Rohl_Frderung

Herr Schult-Bornemann, Sie arbeiten seit 29 Jahren im Mineralölgeschäft und waren in den vergangenen 18 Jahren an der Erstellung der Energieprognosen von ExxonMobil beteiligt. Seit Oktober 2007 sind Sie als Lehrbeauftragter an der Universität Magdeburg sowie als freiberuflicher Energy Consultant tätig und auch jetzt noch mit ExxonMobil Central Europe verbunden.

Sind die End-of-Oil-Prognosen realistisch oder nur Panikmache?

 

Schult-Bornemann: Wenn heute jemand von Peak Oil, dem vermeintlichen Ende des Öls spricht, wissen die meisten Leute gar nicht, was genau sie eigentlich meinen. Geht es um einen Peak bei den Reserven, bei der Förderung oder beim Verbrauch? Nun, dann beginnen wir doch einfach bei den Reserven. Kann man überhaupt einen Zeitpunkt fixieren, zu dem das Öl aufhört zu fließen? Schult-Bornemann: Nein. Denn trotz erhöhter Förderung wuchsen die Reserven fast immer um ein Vielfaches des Verbrauchsanstiegs.

 


Karl-Heinz Schult-Bornemann: Wir werden noch mehr als genug Öl haben, wenn wir es gar nicht mehr in dem Maße wie heute zur Mobilität und Wärmegewinnung benötigen.


Wie kann das sein?

Schult-Bornemann: Die Reserven sind kein fester, statischer Wert. Es wird täglich viel Geld dafür ausgegeben, immer neue Quellen zu finden. So erhöhten sich die Reserven in den vergangenen drei Jahren im Vergleich zum Verbrauchsanstieg jeweils um das 40 bis 50fache.

 

Ist es wirklich möglich, immer mehr Öl aus dem Boden zu holen?

Schult-Bornemann: Die Techniken haben sich ständig verbessert. Nehmen wir z.B. die Offshore-Förderung. In den 70er Jahren des vorigen Jahrhunderts, als man in der Nordsee begann nach Öl zu bohren, war bei 50 bis 70 Metern Wassertiefe Schluss. Heute arbeitet man in Meerestiefen von über 2.500 Metern. Hinzu kommen immer höhere Bohrtiefen.

So hat die BP 2009 bekanntgegeben, im Golf von Mexiko Öl in 10,7 km Bohrtiefe gefunden zu haben und das in einer Region, wo das Meer über der Lagerstätte noch 1.400 Meter tief ist.

An solchen Projekten sind zwei Dinge interessant: Die technische Leistung, solche Vorkommen zu erschließen und die Widerlegung der Auffassung, dass es unterhalb von sechs Kilometern kein Öl mehr gäbe. Das beweist zwar nicht die Theorien eines abiotischen Ursprungs des Öls, wie sie beispielsweise der Amerikaner Thomas Gold vertrat, zeigt aber, dass es mit herkömmlichen Theorien zu erklärende Ölvorkommen in tiefen Schichten gibt, die unterhalb der bisher bekannten Quellen liegen.

 

Es geht aber wohl nicht nur um das Finden neuer Quellen, sondern ebenso um die stärkere Ausbeutung bereits vorhandener Vorkommen.

Schult-Bornemann: Das ist richtig. Die technische Entwicklung bricht nicht ab, sie hat sich sogar beschleunigt. Ein Beispiel dafür ist die 4D-Seismik. Hier wird der bekannten 3D-Seismik, die es erlaubt, den Untergrund dreidimensional zu erkunden, eine zeitliche Komponente hinzugefügt. Mehrere 3D-Aufnahmen werden aneinandergereiht, wodurch Handlungsanweisungen für das Reservoir- Management möglich werden, die wesentlich genauer sind als bisherige.

Man kann nicht nur mehr Lagerstätten finden, sondern ebenso bisher nicht wirtschaftliche ausbeuten. Das trifft aktuell auch für Deutschland zu. Waren die Poren im Sandstein zu eng, konnte also nicht genug Ölnachfließen, verzichtete man früher in solchen Tight-Lagerstätten auf eine Förderung. Heute wird mittels einer Kombination aus Horizontalbohr- und der sog. Frac-Technik ein größerer Gas- oder Ölzufluss erreicht. In Abständen werden durch hohen Druck Risse im Untergrund (Fraktionen-Fracs) erzeugt, durch die das Öl und Gas wesentlich besser zum Bohrkopf strömen kann. So kann der Entölungsgrad von heute meist nur 30 auf bis zu 60 Prozent gesteigert werden.

 

Basisdaten Ölmarkt (2009 vorläufig)

2008 2009 Veränderung
Reserven 182,2 Mrd. t 184,0 Mrd. t + 1,0 Prozent
Weltförderung 3.943 Mio. t 3.825 Mio. t - 3,0 Prozent
Raffineriekapazität 4.326 Mio. t 4.408 Mio. t + 1,9 Prozent
Verbrauch 3.954 Mio. t 3.829 Mio. t - 2,8 Prozent
Quelle: Oil&Gas Journal/eigene Berechnungen Schult-Bornemann

Quelle: Brennstoffspiegel