Öl, das man fördern will, muß man vorher gefunden haben

Die Geschichte der Ölexploration - also über das Öl, das man bereits gefunden hat.

Die Geschichte der Ölexploration hat im 19. Jahrhundert begonnen.
Am Anfang waren die Methoden der Ölsuche und die Theorien über das Vorkommen von Öl noch sehr ungenügend. Trotzdem hat man schon sehr früh mit einfachen Mitteln große Funde gemacht. Erst in den letzten Jahrzehnten hat man dann eine sehr differenzierte Theorie über das Entstehen von Öl in der Erdgeschichte entwickelt, die auch empirisch gut bestätigt ist. Außerdem haben die technischen Methoden der Ölsuche inzwischen einen sehr hohen Stand erreicht.

Öl kommt in der Natur immer nur in abgeschlossenen Reservoiren vor, die verschieden groß und verschieden komplex sind. Außerhalb dieser abgegrenzten Reservoire gibt es dann nicht etwa etwas weniger Öl sondern überhaupt keines. Deswegen ist unser Wissen über das Vorkommen von Öl auf der Welt mit unserem Wissen über die Größenverteilung der Ölfelder bereits sehr gut beschrieben.

Was hat man bisher gefunden?
Die großen Ölfelder wurden immer in der Frühphase der Exploration einer bestimmten Region gefunden. So kennt man heute etwa 42.000 Ölfelder, aber bereits in 1% dieser Felder sind 75% des bisher gefundenen Erdöls enthalten.
Die meisten dieser 400 größten Felder wurden vor mehr als 30 Jahren entdeckt. Alle großen Ölprovinzen, außer der Nordsee und Alaska, wurden bereits vor mehr als 50 Jahren gefunden. Weltweit war das Maximum der Neufunde in den 60er Jahren erreicht.
Danach fand man tendenziell immer weniger Öl. Auch die verstärkten Explorationsbemühungen Anfang der 80er Jahre, ausgelöst durch die vorangegangenen Ölpreisschocks, konnten den Trend der geringer werdenden Funde kaum beeinflussen.

Dies ist auch nicht weiter überraschend, da man die großen Felder immer am Anfang und auch mit einfachen Methoden findet (sie sind so groß, dass man sie praktisch nicht verfehlen kann). Mit immer größerem Aufwand findet man dann weitere Felder, allerdings zunehmend kleinere.

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Charakteristik der Ölproduktion

Die jeweilige aktuelle Verfügbarkeit von Erdöl wird von den Produktionsmöglichkeiten und damit insbesondere vom Produktionsmaximum bestimmt.
Die Menge des bereits gefundenen Öls und seine regionale Verteilung bestimmen den Produktionsverlauf der Welt in den nächsten 20 Jahren. Denn 90% unserer Ölproduktion kommen aus Feldern, die älter als 20 Jahre sind und 70% aus Feldern, die älter als 30 Jahre sind.

Diagramm-Ölförderung

Aufgrund der geologischen Gegebenheiten folgt der zeitliche Verlauf der Ölproduktion aus einem gegebenen Reservoir einer charakteristischen Glockenkurve.
Einige Gründe dafür sind: Anfangs sorgt der hohe Druck im Ölfeld für eine leichte Produktion. Die Produktionsrate wird nur durch den Zubau von Förderanlagen bestimmt. Je mehr der Druck nachläßt, desto mehr wirkt sich die Zähigkeit des Öls auf das Produktionsverhalten aus. Mit jedem weiteren entnommenen Barrel Öl wird der Druck weiter reduziert - die Produktionsrate nimmt tendenziell nur noch ab. In gewissem Umfang kann man den Druck künstlich erhöhen, dafür aber wird das Reservoir schneller entleert.

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Eine Beeinflussung der Produktion jenseits des Produktionsmaximums kann nur durch eine künstliche Erhöhung des Drucks (Injektion von Erdgas, CO2, Wasser etc.) oder durch eine Herabsetzung der Zähigkeit des Öls (Erhitzen, chemische Beeinflussung) erfolgen.
Die diesbezüglichen Möglichkeiten werden jedoch weithin überschätzt. Tatsächlich zeigen sie nur Erfolg, wenn das Ölfeld schon weit über das Produktionsmaximum hinaus ausgebeutet worden ist.

Damit kann der Rückgang der Produktionsrate über eine begrenzte Zeitspanne gebremst werden. Oft ist es auch eine ökonomische Entscheidung, verfügbares Erdgas zur Druckerhöhung des Ölfeldes zu reinjezieren oder aber direkt zu nutzen.

So zum Beispiel konnten moderne Produktionsmethoden (sogenanntes EOR = Enhanced Oil Recovery) die Produktionsrate des seit 60 Jahren produzierenden zweitgrößten texanischen Ölfeldes Yates wieder geringfügig anheben. Die insgesamt förderbare Ausbeute soll der Theorie zufolge dadurch um 5 bis 7% erhöht werden. Tatsächlich fiel die anfangs deutlich erhöhte Produktionsrate bereits nach vier Jahren wieder ab. Heute, nach sieben Jahren, nähert sie sich dem Produktionsverlauf, der ohne diese Maßnahme erwartet worden wäre. Es ist sogar wahrscheinlich, daß sie unter diesen Produktionsverlauf zurückfällt. Mit diesen Maßnahmen wird das förderbare Öl schneller entleert, in Summe wird damit aber nicht mehr Öl extrahiert. Der charakteristische glockenförmige Verlauf der Förderung über der Zeit eines einzelnen Ölfeldes gilt auch für Aggregate von Ölfeldern. Die Überlagerung von Glockenkurven in jeweils verschiedenen Stadien führt trotzdem wieder in Summe zu einer Glockenkurve. Dabei wird der "peak" der Kurve ungefähr dann erreicht, wenn die Hälfte des vorhandenen Öls gefördert ist.

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Zusammenfassung

Seit mehr als 20 Jahren weiß man eigentlich sehr gut über die Reservenlage beim Erdöl Bescheid. Spätere Untersuchungen konnten die frühen Abschätzungen in ihren Aussagen nur erhärten und besser eingrenzen. Demnach ist innerhalb des ersten Jahrzehnts dieses Jahrtausends (zwischen 2000 ­ 2010) mit dem strukturell bedingten Erreichen des Produktionsmaximums bei konventionellem Erdöl zu rechnen.
Unseres Erachtens mehren sich die Anzeichen, dass es auch schon sehr bald sein könnte. Selbst vorsichtige Abschätzungen der offiziell mit Energiefragen befaßten Behörden verschiedener Länder sehen dieses Maximum spätestens um 2015 ­ 2020.

Seit Mitte der 60iger Jahre wird tendenziell immer weniger Öl gefunden. Seit etwa 20 Jahren können die Funde den Verbrauch nicht mehr ausgleichen. Die heutigen Neufunde sind um Größenordnungen kleiner als vor 30 Jahren.

Die in Veröffentlichungen der Mineralölindustrie berichteten ständig wachsenden Reserven entsprechen nicht der Realität. Diese Zahlen sind ein Artefakt der Berichtserstattung, der auf fiskalischen, technologischen und politisch begründeten Bewertungsverfahren beruht.
Stellt man die Zahlen in den richtigen Zusammenhang, so bestätigt sich, dass kaum noch neues Öl gefunden wird.

Entscheidend für strukturelle Änderungen ist nicht die (statische oder dynamische) Reichweite der Reserven, also die Frage "Wie lange reicht das gefundene Öl bei vorgegebener jährlicher Förderquote?" sondern einzig der Zeitpunkt, ab dem die Ölproduktion aus geologischen, technischen und ökonomischen Gründen nicht mehr erhöht werden kann, sondern tendenziell nur noch abnimmt.
Der Übergang von tendenziell zunehmender zu tendenziell abnehmender Produktion ist der Zeitpunkt, an dem die Endlichkeit der Ressourcen sich auch auf den Märkten spiegelt. Dies wird zu einer breiten und dauerhaften Veränderung des Investitionsverhaltens führen, weg vom Öl und hin zu den möglichen Alternativen in der Energieversorgung. Das Erreichen des weltweiten Fördermaximums ist der richtige Indikator für kommende Strukturbrüche und nicht die Reichweite von Ölreserven.

Es herrscht weitgehende Einigkeit, dass das Maximum der Ölproduktion außerhalb der heutigen OPEC-Staaten um das Jahr 2000 erfolgen wird und möglicherweise sogar schon überschritten wurde. Bereits in der jüngeren Vergangenheit hat der Förderanteil der OPEC kontinuierlich zugenommen. Diese Entwicklung wird sich in Zukunft weiter beschleunigen. Vermutlich zwischen 2005 ­ 2010 (vielleicht auch schon früher) werden auch die OPEC-Staaten ihr Fördermaximum erreichen, und danach wird die Produktion strukturbedingt abnehmen. Die IEA erwartet, dass der Förderanteil der OPEC bis 2010 von heute fast 40 % auf über 50 % und bis 2020 gar auf über 60 % ansteigt.