Erdöl

Proben verschiedener Rohöle aus dem Kaukasus, dem Mittleren Osten, der Arabischen Halbinsel und Frankreich

Erdölförderung vor der vietnamesischen Küste

Einzige deutsche Bohrplattform Mittelplate im Wattenmeer der Nordsee

Verschließen eines durch Schiffskollision beschädigten erdölspeienden Förderkopfs

Erdöl ist ein in der oberen Erdkruste eingelagertes, hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen bestehendes Stoffgemisch, das bei Umwandlungsprozessen organischer Stoffe entsteht. Das als Rohstoff bei der Förderung aus Speichergesteinen gewonnene und noch nicht weiter behandelte Erdöl wird auch als Rohöl bezeichnet.

Obwohl natürlich an der Erdoberfläche austretendes Erdöl bereits in der Antike genutzt wurde, begann die systematische Erschließung des Rohstoffs durch Bohrungen erst im Zuge der Industriellen Revolution in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts. In Deutschland fanden erste Bohrungen 1856 und 1858 in der norddeutschen Tiefebene statt. Berühmtheit erlangte die fündige Erdölbohrung, die Edwin L. Drake im Jahr 1859 am Oil Creek in Titusville (Pennsylvania) niederbrachte, da sie als Startschuss für den Aufstieg der USA zu einer der bedeutendsten Erdölfördernationen der Welt gilt.

Erdöl ist ein fossiler Energieträger und dient zur Erzeugung von Elektrizität und als Treibstoff fast aller Verkehrs- und Transportmittel. Wichtig ist Erdöl zudem in der chemischen Industrie, es wird zur Herstellung von Kunststoffen und anderen Chemieprodukten benötigt. Daher rührt unter anderem die Bezeichnung „Schwarzes Gold“ wie auch die Bedeutung von zumeist politisch bedingten Ölkrisen für die Weltwirtschaft.

Allein in den Jahren von 2000 bis 2009 wurden weltweit etwa 242 Milliarden Barrel – ein Barrel entspricht ungefähr 159 Liter – gefördert. Die IEA gibt für das 1. Quartal 2015 einen Tagesverbrauch von 93,63 Millionen Barrel an. Dies sind 14.885.297.400 Liter täglich. Für das 4. Quartal 2015 schätzt man den Bedarf sogar auf 95,24 Millionen Barrel, etwas über 15,14 Milliarden Liter täglich. Für das 4. Quartal 2016 wird der Verbrauch sogar auf 96,78 Millionen Barrel geschätzt. Dennoch besteht ein großer Überschuss an Erdöl auf dem Weltmarkt der vor allem durch neue Fördertechniken verursacht wurde.

Erdölfirmen wie BP gehören zu den größten Wirtschaftsunternehmen weltweit. Unfälle wie bei der Ölpest im Golf von Mexiko 2010 haben bedeutende Umweltauswirkungen. Erdöltransportwege und deren Bewirtschaftung sind wie bei Nord Stream oder der Erdölleitung Freundschaft Gegenstand von politischen Energiestreitigkeiten wie Basis von weitreichenden Wirtschaftsentwicklungen. Die Ölpreise sind wichtige Indikatoren für die Wirtschaftsentwicklung. Unter dem Stichwort Globales Ölfördermaximum wird eine Erschöpfung der weltweiten wirtschaftlich ausbeutbaren Vorräte diskutiert. Marion King Hubbert sagte in den 1950er-Jahren den Höhepunkt der amerikanischen Erdölförderung korrekt für das Jahr 1970 voraus. 1974 schätzte er jedoch fälschlicherweise, dass man das weltweite Maximum bei gleichbleibenden Bedingungen 1995 erreichen werde.

Wortherkunft

Von den Babyloniern stammt das Wort „naptu“ (von nabatu = leuchten) für Erdöl, das in der Bezeichnung „Naphtha“ gegenwärtig noch Bestand hat. Dieser Ausdruck deutet darauf hin, dass das Erdöl schon früh zu Beleuchtungszwecken diente. Die Babylonier waren es auch, die wichtige Straßen und Zufahrten zu Kultstätten mit einer dünnen Asphaltschicht abdeckten. Die Verwendung von Bitumen („Erdpech“) war im babylonischen Reich so allgegenwärtig, dass Hammurapi dem Stoff einige Kapitel in seinem Gesetzeswerk 1875 v. Chr. einräumte. Dies ist die erste nachweisbare staatliche Regulierung von Erdöl.

Das Wort Petroleum ist lateinischen Ursprungs: „petrae oleum“, deutsch Stein- oder Felsöl. Dies geht auf Entdeckungen der Römer in Ägypten zurück, wo sie in einem Gebirgszug am Golf von Sues Erdöl aus dem Gebirge austreten sahen. Angelehnt an Petroleum wurde Erdöl im Deutschen anfangs auch Berg- oder Steinöl genannt, bevor sich die heutige Bezeichnung im 18. Jahrhundert durchsetzte.

Geschichte

Abbildung aus dem Kapitel Petroleum im Hortus sanitatis (einem der „Mainzer Kräuterbücher“) aus dem Jahr 1491

Feier anlässlich des 1000. mit Rohöl abgefüllten Tankwaggons in Wietze im Jahr 1906

Nachbildung der Drake’schen Bohrstelle im Drake Well Museum in Titusville

Erdöl ist bereits seit einigen Tausend Jahren bekannt. Da es eine relativ geringe Dichte besitzt (0,8–0,9 kg/l oder Tonnen/m³), die noch unter der von Wasser liegt, kann es beim Fehlen einer nach oben abdichtenden Gesteinsschicht aus größeren Tiefen im Poren- und Kluftraum von Sedimentgesteinen bis zur Erdoberfläche aufsteigen (in Deutschland zum Beispiel bei Hänigsen zwischen Hannover und Braunschweig). Dort wandelt sich das normalerweise relativ dünnflüssige Öl durch die Reaktion mit Sauerstoff und den Verlust leicht flüchtiger Bestandteile in eine teerartige Substanz, sogenanntes Bitumen oder Asphalt, um.

Diese Substanz war schon vor 12.000 Jahren den Menschen im vorderen Orient bekannt. Die Menschen nutzten sie unter anderem im Schiffbau zum Kalfatern: durch Vermischen des Bitumens mit Sand, Schilf und anderen Materialien entstand eine Masse, mit der die Ritzen zwischen den hölzernen Schiffsplanken abgedichtet werden konnten.

In antiken Griechenland war Erdöl unter den Namen Naphtha (νάφθα), Naphthas (νάφθας) und auch als ‚Öl Medeas‘ (Μηδείας ἔλαιον, Medeias elaion) bekannt. Letztgenannter Name geht vermutlich darauf zurück, dass man annahm, es sei von Medea für ihre Zaubereien verwendet worden, vor allem bei ihrer Rache an Jason.

Die römische Armee nutzte Erdöl möglicherweise als Schmierstoff für Achsen und Räder. Im frühmittelalterlichen Byzantinischen Reich wurde vermutlich aus Erdöl der Brennstoff für eine als „griechisches Feuer“ bezeichnete Vorform des Flammenwerfers hergestellt.

Als Steinöl, Bergöl, Bergfett oder Peteröle „und in den apotheken petroleum und oleum petrae“ war Erdöl schon im späten Mittelalter in Europa bekannt. In vorindustrieller Zeit wurde es bei der „zubereitung von heilmitteln, salben u. s. w.“, im Gartenbau zum Bekämpfen von Schädlingen und ferner „zur herstellung von feuerwerk“ und als Lampenöl verwendet. Zur Erhöhung der „geschoszwirkung“ wurden Gewehrkugeln vor dem Einführen in den Lauf zusammen mit natürlichem Kampfer in ein mit dünnflüssigem Erdöl getränktes Tuch gewickelt.

Als Startschuss für die moderne petrochemische Industrie gilt das Patent von 1855 auf die Herstellung von Petroleum aus Kohle oder Erdöl, das dem kanadischen Arzt und Geologen Abraham P. Gesner in den USA erteilt wurde. Hintergrund war die Suche nach einer preiswerten Alternative zu Walöl als Brennstoff für Lampen. Petroleum als Leuchtmittel blieb bis zum Aufstreben der Automobilindustrie in den ersten Jahrzehnten des 20. Jahrhunderts die wichtigste Verwendung von Erdöl. Heute ist Erdöl einer der wichtigsten Rohstoffe der Industriegesellschaft. Es ist der wichtigste Energieträger, insbesondere als Rohstoff für die Herstellung von Treibstoffen, sowie Ausgangsstoff für zahlreiche Produkte der chemischen Industrie, wie Düngemittel, Kunststoffe, Lacke und Farben oder auch Medikamente.

Als Folge von Gesners Entdeckung begann in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts die systematische großtechnische Ausbeutung der Erdöllagerstätten. Man wusste zwar bereits, dass bei einigen Tiefbohrungen nach Sole für die Salzgewinnung Erdöl in die Bohrlöcher eingesickert war, aber gezielt nach Erdöl gebohrt hatte bis dahin noch niemand. Die erste Erdölförderung im Untertagebau fand 1854 in Bóbrka bei Krosno (Polen) statt. Die ersten Ölbohrungen in Deutschland wurden im März 1856 in Dithmarschen von Ludwig Meyn und ab 1858 bei Wietze in Niedersachsen (nördlich von Hannover) durchgeführt. Die nach dem Leiter der Bohrarbeiten benannte Hunäus-Bohrung bei Wietze wurde am 1. Juli 1859 in einer Teufe von 35 m fündig und gilt damit als die erste erfolgreich niedergebrachte Erdölbohrung weltweit. Aus einer Teufe von ca. 50 m wurden gegen 1910 mit 2000 Bohrtürmen etwa 80 % des deutschen Erdölbedarfs gefördert. In Wietze befindet sich heute das Deutsche Erdölmuseum.

Weltberühmt wurde die Ölbohrung, die Edwin L. Drake im Jahr 1859 am Oil Creek in Titusville, Pennsylvania niederbrachte. Drake bohrte im Auftrag des amerikanischen Industriellen George H. Bissell und stieß nach mehreren Monaten ergebnislosen Bohrens am 27. August in nur 21 m Tiefe auf eine ergiebige Öllagerstätte. „Dieser Sonntag Nachmittag an den Ufern des Oil Creek bei Titusville lieferte den Funken, der die Erdölindustrie in die Zukunft katapultierte.“ Während sich die Gegend am Oil Creek infolge dieses Fundes rasch zu einer prosperierenden Ölförderregion mit vielen weiteren Bohrungen entwickelte, blieb der Ölfund von Wietze wirtschaftlich zunächst folgenlos. Daher gelten der 27. August 1859 und Titusville als die historisch bedeutenderen Daten bzw. Orte.

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.

Entstehung

Ursprung

Das meiste heute geförderte Erdöl ist aus abgestorbenen Meereskleinstlebewesen entstanden, wobei Algen den mit Abstand größten Anteil an Biomasse gestellt haben. Die Erdölentstehung nimmt ihren Anfang überwiegend in den nährstoffreichen aber gleichzeitig auch verhältnismäßig tiefen Meeresbereichen der Schelfmeere. Dort sinken die Algen, die sich im lichtdurchfluteten Wasser nahe der Meeresoberfläche regelmäßig stark vermehren, nach ihrem Tod zusammen mit Tonpartikeln zum Meeresgrund ab. Wichtig ist hierbei, dass das Wasser nahe dem Meeresboden ruhig ist und sich nur sehr selten mit Wasser aus geringeren Meerestiefen mischt. Dadurch können sich in der betreffenden Meeresbodenregion leicht sauerstoffarme oder -freie Bedingungen einstellen. Diese verhindern die vollständige Zersetzung der Algenbiomasse – ein Faulschlamm entsteht. So bilden sich über einige Jahrmillionen hinweg mächtige Sedimentfolgen mit hohem Anteil an organischem Material. Als Vater dieser These zur „biotischen“ Entstehung von Erdöl gilt der russische Naturforscher Michail Wassiljewitsch Lomonossow. Er äußerte diese Idee erstmals im Jahre 1757 in einem Vortrag auf einer Konferenz der Kaiserlich-Russischen Akademie der Wissenschaften, der nachfolgend als Aufsatz veröffentlicht wurde.

Umwandlung der Biomasse – Bildung unkonventioneller Lagerstätten

Tagesaufschluss mit bituminösen Tonsteinen der Marcellus-Formation in ihrer Typusregion im US-Bundesstaat New York. Solche Tonsteine sind – tief im Untergrund – potenzielle Muttergesteine für das Erdöl- und Erdgas konventioneller Lagerstätten sowie potenzielle Zielhorizonte der Schieferöl- und -gasförderung.

Im Laufe weiterer Jahrmillionen werden die biomassereichen Abfolgen, durch Überdeckung mit weiteren Sedimenten und der kontinuierlichen Absenkung der Sedimentstapel in etwas tiefere Bereiche der oberen Erdkruste (Subsidenz), erhöhten Drücken und erhöhten Temperaturen ausgesetzt. Unter diesen Bedingungen wird zunächst Wasser aus dem Sediment ausgetrieben und bei Temperaturen bis etwa 60 °C wird die in der Algenbiomasse enthaltene organische Substanz (neben Kohlenhydraten und Proteinen vor allem Lipide) in langkettige, feste, in organischen Lösungsmitteln unlösliche Kohlenstoffverbindungen, die sogenannten Kerogene umgewandelt (Diagenesestadium). Kerogentyp I (Liptinit) bringt für die Entstehung von Erdöl durch seinen hohen Anteil an Lipiden die besten Voraussetzungen mit, ist jedoch relativ selten, da er vorwiegend der Ablagerung in Seen entstammt. Das meiste heute geförderte Erdöl ist stattdessen aus dem immer noch relativ lipidreichen Kerogentyp II (Exinit) hervorgegangen, der typisch für marine Ablagerungsräume ist.

Ab etwa 60 °C (Katagenesestadium), werden dann die Kerogene in kurzkettigere gasförmige (vor allem Methan) und flüssige Kohlenwasserstoffe aufgespalten. Die Erdöl-Bildungsrate steigt bis zu Temperaturen von 120–130 °C weiter an und nimmt bei Temperaturen darüber wieder ab. Zwischen 170 und 200 °C bildet sich vor allem Erdgas und kaum noch Erdöl. Bei Temperaturen von mehr als 200 °C beginnt die so genannte Metagenese. Es entsteht zwar weiter Gas, aber kein Öl mehr, sondern ein fester Kohlenstoffrückstand. Die Umwandlung der Kerogene zu Öl und Gas wird auch als Reifung (engl.: maturation) bezeichnet und ist in etwa mit der industriellen Verschwelung von „Ölschiefer“ vergleichbar, nur dass dort die Temperaturen höher und die Umwandlung, verglichen mit den Zeiträumen, in denen Erdöl und -gas auf natürliche Weise entstehen, extrem schnell erfolgt. Bei der natürlichen Niedrigtemperatur-Reifung der Kerogene zu Kohlenwasserstoffen fungieren offenbar zudem die Tonminerale im Sediment als Katalysatoren. Der Temperaturbereich zwischen 60 °C und 170 °C, in dem vorwiegend Erdöl entsteht, wird als Erdölfenster bezeichnet. Dies entspricht im Regelfall einer Versenkungstiefe von 2000 bis 4000 Metern.

Der erhöhte Druck in der Tiefe sorgt außerdem dafür, dass der ehemalige Schlamm zu einem Gestein verfestigt wird. Somit ist aus dem einstigen biomassereichen Sediment ein kohlenwasserstoffführender Tonstein oder, im Fall dass ein relativ hoher Anteil des Planktons aus Kalkalgen bestand, ein kohlenwasserstoffführender Mergel oder Mergelkalkstein geworden. Solche feinkörnigen Gesteine, deren Kohlenwasserstoffgehalt auf einen ursprünglich hohen Gehalt an Biomasse zurückgeht, werden als Erdölmuttergesteine (engl.: source rocks), bezeichnet. Die meisten Erdölmuttergesteine entstammen dem Zeitraum von 400 bis 100 Millionen Jahren vor heute (Unterdevon bis Unterkreide). Ein in Deutschland bekanntes Beispiel für eine stark kohlenwasserstoffhaltige Gesteinsformation ist der etwa 180 Millionen Jahre alte Ölschiefer des Lias Epsilon, der in Süddeutschland an zahlreichen Stellen übertägig aufgeschlossen ist (siehe → Posidonienschiefer) und der im Nordseeraum, wo er tief im Untergrund liegt, tatsächlich ein wichtiges Erdölmuttergestein ist.

Mit Zunahme der Bedeutung der Erdölförderung aus Erdölmuttergesteinen durch Hydraulic Fracturing seit etwa dem Jahr 2000 hat der Begriff „Erdöllagerstätte“ eine Bedeutungsverschiebung erfahren. Während traditionell nur Anreicherungen entsprechender Kohlenwasserstoffe außerhalb ihres Muttergesteins (siehe → Migration) als Lagerstätte bezeichnet werden, bezieht dieser Begriff nunmehr auch Erdölmuttergesteine mit ein. Letztgenannte werden als unkonventionelle Lagerstätten bezeichnet, weil die Ölförderung aus diesen Gesteinen mit althergebrachten (konventionellen) Methoden nicht rentabel ist.

Migration – Bildung konventioneller Lagerstätten

Bohrkernprobe aus einer erdölführenden Sandsteinschicht des Molassebeckens von Oberösterreich

Da die „reifen“ gasförmigen und flüssigen Kohlenwasserstoffe gegenüber den festen Kerogenen wesentlich mobiler sind, können sie, begünstigt durch ihre geringe Dichte und den Druck, der auf dem Muttergesteinshorizont lastet, aus dem Muttergestein in ein über- oder unterlagerndes Nebengestein austreten. Ein solcher Austritt erfolgt jedoch in größerem Umfang nur dann, wenn es sich bei besagtem Nebengestein um ein Gestein handelt, das nicht, wie das sehr feinkörnige Muttergestein, durch die Kompaktion einen Großteil seines Porenraumes verliert, sondern eine relativ hohe Porösitiät beibehält (z. B. einen Sandstein). Ab dem Austritt der Kohlenwasserstoffe in das Nebengestein, auch als primäre Migration bezeichnet, spricht man traditionell von Erdöl bzw. Erdgas.

Innerhalb des Porenraumes des Nebengesteins wandern Öl und Gas dann aufgrund ihrer relativ geringen Dichte in Richtung der Erdoberfläche. Grundwasserströme sorgen hierbei auch für einen seitlichen (lateralen) Transport. Öl und Gas können auf ihrem Weg nach oben auf undurchlässige, weil geringporöse, Gesteinsschichten treffen. Sind diese Teil einer geologischen Struktur, die aufgrund ihrer Form eine weitere Wanderung auch in seitlicher Richtung verhindert, reichern sich Öl und Gas unterhalb dieser abdichtenden Gesteinsschicht an. Die entsprechende Struktur wird als geologische Falle bezeichnet. Solche Fallen entstehen beispielsweise durch den Aufstieg von Salzstöcken. Das Gestein, in dessen Porenraum sich Öl und Gas dann sammeln, wird Speichergestein (engl.: reservoir rock) genannt. Die Wanderung von Öl und Gas nach ihrem Austritt aus dem Muttergestein in das Speichergestein nennt man sekundäre Migration. Hat sich im Speichergestein einer Fallenstruktur eine größere Menge Erdöl gesammelt, spricht man von einer konventionellen Erdöllagerstätte. In den höchsten Bereichen der Lagerstätte befindet sich aufgrund der geringsten Dichte das Gas. Man spricht in diesem Zusammenhang auch von einer Gaskappe. Unterhalb des ölgesättigten Bereiches der Lagerstätte wird der Porenraum des Speichergesteins von dem Grundwasser gefüllt, das ohnehin im Porenraum von Sedimentgesteinen stets vorhanden ist, und das von Öl und Gas aus dem Bereich der Lagerstätte verdrängt worden ist. Ein geringer Wasseranteil ist jedoch auch im öl- und gasgesättigten Bereich der Lagerstätte noch vorhanden. Dieses wird als Lagerstättenwasser bezeichnet.

Da das geringporöse Deckgestein (engl.: seal rock) einer Erdöllagerstätte selten vollkommen dicht ist, können kleinere Mengen Öl und Gas von dort weiter in Richtung Oberfläche migrieren und dort austreten (engl.: seepage). Im Fall, dass Erdöl durch diese so genannte tertiäre Migration an oder bis dicht unter die Erdoberfläche gelangt, entstehen Ölsande sowie Asphalt- bzw. Bitumenseen (z. B. der La Brea Pitch Lake auf Trinidad oder die La Brea Tar Pits im US-Bundesstaat Kalifornien) oder, im Fall reiner Gasaustritte, Schlammvulkane. Bei untermeerischen Gasaustritten kann sich bei geeigneten Bedingungen an diesen Stellen im Meeresboden Methanhydrat bilden.

Nachträgliche Umwandlungen in der Lagerstätte

Nach Bildung einer Lagerstätte in einer Fallenstruktur kann das darin enthaltene Erdöl, z. B. durch Absenkung des entsprechenden Krustenbereiches, eine Erhöhung der Temperatur und damit eine „Nachreifung“ erfahren. Dabei wird das Öl in Gas (vorwiegend Methan) und Bitumen überführt.

Wenn „nachrückendes“ Erdgas den ölgesättigten Teil einer Lagerstätte durchquert, kann dies zu so genanntem de-asphalting führen, bei dem sich ebenfalls Bitumen in den betroffenen Bereichen der Lagerstätte bildet. Diese mit Bitumen angereicherten Bereiche werden als tar mats („Teermatten“) bezeichnet.

Alternative Hypothesen zur Erdöl- und Erdgasentstehung

Einführung und historische abiogenetische Hypothesen

Alternative Hypothesen zur Entstehung von förderwürdigen Erdgas- und Erdölvorkommen verneinen, dass diese in geologischen Zeiträumen aus sedimentärer Biomasse hervorgegangen sind. Die deshalb auch unter der Bezeichnung abiotische oder abiogenetische Hypothesen zusammengefassten Ansätze gehen überdies davon aus, dass es sich bei Erdöl und Erdgas nicht um fossile Energieträger handelt, sondern um juvenile und regenerative Energieträger.

Frühe moderne abiogenetische Thesen wurden im 19. Jahrhundert unter anderem von Alexander von Humboldt und Joseph Louis Gay-Lussac sowie von Dmitri Mendelejew formuliert. Während Mendelejew annahm, dass das Erdinnere aus Eisencarbid bestehe, das mit Grundwasser zu Kohlenwasserstoffen reagiere, postulierten Humboldt und Gay-Lussac, dass Kohlenwasserstoffe aus vulkanischen Quellen stammten.

Kernaussagen modernerer abiogenetischer Hypothesen

In der zweiten Hälfte des 20. Jahrhunderts lassen sich zwei Schulen unterscheiden: eine sowjetische bzw. russisch-ukrainische mit Nikolai Kudrjawzew als Vordenker und eine westliche, die vor allem von Thomas Gold vertreten wurde.

Beiden Schulen gemein ist, dass sie den Ursprung der Kohlenwasserstoffe im oberen Erdmantel verorteten, von wo aus diese entlang tiefreichender Störungen, wie sie beispielsweise in Grabenbrüchen auftreten, in die oberen Bereiche der Erdkruste einwanderten. Während die sowjetische Hypothese postulierte, dass auch die langkettigen und komplexen Kohlenwasserstoffe des Erdöls im oberen Mantel gebildet würden, ging die Gold’sche These davon aus, dass nur Methan dort entstünde und dass erst nach der Migration des Methans in höhere Krustenbereiche dieses teilweise in komplexere Verbindungen umgewandelt würde (sogenannte Deep-Gas-Theory).

Als Hauptargumente wurden von den Anhängern der abiogentischen Hypothese vorgebracht, dass komplexe organische Verbindungen in chondritischen Meteoriten, die als „Urmaterie“ des Sonnensystems gelten, nachgewiesen worden sind, wo sie nicht aus Biomasse hervorgegangen sein können, sowie dass Erdöl in abbauwürdigen Mengen in kristallinen Grundgebirgsgesteinen vorkommt, (beispielsweise im Kaspischen Becken), in die es nur aus größeren Tiefen, nicht aber aus jüngeren, sedimentären Erdölmuttergesteinen gelangt sein könne. Hinzu kam, dass aus der Präsenz organischer Verbindungen in Chondriten und dem Nachweis geringer Mengen von kurzkettigen n-Alkanen (Methan, Ethan, Propan, Butan) in ultramafischen Gesteinen geschlossen wurde, dass im Erdinneren ein stark reduzierendes chemisches Milieu herrsche, das die Bildung von Kohlenwasserstoffen generell erlaube.

Ende des 20. und Anfang des 21. Jahrhunderts wurde von der nächsten Generation der Verfechter der russisch-ukrainischen Hypothese (Jack F. Kenney, Wladimir Kutscherow) zudem ins Feld geführt, dass einerseits die Umwandlung von Methan in längerkettige n-Alkane nach den Gesetzen der Thermodynamik nur unter den Druck- und Temperaturbedingungen des oberen Mantels günstig sei, andererseits die Umwandlung sauerstoffhaltiger organischer Verbindungen, wie Kohlenhydrate, die Hauptbestandteile pflanzlicher Biomasse, in längerkettige n-Alkane nach den Gesetzen der Thermodynamik generell ungünstig sei. Damit verwarfen sie gleichzeitig die Gold’sche Deep-Gas-Theory. Einer Arbeitsgruppe um Kutscherow gelang zudem der experimentelle Nachweis, dass Methan unter den Druck- und Temperaturbedingungen des oberen Mantels teilweise zumindest in kurzkettige höhere n-Alkane überführt wird.

Gegenargumente

Das vermutlich wichtigste Argument gegen die abiogenetischen Thesen ist, dass der obere Mantel sehr wahrscheinlich kein reduzierendes, sondern ein schwach oxydierendes chemisches Milieu aufweist. Das Mengenverhältnis der verschiedenen Kohlenstoffverbindungen in Fluideinschlüssen in Mantelgesteinen zeigt, dass Kohlenstoff im oberen Mantel, wenn nicht in Reinform als Diamant, dann weit überwiegend in Form von Kohlendioxid bzw. Karbonat vorliegt, und dass er auch in dieser Form in die obere Kruste und an die Erdoberfläche gelangt. Überdies erfolgt der Transport des Kohlendioxids nicht als reines Gas bzw. Fluid, sondern stets gelöst in aufdringendem Magma.

Die Präsenz wirtschaftlich förderbarer Kohlenwasserstoffvorkommen in Kristallingesteinen lässt sich mit modernen, erst in den 1990er Jahren entwickelten Modellen zur Migration von Fluiden in Krustengesteinen erklären. Hierbei spielt die Permeabilität der Kristallingesteine eine entscheidende Rolle. Ausreichend geklüftetes, relativ oberflächennah liegendes Kristallin im Randbereich eines Sedimentbeckens kann demnach sehr wohl als Speichergestein geeignet sein für biogenetisch entstandene Kohlenwasserstoffe, die aus tief versenkten Muttergesteinen in zentraleren Beckenbereichen stammen.

Auch besagt die biogenetische Hypothese, dass sich Erdöl und Erdgas nicht aus frischer, sondern aus bereits teilweise biotisch, teilweise diagenetisch veränderter Biomasse bilden, sogenannten Kerogenen. Insbesondere in diagenetisch veränderten, ursprünglich biomassereichen marinen Sedimenten, den wahrscheinlichsten Kandidaten für Erdölmuttergesteine, ist das Verhältnis von Sauerstoff zu Kohlenstoff wesentlich kleiner als das Verhältnis von Wasserstoff zu Kohlenstoff, sodass in diesen Sedimenten durchaus thermodynamisch günstige Bedingungen für die Entstehung von Kohlenwasserstoffen herrschen.

Nicht zuletzt sprechen auch Isotopenverhältnisse für die biogenetische These. Der Vergleich der δ¹³C-Werte von Methan aus klar abiogenen Quellen mit denen von Methan aus knapp 1700 in Förderung befindlichen Lagerstätten erbrachte, dass wahrscheinlich nur 1 % des Methans in den meisten Öl- und Gaslagerstätten nicht biogenen Ursprunges ist.

Tatsächlich gibt es einige Beispiele für größere, teilweise sogar kommerziell interessante Ansammlungen nachweislich abiogen entstandener Kohlenwasserstoffe in der Erdkruste, jedoch sind diese nicht aus dem Mantel ausgegast, sondern durch diagenetische oder metasomatische Prozesse direkt in der oberen Kruste entstanden. Für die von Kenney, Kutscherow und einigen wenigen weiteren Wissenschaftlern vertretene Ansicht, dass Erdöl- und Erdgaslagerstätten primär das Resultat der vertikalen Migration (dynamic fluid injection) juveniler Kohlenwasserstoffe aus dem Erdmantel in die obere Kruste seien, und den daraus folgenden Schluss, dass Erdöl und Erdgas keine endlichen Ressourcen seien, dass sich weitgehend ausgeförderte Lagerstätten sogar wieder auffüllten, gibt es keinerlei Anhaltspunkte.

Die Erdölsuche

Fernerkundung

Grundlage für die Erdölsuche ist genaues Kartenmaterial. In bestimmten Gebieten (z. B. Iran) kann man Lagerformationen bereits an der Erdoberfläche mittels Luftbildkartierung erkennen. In Gebieten mit mächtiger Überdeckung der tieferen Schichten durch junge Formationen oder im Offshore-Bereich genügt dies nicht. Auch lassen sich aus Luftfotos alleine keine genauen Gesteinstypen oder deren Alter bestimmen. Dazu und zur punktweisen Überprüfung der Luftbildinterpretationen muss der Geologe stets selbst das betreffende Gebiet aufsuchen und dort so viele „Aufschlüsse“ wie möglich durchführen. Interessant sind Stellen, an welchen für darunterliegende Erdölvorkommen typisches Gestein an die Erdoberfläche tritt. Dort werden kleine Gesteinsstücke abgeschlagen und mit einer Lupe bestimmt.

Prospektion

Vibroseis-Fahrzeuge bei der 3D-Exploration im Alpenvorland Oberösterreichs im Januar 2008

Die gezielte Suche nach Erdöl- und Erdgasvorkommen bezeichnet man als geophysikalische Prospektion. Unter Physikalischer Prospektion versteht man die Anwendung physikalischer Gesetze auf die Erkundung des oberen Teils der Erdkruste. Das sichere Aufspüren im Untergrund verborgener Strukturen, in denen sich Öl und (oder) Erdgas angesammelt haben können, ist in den letzten Jahrzehnten zur wichtigsten Voraussetzung einer erfolgreichen Suche nach Kohlenwasserstoffen (Sammelbegriff für Erdöl und Erdgas) geworden. 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.

Am Beginn der Erkundung steht das Auffinden von Sedimentbecken. Das geschieht häufig durch gravimetrische oder geomagnetische Messungen. Im nächsten Schritt kommt die Reflexionsseismik zum Einsatz. Dabei werden an der Erdoberfläche akustische Wellen erzeugt, die an den unterschiedlichen Bodenschichten reflektiert werden. Je nach Einsatz an Land oder im Wasser werden unterschiedliche Verfahren verwendet. Quellen seismischer Wellen an Land sind Explosivstoffe, Fallgewichte oder seismische Vibratoren. An der Erdoberfläche ausgelegte Geophone dienen als Sensoren zur Aufzeichnung der Wellen. In der marinen Seismik werden die seismischen Wellen mit Airguns erzeugt. Die Aufzeichnung der Wellen erfolgt mit Hydrophonen, die entweder am Meeresboden ausgelegt oder hinter einem Schiff an der Meeresoberfläche im Schlepp gezogen werden. Aus den Laufzeiten und Charakteristiken der reflektierten Signale lassen sich Schichtenprofile errechnen. In der frühen Phase der Prospektion werden 2-D-Messungen durchgeführt, in deren Ergebnis man Schichtenprofile entlang von sich kreuzenden Messlinien erhält. Damit lassen sich kostengünstig größere Gebiete erkunden. Basierend auf den seismischen Daten werden nun auch erste Erkundungsbohrungen getätigt. Im nächsten Schritt werden in ausgewählten Gebieten seismisch 3-D-Messungen durchgeführt. Hierbei werden die Punkte zum Erzeugen und Messen seismischer Wellen so ausgelegt, dass man ein dreidimensionales Bild der Gesteinsschichten erhält. In Kombination mit bohrlochgeophysikalischen Messdaten kann nun ein quantitatives Modell der Erdöl- oder Erdgasreserven sowie ein Plan für weitere Bohrungen und zur Förderung erstellt werden.

Gewinnung

Allgemeines

Erdölbohrloch mit Bohrmeißel, Längsschnitt, schematisch, oben verrohrt

Bohrturm mit Rohrgestängeabschnitten, daneben Behälter für die Bohrflüssigkeit

→ Hauptartikel: Erdölgewinnung

Allgemein erfolgt die Förderung konventionellen Erdöls heute in folgenden Phasen:

• In der ersten Phase (primary oil recovery) wird Öl durch den natürlichen Druck des eingeschlossenen Erdgases (eruptive Förderung) oder durch „Verpumpen“ an die Oberfläche gefördert.
• 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 unterhalb des Bodens von Meeren oder Seen 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 eine Erdöllagerstätte nahe der Erdoberfläche, so kann das darin enthaltene, zu Bitumen verarmte Öl im Tagebau gewonnen werden. Ein Beispiel hierfür sind die Athabasca-Ölsande in Alberta, Kanada.

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.

Radioaktiver Abfall

In Gesteinen treten generell geringe Mengen radioaktiver Elemente auf, die zumeist den Zerfallsreihen von natürlich auftretendem Uran und Thorium entstammen, allgemein als NORM (Naturally Occurring Radioactive Material) bezeichnet. Hierbei lösen sich Isotope des Radiums zusammen mit anderen Elementen im Tiefengrundwasser, das u. a. auch als Lagerstättenwasser in Erdöllagerstätten vorkommt.

Das Lagerstättenwasser steigt bei der Erdölförderung zusammen mit Öl und Gas in den Förderleitungen zur Erdoberfläche auf. Durch Druck- und Temperaturabnahme fallen Barium, Kalzium und Strontium, und mit ihnen das Radium, in Form von Sulfaten und Karbonaten aus, die sich an den Wandungen der Rohrleitungen absetzen. In den dabei entstehenden Krusten, die als (engl.) „Scale“ bezeichnet werden, reichert sich somit im Laufe der Zeit Radium an. In anderen zur Ölförderung eingesetzten Gerätschaften, z. B. Wasserabscheidern, finden sich die ausgefallenen Sulfate und Karbonate in Schlämmen, die überwiegend aus Schweröl und ungewollt mitgeförderten, feinen mineralischen Bestandteilen des Speichergesteins bestehen. Problematisch ist hierbei vor allem das langlebige ²²⁶Ra (1600 Jahre Halbwertszeit).

Nach Recherchen des WDR-Mitarbeiters Jürgen Döschner fallen bei der Erdöl- und Erdgasförderung jährlich weltweit Millionen Tonnen solcher NORM-belasteter Rückstände an, davon in Deutschland bis zu 2000 Tonnen, bei 3 Millionen Tonnen gefördertem Öl. Die spezifische Aktivität schwankt dabei relativ stark, kann bei dem in „Scale“ enthaltenen ²²⁶Ra jedoch bis zu 15.000 Becquerel pro Gramm (Bq/g) betragen, was im Bereich der spezifischen Aktivität von Uran liegt.

Obwohl Stoffe laut der Strahlenschutzverordnung von 2001 bereits ab einem Bq/g (entspricht in etwa dem oberen Bereich der natürlichen Radioaktivität von Granit) überwachungsbedürftig sind und gesondert entsorgt werden müssen, wurde die Umsetzung dieser Verordnung der Eigenverantwortung der Industrie überlassen, wodurch offenbar zumindest ein Teil der Abfälle sorglos und unsachgemäß behandelt oder entsorgt wurde. In einem Fall ist dokumentiert, dass Abfälle mit durchschnittlich 40 Bq/g ohne jede Kennzeichnung offen auf einem Betriebsgelände gelagert wurden und auch nicht für den Transport besonders gekennzeichnet werden sollten.

In Ländern, in denen deutlich mehr Öl oder Gas gefördert wird als in Deutschland, entstehen auch deutlich mehr Abfälle, jedoch existiert in keinem Land eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung und Überwachung der kontaminierten Rückstände aus der Öl- und Gasproduktion. Die Industrie geht mit dem Material unterschiedlich um: In Kasachstan soll Döschner zufolge ein Gebiet von der Größe der Bundesrepublik kontaminiert sein, in Großbritannien würden die radioaktiven Rückstände einfach in die Nordsee eingeleitet. In den USA sind lange Zeit vor allem stark ölhaltige NORM-Abfälle zum bakteriellen Abbau der Kohlenwasserstofffraktion in möglichst dünnen Lagen auf die Geländeoberfläche, meist in der unmittelbaren Umgebung der Förderanlagen aufgebracht worden (sogenanntes „Landspreading“). Die dadurch auftretenden gesundheitlichen Risiken bei einer zukünftigen Landnutzung dieser Gebiete werden dabei als eher gering bewertet. Wie sehr das Gefahrenpotenzial radioaktiv belasteter Ölfördergerätschaften jedoch teilweise unterschätzt oder ignoriert wurde, zeigt der Fall aus Martha, einer Gemeinde im US-Bundesstaat Kentucky. Dort hatte das Unternehmen Ashland Inc. nach Stilllegung des Martha-Ölfeldes tausende kontaminierte Förderrohre billig an Farmer, Kindergärten und Schulen verkauft. An einigen dieser zum Bau von Zäunen oder Klettergerüsten genutzten Rohre traten Strahlendosen von bis zu 1100 Mikroröntgen pro Stunde auf, so dass die Grundschule und einige Wohnhäuser nach Entdeckung der Strahlung sofort geräumt werde mussten.

Weltreserven und Bevorratung

Für Erdöl ist die statische Reichweite verhältnismäßig kurz und erheblichen Schwankungen unterworfen. So wurde sie jeweils unmittelbar nach den beiden Weltkriegen auf 20 Jahre geschätzt. Trotz erheblich höherem Verbrauch und einer sehr dynamischen Wirtschafts- und Technikentwicklung ist sie danach jeweils angestiegen. Nach einer Krise in den 1970er Jahren wurde sie auf 25 Jahre angesetzt. Danach stieg sie auf einen Wert von 30 bis heute 40 oder gar nach heutigem Stand der Technik, prospektierter Fläche und Verbrauch auf 50 Jahre vom jeweiligen Gegenwartspunkt aus gesehen. Diese Konstanz der Reichweite wird auch mit dem Stichwort Erdölkonstante benannt. Es bezeichnet den Umstand, dass solche Voraussagen der statischen Reichweite von Erdöl wie bei anderen Rohstoffen aufgrund der Entdeckung weiterer Lagerstätten und angesichts von Fortschritten in der Fördertechnik regelmäßig anzupassen sind.

Noch Anfang der 2000er Jahre wurden die weltgrößten Reserven in Saudi-Arabien verortet. Weil aber mittlerweile die Kosten für die Förderung unkonventioneller Erdöllagerstätten, wie Ölsand oder Schweröl, so weit gesunken sind, dass sie annähernd im Bereich der Kosten der konventionellen Erdölförderung liegen, werden solche unkonventionellen Lagerstätten nunmehr den Ölreserven eines Landes hinzugerechnet. Daher befanden sich im Jahre 2013 die größten Erdölreserven in Venezuela (298,3 Milliarden Barrel – davon 220,5 im Orinoco-Schwerölgürtel), gefolgt von Saudi-Arabien (265,9), Kanada (174,3 – davon 167,8 als Ölsand), Iran (157,0) und Irak (150,0) (siehe Erdöl – Tabellen und Grafiken: Reserven nach Ländern für eine genaue Tabelle).

Laut einem Arbeitsbericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie aus dem Jahr 2006 bzw. Daten der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe ist eine „ausreichende Verfügbarkeit“ von Erdöl ohne die Einbeziehung unkonventioneller Vorkommen nur noch für etwa 20 Jahre gegeben. Nach einem Science-Artikel von Leonard Maugeri von Eni hingegen ist das Zeitalter des Öls noch lange nicht vorbei, wohingegen Murray & King 2012 darstellten, dass das Produktionsmaximum Peak Oil schon 2005 eingetreten sei. Dies sei an einer veränderten Preiselastizität der Förderung ablesbar.

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.

Rohölpreise (nominell und real) seit 1861

Voraussagen mancher Experten, im ersten Jahrzehnt des 21. Jahrhunderts werde durch das Erreichen des globalen Erdölfördermaximums (peak oil) der Ölpreis künftig unausweichlich ansteigen, haben sich noch nicht zweifelsfrei erfüllt. In der Tat erreichte der Ölpreis im Jahre 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 $ im Jahr 2008 gezeigt hat. Eine in der Vergangenheit stets sichtbare deutliche Ausweitung des Angebots als Folge einer deutlichen Preissteigerung konnte 2008 erstmals in der Geschichte trotz des exorbitanten Preissprungs nicht verzeichnet werden.

Nach einigen Jahren hoher Ölpreise in der Größenordnung von 100 US-Dollar pro Barrel fielen die Preise in der zweiten Hälfte des Jahres 2014 auf kaum mehr als 40 Dollar im Januar 2015. Für diesen Preissturz wurde von Fachleuten ein Angebotsüberhang verantwortlich gemacht. Nach der Rückkehr Irans auf den Markt im Januar 2016 und dem Kampf um die regionale Vormacht durch Saudi-Arabien in diesem Zusammenhang sowie andererseits der nicht gedrosselten Förderung Russlands war absehbar, dass das Überangebot bei einem Preis um mittlerweile 50 Dollar noch eine gewisse Zeit vorhalten würde.

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.

Weltweite Ölreserven 2013 in Milliarden Barrel

Region / Organisation	Schätzung von BP 2013
OECD	248,8
GUS	131,8
China	18,1
Asien-Pazifik	42,1
Lateinamerika	329,6
Naher Osten	808,5
Afrika	130,3
Welt	1687,9

Bei einem täglichen Verbrauch auf dem gegenwärtigen Niveau von ca. 90 Mio. Barrel ergibt sich bei 1687,9 Mrd. Barrel eine Laufzeit von etwa 51 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.

Kritiker solcher Reserveangaben 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.

Weltförderung

Ölfunde von 1930 bis 2050 und Förderung bis 2001, Quelle: ASPO

Die größten nichtstaatlichen Erdölkonzerne 2004 nach Jahresumsätzen (Millionen Dollar)

Die wichtigsten Erdölförderländer sind gegenwärtig (Stand 2013) Saudi-Arabien (11.525.000 Barrel/Tag; 13,1% der Weltförderung), die Russische Föderation (10.788.000; 12,4%), die USA (10.003.000; 11,5%), die Volksrepublik China (4.180.000; 4,8%) und Kanada (3.948.000; 4,6%). Auf die zwölf OPEC-Länder entfallen mit 36,8 Millionen Barrel/Tag derzeit 42,5% der Weltförderung. Im Jahr 2009 war Russland noch der größte Produzent (10.139.000 Barrel/Tag; 12,5 % der Weltförderung) gefolgt von Saudi-Arabien (9.663.000; 11,9 %), den USA (7.263.000; 8,9 %), Iran (4.249.000; 5,2 %) und China (3.805.000; 4,7 %) (siehe auch Erdöl – Tabellen und Grafiken: Förderung). Die Erdölförderung in Deutschland deckte ursprünglich bis zu 80 % des nationalen Bedarfs und hatte historisch eine große Bedeutung, ist aber mittlerweile vergleichsweise gering.

Laut Abdallah Dschumʿa Anfang 2008 (damals Geschäftsführer von Aramco), wurden in der Geschichte der Menschheit rund 1,1 Billionen Barrel 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 im Jahr 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 denen 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.

Dschumʿa 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. Experten halten einen Mangel an Öl nicht für gegeben, es handele sich um eine Krise im Zugang zu fortgeschrittener Technologie (der Multis) bzw. umgekehrt auch in der mangelnden Investitionssicherheit in den staatlich kontrollierten Ölförderländern.

Siehe auch: Erdölgewinnung

Transport

Erdöl wird weltweit über weite Entfernungen transportiert. Der Transport von den Förderstätten zu den Verbrauchern geschieht auf dem Seeweg mit Öltankern, über Land überwiegend mittels Rohrleitungen (Pipelines).

Ölkatastrophen

Etwa 100.000 Tonnen gelangen jährlich bei Tankerunfällen mit teilweise katastrophalen Folgen für die Umwelt ins Meer. Bekannt wurde vor allem die Havarie der Exxon Valdez 1989 vor Alaska. Da versäumt wurde, das Öl direkt nach dem Unfall mit Ölsperren aufzuhalten und abzusaugen, vergrößerte sich der Ölteppich und kontaminierte über 2000 km der Küste. Die danach durchgeführten Reinigungsmaßnahmen erwiesen sich als unwirksam; die katastrophalen ökologischen Folgen lösten eine breite öffentliche Diskussion über Risiken und Gefahren maritimer Öltransporte aus. Der Unfall führte schließlich zu einer Erhöhung der Sicherheitsauflagen für Öltanker sowie zu einer intensiven Untersuchung möglicher Maßnahmen zur Bekämpfung von Ölunglücken.

Eine andere schwere Ölkatastrophe war der Brand und Untergang der Bohrplattform Deepwater Horizon im Golf von Mexico im April 2010. Über mehrere Monate trat Rohöl aus, insgesamt über 500.000 Tonnen. Durch dieses Unglück entstand eine Ölpest an den Küsten vom Golf von Mexico. Auch das Mississippi-Delta war davon betroffen.

Siehe auch: Ölpest und Liste bedeutender Ölunfälle

Verbrauch

Der Anteil des Erdöls am Primärenergieverbrauch liegt bei ca. 40 % und damit an erster Stelle der Energielieferanten. Der größte Einzelenergieverbraucher ist der Straßenverkehr.

Weltverbrauch

Der tägliche Verbrauch weltweit lag im Jahr 2015 bei etwa 94,5 Millionen Barrel bei einer Produktion von 96,3 Million Barrel. Die größten Verbraucher 2013 waren die USA (18,9 Millionen Barrel/Tag), die Volksrepublik China (10,8), Japan (4,6), Indien (3,7) und Russland (3,3). Deutschland war 2013 mit einem Tagesverbrauch von 2,38 Millionen Barrel der weltweit elfgrößte Verbraucher. (siehe Erdöl – Tabellen und Grafiken: Verbrauch für detaillierte Angaben).

Der Weltverbrauch steigt derzeit um 2 % pro Jahr an. Die Steigerung ist auf einen stark zunehmenden Ölverbrauch in den aufstrebenden Schwellenländern wie China, Indien oder Brasilien zurückzuführen. In den Industrieländern ist der Verbrauch dagegen trotz eines weiter wachsenden Bruttoinlandsprodukts seit langem rückläufig, d. h. die Ölabhängigkeit dieser Volkswirtschaften nimmt ab. Dennoch ist der Pro-Kopf-Verbrauch in den Industrieländern immer noch deutlich höher als in den Schwellenländern.

Verbrauch in Deutschland

Rohölimporte der Bundesrepublik Deutschland seit 1970

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 Erdgasimporte 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 Nordseeöls dürfte dieser Platz in den nächsten Jahren an Libyen abgetreten werden.

Raffinerien

→ Hauptartikel: Erdölraffinerie

Die erste Erdölraffinerie entstand 1859. Die Erdölpreise sanken deutlich und die Raffinerien nahmen in der Anzahl zu. Leuchtöle, besonders Petroleum, ermöglichten neue Lichtquellen.

Nach der Einführung des elektrischen Lichts war Erdöl zunächst nicht mehr attraktiv, doch bald nach der Entwicklung des Automobils setzte die Familie Rockefeller als Mitbegründerin der Standard Oil Company die Verwendung des Erdölprodukts Benzin als Ottokraftstoff durch, statt des von Henry Ford zunächst vorgesehenen Ethanols.

In der Erdölraffinerie wird das Erdöl in seine unterschiedlichen Bestandteile wie leichtes und schweres Heizöl, Kerosin sowie Benzin unter anderem in Destillationskolonnen aufgespalten. In weiteren Schritten können aus dem Erdöl die verschiedensten Alkane und Alkene erzeugt werden.

Petrochemie

Vereinfachtes Schema der Erdölaufarbeitung

→ Hauptartikel: Petrochemie

In der chemischen Industrie nimmt das Erdöl eine bedeutende Stellung ein. Die meisten chemischen Erzeugnisse lassen sich aus ca. 300 Grundchemikalien aufbauen. Diese Molekülverbindungen werden heute zu ca. 90 % aus Erdöl und Erdgas gewonnen. Zu diesen gehören: Ethen, Propen, 1,3-Butadien, Benzol, Toluol, o-Xylol, p-Xylol (diese stellen den größten Anteil dar).

Aus der weltweiten Fördermenge des Erdöls werden ca. 6–7 % für die chemischen Produktstammbäume verwendet, der weitaus größere Anteil wird einfach in Kraftwerken und Motoren verbrannt. Die Wichtigkeit dieser Erdölerzeugnisse liegt auf der Hand: Gibt es kein Erdöl mehr, müssen diese Grundchemikalien über komplizierte und kostenintensive Verfahren mit hohem Energieverbrauch hergestellt werden.

Aus Erdöl kann fast jedes chemische Erzeugnis produziert werden. Dazu gehören Farben und Lacke, Arzneimittel, Wasch- und Reinigungsmittel, um nur einige zu nennen.

                     Erdöl
                       |
               (Erdölraffinerie)
                       |
                       |         → steigender Siedepunkt →
  +-----------+--------+-------+--------------+-------------+----------------+
  |           |                |              |             |                |
 Gase---+---Naphtha          Kerosin         Gasöl---+---Vakuumgasöl     Vakuumrückstand
        |     |             Petroleum         |      |      |                |
        |   Benzin                         Diesel,   |   Schmieröle     schweres Heizöl,
        |   AvGas („Flugbenzin“)          leichtes   |    Tenside      Schweröl, Bitumen,
        |                                  Heizöl    |                    Koks, Ruß
    (Steamcracken)                                   |
        |                                            |
    Olefine und                                  (Cracken)
     Aromaten                                        |
        |                                          Benzin
   (Reaktionen)
        |
     Monomere
        |
 (Polymerisation)
        |
    Kunststoffe

Chemie und Zusammensetzung

Erdölprobe aus Wietze in Niedersachsen

Zusammensetzung nach chemischen Elementen

Kohlenstoff	83–87 %
Wasserstoff	10–14 %
Stickstoff	0,1–2 %
Sauerstoff	0,1–1,5 %
Schwefel	0,5–6 %
Metalle	< 1000 ppm

Erdöl ist hauptsächlich ein Gemisch vieler Kohlenwasserstoffe. Die am häufigsten vertretenen Kohlenwasserstoffe sind dabei lineare oder verzweigte Alkane (Paraffine), Cycloalkane (Naphthene) und Aromaten. Jedes Erdöl hat je nach Fundort eine spezielle chemische Zusammensetzung, die auch die physikalischen Eigenschaften wie Farbe und Viskosität bestimmt.

Farbe und Konsistenz variieren von transparent und dünnflüssig bis tiefschwarz und dickflüssig. Erdöl hat auf Grund von darin enthaltenen Schwefelverbindungen einen charakteristischen Geruch, der zwischen angenehm und widerlich-abstoßend wechseln kann. Farbe, Konsistenz und Geruch sind sehr stark von der geografischen Herkunft des Erdöls abhängig. Manche Erdölsorten fluoreszieren unter ultraviolettem Licht auf Grund von unterschiedlichen Beistoffen, wie Chinone oder Polyaromaten.

Unraffiniertes Erdöl (Rohöl) ist mit mehr als 17.000 Bestandteilen eine sehr komplexe Mischung von organischen Stoffen, die natürlicherweise auf der Erde vorkommen. Neben den reinen Kohlenwasserstoffen sind noch Kohlenstoffverbindungen, die Heteroatome wie Stickstoff (Amine, Porphyrine), Schwefel (Thiole, Thioether) oder Sauerstoff (Alkohole, Chinone) enthalten, Bestandteil des Erdöls. Daneben finden sich Metalle wie Eisen, Kupfer, Vanadium und Nickel. Der Anteil der reinen Kohlenwasserstoffe variiert erheblich. Er kann zwischen 97 % und 50 % bei Schwerölen und Bitumen liegen.

In der Erdölindustrie wird unterschieden zwischen „leichten“, geringviskosen Sorten (engl. light crude oil) mit relativ hohem Anteil an leicht flüchtigen Kohlenwasserstoffen, wie dem West Texas Intermediate (WTI) sowie dem Nordseeöl Brent, und „schweren“, relativ hochviskosen Sorten (engl. heavy crude oil) mit relativ geringem Anteil an leicht flüchtigen Kohlenwasserstoffen.

Schwefelarmes Rohöl wird „süß“ genannt (engl. sweet crude oil, u. a. die Sorte Brent), schwefelreiches „sauer“ (engl. sour crude oil, u. a. die im Golf von Mexiko geförderten Sorten Mars und Poseidon). Der im Rohöl und in den Raffinationsprodukten enthaltene Schwefel wird durch Verbrennung zum Gas Schwefeldioxid (SO₂) oxidiert, das zu einem geringen Teil durch Reaktion mit Luftsauerstoff, katalysiert durch atmosphärischen Staub, in Schwefeltrioxid (SO₃) umgewandelt wird. Schwefeldioxid und Schwefeltrioxid verbinden sich mit atmosphärischem Wasser zu schwefliger Säure (H₂SO₃) bzw. zu Schwefelsäure (H₂SO₄), die verdünnt im übrigen atmosphärischen Wasser, als sogenannter Saurer Regen niedergehen und verschiedene ökologische und bautechnische Probleme verursachen.

Um den Ausstoß von Schwefeldioxid in die Atmosphäre zu reduzieren, wurden, ab etwa 1980 vereinzelt und ab etwa 2000 flächendeckend, aus Erdöl gewonnene Brennstoffe entschwefelt. Schweröl, das als Treibstoff auf Hochseeschiffen genutzt wird, war anfangs noch davon ausgenommen. Der bei der Entschwefelung gewonnene Schwefel ersetzt als Grundstoff für die chemische Industrie kostengünstig den durch Bergbau gewonnenen mineralischen Schwefel. Alternativ zur direkten Entschwefelung von Erdöl wird insbesondere in kohle- und ölbefeuerten Kraftwerken das Rauchgas gewaschen und durch Einblasen von Kalkstaub (CaCO₃) Gipspulver (CaSO₄) erzeugt, das technisch weiterverwendet werden kann (siehe → Rauchgasentschwefelung).

Subventionen

Laut einer Studie des britischen Overseas Development Instituts subventionieren die führenden Industrie- und Schwellenländer die Erkundung von Ölvorkommen mit 71 Milliarden Euro pro Jahr – und untergraben damit ihre eigene Klimapolitik.

Erdölausstieg

→ Hauptartikel: Ölausstieg

Aufgrund verschiedener Umweltprobleme, die aus der Förderung von Erdöl sowie der Nutzung und Verbrennung von Erdölprodukten erwachsen (Förderunfälle, Pipelineleckagen, Tankerunfälle, Plastikmüll, Klimawandel) fordern verschiedene Organisationen, die Nutzung von Erdöl als Rohstoff einzuschränken oder sogar ganz einzustellen. Für die Bestrebungen eines Staates, völlig unabhängig von Erdöl zu werden, wird die Bezeichnung Erdölausstieg verwendet.

Im Zuge des allmählich stattfindenden globalen Umdenkens in dieser Hinsicht setzte die Familie Rockefeller, deren Vermögen in erster Linie auf die Förderung von Erdöl im frühen 20. Jahrhundert zurückgeht, im März 2016 ein Zeichen: Sie trennte sich von ihren Anteilen an Firmen, die ihr Geschäft mit fossilen Brennstoffen machen. Insbesondere trennten sich die Rockefellers von ihren Anteilen am Erdölkonzern ExxonMobil.

Siehe auch

• Erdöl/Tabellen und Grafiken

Literatur

• Alfred Treibs: Chlorophyll- und Häminderivate in bituminösen Gesteinen, Erdölen, Erdwachsen und Asphalten. Ein Beitrag zur Entstehung des Erdöls. Justus Liebigs Annalen der Chemie. 1934, 520, 42–62, doi:10.1002/jlac.19345100103.
• Colin J. Campbell: Ölwechsel! Das Ende des Erdölzeitalters und die Weichenstellung für die Zukunft. Dt. Taschenbuch-Verl., München 2007, ISBN 978-3-423-34389-3.
• Rainer Karlsch, Raymond G. Stokes: Faktor Öl. Die Mineralölwirtschaft in Deutschland 1859–1974. C. H. Beck, München 2003, ISBN 3-406-50276-8.
• Matthew R. Simmons: Wenn der Wüste das Öl ausgeht. Der kommende Ölschock in Saudi-Arabien. Finanzbuch, München 2006, ISBN 3-89879-227-7.
• Daniel Yergin: Der Preis. Die Jagd nach Öl, Geld und Macht. S. Fischer, Frankfurt 1991, ISBN 3-10-095804-7.
• Erdöl. In: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (Hrsg.): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit – Erdöl, Erdgas, Kohle, Kernbrennstoffe, Geothermische Energie. Hannover 2009, S. 31–70.
• Bertram Brökelmann: Die Spur des Öls. Sein Aufstieg zur Weltmacht. Osburg, Berlin 2010, ISBN 978-3-940731-54-8.
• Enrons Erben zocken weiter. Der Ölpreis ist ein Spielball von Spekulanten geworden. In: Die Zeit, Nr. 43/2006

Weblinks

 Wikinews: Erdöl – in den Nachrichten

 Commons: Erdöl – Album mit Bildern, Videos und Audiodateien

 Wiktionary: Erdöl – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

• Jahresrückblick „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland“, jeweils veröffentlicht in der Zeitschrift Erdöl Erdgas Kohle (Liste mit Artikel-Downloadlinks ab dem Jahr 2002 auf der Webseite des LBEG)
• Leonardo Maugeri: Öl: Falscher Alarm – Warum das Zeitalter des Öls noch längst nicht vorüber ist. (PDF; 292 kB) deutsche Übersetzung des Artikels in Science vom 21. Mai 2004; auf deutschebp.de
• Wolfgang Blendinger: Erdöl – ein brisanter Rohstoff. Video-Vortrag des Erdölgeologen über Entstehung und Förderung von Erdöl sowie das Globale Ölfördermaximum
• Erdöl. Mineralienatlas
• Maria Rossbauer: Unser täglich Öl. taz.de, 9. Juni 2010; über die hochgradige Abhängigkeit der Menschheit vom Erdöl
• Das Öl – ein Geschäftsartikel erster Klasse bei Gegenstandpunkt
• Energie, Krieg und Umwelt. auf der Website der Organisation für Eine solidarische Welt
• Die Entwicklung von Angebot, Nachfrage und Preisen von Rohöl (PDF; 1,11 MB) Insbesondere mit Darstellung des konventionellen und nicht-konventionellen Erdölangebotes.