko liegt in dieser Region vor allem in derGüte der Reservoireigenschaften der Rotlie-gend-Sandsteine. So hatte z. B. die etwa4,5 km südöstlich liegende Bohrung Ahau-sen Z1 aus dem Jahre 1991 die Rotlie-gend-Sandsteine zwar gasführend, aber mitschlechten Speichereigenschaften erschlos-sen, die eine wirtschaftliche Förderungnicht zuließen. Zum Jahresende 2007 standdie Bohrung Bötersen-Süd Z1 im Wust-row-Sandstein des Rotliegend, hatte dieEndteufe aber noch nicht erreicht. Im Be-reich des Hauptzielhorizontes, dem Wust-row-Sandstein, wurde die Bohrung annä-hernd horizontal geführt und der Träger aufeiner Strecke von knapp 500 m mit zum Teilsehr guten Gasanzeichen aufgeschlossen.Im Januar 2008 hatte die Bohrung die End-teufe von 5.650 m in den Vulkaniten desRotliegend erreicht. Weiterführende Ergeb-nisse lagen noch nicht vor.Südwestlich angrenzend an das GasfeldOstervesede wurde anhand seismischer Da-ten ein tektonischer Block identifiziert, derdurch Störungen von den Rotliegend-Gas-feldern Ostervesede und Söhlingen getrenntist. Auf dieser nach Westen gekippten west-lichen Randstaffel des Rotliegend-zeitli-chen Schneverdingen-Grabens ließ das Fa-zies- und Diagenesemodell Dünensandstei-ne mit moderaten Speichereigenschaften er-warten. Da die Reserven des Feldes Osterve-sede nahezu erschöpft waren und die einzigeFördersonde des Feldes, Ostervesede Z1,aufgrund eines technischen Defektes nichtmehr fördern konnte, sollte dieser Block miteiner Ablenkung der Ostervesede Z1 umetwa 1 km nach Südwesten untersucht wer-den. Die Ablenkung Ostervesede Z1a(EMPG) (Abb. 2) wurde jahresübergreifend2006/2007 gebohrt. Zum Jahresende 2006stand die Bohrung bereits bei 4.262 m in derSolling-Folge des Mittleren Buntsandstein.Im Februar 2007 hatte die Bohrung ihreEndteufe von 5.500 m in den Vulkaniten des

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Abb. 3 Bohrmeter der Kohlenwasserstoffbohrungen 1945–2007

Rotliegend erreicht. Der Zielhorizont wurdetiefer als erwartet, aber dennoch gasführendangetroffen. Da die Reservoireigenschaftenschlechter als prognostiziert ausgebildetsind, erbrachten Förderteste nur geringe Zu-flüsse, die keine wirtschaftliche Förderungerlauben. Die Bohrung hat noch kein end-gültiges Ergebnis erhalten.

Gebiet Weser–EmsMit der Bohrung Burgmoor Z4 (EMPG)(Abb. 2) soll die Ausdehnung des Zechstein-Gasfeldes Uchte-Burgmoor nach Nordenüberprüft werden. Da der Gas-Wasser-Kon-takt in der Struktur Uchte-Burgmoor bislangnicht erbohrt wurde, ist auch die maximaleAusdehnung der gasführenden Fläche nochunbekannt. Das Zielgebiet befindet sich ander Nordflanke der Struktur Uchte-Burg-moor in einem, nach der seismischen Inter-pretation, strukturtieferen Bereich, der un-terhalb der bislang nachgewiesenen Gassäu-le liegt. Der Zielhorizont, das Staßfurt-Kar-bonat, wird zunächst mit einem stark ge-neigten Pilotloch untersucht. Wird das Re-servoir gasführend angetroffen, soll es miteinem abgelenkten und annähernd horizon-tal geführten Bohrloch erneut aufgeschlos-sen und in Produktion genommen werden.Zum Jahresende 2007 hatte die Bohrung ge-rade angefangen zu bohren und stand bei36 m im Wealden.Die Bohrung Deblinghausen Z6 (EMPG)(Abb. 2) untersuchte das Staßfurt-Karbonatan der Südostflanke des Gasfeldes Debling-hausen. Das Ziel waren zwei durch die seis-mische Interpretation definierte tektonischeBlöcke, die durch die einzige Fördersondedes Feldes, Deblinghausen Z5, nur einge-schränkt oder nicht drainiert werden. DerZielhorizont sollte zunächst mit einem starkgeneigten Pilotloch aufgeschlossen und imFalle der Fündigkeit durch eine Ablenkungmit annähernd horizontal verlaufendemBohrloch erneut aufgeschlossen und in Pro-duktion genommen werden. Die Bohrunghat den Zielhorizont etwa in der erwartetenTeufe und innerhalb des bekannten gasfüh-renden Teufenintervalls angetroffen; den-noch war der Träger verwässert. Daraufhinwurde die Bohrung als Deblinghausen Z6aauf das Staßfurt-Karbonat eines tektoni-schen Blocks an der Nordostflanke des Fel-des abgelenkt. Auch für diesen Block galtdie Annahme, dass das Reservoir durch diebestehende Fördersonde nur eingeschränktoder nicht drainiert wird. Die Bohrung trafdas Reservoir in der erwarteten Teufe gas-führend unter initialen Druckbedingungenan und schloss es auf einer Strecke von über200 m annähernd horizontal auf. Im Januar2008 wurde die Bohrung gasfündig erklärt.

OberrheingrabenMit der Bohrung Römerberg 1 (GdFPEG)(Abb. 1) wurde erstmals seit 15 Jahren imOberrheingraben wieder eine Explorations-bohrung auf Kohlenwasserstoffe niederge-bracht. Die Bohrung Römerberg 1 sollte die

Ausdehnung des Erdölfundes der Geother-miebohrung Speyer GTB I nach Nordnord-osten bestätigen. Der Erdölfund ist nachAuswertung der 3D-Seismik aus dem Jahre2005 an eine strukturelle Falle an einer gra-benrandparallelen antithetischen Abschie-bung geknüpft. In der durch mehrere Quer-brüche gegliederten Monoklinale wurdenSandsteine des Oberen Buntsandstein mitder Bohrung Speyer GTB I ölführend nach-gewiesen. Das Zielgebiet der Bohrung Rö-merberg 1 liegt etwa 2 km nordnordöstlichder Fundbohrung unterhalb der StadtSpeyer. Aufgrund der Oberflächenverhält-nisse liegen zwischen Ansatz- und Lande-punkt etwa 1.400 m. Die Bohrung hat dieSandsteine des Oberen Buntsandstein in dererwarteten Teufe angetroffen und wurde bei3.100 m eingestellt. Zum Jahresbeginn 2008wurden Testarbeiten durchgeführt.

2.2 FeldesentwicklungsbohrungenIn der Kategorie der Feldesentwicklungs-bohrungen, die Erweiterungs-, Produktions-und Hilfsbohrungen umfasst, blieb die An-zahl der aktiven Bohrprojekte mit 16 hinterdem Vorjahreswert von 18 zurück. Als »ak-tiv« werden an dieser Stelle die Bohrprojek-te bezeichnet, die im Berichtsjahr zur Bohr-leistung beigetragen haben. Darüber hinauswaren sechs Projekte in Bearbeitung, die be-reits vor 2007 ihre Endteufe erreicht hatten,aber noch kein endgültiges Ergebnis erhal-ten hatten.Fünfzehn Bohrungen konnten erfolgreichabgeschlossen werden, davon waren elf öl-bzw. gasfündig und vier hatten ihr Ziel er-reicht. Das Ergebnis »Ziel erreicht« ist er-folgreichen Hilfsbohrungen, die ohnehinkeine Fündigkeit erzielen sollen, Pilotlö-chern oder erfolgreichen technisch beding-ten Ablenkungen bereits fündiger Bohrun-gen vorbehalten.Im Gebiet Weser–Ems, dem Revier derZechstein- und Karbon-Gasfelder, wurde imFeld Goldenstedt/Oythe eine Tight-Gas-Bohrung mit multiplen Frac-Behandlungenim Karbon fündig. Je eine Bohrung war inden Zechstein-Gasfeldern Klosterseelte,Siedenburg, Staffhorst und Uchte erfolg-reich. Ölfündig wurde eine Bohrung in dememsländischen Feld Bramberge.Im Gebiet Weser–Elbe, dem Revier der Rot-liegend-Gasfelder, wurde eine Bohrung imFeld Walsrode fündig. Eine weitere Bohrungwar am Nordrand des Gifhorner Troges imFeld Knesebeck ölfündig.Im Gebiet nördlich der Elbe wurden im Öl-feld Mittelplate zwei Bohrungen in denSandsteinen des Dogger fündig. Auch eineHilfsbohrung, die anfallendes Lagerstätten-wasser zur Druckergänzung in den Horizon-ten des Dogger Epsilon und Delta versenkensoll, war erfolgreich.In den Ölfeldern des Gebietes westlich derEms wurde lediglich in Emlichheim ge-bohrt. Neben zwei ölfündigen Bohrungenwaren die technische Ablenkung einer exis-

tierenden Sonde und das Pilotloch für einehorizontale Ablenkung erfolgreich.

2.3 BohrmeterEntsprechend den Erwartungen hat dieBohrmeterleistung wieder deutlich zuge-nommen und erreichte mit 67.410 m denhöchsten Wert seit 1999. Gegenüber demVorjahr ist die Bohrleistung um 26 % gestie-gen. Aufgrund der hohen jährlichenSchwankungen, insbesondere bei der Auf-teilung der Bohrmeterleistung auf die unter-schiedlichen Bohrungskategorien, wird indiesem Beitrag zur Betrachtung der Ent-wicklung der Bohraktivität auch das will-kürlich gewählte Mittel der vorangehendenfünf Jahre herangezogen. Dieser Mittelwertwurde in 2006 deutlich um 32 % übertrof-fen. Die Graphik in Abbildung 3 veran-schaulicht die historische Entwicklung derBohrtätigkeit anhand der Bohrmeter.In den bedeutenden Regionen der Erdöl-und Erdgassuche und -förderung war fastdurchweg eine Steigerung der Bohrmeter-leistung zu beobachten, wenn z. T. auch nureine geringe. Lediglich im Gebiet westlichder Ems, d. h. im Bereich der Westems-land-Ölfelder ging die Bohrleistung zurück.Der Aufwärtstrend auf dem Explorations-sektor hat sich fortgesetzt. Auf die Explora-tion entfielen knapp 37.000 m; das sindmehr als die Hälfte der gesamten Bohrmeter.Anteile von mehr als 50 % waren zuletzt inder Zeit der hohen Ölpreise der 1980er Jahreüblich. Gegenüber dem Vorjahr haben sichdie Bohrmeter der Exploration damit fastverdoppelt, gegenüber dem Mittel der vor-angehenden fünf Jahre sogar mehr als ver-doppelt.In der Feldesentwicklung wurden etwa30.500 m gebohrt. Im Vergleich zum Vor-jahr entspricht dieser Wert einem Minus vonknapp 9 %, gegenüber dem Mittel der voran-gehenden fünf Jahre einem Minus von gut13 %.Knapp zwei Drittel der Bohrmeter wurdenin Niedersachsen abgeteuft. Obwohl dieBohrmeter auch in Niedersachsen zuge-nommen haben, fiel der relative Anteil seitJahren wieder einmal unter die Marke von70 %, und zwar auf 63 %. Der Anteil Schles-wig-Holsteins ist aufgrund der tiefen Nord-see-Bohrung auf 21 % angestiegen. In Bay-ern wurden 11 % der Bohrmeter gebohrt;5 % entfielen auf das Land Rheinland-Pfalz.

3 GeophysikDie Aktivitäten zur Erkundung des Un-tergrundes mittels geophysikalischer

Verfahren bewegen sich in den letzten Jahrenquantitativ auf einem recht geringen Niveau.Aufgrund eines großen 3D-Surveys in derNordsee war in 2007 eine positive Entwick-lung zu verzeichnen. In 2007 wurden3D-seismische Surveys mit einer Gesamtflä-che von 913 km², 221 Profilkilometer 2D-Seismik sowie gravimetrische Daten auf ei-




ERDÖL ERDGAS KOHLE 124. Jg. 2008, Heft 7/8 307

ner Fläche von 278 km² akquiriert. Geomag-netische Messungen wurden nicht durchge-führt.

3D-SeismikOnshore lag der Umfang der 3D-Seismiketwa 50 km² unter dem Mittel der vorange-henden fünf Jahre, offshore etwa 500 km²über dem Mittel.In 2007 wurden Daten im Rahmen von vierSurveys aufgenommen. Im Entenschnabelder Nordsee wurde in den Erlaubnissen B20008/55 und B 20001 im Auftrag der Inha-ber-Konsortien unter Federführung derWintershall Holding AG der Survey »Däne-mark-Deutschland 2007« akquiriert. DerSurvey überdeckt eine Fläche von etwa2.300 km² grenzüberschreitend nach Däne-mark und Großbritannien. Dieser Surveyliegt zum überwiegenden Teil im dänischenTeil der Nordsee, der deutsche Anteil beträgt766 km². Im niedersächsischen Erlaubnis-gebiet Hahnenhorn der RWE Dea AG wurdeder Survey »Hahnenhorn« jahresübergrei-fend nach 2007 akquiriert. Die Fläche desSurveys beträgt etwa 140 km², der Anteil in2007 74 km². Im Bereich des niedersächsi-schen Erdölfeldes Rühlermoor wurde der18 km² große Survey »Rühlermoor 2007«unter Federführung der Gaz de France Pro-duktion Exploration Deutschland GmbHaufgenommen. In Mecklenburg-Vorpom-mern wurde südlich des Greifswalder Bod-dens im Auftrag der EWE der Survey »3DMoeckow 2007« zur Erkundung des Unter-grundes hinsichtlich der Untergrundspei-cherung von Erdgas gemessen. Das Messge-biet umfasst eine Fläche von 55 km².

2D-SeismikDer Umfang der 2D-Seismik lag onshore bei221 Profilkilometern und damit deutlichüber dem Mittel der vorangehenden fünfJahre von knapp 100 Profilkilometern. Off-shore wurden keine Messungen durchge-führt.In 2007 wurde ein Survey akquiriert, undzwar der Survey »Bavaria 2007« im Erlaub-nisgebiet Südbayern des Konsortiums OMV(Bayern) Exploration GmbH, MND Explo-ration and Production Ltd. und Gaz de Fran-ce Produktion Exploration DeutschlandGmbH mit einem Umfang von 221 Profilki-lometern.

GravimetrieIm niedersächsischen Ostfriesland wurdeim Bereich der Erlaubnisgebiete Jemgumund Bedekaspel-Erweiterung der Gaz deFrance Produktion Exploration DeutschlandGmbH der gravimetrische Survey »Jemgum2007« auf einer Fläche von 278 km² mit1.340 Messpunkten akquiriert.

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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 1945–2007⇒

4 Erdgas- und Erdölproduktion und-verbrauchDie inländische Erdgasförderung2) hat

gegenüber dem Vorjahr deutlich um 8,6 %auf 18,0 Mrd. m3 abgenommen (Abb. 4).Zusätzlich wurden etwa 109 Mio. m3 Erdöl-gas bei der Ölförderung gewonnen. In Rein-gasqualität3) entspricht die Summe dieserbeiden Fördermengen einem Volumen von17,0 Mrd. m3. Der Rückgang der Erd-gas-Fördermenge war vor allem eine Folgeder rückläufigen Erdgasnachfrage aufgrundder milden Winter aber auch des natürlichenFörderabfalls angesichts der zunehmendenErschöpfung der Lagerstätten.Mit 79 Erdgasfeldern waren vier Felder we-niger in Betrieb als im Vorjahr. Die FelderAdorf (Zechstein), Ochtrup, Ratzel (Kar-bon) und Varenesch haben nicht produziert,wurden aber noch nicht endgültig aufgege-ben. Derzeit wird geprüft, mit welchen Maß-nahmen eine Wiederaufnahme der Produkti-on möglich ist.Aufgrund des überproportionalen Rück-gangs der Fördermengen in Sachsen-Anhaltund Schleswig-Holstein (Nordsee) hat sichdie Erdgasförderung noch stärker auf Nie-dersachsen konzentriert (Vorjahreswerte inKlammern): Niedersachsen 93,2 %(91,1 %), Schleswig-Holstein 3,7 % (4,9 %)und Sachsen-Anhalt 2,8 % (3,8 %). Die ver-bleibenden Mengen verteilten sich auf Thü-ringen und Bayern. Aufgrund der unter-schiedlichen Gasqualitäten in den Regionenergibt sich auf Basis der Reingasqualität fol-gende Verteilung: Niedersachsen 93,9 %,Schleswig-Holstein 4,8 %, Sachsen-Anhalt1,1 %.Die Abbildung 5 zeigt die Aufteilung derFördermengen auf die Regionen und geolo-gischen Formationen. Die wichtigsten För-derhorizonte sind die permischen Reser-voirs des Zechstein und Rotliegend. Ausdem Zechstein kamen 47 % der inländi-schen Förderung in 2007 und aus dem Rot-liegend 39 %. Die verbleibenden Mengenverteilten sich auf die Speicher der Trias, desJura, Karbon und Tertiär.Die inländische Erdölförderung hat gegen-über dem Vorjahr wieder geringfügig abge-nommen, und zwar um 2,8 % auf nunmehr3,4 Mio. t, einschließlich der Kondensat-mengen aus den Erdgasfeldern (Abb. 6). DieAbnahme ist vor allem auf den natürlichenFörderabfall der reifen Felder zurückzufüh-ren, auch wenn in einigen Feldern die För-dermengen leicht gesteigert oder stabil ge-halten werden konnten.In Folge des anhaltend hohen Ölpreises wur-den in den letzten Jahren keine Erdölfelderaufgegeben, so dass weiterhin 44 Felder in



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Abb. 6 Erdölförderung (einschließlich Kondensataus der Erdgasförderung) 1945–2007

⇐

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

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.



Produktion standen. Die Anzahl der Förder-sonden, die zum Stichtag 31. Dezember inBetrieb waren, konnte gegenüber dem Vor-jahr um 40 auf 1.122 angehoben werden.Die Verteilung der Erdölförderung auf dieBundesländer hat sich kaum verändert. InSchleswig-Holstein wurden 63,4 % des hei-mischen Erdöls produziert, allein auf dasÖlfeld Mittelplate/Dieksand entfielen62,2 %. Der Anteil Niedersachsens betrug32,8 %. Die verbleibenden Mengen verteil-ten sich in abnehmender Reihenfolge auf dieLänder Bayern, Rheinland-Pfalz, Hamburg,Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommernund Baden-Württemberg.Die Aufteilung der Fördermengen auf dieRegionen und die geologischen Formatio-nen ist in Abbildung 7 dargestellt. Die wich-tigsten Förderhorizonte sind die Dogger-und Unterkreide-Sandsteine. Aus den Dog-ger-Sandsteinen (z. B. Mittelplate) wurdenzwei Drittel der Fördermengen gewonnen,aus den Unterkreide-Sandsteinen (vor allemWestemsland) etwa ein Viertel.Nach dem Bericht »Energieverbrauch inDeutschland im Jahr 2007« der Arbeitsge-meinschaft Energiebilanzen (AGEB) lag derPrimärenergieverbrauch nach ersten Schät-zungen deutlich unter dem Vorjahreswert:»Der Rückgang des Energieverbrauchs inDeutschland im Jahre 2007 um 4,8 % imVorjahresvergleich war vor allem von dermilden Witterung in der ersten Jahreshälfteund von den nach wie vor hohen Energie-preisen geprägt.« Der Erdgasverbrauch lagnach AGEB 5,0 % unter dem Vorjahreswertund betrug umgerechnet 98 Mrd. m3 Rein-gas; temperaturbereinigt war der Verbrauchnur 2,3 % geringer. Der statistisch erfassteMineralölverbrauch ist nach AGEB um9,2 % auf 109 Mio. t gefallen; temperatur-und bestandsbereinigt reduziert sich der

Rückgang auf 4,9 %. Auf Basis dieser Ver-brauchswerte ergeben sich rechnerische An-teile der inländischen Erdgas- und Erdölför-derung von 17,3 % am Erdgasverbrauch und3,1 % am Mineralölverbrauch.

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

zum Stichtag 1. Januar 2008 auf218,4 Mrd. m3 (Feldesqualität) geschätzt; imVergleich zum Vorjahr entspricht das einemRückgang um 14,3 Mrd. m3. Damit hat sichdie rückläufige Entwicklung der letzten Jah-re weiter fortgesetzt (Abb. 8). Unter Berück-sichtigung der Fördermenge in Höhe von18,0 Mrd. m3 in 2007 ergibt sich eine Zunah-me der ursprünglichen Reserven von3,7 Mrd. m3. Es konnte also nur ein kleinerTeil der Förderung durch neue Reserven er-setzt werden. Die Reservenentwicklung warin den einzelnen Lagerstätten unterschied-lich. In einigen Feldern führten Bohrergeb-nisse und Neubewertungen zu Reservenzu-gewinnen, die größer waren als die entnom-menen Fördermengen. In der Mehrzahl derFelder konnten die Reservenzugewinne abernur einen Teil der Fördermengen ersetzen. Inden restlichen Feldern mussten Reservenein-bußen hingenommen werden, die z. T. auchdeutlich über den entnommenen Fördermen-gen lagen; die ursprünglichen Reserven die-ser Felder wurden also geringer bewertet alsim Vorjahr. In Abbildung 5 ist die Verteilungder Reserven auf die Regionen und die geo-logischen Formationen dargestellt. 98 % derausgewiesenen Reserven befinden sich inniedersächsischen Lagerstätten.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdölreserven wurde zum Stichtag 1.Januar 2008 auf 36,9 Mio. t geschätzt (Abb.

9). Das entspricht einem Rückgang um4,0 Mio. t. Bei Berücksichtigung der Jah-resförderung in Höhe von 3,4 Mio. t zeigtsich, dass die ursprünglichen Reserven trotzanhaltend hoher Ölpreise um 0,6 Mio. t ge-ringer bewertet wurden als im Vorjahr. Zwarkonnten für die Mehrzahl der Felder die För-dermengen durch Reservenneubewertungensogar mehr als ausgeglichen werden, in derMengenbilanz überwogen allerdings einigewenige große Felder, in denen Neubewer-tungen zu deutlich geringeren ursprüngli-chen Reserven führten. In den Bundeslän-dern Hamburg und Rheinland-Pfalz konn-ten die Reserven im Vergleich zum Vorjahrangehoben werden. In den Ländern Bran-denburg und Mecklenburg-Vorpommernentsprach die Abnahme der Reserven derentnommenen Fördermenge. In den förder-und reservenstärksten Ländern Schles-wig-Holstein und Niedersachsen aber auchin Bayern überstieg die Abnahme der Reser-ven die Fördermenge. Abbildung 7 zeigt dieVerteilung der Reserven auf die Regionenund die geologischen Formationen. Gegen-wärtig liegen etwa 63 % der inländischenErdölreserven in Schleswig-Holstein (Mit-telplate) und 34 % in niedersächsischen La-gerstätten.

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Abb. 8 Entwicklung der Erdgasreserven in der BundesrepublikDeutschland von 1960–2008

Abb. 9 Entwicklung der Erdölreserven in der Bundesrepublik Deutschland von1947–2008

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