Erdöl Und Erdgas in Der Bundesrepublik Deutschland 2002

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Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2002

Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung, Hannover

Geological Survey of Lower Saxony

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2002

MICHAEL PASTERNAK, SVEN BRINKMANN, JÜRGEN MESSNER & ROBERT SEDLACEK

Hannover 2003

Titelbild

Das Seismikschiff M/V Ramform Viking während einer Messung in der Nordsee. Mit der M/V Ramform Viking und der kleineren M/V American Explorer hat Petro- leum Geo-Services (PGS) im Auftrag der Fugro-Geoteam AS vom April bis September 2002 einen 3D-Survey in der Größe von 3330 km2 im Bereich des Entenschnabels in holländischen, dänischen und deutschen Gewässern akquiriert. Ausgestattet waren die Schiffe mit acht beziehungsweise sechs 5100-Meter-Streamern und Dual Airgun Arrays. In Verbindung mit der seismischen Messung wurden von Fugro-LCT hochauflösende gravimetrische Daten aufgezeichnet. (Foto mit freundlicher Genehmigung der PGS Exploration AS)

Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung Referat Kohlenwasserstoffgeologie

Stilleweg 2 30655 Hannover Tel. (0511) 643-0 Fax (0511) 643-3667

Download unter www.nlfb.de/rohstoffe/downloads/ 3

Inhalt

Verzeichnis der Tabellen...... 4

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen...... 5

Zusammenfassung ...... 6

Summary...... 7

1 Bohraktivität ...... 8 1.1 Explorationsbohrungen ...... 8 1.2 Bohrergebnisse ...... 12 1.3 Bohrmeterleistung ...... 14 1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen...... 16

2 Geophysik...... 18

3 Konzessionswesen...... 20

4 Erdöl- und Erdgasproduktion...... 27 4.1 Erdöl...... 28 4.2 Erdgas...... 31

5 Erdöl- und Erdgasreserven...... 35 5.1 Reservendefinitionen...... 35 5.2 Erdölreserven am 1. Januar 2003...... 36 5.3 Erdgasreserven am 1. Januar 2003...... 37

6 Untertage-Erdgasspeicherung ...... 39 6.1 Grundzüge der Untertage-Erdgasspeicherung ...... 39 6.2 Erdgas als Primärenergieträger, Aufkommen und Verbrauch ...... 40 6.3 Lage und Kenndaten der Speicher im Jahr 2002 ...... 41 6.4 Die deutsche Erdgasspeicherung im weltweiten Vergleich ...... 43 6.5 Speicheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas...... 44 6.6 Literatur und nützliche Links ...... 44

Anlagen 1-14: Übersichtskarten, Diagramme 4

Tabellen

Tab. 1: Explorationsbohrungen in 2002. Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung (Rohgas) 2000 bis 2002 auf die Tab. 2: Feldesentwicklungsbohrungen in Produktionsgebiete. 2002. Tab. 16: Jahresförderungen 2001 und Tab. 3: Bohrmeterleistung 1997 bis 2002 der förderstärksten Erdgas- 2002, aufgeteilt nach Bohrungs- felder. kategorien. Tab. 17: Erdölreserven am 1. Januar Tab. 4: Bohrmeterleistung 2002 in den 2003 aufgeteilt nach Bundeslän- Bundesländern und Explorati- dern und Gebieten. ons-/Produktionsgebieten. Tab. 18: Erdgasreserven (Rohgas) am Tab. 5: Geophysikalische Messungen 1. Januar 2003 aufgeteilt nach 2002. Bundesländern und Gebieten.

Tab. 6: Veränderungen im Bestand der Tab. 19: Erdgasreserven (Reingas) am Erlaubnisfelder zur Aufsuchung 1. Januar 2003 aufgeteilt nach von Erdöl- und Erdgas in 2002. Bundesländern und Gebieten.

Tab. 7: Erlaubnisfelder zur Aufsuchung Tab. 20: Anteile der Energieträger am von Erdöl- und Erdgas. Primärenergieverbrauch (DIW 2003). Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion 2002. Tab. 21: Bezugsquellen zur Deckung des Erdgasaufkommens (DIW 2003). Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung 1998 bis 2002. Tab. 22: Erdgasförderung, -import, -export und -verbrauch (DIW 2003). Tab. 10: Erdölförderung und Erdölgasför- derung der Felder 2002. Tab. 23: Kenndaten der deutschen Erd- gasspeicherung (31.12.2002). Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 2000 bis 2002 auf die Produkti- Tab. 24: Speichernationen der IGU- onsgebiete. Studie.

Tab. 12: Jahresförderungen 2001 und Tab. 25: Erdgas-Porenspeicher. 2002 der förderstärksten Erdöl- felder. Tab. 26: Erdgas-Kavernenspeicher.

Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung Tab. 27: Kavernenspeicher für Rohöl, 1998 bis 2002. Mineralölprodukte und Flüssig- gas. Tab. 14: Erdgasförderung der Felder 2002. 5

Abbildungen und Anlagen

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erd- Anl. 6: Erdgasförderung und Anzahl der gasbohrungen von 1945 bis produzierenden Felder 1945 bis 2002 in Deutschland. 2002.

Abb. 2: Schematische Darstellung zur Anl. 7: Stratigraphische Tabelle der pro- Klassifikation der Erdöl- und duzierenden Erdöllagerstätten. Erdgasbohrungen in Deutsch- land. Anl. 8: Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten. Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flä- chen der Erdöl- und Erdgassu- Anl. 9: Erdölförderung und -vorräte in che und der Untertage- den Gebieten nach Formationen Erdgasspeicherung. aufgeteilt.

Abb. 4: Übersichtskarte der Erdöl- und Anl. 10: Erdgasförderung und -vorräte in Erdgas-Erlaubnisfelder. den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Abb. 5: Erlaubnisgebiete in der deutschen Nordsee. Anl. 11: Entwicklung der Erdöl- und Erd- gasreserven in Deutschland von Anl. 1: Kohlenwasserstoff-Vorkommen 1947 bis 2002 bzw. von 1960 bis in Deutschland. Rhät, Jura, Krei- 2002. de und Tertiär. Anl. 12: Erdöl und Erdgas in Deutsch- Anl. 2: Kohlenwasserstoff-Vorkommen land, kumulative Produktion und in Deutschland. Paläozoikum Reserven, und Buntsandstein. Anl. 13: Übersichtskarte der Untertage- Anl. 3: Prospektive Gebiete, Erdölfelder speicher für Erdgas, Rohöl, Mi- und charakteristische Erdöl- neralölprodukte und Flüssiggas. strukturen. Anl. 14: Entwicklung der Arbeitsgaskapa- Anl. 4: Prospektive Gebiete, Erdgasfel- zität in den Untertagespeichern der und charakteristische Erd- in Deutschland. gasstrukturen.

Anl. 5: Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 bis- 2002.

Zusammenfassung

Die Explorationsaktivitäten wurden in etwa auf Fläche ergaben sich die größten Veränderun- dem Niveau des Vorjahres fortgeführt. Im Mit- gen im Bereich der Nordsee. Dort wurden gro- telpunkt der geophysikalischen Vorerkundung ße Flächen im Bereich des Horn-Grabens und stand abermals die Nordsee. Dort wurde im des nordwestlichen Entenschnabels aufgege- Rahmen eines grenzüberschreitenden seismi- ben. schen 3D-Surveys im Bereich des Enten- schnabels eine Fläche von 3330 km2 gemes- Die Erdgasförderung lag gegenüber dem Vor- 3 sen. Im Zuge der Datenakquisition wurden jahr nahezu unverändert bei 21,4 Mrd. m und gleichzeitig hochauflösende gravimetrische entsprach damit dem mittelfristig geplanten Daten aufgezeichnet. Auf den deutschen Teil Niveau. Die sicheren und wahrscheinlichen der Nordsee entfielen etwa 1400 km2 dieses Erdgasreserven (Rohgas) sanken das zweite 3 kombinierten Surveys. Darüber hinaus wurde Jahr in Folge und betrugen 326,4 Mrd. m . ein 2D-Survey mit 3000 Profilkilometern im Dies entspricht einem Rückgang um 3 Bereich des Schillgrund-Hochs aufgenommen. 16,5 Mrd. m oder 4,8 %. Es konnte also nur ein geringer Teil der Fördermenge kompensiert Insgesamt sieben Explorationsbohrungen wur- werden. Die zusätzlichen Reserven waren kein den durchgeführt, davon vier Aufschlussboh- Ergebnis der Exploration, sondern das Ergeb- rungen. Mit keiner dieser Bohrungen ist es nis von Lagerstätten-Neubewertungen. gelungen, ein neues Erdöl- oder Erdgasfeld zu finden. Die weiteren drei Explorationsbohrun- Der positive Trend der Erdölförderung hat sich gen (Teilfeldsuchbohrungen) hatten die ge- fortgesetzt. Mit der weiteren Produktionssteige- planten Zielhorizonte zum Jahresende noch rung im Feld Mittelplate auf 2 Mio. t ist die in- nicht erreicht oder hatten bis dato kein Ergeb- ländische Förderung auf 3,7 Mio. t angestie- nis erhalten. gen. In den meisten anderen Feldern waren die Fördermengen aufgrund des natürlichen In der Feldesentwicklung wurden alle der vier- Förderabfalls der Lagerstätten weiterhin rück- zehn beendeten Produktionsbohrungen fündig, läufig. Auch die inländischen Erdölreserven davon neun in Öl- und fünf in Gasfeldern. profitierten von der Entwicklung in Mittelplate. Gemessen an der Bohrmeterleistung lag die Vor allem die Anhebung der Reserven in die- Bohraktivität mit 56 807 m in etwa auf dem sem Ölfeld hat die Summe der sicheren und Niveau des Vorjahres. Ein Viertel der Bohrme- wahrscheinlichen Reserven um 13,5 Mio. t auf ter entfiel auf Exploration, entsprechend drei 60,3 Mio. t anwachsen lassen. Viertel auf die Feldesentwicklung. Etwa 40 % der gesamten Bohrmeter wurden im Feld Mit- Nach Jahren des Wachstums scheint sich der telplate abgeteuft. Sektor der Untertageerdgasspeicherung zu stabilisieren. Das verfügbare Speicherpotenzial 3 Die Gesamtfläche der Erlaubnisgebiete zur hat sich geringfügig auf 18,9 Mrd. m vermin- Aufsuchung von Erdöl und Erdgas hat sich dert. Dieses Arbeitsgasvolumen verteilte sich weiterhin verkleinert. Zwar wurden neue Er- auf 23 Porenspeicher und 20 Kavernenspei- laubnisgebiete vergeben, die Abnahme der cher. Nach derzeitigen Planungen wird das Konzessionsfläche durch abgelaufene oder Speicherpotenzial noch um 3,9 Mrd. m3 Ar- aufgehobene Erlaubnisse konnte damit aber beitsgasvolumen ansteigen. nicht kompensiert werden. Bezogen auf die

Summary

In 2002 exploration for oil and gas continued at Graben and in the north-western part of the the same level as in the previous year. Geo- "Entenschnabel" have been relinquished. physical prospecting again focused on the North Sea. In parts of the Danish, Dutch and German gas production reached the level of German sectors seismic acquisition of the the previous year. It amounted to 21.4 billion 3300 square kilometres "Entenschnabel" 3D cubic metres and corresponds to the medium survey was carried out. High resolution marine term production planning. Total remaining gravity data have been acquired in conjunction proven and probable gas reserves (raw gas) with the seismic survey. About 1400 square dropped for the second time in series and kilometres of the "Entenschnabel" survey cover amounted to 326.4 billion cubic metres. This German waters. 3000 kilometres of 2D seis- means a decrease by 16.5 billion cubic metres mics were shot in the area of the Schillgrund or 4.8 percent. Only a small share of gas pro- High. duction could be replaced by new reserves. The new reserves did not result by exploration Seven exploration wells were drilled. Four of but by reassessment of producing fields. these wells were drilled as new-field wildcats but without success. The remaining three ex- The growth of oil production continued in 2002. ploration wells (new tectonic block tests, shal- Due to the increase in production from the oil- lower pool test) were either not drilled to total field Mittelplate to 2 million metric tons per year depth or the well results were not determined total oil production rose up to 3.7 million tons. until the end of 2002. Production from most of the German fields further decreased because of the normal de- In field development all of the fourteen produc- cline in production towards the end of lifetime tion wells were successful. Nine of these of fields. German oil reserves profit from the production wells found oil and five wells found field development of Mittelplate. Mainly the gas. reserves growth of Mittelplate led to an increase in total remaining proven and probable In terms of footage drilling activity was at the oil reserves of 13.5 million tons or 29 percent same level as in the year before and amounted to 60.3 million tons. to 56 807 metres. A quarter of the footage was drilled in exploration and the remaining in field Underground gas storage seems to stabilize development. About 40 percent of the total after years of continuous growth. The total footage was drilled in field development of the working gas volume was slightly reduced to oilfield Mittelplate. 18.9 billion cubic metres. This storage potential rests in 23 gas storages facilities in porous The total license area for oil and gas explora- rocks and 20 gas storage facilities in salt cav- tion was reduced even further. While some erns. At present it is planned to raise the work- new licenses could be awarded the reduction ing gas volume by 3.9 billion cubic metres by in total license area due to relinquishment of building new storage facilities and extending some larger licenses could not be compen- existing facilities. sated. According to the extension of license areas the most important changes occurred in the North Sea. Large licenses around the Horn 8

1 Bohraktivität

Nach dem historischen Tiefststand in 2000 hat diesem Bereich keine Impulse für eine Feldes- sich die Bohraktivität im Folgejahr leicht erholt entwicklung zu erwarten, die die Bohraktivität und in 2002 stabilisiert. Gemessen an der Zahl nachhaltig positiv beeinflussen könnten. der Bohrprojekte hat sich die Bohraktivität ge- genüber 2001 deutlich positiv entwickelt. In der Auf der anderen Seite werden die bestehen- Bohrmeterleistung spiegelt sich diese Entwick- den Gaslagerstätten, soweit sie noch über lung allerdings nur in einem geringen Anstieg Entwicklungspotenziale verfügen, im Allgemei- wider. nen in dem Maße entwickelt, dass die Reser- vensituation in Deutschland etwa stabil gehal- Generell ist die Situation in Deutschland daten werden kann. Eine intensivere Erschlie- durch gekennzeichnet, dass es sich aus erdöl- ßung der Gaslagerstätten mit dem Ziel, die /erdgasgeologischer Sicht um ein sehr reifes Kapazitäten zu steigern, ist in vielen Fällen Gebiet handelt. Damit wird die Möglichkeit, einerseits aus technischen Gründen (Kapazi- noch größere wirtschaftlich rentable Lagerstät- tätsbegrenzung der Entschwefelungsanlagen ten zu finden, deutlich eingeschränkt. Aber im Sauergasbereich) und andererseits auf- gerade neue oder bestehende Lagerstätten mit grund der Strukturen des Gasmarktes nicht einem guten Entwicklungspotenzial bieten die möglich. Anreize, eine hohe Bohraktivität aufrecht zu erhalten. Eine Ausnahme stellt das Ölfeld Mittelplate dar. Dieses Feld ist mit einem solchen Ent- Die Entdeckung der letzten "größeren" Gasfel- wicklungspotenzial ausgestattet, dass die Tä- der, Völkersen und Burgmoor, liegt jetzt zehn tigkeiten in diesem Feld nun schon über meh- Jahre zurück. Inzwischen wurden diese Felder rere Jahre eine tragende Säule der inländi- mit mehreren Bohrungen erschlossen. Seit schen Bohraktivität darstellen. In 2002 wurden dieser Zeit wurden in Deutschland 40 Auf- dort sechs Bohrungen niedergebracht, die schlussbohrungen durchgeführt, ohne weitere mehr als 40 Prozent der gesamten inländi- größere Neufunde zu machen. Somit sind aus schen Bohrmeterleistung ausmachten.

1.1 Explorationsbohrungen

Unter den Explorationsbohrungen sind derzeit Gasfelder. Die Bohrung Emtinghausen- praktisch nur Aufschlussbohrungen und Teil- West Z1 suchte im südlichen Arsten-Graben feldsuchbohrungen von Bedeutung. Die unter- nach Gas. Beide Bohrungen wurden nicht fün- schiedlichen Bohrungskategorien und -typen dig. Ebenfalls als nicht fündig eingestuft wurde sind in Abschnitt 1.4 beschrieben. In 2002 die Bohrung Wisselshorst Z1 aus dem Jahr wurden wie im Vorjahr vier Aufschlussbohrun- 1997. Die Bohrung Walsrode-Ost Z1 aus 1993 gen (Tab. 1) gebohrt. Aufschlussbohrungen hat nach wie vor kein endgültiges Ergebnis. haben das Ziel, neue Lagerstätten zu finden. Auch In der Ostmolasse Süddeutschlands Zwei dieser Bohrungen wurden in Nord- wurde wieder gebohrt. Die Bohrung Rot- deutschland niedergebracht. Sie sollten in den ter Forst C1 war innerhalb der vergangenen Sandsteinen des Rotliegend Gaslagerstätten zwei Jahre die dritte Gas-Aufschlussbohrung in nachweisen. Das Zielgebiet der Bohrung Hoh- dieser Region. ne Z1 lag bezüglich der Rotliegend-Horizonte in einer relativ unerforschten Region, südlich Nach vielen Jahren wurde mit der Bohrung des Gürtels der bekannten Rotliegend- Aljarn 1/1a erstmals wieder der Versuch unter- 9

nommen, eine neue Öllagerstätte zu erschlie- Zwischen den Gasfeldern Becklingen/Ward- ßen, leider ohne Erfolg. böhmen und Imbrock sollte die Bohrung Imbrock-Süd Z1 die Rotliegend-Sandsteine In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrungen gasführend nachweisen. Auch diese Bohrung wurden in 2002 vier neue Projekte begonnen. hatte die Zielhorizonte zum Jahresende noch Die Bohrung Klosterseelte Z6/Z6a suchte un- nicht erreicht. Die Vorjahresbohrung Blaukir- terhalb der bekannten Zechstein-Lagerstätte chen Z1 hat auch in 2002 noch kein endgülti- im Permokarbon bzw. an der Ostflanke des ges Ergebnis erhalten. Feldes Klosterseelte nach Gas. Beide Projekte hatten zum Jahresende noch kein Ergebnis. Im Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnisse Westteil des Feldeskomplexes Bahren- der laufenden Explorationsbohrprojekte kurz borstel/Uchte/Burgmoor hatte die Bohrung dargestellt werden. Bahrenborstel Z14 den Zielhorizont im Zech- stein zum Jahresende noch nicht erreicht.

Aufschlussbohrungen

Gebiet Elbe-Weser Einige Kilometer nördlich der Aller wurde innerhalb der Erlaubnis Gifhorn die Bohrung Die Bohrung Aljarn 1 (RWE Dea1) (Anl. 1) Hohne Z1 (RWE Dea) (Anl. 2) abgeteuft. Das wurde etwa 17 km südöstlich von Lüneburg im Ziel der Bohrung waren die potenziell gasfüh- nördlichen Teil des Gifhorn-Hamburger Troges renden Sandsteine des Rotliegend, die nach abgeteuft. Sie sollte in der Anschleppungszone Interpretation des seismischen 3D-Surveys des Horndorfer Salzstocks in den Sandsteinen "Gifhorn-Hohne" in einer Hochlage identifiziert des Dogger Beta eine Öllagerstätte suchen. wurden. Das Zielgebiet lag bezüglich der Hori- Als weiterer Zielhorizont waren die Sandsteine zonte im Rotliegend in einer relativ unerforsch- des Mittelrhät ausgewiesen, die in analoger ten Region, südlich des Gürtels der bekannten Fallenposition ebenfalls ölführend vermutet Rotliegend-Gasfelder. Die nächstgelegenen wurden. Entgegen der Prognose traf die Boh- Bohrungen mit bekannten Rotliegendprofilen rung an der Salzstockflanke angeschleppte befinden sich in einer Entfernung von 20- Schichten des mittleren Keuper an und wurde 30 km. Ende 2001 stand die Bohrung bei einer daraufhin in einer Teufe von 1750 m einge- Teufe von 5103 m bereits im Rotliegend, und stellt. Um die Zielhorizonte im Hangenden er- zwar im Grenzbereich zwischen Hannover- reichen zu können, wurde die Bohrung zur und Dethlingen-Formation. Anfang Januar Aljarn 1a abgelenkt. Nach technischen Prob- 2002 wurde die Bohrung bei einer Teufe von lemen, die zur Aufgabe des Bohrloches und 5152 m im Vulkanit des Rotliegend eingestellt, Ablenkung der Bohrung zwangen, konnten die wegen unzureichender Speichereigenschaften Dogger Beta-Sandsteine aufgeschlossen wer- der Träger als fehl eingestuft und ohne Teste den; leider waren die Sandsteine verwässert. verfüllt. Im Lias stehend musste das Bohrloch wegen erneuter technischer Probleme in einer Teufe Bereits 1993 war an der Westflanke des südli- von 2133 m aufgegeben werden. Auf eine wei- chen Schneverdingen-Grabens die Bohrung tere Ablenkung der Bohrung zur Untersuchung Walsrode-Ost Z1 (EMPG) (Anl. 2) abgeteuft des Mittelrhät-Sandsteins wurde verzichtet. Die worden. Der Wustrow- und der Havel- Bohrung wurde als fehl eingestuft und verfüllt. Sandstein des Rotliegend waren gasführend angetroffen worden, die schlechten Speicher- eigenschaften der Träger ließen aber keine 1 Auftraggeber bzw. federführende Firma, Abkürzungen wirtschaftliche Förderung erwarten. Eine ge- siehe Tab. 2 10

plante Ablenkung der Bohrung steht weiterhin Zechstein. Nach technischen Problemen im zur Diskussion. Staßfurt-Karbonat musste das Bohrloch aufgegeben werden. Die Ablenkung erreichte ihre Ebenfalls im südlichen Schneverdingen- Endteufe von 5100 m in einer vulkanoklasti- Graben hatte 1997 die Bohrung Wissels- schen Abfolge der Havel-Subgruppe des Rot- horst Z1 (Preussag) (Anl. 2) den Wustrow- liegend. Die erbohrten Sandsteine der Hanno- und den Elbe/Havel-Sandstein des Rotliegend ver- und Dethlingen-Formation wiesen sehr gasführend aufgeschlossen. Aufgrund der schlechte Speichereigenschaften auf und wa- schlechten Testergebnisse wurde in 1998 eine ren verwässert. Die Bohrung war damit nicht Frac-Behandlung durchgeführt. Die Förderrate fündig und wurde ohne Teste verfüllt. konnte aber nicht in dem erhofften Umfang gesteigert werden, so dass nach wie vor keine Alpenvorland wirtschaftliche Produktion möglich ist. Seitdem wurden keine weiteren Arbeiten an der Boh- Die Bohrung Rotter Forst C1 (RWE Dea) (Anl. rung vorgenommen. Im Berichtsjahr wurde die 1) suchte in der Ostmolasse etwa 5 km nörd- Bohrung als fehl eingestuft. Die Bohrung steht lich der Lagerstätte Inzenham-West nach Erd- weiterhin offen, da über eine Ablenkung der gas. Ziele der Bohrung waren die Sandsteine Bohrung zur Entwicklung der Tight-Gas Res- des Aquitan und des Chatt. Die Zielpunkte sourcen noch nicht entschieden wurde. waren durch eine Antiklinalstruktur im Niveau des Aquitan sowie durch eine seismische Gebiet Weser-Ems Amplitudenanomalie im Bereich einer Hochla- ge des Chatt definiert und lagen in Ost-West- Mit der Bohrung Emtinghausen-West Z1 Richtung etwa 700 m voneinander entfernt. Die (Wintershall) (Anl. 2) wurde die Rotliegend- Bohrung traf im Aquitan und auch im Chatt Exploration an der Ostflanke des Oldenburg- mächtige Sandsteine an, die entgegen der Hochs wieder aufgenommen. Die letzte Boh- Prognose aber nur selten grobkörnig und gut rung, die das Rotliegend im Arsten-Graben porös ausgebildet waren. Ursprünglich sollte erkundete, war die etwa 35 km nordwestlich die Bohrung bei etwa 2800 m innerhalb der gelegene, nicht fündige Bohrung Ganderke- Chatt-Sandsteinserie eingestellt werden. Da see Z2 aus dem Jahre 1996. Die Bohrung Em- die Gasanzeichen bei Annäherung an die ge- tinghausen-West Z1 zielte auf eine tektonisch plante Endteufe jedoch anstiegen und auch die begrenzte Scholle im südlichen Teil des Spülproben zunehmend positive Anzeichen für Arsten-Grabens etwa 6 km südlich der Boh- die Speichereigenschaften der Sandsteine rung Emtinghausen 8Z, die im höheren Teil zeigten, wurde entschieden, die Bohrung bis des Rotliegend dichte Sandsteine und im tiefe- zur vermuteten Basis der Sandsteinserie zu ren Teil fanglomeratisch entwickelte Sedimen- vertiefen. Die Bohrung wurde in einer Teufe te angetroffen hatte. Als Zielhorizonte der Boh- von 3020 m in Tonmergeln, die vermutlich dem rung Emtinghausen-West Z1 wurden Sand- Rupel zuzuordnen sind, eingestellt. Da alle steine der Elbe- und Havel-Subgruppe ausge- Speicher verwässert waren, wurde die Boh- wiesen. Am Jahresende 2001 stand die Boh- rung als fehl eingestuft und verfüllt. rung bei etwa 4500 m Teufe in Salzen des

Teilfeldsuchbohrungen

Gebiet Elbe-Weser produzierenden Rotliegend-Gasfeldern Im- brock und Becklingen/Wardböhmen hinsicht- Die Bohrung Imbrock-Süd Z1 (RWE Dea) lich ihrer Gasführung untersuchen. Der An- (Anl. 2) soll die Sandsteine des Rotliegend in satzpunkt liegt 2,5 km südwestlich der Bohrung einer strukturellen Hochlage zwischen den Imbrock Z1 und 6 km nordwestlich der Boh- 11

rung Becklingen Z1 am äußersten Rande des nicht wirtschaftlich förderbare Gasmengen. Die Truppenübungsplatzes Bergen. Der Zielpunkt Bohrung wird weiterhin offen gehalten, da liegt etwa 650 m südsüdwestlich entfernt in- Möglichkeiten einer Ablenkung auf strukturhö- nerhalb des Truppenübungsgeländes. Nach here Bereiche geprüft werden. den Ergebnissen der umliegenden produktiven Bohrungen kann in dieser Region vor allem Mit der Bohrung Klosterseelte Z6 (EMPG) innerhalb der tieferen Dethlingen-Formation (Anl. 2) wurden mehrere Ziele verfolgt. Die mit speicherfähigen Sandsteinen gerechnet Stammbohrung wurde zunächst als Produk- werden, die vermutlich auch gasführend sind, tionsbohrung im zentralen und strukturhöchs- soweit sie oberhalb des angenommenen Gas- ten Teil des Gasfeldes Klosterseelte bis in den Wasser-Kontaktes angetroffen werden. Zum Werra-Anhydrit abgeteuft. Aufgrund der mehr- Jahresende 2002 hatte die Bohrung die jährigen Erdgasförderung in diesem Feld wur- Zielhorizonte noch nicht erreicht und stand bei de im Staßfurt-Karbonat wie erwartet ein ab- 4086 m im Mittleren Buntsandstein. gesenkter Lagerstättendruck angetroffen. Zur Untersuchung des Permokarbon wurde die Gebiet Weser-Ems Bohrung als Klosterseelte Z6a vertieft. Im Allgemeinen sind die Oberkarbon-Sandsteine Mit der Bohrung Bahrenborstel Z14 (Winters- nicht mit besonders guten Trägereigenschaften hall) (Anl. 2) soll das Staßfurt-Karbonat einer ausgestattet. Um einer potenziellen Träger- tektonischen Scholle an der Westflanke des schädigung vorzubeugen, kam bei der Vertie- Feldeskomplexes Bahrenborstel-Burgmoor- fung deshalb die Technik des "Underbalanced Uchte untersucht werden. Eines der Risiken in Drilling" (Bohren mit geringer Spülungsauflast) dieser Region stellt die Gasqualität dar. Auf- zur Anwendung. Unterhalb der Zechstein- grund lokal hoher Kohlendioxidgehalte der Basis wurde geringmächtiges Rotliegend er- Erdgase blieb in der Vergangenheit schon so bohrt, an das sich bis zur Endteufe von 4801 m mancher Bohrung der wirtschaftliche Erfolg Ton- und Sandsteine des Oberkarbon an- versagt. Zur Ermittlung der strukturellen Situa- schlossen. Während des Bohrens gab es in tion und der Gasqualität ist geplant, das Staß- beiden Intervallen gute Gasanzeichen. Im furt-Karbonat zunächst mit einem Pilotloch Rahmen der anschließenden Druckaufbautes- aufzuschließen. Im Erfolgsfall soll die Bohrung te konnten sowohl aus dem Rotliegend als abgelenkt werden und der Träger mit einem auch aus dem Oberkarbon nur sehr geringe horizontalen Bohrloch aufgeschlossen werden. Zuflüsse festgestellt werden, so dass die Zum Jahresende 2002 hatte die Bohrung den Sandsteine als relativ dicht interpretiert werden Zielhorizont noch nicht erreicht und stand bei müssen. Aus dem Werra-Anhydrit wurde die 2188 m im Mittleren Buntsandstein. Bohrung als Klosterseelte Z6b auf die etwa 300 m tiefer liegende östliche Tiefscholle abge- In der Rotliegend-Provinz Ostfriesland wurde lenkt, um dort das Staßfurt-Karbonat zu unter- in 2001 die Bohrung Blaukirchen Z1 (Preus- suchen. Hinweise auf ein gasführendes Staß- sag) (Anl. 2) etwa 2 km nordöstlich der Lager- furt-Karbonat auf der Tiefscholle waren bislang stätte Großes Meer abgeteuft. Die Bohrung hat nur durch das ca. 5 km entfernt liegende Gas- die Rotliegend-Sandsteine nicht so struktur- feld Syke gegeben. Nach Problemen mit der hoch angetroffen wie ursprünglich prognosti- Bohrlochstabilität, die letztlich zur Aufgabe und ziert, sondern etwas tiefer als in der Bohrung Ablenkung des Bohrloches führten, kam die Großes Meer Z1, aber dennoch mit deutlichen Bohrung hinter der Hauptstörung direkt in das Gasanzeichen. Vier Intervalle innerhalb der Staßfurt-Karbonat der Tiefscholle und schloss Rotliegend-Sandsteine wurden getestet. Alle dieses bis zum Erreichen der Endteufe bei Intervalle waren verwässert. Selbst im höchs- 5230 m auf etwa 100 m Länge annähernd ho- ten Intervall floss nach einer kurzen Phase der rizontal auf. Das Bohrloch wurde ohne Bohr- Gasförderung Formationswasser zu. Ein Test lochmessungen komplettiert. Ein Test ist für auf das Werra-Karbonat erbrachte geringe das zweite Quartal 2003 geplant. 12

1.2 Bohrergebnisse

In 2002 konnte mit 31 aktiven Bohrprojekten Die Bandbreite der untersuchten Ziele der Auf- deren Anzahl gegenüber 20 im vorangehenden schlussbohrungen war breit gefächert. Sie Jahr deutlich gesteigert werden. Als "aktiv" umfasste Erdgasbohrungen in Nord- und Süd- werden an dieser Stelle die Bohrprojekte be- deutschland sowie eine Ölaufschlussbohrung zeichnet, die zur Bohrleistung beigetragen in Norddeutschland. Mit weiteren vier Projek- haben. Hinzu kommen 4 Projekte, die bereits ten wurde in der unmittelbaren Umgebung von vor 2002 die Endteufe erreicht hatten. bekannten Lagerstätten nach Erdgas gesucht. Die Ergebnisse der endgültig bewerteten Ex- Bis zum Jahresende 2002 waren 17 Projekte plorationsbohrungen waren durchweg negativ. fündig gemeldet worden oder hatten ihr Ziel erreicht. Das Ergebnis "Ziel erreicht“ ist Hilfs- Im Gasfeld Söhlingen wurde mit der Bohrung bohrungen, die ja keine Fündigkeit erzielen Söhlingen Z15 das vierte Tight-Gas-Projekt sollen (s. Kap. 1.4.), oder technisch bedingten angegangen, mit dem das Erdgas eines ge- Ablenkungen bereits fündiger Bohrungen vor- ringpermeablen Horizonts der Lagerstätte mit- enthalten. In den Tabellen 1 und 2 sind die tels Horizontalbohrtechnik in Kombination mit Explorations- und Feldesentwicklungsbohrun- einer mehrfachen Frac-Behandlung förderbar gen mit ihren Ergebnissen zusammengestellt. gemacht werden soll. Fündig wurden ausschließlich Produktionsboh- rungen. Von den 14 Fündigkeiten waren neun Der relativ hohe Anteil von Ölprojekten bei den Ölprojekten und fünf Gasprojekten zuzuord- Produktionsbohrungen spiegelt die Entwick- nen. Die Fündigkeitsquote der Produktionsboh- lung des Ölpreises wider. Sie zeigt, dass bei rungen betrug 100 Prozent. dem derzeitigen durchschnittlichen Ölpreisni-

Tab. 1: Explorationsbohrungen in 2002. Bohrlokationen siehe Anlagen 1 und 2.

Ziel/ Horizont Name Operator Rechtswert Hochwert Status ET Fundhorizont bei ET

Aufschlussbohrungen (A3) m

Alpenvorland Rotter Forst C1 RWE Dea 4506370 5313840 fehl Aquitan, Chatt 3020,0 Rupel

Elbe-Weser Aljarn 1 RWE Dea 4408159 5894171 fehl Dogger, Rhät 1750,0 Keuper Aljarn 1a RWE Dea 4408159 5894171 fehl Dogger, Rhät 2133,0 Lias Hohne Z1 RWE Dea 3593626 5829969 fehl Rotliegend 5152,0 Rotliegend Walsrode-Ost Z1* EMPG 3543584 5860412 n.k.E. Rotliegend 5189,9 Oberkarbon Wisselshorst Z1* Preussag 3546574 5865255 fehl Rotliegend 5144,3 Rotliegend

Weser-Ems Emtinghausen-West Z1 Wintershall 3496788 5857965 fehl Rotliegend 5100,0 Rotliegend

Teilfeldsuchbohrungen (A4)

Elbe-Weser Imbrock-Süd Z1 RWE Dea 3557666 5866295 bohrt Rotliegend

Weser-Ems Bahrenborstel Z14 Wintershall 3484341 5824915 bohrt Staßfurt-Karb. Blaukirchen Z1* Preussag 2588178 5921363 n.k.E. Rotliegend 5055,0 Rotliegend Klosterseelte Z6a EMPG 3480542 5865583 n.k.E. Permokarbon 4801,0 Oberkarbon Klosterseelte Z6b EMPG 3480542 5865583 n.k.E. Staßfurt-Karb. 5230,0 Zechstein

Status mit Stand vom 31. Dezember 2002; *: Endteufe vor 2002 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis 13

veau auch in den alten Ölfeldern des West- Sonden realisiert. Wenn die Förderung zeigt, emslandes noch lukrative Projekte herausge- dass Sonden nicht optimal platziert sind, kann arbeitet werden können. auf diese Weise mit relativ geringem Aufwand eine Fördersteigerung erzielt werden, in dem Zu einem großen Teil wurden die Öl- und Gas- etwa strukturhöhere Bereiche erschlossen Projekte als geologische Ablenkungen (im werden, die eine geringere Verwässerung auf- Bohrungsnamen mit nachgestelltem "a", "b", weisen. Neue Bohrungen würden in solchen usw. gekennzeichnet) bereits produzierender Fällen häufig keine Wirtschaftlichkeit erreichen.

Tab. 2: Feldesentwicklungsbohrungen in 2002.

Name Operator Zielhorizont Status

Produktionsbohrungen (B2)

Nördlich der Elbe Dieksand 6 RWE Dea Dogger-Sandsteine ölfündig Dieksand 7 RWE Dea Dogger-Sandsteine ölfündig Dieksand 8 RWE Dea Dogger-Sandsteine noch kein Ergebnis Mittelplate-A 15 RWE Dea Dogger-Sandsteine bohrt Mittelplate-A 16 RWE Dea Dogger-Sandsteine bohrt

Elbe-Weser Salzwedel 125a EEG Rotliegend-Sandsteine gasfündig Söhlingen Z9a EMPG Rotliegend-Sandsteine gasfündig Söhlingen Z15 EMPG Rotliegend-Sandsteine bohrt Völkersen Z6 RWE Dea Rotliegend-Sandsteine gasfündig

Weser-Ems Bahrenborstel Z8a EMPG Staßfurt-Karbonat gasfündig Dötlingen Z13a EMPG Staßfurt-Karbonat gasfündig Klosterseelte Z6 EMPG Staßfurt-Karbonat noch kein Ergebnis

Westlich der Ems Georgsdorf 121a EMPG Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 309a* Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 340a Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 400 Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 401 Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 662b Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig Scheerhorn 134a Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig

Hilfsbohrungen (B3)

Nördlich der Elbe Mittelplate-A H1 RWE Dea Dogger-Sandsteine Ziel erreicht

Weser-Ems Vorhop H2 Preussag Dogger-Sandsteine Ziel erreicht

Weser-Ems Emlichheim 514 Wintershall Bentheim-Sandstein Ziel erreicht

Oberrheintal Landau 101 Wintershall älteres Tertiär, Basissand technisch fehl

EEG – EEG - Erdgas Erdöl GmbH, Berlin Status mit Stand vom 31. Dezember 2002 EMPG – ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover * : Endteufe vor 2002 erreicht Preussag – Preussag Energie GmbH, Lingen RWE Dea – RWE Dea AG, Hamburg Wintershall – Wintershall AG, Kassel 14

1.3 Bohrmeterleistung

Gemessen an der Bohrmeterleistung lag die Damit ist dieser Anteil wieder auf die geringen Bohraktivität in 2002 mit 56 807 m auf dem Werte der Jahre 1999 und 2000 zurückgefal- Niveau des Vorjahres (Tab. 3) und entsprach len. Gegenüber dem Mittel der vorangehenden damit in etwa dem grob prognostizierten Wert fünf Jahre bedeutet dies einen Rückgang um von 50 000 m. Vor dem Hintergrund der gerin- knapp 36 %. Angesichts der ausbleibenden gen Bohraktivität lassen sich genauere Prog- Erfolge der Explorationsbohrtätigkeit bleibt nosen nur schwer ableiten. Denn schon die abzuwarten, in welchem Maße die Bohraktivi- Realisierung nur eines geplanten Tiefbohrpro- täten in der Exploration fortgeführt werden. jektes auf die Gasträger im Zechstein oder Rotliegend kann die jährliche Bohrmeterleis- In der Feldesentwicklung ist die Bohrleistung tung um bis zu 10 % anwachsen lassen. Ent- wieder deutlich auf etwa 42 500 m angestiegen sprechend bewirkt die Verschiebung eines und hat damit etwa das Niveau des Mittels der solchen Projektes ins Folgejahr das Gegenteil. vorangehenden fünf Jahre erreicht. Maßgeb- Für das laufende Jahr wird auf der Basis der lich ist dieser Wert auf die Bohraktivitäten im geplanten Bohrprogramme und der bislang Ölfeld Mittelplate zurückzuführen. Hier wurden durchgeführten Bohrungen mit einer deutlich 42 % der gesamten Bohrmeter oder 57 % der geringeren Bohrleistung gerechnet. Bohrmeter der Feldesentwicklung abgeteuft. Insbesondere haben die Extended-Reach- Aufgrund der großen relativen Schwankungen, Bohrungen Dieksand 7 und 8 dazu beigetra- insbesondere bei der Aufteilung der Bohrme- gen. terleistung auf die unterschiedlichen Boh- rungskategorien, wird in diesem Bericht zur Entsprechend hat sich die Verteilung der Betrachtung der Entwicklung der Bohraktivität Bohraktivitäten auf die Bundesländer und Re- auch das willkürlich gewählte Mittel der voran- gionen verändert (Tab. 4). In Niedersachsen gehenden fünf Jahre herangezogen (Tab. 3). wurden zwar nach wie vor die die meisten Gegenüber diesem Mittelwert ließ die Bohrleis- Bohrmeter abgeteuft, doch fiel dessen Anteil tung in 2002 um 15 % nach. Nach dem Ab- von 63 % auf 52 % zugunsten von Schleswig- wärtstrend seit 1995 hat sich aber eine gewis- Holstein. Auf Bayern entfielen 5 % der Bohr- se Stabilisierung eingestellt (Abb. 1). leistung. Geringere Aktivitäten gab es in den Bundesländern Sachsen-Anhalt und Rhein- Auf die Kategorie der Explorationsbohrungen land-Pfalz. entfiel mit 14 300 m ein Viertel der Bohrmeter.

Tab. 3: Bohrmeterleistung 1997 bis 2002, aufgeteilt nach Bohrungskategorien.

Jahr Bohrmeter Explorationsbohrungen Feldesentwicklungsbohrungen

A3 A4 B1 B2 B3 m % m % m % m % m % m % 1997 83 338 100 16 663 20,0 22 228 26,7 6 851 8,2 36 642 44,0 954 1,1 1998 85 887 100 4 942 5,8 22 375 26,0 12 846 15,0 44 993 52,4 732 0,9 1999 68 231 100 - - 15 007 22,0 8 430 12,4 43 451 63,7 1 343 2,0 2000 43 206 100 1 828 4,2 6 752 15,6 - - 34 626 80,1 - - 2001 54 030 100 13 581 25,1 8 193 15,2 3 827 7,1 26 345 48,8 2 084 3,9 2002 56 807 100 7 319 12,9 7 017 12,4 - - 38 692 68,1 3 780 6,7 Mittelwert 66 938 100 7 403 11,1 14 911 22,3 6 391 9,5 37 211 55,6 1 023 1,5 1997-2001 15

Tab. 4: Bohrmeterleistung 2002 in den Bundesländern und Explorations-/Produktionsgebieten.

Bundesland / Gebiet Exploration Feldesentwicklung Summe Anteil

A3 A4 B1 B2 B3

Bundesland m m m m m m % Bayern 3020,0 - - - - 3020,0 5,3 Niedersachsen 4298,8 7016,7 - 16147,2 1925,3 29388,0 51,7 Rheinland-Pfalz - - - - 67,0 67,0 0,1 Sachsen-Anhalt - - - 309,4 - 309,4 0,5 Schleswig-Holstein - - - 22235,0 1788,0 24023,0 42,3

Gebiet Nördlich der Elbe - - - 22235,0 1788,0 24023,0 42,3 Elbe-Weser 3625,2 4086,0 - 12038,4 - 19749,6 34,8 Weser-Ems 673,6 2930,7 - 2143,9 1881,0 7629,2 13,4 Westlich der Ems - - - 2274,3 44,3 2318,6 4,1 Oberrheintal - - - - 67,0 67,0 0,1 Alpenvorland 3020,0 - - - - 3020,0 5,3

m 900 000 Bohrmeter

800 000

700 000

600 000

500 000

400 000

300 000

200 000

56 807 m

100 000

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen (ohne Speicherbohrungen) von 1945 bis 2002. 16

1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen

Für die in Deutschland abgeteuften Bohrungen A3 Aufschlussbohrung (new field wildcat) gilt seit 1.1.1981 verbindlich die folgende, von Sie hat die Aufgabe, ein neues Erdöl- Bergbehörden, Geologischem Dienst und der oder Erdgasfeld zu suchen. Erdölindustrie gemeinsam erarbeitete Bohrungsklassifikation: A4 Teilfeldsuchbohrung (new pool test: new tectonic block, new facies area, deeper or shallower horizon etc.) A Explorationsbohrung (exploration well) Sie sucht entweder ein von produzieren- Sie hat die Aufgabe, den Untergrund auf den Flächen abgetrenntes Teilfeld in die Voraussetzungen für die Kohlenwas- demselben produktiven Horizont, wobei serstoffgenese und -akkumulation bzw. sie in der Regel nicht weiter als 5 km von auf das Auftreten wirtschaftlich förderba- einem bereits erschlossenen Feld entfernt rer Vorkommen zu untersuchen. Sie erfüllt steht, oder einen neuen Erdöl oder Erd- alle Voraussetzungen, um den Auf- gas führenden Horizont unterhalb oder schlussverpflichtungen der Erdölgesell- oberhalb einer erschlossenen Lagerstätte. schaften zur Suche nach Kohlenwasser- Dieser neue Horizont gehört in der Regel stoffen in den ihnen verliehenen Gebieten einer anderen stratigraphischen Stufe zu genügen. (z.B. Mittlerer Buntsandstein, Unterer Keuper, Rotliegend) an als die Lagerstät- te. A1 Untersuchungsbohrung (shallow stratigraphic test, structure test) Sie dient der geologischen Vorerkundung. A5 Wiedererschließungsbohrung (field reacti- Es handelt sich meist um eine Bohrung vation well) geringerer Teufe, die zur Klärung tektoni- Sie dient der Untersuchung aufgelassener scher, fazieller, geochemischer etc. Fra- Lagerstätten im Hinblick auf die Beurtei- gen abgeteuft wird. Im Allgemeinen hat lung und Erprobung neuer Fördermetho- sie nicht die Aufgabe, Erdöl- oder Erd- den zur evtl. Wiedererschließung. Ihre gasansammlungen zu suchen. Ihre Nummerierung erfolgt vierstellig, begin- Nummerierung erfolgt vierstellig, begin- nend mit 2001. nend mit 1001.

A2 Basisbohrung (deep stratigraphic test) B Feldesentwicklungsbohrung (devel- Sie erkundet in großen Teufen solche opment well) Schichtfolgen, über die bisher nur geringe Kenntnisse vorliegen, mit dem Ziel, Mut- tergesteine und/oder Speichergesteine B1 Erweiterungsbohrung (outpost, extension nachzuweisen. Da sie ohne genaue well, step out well) Kenntnis der erdölgeologischen Verhält- Sie verfolgt einen bereits produzierenden nisse abgeteuft wird, hat sie nicht die un- Horizont entweder im Anschluss an eine mittelbare Aufgabe, eine Erdöl- oder Erd- fündige Bohrung oder im Gebiet eines gaslagerstätte zu suchen. Erdöl- oder Erdgasfeldes bei Kenntnis un-

komplizierter Lagerungsverhältnisse. Die B3 Hilfsbohrung (injection well, observation Entfernung beträgt ein Mehrfaches des für well, disposal well etc.) Produktionsbohrungen angemessenen Die Hilfsbohrung trägt als Einpressboh- Abstandes. rung (zur Druckerhaltung oder zur Erhö- hung des Ausbeutegrades), Beobach- tungsbohrung, Schluckbohrung etc. indi- B2 Produktionsbohrung (production well, ex- rekt zur Förderung des Erdöls oder des ploitation well) Erdgases bei. Fündige Hilfsbohrungen Sie wird innerhalb eines Erdöl- und Erd- werden in Produktionsbohrungen umklas- gasfeldes niedergebracht, um einen oder sifiziert. mehrere bekannte erdöl-/erdgasführende Horizonte flächenhaft zu erschließen und in Förderung zu nehmen.

B2 B2 A2 A1 A5 A4 A3 B3B3 A4 A3 B1A4 A4 A3

Erdöl / Erdgaslagerstätte erschöpft ? ?

Abb. 2: Schematische Darstellung zur Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen in Deutschland.

2 Geophysik

In der jüngeren Vergangenheit waren die Ex- Niveau von 3D-seismischen Messungen er- plorationsaktivitäten auf dem Sektor der Geo- reicht. Gemessen wurden lediglich zwei Sur- physik eher verhalten ausgefallen. Eine Aus- veys. Im Bereich des Entenschnabels der nahme stellte das Jahr 2001 dar. Aufgrund Nordsee wurde im Auftrag der Fugro-Geoteam mehrerer seismischer 3D-Surveys erreichte die A/S eine 3D-Seismik akquiriert, die eine Fläche Gesamtfläche mit knapp 2400 km² in 2001 ein von 3330 km2 überdeckt (Abb. 5). Etwa historisches Maximum. Den wesentlichen Bei- 1400 km2 dieser Fläche entfallen auf den deut- trag dazu hatte ein großer 3D-Survey der schen Sektor mit den Erlaubnisgebieten Deutschen Nordsee-Gruppe unter Federfüh- B 20008/19 und B 20008/52, die restlichen rung der Wintershall AG im Entenschnabel der 1900 km2 auf den holländischen und dänischen Nordsee geliefert. Dass dieser Wert in 2002 Sektor. kaum wiederholt werden konnte, lag auf der Hand. Onshore wurde ein Survey im Erlaubnisgebiet Leer der Preussag Energie GmbH zu Ende In 2002 wurden im Rahmen der Erdöl- und geführt, mit dessen Aufnahme in 2001 begon- Erdgasexploration in Deutschland 3D- nenen wurde (Abb. 3). seismische Messungen mit einer Gesamtflä- che von etwa 1500 km² durchgeführt. Der Um- Der Umfang der 2D-Seismik erreichte mit etwa fang der 2D-Seismik erreichte einen Wert von 3000 Profilkilometern im langjährigen Vergleich fast 3000 Profilkilometern. Gravimetrische Da- ein recht hohes Niveau. Entsprechend der 3D- ten wurden auf einer Gesamtfläche von 2500 Seismik wurden die Messungen fast aus- km² erhoben. In Tabelle 5 ist der Umfang der schließlich in der Nordsee vorgenommen, und durchgeführten geophysikalischen Untersu- zwar in den Blöcken des Konsortiums Denerco chungen in den Explorationsgebieten zusam- Oil A/S & Intrepid Energy North Sea Ltd. (Er- mengestellt. laubnisgebiet B 20008/64).

Mit einer Gesamtfläche von fast 1500 km² Auf dem Festland wurden 2D-seismische Mes- wurde im historischen Vergleich ein hohes sungen nur im Erlaubnisgebiet Celle der RWE

Tab. 5: Geophysikalische Messungen 2002 (nach Angaben der explorierenden Gesellschaften und des Landes- bergamtes Clausthal-Zellerfeld).

Gebiet 3D-Seismik 2D-Seismik Gravimetrie

2 2 km km Messpunkte / km Ostsee - - - Nordsee 1425 2953 244690 / 1438 Nördlich der Elbe - - - Zwischen Oder/Neiße und Elbe - - - Zwischen Elbe und Weser - 20 - Zwischen Weser und Ems / Emsmündung 47 - 4888 / 1074 Westlich der Ems - - - Thüringer Becken - - - Niederrhein-Münsterland - - - Saar-Nahe-Becken - - - Oberrheintal - - - Alpenvorland - - - Summe 1472 2973 249578 / 2512 19

Dea AG durchgeführt. Mit dieser Messung zeichnet. Mit diesem Datensatz stehen hoch- sollten die Voraussetzungen für eine genauere auflösende gravimetrische Daten für die ge- Bestimmung der Oberkante des Salzstockes samte Fläche der 3D-Seismik zur Verfügung. Wietze-Hambühren geschaffen werden. Onshore wurden gravimetrische Daten in den Parallel mit der Aufnahme der 3D-Seismik im Erlaubnisgebieten Bedekaspel und Leer der Entenschnabel wurden von der Fugro-LCT Ltd. Preussag Energie GmbH erhoben. kontinuierlich gravimetrische Daten aufge-

7° 8° 9° 10° 11° 54° 6 Lübeck

Schwerin 4 Wilhelmshaven Hamburg EmdenEmd 2 2 Bremen Elbe 2 4

53° 2 6

2 1 7 2 1 6 6 7 AllerA 6 1 4 2 2 Hannover 2 3 Osnabrück Ems Leine

Weser Braunschweig

0 50 km 52° Isar Augsburg Inn München 5 Oder

8 48° 5 Berlin

2 Havel Salz- Spree burg 1

Lech

Salzach 52° 11° 12° 13° 13° 14°

Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flächen der Erdöl- und Erdgassuche und der Untertage-Erdgasspeicherung (ohne küstenferne Nordsee). Messgebiete 2002 dunkler hervorgehoben. Nach Auftraggebern bzw. fe- derführenden Firmen zusammengefasst. 1: EEG, 2: EMPG, 3: NAM, 4: Preussag, 5: RAG, 6: RWE Dea, 7: Wintershall, 8: Ruhrgas. 20

3 Konzessionswesen

Die Gesamtfläche der Erlaubnisgebiete zur In Süddeutschland vergrößerte sich die Er- Aufsuchung von Erdöl und Erdgas hat sich laubnisfläche geringfügig. In der Ostmolasse weiterhin verkleinert. Zwar wurden neue Er- ging die Erlaubnis Chiemgau aus den erlo- laubnisgebiete vergeben, die Abnahme der schenen Erlaubnissen Rosenheim-Traunstein Konzessionsfläche durch abgelaufene oder und Bayerisches Voralpengebiet-Ost hervor. In aufgehobene Erlaubnisse konnte damit aber der Westmolasse wurde das Erlaubnisfeld nicht kompensiert werden. Schwaben neu erteilt.

Bezogen auf die Fläche ergaben sich die größ- Im Steinkohlenrevier Nordrhein-Westfalens ten Veränderungen im Bereich der Nordsee. wurden auch in 2002 wieder einige kleinere Dort wurden große Flächen im Bereich des Gebiete neu erteilt. Hier liegt das Interesse auf Horn-Grabens (B 20008/63) und des nordwest- der Nutzung von Erdgas im Bereich stillgeleg- lichen Entenschnabels (B 20008/55) aufgege- ter Steinkohlenbergwerke. ben. Letztere wurde mit Wirkung zum Jahres- beginn 2003 aber anderweitig wieder verge- In Tabelle 6 sind die Veränderungen gegen- ben. über 2001 zusammengestellt (vgl. Abb. 4 und 5). In Norddeutschland wurden mehrere Erlaub- nisgebiete teilweise (Borkum, Dethlingen und Tabelle 7 zeigt alle Erlaubnisfelder zur Aufsu- Taaken) oder vollständig (Bergen, Dithmar- chung von Kohlenwasserstoffen mit Stand vom schen) aufgegeben. Im Bereich der Emsmün- 31. Dezember 2002. Die Abbildungen 4 und 5 dung und der Flensburger Förde wurden aber geben einen Überblick über die Lage der Er- auch neue Erlaubnisse erteilt. laubnisfelder.

Tab. 6: Veränderungen im Bestand der Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Erdöl und Erdgas in 2002.

Nr. Name Inhaber Bundesland

Neu erteilte Erlaubnisse

01003 Flensburg-Nord Geo-Center-Nord GmbH Schleswig-Holstein 01004 Krummhörn BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 5 Sabuela A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 6 Castrop-Gas RAG Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 7 Sachsen-Gas RAG Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 7 Schwaben Wintershall AG Bayern 8 Chiemgau Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern

Abgelaufene oder aufgehobene Erlaubnisse

20008/55 A2, A3, A5, A6, A8, A9, A12 Premier Oil BV, Amerada Hess Ltd., Nordsee Dansk Olie- og Gasproduktion A/S & Newport Petroleum Corporation 20008/63 D11-12, 14-15, 17-18, E13, 16, H2, 3, 5, 6 Maersk Öl und Gas GmbH & Deutsche Nordsee Shell AG 235 Dithmarschen RWE Dea AG Schleswig-Holstein 1 Bergen EEG – Erdgas Erdöl GmbH Mecklenburg-Vorpom. 2 Rosenheim-Traunstein Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern 3 Bayerisches Voralpengebiet-Ost Bayerische Mineralöl-Industrie GmbH Bayern Quelle: zuständige Bergverwaltungen Nr. entsprechend Abb. 4 und 5 21

Tab. 7: Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Erdöl- und Erdgas.

Nr. Name Inhaber Bundesland

Landesbergamt Clausthal-Zellerfeld 022 Bedekaspel-Erweiterung Preussag Energie GmbH Niedersachsen 026 Jemgum Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 027 Leer Preussag Energie GmbH Niedersachsen 030 Wildes Moor Wintershall AG Niedersachsen 038 Hümmling Preussag Energie GmbH Niedersachsen 039 Lingen (Zusammenlegung) Preussag Energie GmbH Niedersachsen 060 Wettrup-Verkleinerung Preussag Energie GmbH Niedersachsen 071 Münsterland Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 077 Oldenburg Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 082 Jade-Weser Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 086 Jeverland Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 092 Cuxhaven-Verkleinerung RWE Dea AG Niedersachsen 127 Schneverdingen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 134 Taaken (Rest) Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 135 Rotenburg RWE Dea AG Niedersachsen 143 Delmenhorst-Elsfleth Gew. Brassert Erdgas u. Erdöl GmbH Niedersachsen 144 Harpstedt BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 149 Ridderade-Ost Wintershall AG Niedersachsen 150 Scholen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 151 Staffhorst Wintershall AG Niedersachsen 153 Verden RWE Dea AG Niedersachsen 157 Dümmersee-Uchte (Zusammenlegung) Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 233 Heide-Restfläche RWE Dea AG Schleswig-Holstein 367 Gifhorn RWE Dea AG Niedersachsen 513 Hamwiede BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 517 Ahrensheide Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 561 Schneeren Preussag Energie GmbH Niedersachsen 97003 Dahlenburg RWE Dea AG Niedersachsen 97004 Dethlingen-Rest Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 97005 Borkum (Restfläche) Preussag Energie GmbH Niedersachsen 98003 Celle RWE Dea AG Niedersachsen 99003 Achim (neu) Wintershall AG Niedersachsen 99004 Bevensen RWE Dea AG Niedersachsen 00001 Thedinghausen Wintershall AG Niedersachsen 00002 Steinhude Preussag Energie GmbH Niedersachsen 00003 Linsburg-Verkleinerung I BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 00004 Altmark-Nord-Erweiterung I EEG - Erdgas Erdöl GmbH Niedersachsen 00005 Ridderade-West BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 01001 Unterweser BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 01003 Flensburg-Nord Geo-Center-Nord GmbH Schleswig-Holstein 01004 Krummhörn BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 20001 A6, B4, B5, B7, B8, B10, B11, B12 Deutsche Nordsee-Gruppe (DNG) Nordsee 20007/1 L2K, L3K, M1K, M2K, M4K, M5K RWE Dea AG Nordsee 20008/19 B12, B15, C13, C14, C16 Maersk Öl und Gas GmbH Nordsee 20008/52 C16, C13, B14, B15, B18 BEB Erdgas und Erdöl GmbH, Nordsee RWE Dea AG, Gaz de France 20008/59 H15, H17, H18, L3 RWE Dea AG Nordsee 20008/60 C11, C12, C14, C15, C17 Maersk Öl und Gas GmbH Nordsee 20008/61 L3, M1, M2, J16, J17 RWE Dea AG Nordsee 20008/64 C16, 18, D10, 13, 16, G1-12, 15, H1, 4 Denerco Oil A/S & Intrepid Energy North Sea Ltd. Nordsee 20008/66 J4, J5 North Sea Oil Company Ltd. Nordsee 20008/67 J7, J8, J10, J11, J13, J14 Gaz de France Nordsee Landesamt für Geologie und Bergwesen Sachsen-Anhalt 1 Altmark Nordwest EEG - Erdgas Erdöl GmbH Sachsen-Anhalt Bezirksregierung Arnsberg 1 Münsterland-West Preussag Energie GmbH Nordrhein-Westfalen 2 Julix A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 3 Wan-Thal Stadtwerke Herne AG Nordrhein-Westfalen 4 Her-Teuto Stadtwerke Herne AG Nordrhein-Westfalen 5 Sabuela A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 6 Castrop-Gas RAG Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen 7 Sachsen-Gas RAG Aktiengesellschaft Nordrhein-Westfalen Oberbergamt für das Saarland und Rheinland-Pfalz 1 Dillingen-Saarbrücken-Ottweiler Deutsche Steinkohle AG Saarland Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Verkehr und Technologie 1 Salzach-Inn Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern 4 Rott RWE Dea AG Bayern 5 Südbayern Forest Oil Germany GmbH Bayern 6 Oberallgäu Forest Oil Germany GmbH Bayern 7 Schwaben Wintershall AG Bayern 8 Chiemgau Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern Quelle: zuständige Bergverwaltungen Nr. entsprechend Abb. 4 und 5 Abbildung 4

Erdöl- und Erdgaserlaubnisfelder

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E S Flensburg 01003 T S E E O 1 S D 008/67 R O Kiel Stralsund N 008/61

54° 233 Rostock 54° 235

Lübeck 007/1 092 97005 N

086 Hamburg Stettin 022 E 01004 082 Emden

L 026 027 97003 077 134 E 143 01001 Bremen 127 O 030 135 99004 Elbe D Ems 99003 97004 00004 038 513 N 144 00001 153 Oder 517 P A 071 060 151 98003 1 150 Aller Ha L 00005 149 v e

W Berlin

R 00003e s

e 367 r 561 E 039 157 Hannover D 00002 Spree E 1 I

52° N 52° R hein Staßfurt

7 Clausthal- Cottbus Zellerfeld 2 4 6 3 Neis Dortmund Leine se 5 Halle

E Leipzig lbe Ruhr Kassel

Dresden

Köln Freiberg Gera

Werra

E Erlaubnisfelder: Gebiete: (Nummern entsprechendS Tab. 7) L aa le G Deutsche Ostsee

I NIEDERSACHSEN, SCHLESWIG- Lahn E 150 HOLSTEIN, HAMBURG und BREMEN Deutsche Nordsee N LBA Clausthal-Zellerfeld Gebiet nördlich der Elbe

MECKLENBURG-VORPOMMERN Eger L 2 Gebiet zwischen Oder-Neiße und Elbe BA Stralsund U Wiesbaden Gebiet zwischen Elbe und WeserPraha 50° X Frankfurt 50° 1 SACHSEN-ANHALT E LAGB, Halle Gebiet zwischen Weser und Ems

M osel M NORDRHEIN-WESTFALEN Gebiet westlich der Ems B Würzburg 4 Main Bez.Reg. Arnsberg, Dortmund U Thüringer Becken R 2 SAARLAND und RHEINLAND-PFALZ Niederrhein - Münsterland G OBA Saarbrücken Nürnberg Saar-Nahe-Becken 5 BAYERN Moldau 1 StMWVT, München Oberrheintal Saarbücken Veränderungen gegenüber 2001 Alpenvorland Regen 0 100km Übrige Gebiete

Altmühl

F Saar TSCHECHISCHE R REPUBLIK Stuttgart A u Rhein na Do Isar Passau N

K Neckar Ulm D onau R Inn 7 E 1 München 48° Freiburg 48° I 4

Iller C 2 8 H 3 Salzburg Lech C H 6 5 I E Basel R R ns E En S T W Ö S C H E I Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 Gez.: B. Herrmann Abb_04 Erlaubnisfelder.FH9 Stand: 31.12.2002 Quelle: Zuständige Bergverwaltungen 4° 5° 6° 7° 8° 9°

2 3 B-4-4 N Valdemar Boje 5 6 I N G - F A-6/B-4 Adda Ø B Ü N

Elly G K E A-6-2 I N N N B-4-2 Roar R - H B-4-1 T O C

Tyra E H DUC-B-1 R 4 5 9 M A-9-1 7 8 B-8-2 Gorm B . Rolf B-7-1 A Igor

A N B20001 L Dagmar Skjold Dan O 10 11 B-11-3 Alma R B-10-1 12 B-11-2/2a R G 11 B-11-1 Kraka 10 D - A12-3 Regnar B20008/60 11 14 15 B20008/19 14 15 13 14 S DOA-X1 N G B20008/52 C-15-1 B13-3 15 E B-15-2 13 R 55° Thor 1

C-13-1 13 R B-15-1 E 14 B-18-4 18 O 16 17 18 16 17 18 16 B16-1 B-18-1 C-16-2 17

- A H A18-2 B17-5 B-18-5 C-16-1 18 H B18-3 16 55°

O B R-1 F3-1 3 1 F2a 1 2 3 1 2 3 1 2 C F3-7 Q-1 E F3-8 H S-1 F3 G-1-1 N B20008/64 4 5 6 4 F6 4 5 6 4 5 6 J-4-1 B20008/66 G-6-1 J-5-1

7 8 9 7 89 7 H-8-1 8 9 7 G-7-1 J-9-1 H-9-1 N B20008/67 10 11 12 10 11 12 W 10 11 12 E12-3 G-11-1 - J-11-1 D 54° E 13 14 15 13 14 15 13 U 14 15 C-1 F14a-5 J-13-1 T 54° F15a H-15-1 J-13-2 S B-2 Helgoland

Barsfleth e H-15-2 C 16 18 d alte 3 sm-Grenze 16 17 18 B-1 16 17 Ölfund G16-1 H i H-18-1 12 sm-Grenze E e Gasfund B20008/61 H B20008/59 Mittelplate J-16-1 S J-18-1 Öl- und Gasfund Sektorengrenzen E-1 1 2 3 1 2 3 L-1-1 1 Ölfeld Störung B D-1 Gasfeld 3D-Seismik M-2-1 E B20007/1 Öl- und Gasfeld 3D-Seismik 2002 L-3-1 L-3-2 C 456 4 5 A-1 K Fehlbohrung Erlaubnisgebiet 97005 E erschöpftes Feld 0 50 km M-1 N

8 P-1A Abbildung 5 Leybucht Erlaubnisgebiete deutsche Nordsee M9 Greetsiel Ameland Emshörn Etzel N 3.06 Engerhafe Groningen G EOZ ENTRUM H ANNOVER Manslagt Uttum Groothusen Großes Meer Quelle: LBA Clausthal-Zellerfeld Stand: 4°31.12.02 Gez.: B.Herrmann Abb-5 Nordsee.FH95° 6° 7° 8° 9° 27

4 Erdöl- und Erdgasproduktion

Die inländische Erdölförderung konnte in 2002 Im Vergleich zum Vorjahr hat sich das Verhält- erneut gesteigert werden und lag mit 3,7 Mio. t nis erneut zugunsten von Schleswig-Holstein ca. 8 % über der des Vorjahres. Trotz der ge- verändert. Dessen Anteil an der inländischen stiegenen Inlandsproduktion und eines um 4 % Förderung stieg um weitere 7 % an, begründet niedrigeren Erdölaufkommens gegenüber 2001 durch die Weiterentwicklung des Feldes Mit- deckte die heimische Erdölproduktion in 2002 telplate und einer entsprechenden Zunahme nur etwa 3 % des gesamten Mineralölverbrau- der Fördermengen durch neue Produktions- ches der Bundesrepublik Deutschland in der bohrungen. Größenordnung von 125 Mio. t (DIW 20031). Die Rückbauarbeiten der Förderanlagen von Die Erdgasförderung hingegen blieb mit 20,1 Schwedeneck-See in der Kieler Bucht wurden 3 Mrd. m (Vn) Reingas auf dem Niveau des vo- Ende 2002 abgeschlossen. rangegangenen Jahres. Nach Angaben des DIW errechnet sich für 2002 ein Erdgasauf- In der Erdgasförderung dominierte Nieder- 3 kommen von 110,9 Mrd. m (Vn) sachsen abermals mit einem Anteil von 86 %. 3 (Ho=9,77 kWh/m (Vn)). Die inländische Erd- Die Zahl der produzierenden Felder hat sich gasproduktion trug damit erneut mit 18 % zum gegenüber 2001 von 91 auf 86 reduziert. Auf- gesamten Aufkommen bei. gegeben und verfüllt wurde nur das Feld Gro- ßer Fallstein im Gebiet Elbe-Weser. Einige Die beiden wichtigsten Bundesländer der Erd- weitere Felder und Teilfelder haben nicht ge- ölförderung in 2002 waren mit 54 % Schleswig- fördert, wurden aber noch nicht endgültig auf- Holstein und mit 38 % Niedersachsen (Tab. 8). gegeben.

Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion 2002.

Bundesland Erdöl Erdgas Erdölgas Naturgas (inkl. Kondensat) (Erdgas und Erdölgas)

3 3 3 t % m (Vn) % m (Vn) % m (Vn) % Baden-Württemberg 996 0,0 ------Bayern 40 319 1,1 25 058 000 0,1 2 848 159 2,0 27 906 159 0,1 Brandenburg 20 312 0,5 - - 6 534 320 4,5 6 534 320 0,0 Hamburg 30 610 0,8 - - 31 482 153 21,8 31 482 153 0,1 Mecklenburg-Vorpommern 9 754 0,3 - - 2 165 601 1,5 2 165 601 0,0 Niedersachsen 1 402 931 37,9 18 471 412 514 86,2 72 626 757 50,3 18 544 039 271 86,0 Nordrhein-Westfalen 455 0,0 15 417 200 0,1 - - 15 417 200 0,1 Nordsee 131 450 3,5 1 207 481 986 5,6 - - 1 207 481 986 5,6 Rheinland-Pfalz 59 359 1,6 - - 1 746 954 1,2 1 746 954 0,0 Sachsen-Anhalt - - 1 652 798 054 7,7 - - 1 652 798 054 7,7 Schleswig-Holstein 2 008 339 54,2 - - 27 047 435 18,7 27 047 435 0,1 Thüringen - - 51 794 250 0,2 - - 51 794 250 0,2 Summe 3 704 525 100 21 423 962 004 100 144 451 379 100 21 568 413 383 100

1 Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, Berlin, Wo- chenbericht Nr.6/2003, www.diw.de , Rubrik: Publikatio- nen/Wochenberichte) 28

4.1 Erdöl

Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Förderung Die nach Mittelplate förderstärksten Erdölfelder erneut an, diesmal um rd. 8 % auf 3,7 Mio. t liegen alle in Niedersachsen, wobei die auf den (Tab. 9, Anl. 5). Tabelle 10 zeigt eine Zusam- Positionen 2 bis 5 liegenden Lagerstätten sich menstellung aller zurzeit in Betrieb befindlichen im Gebiet westlich der Ems bzw. im westlichs- deutschen Lagerstätten in den jeweiligen För- ten Teil des Gebietes Weser-Ems befinden dergebieten. Tabellen 11 und 12 verdeutlichen, (Tab. 12). Das seit 1949 in Betrieb befindliche wie sich die Produktion auf die einzelnen För- Ölfeld Rühle mit den Feldesteilen Rühlermoor dergebiete verteilte und welches die zehn för- und Rühlertwist produzierte im Berichtsjahr derstärksten Felder waren. 304 267 t Erdöl. Diese Menge entspricht nur 15 % von Mittelplate, wurde aber mit 197 Boh- Nach wie vor liegt die Anzahl produzierender rungen und einer durchschnittlichen Förderrate Erdölfelder bei 46, hat sich also gegenüber von ca. 4,2 t/Tag je Bohrung erreicht. Die dritt- 2001 nicht geändert (Tab. 9). Durch Außerbe- höchste Jahresförderung kam aus dem Ölfeld triebnahme unwirtschaftlicher Sonden bzw. Bramberge, das aus nunmehr 45 Bohrungen durch Reparaturarbeiten sank lediglich die (1 weniger) rechnerisch rund 14 t/Tag je Boh- Zahl der Förderbohrungen um 9 auf nunmehr rung produzierte. 1144, bezogen auf den Stichtag 31.12.2002. In den Lagerstätten Rühle, Georgsdorf und Das seit 1987 produzierende Feld Mittelplate Emlichheim wurden zur Erhöhung der Ausbeu- im Gebiet nördlich der Elbe stellt weiterhin mit te Tertiärmaßnahmen (Thermalprojekte: Abstand das förderstärkste Feld dar. Hervor- Dampf- oder Heiß-/Warmwasserfluten) fortge- zuheben ist, dass Mittelplate mittlerweile mehr führt. Die Mehrförderung in 2002 betrug aus 10 als die Hälfte (rd. 54 %) der deutschen Erdöl- Tertiärprojekten 380 354 t oder 10,7 % der produktion mit zuletzt lediglich 16 Förderboh- Ölförderung in Deutschland. rungen erbrachte. Durch den weiteren Ausbau der Produktion aus bestimmten Formationsab- Etwa 27 % der Erdölförderung aus deutschen schnitten von der Landstation Dieksand aus Lagerstätten stammte aus Sandsteinen der konnte eine Fördersteigerung auf derzeit ca. Unterkreide, z.B. in den Feldern Barenburg, 2 Mio. t pro Jahr bei einer statistischen Förder- Bramberge, Emlichheim, Georgsdorf und Rüh- rate von etwa 340 t/Tag je Bohrung erzielt le. Die Fördersteigerung in Mittelplate einer- werden. Im Falle einer Pipeline-Anbindung der seits und die natürliche Erschöpfung der La- Bohr- und Förderinsel Mittelplate an die Aufbe- gerstätten in der Unterkreide andererseits er- reitungsanlagen der Landstation Dieksand in höhten den Förderanteil aus Sandsteinen des Friedrichskoog könnte die Gesamtförderung in Dogger, der nunmehr bei etwa 61 % liegt (Anl. den nächsten Jahren auf 2,5 Mio. t angehoben 9). werden.

Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung 1998 bis 2002.

Jahr Erdöl/Kondensat Erdölgas Felder Fördersonden

3 Mio. t Mio. m (Vn) 1998 2,895 142,864 60 1 296 1999 2,740 139,227 49 1 251 2000 3,120 143,750 48 1 202 2001 3,444 152,157 46 1 153 2002 3,705 144,451 46 1 144 29

Tab. 10: Erdölförderung (einschließlich Kondensat aus der Erdgasförderung) und Erdölgasförderung der Felder 2002.

Fund- Erdöl- und Fund- Erdöl- und Land Feld / Teilfeld Operator Erdölgasförderung Sonden Land Feld / Teilfeld Operator Erdölgasförderung Sonden jahr Kondensatförderung jahr Kondensatförderung

2002 kumulativ 2002 kumulativ 2002 kumulativ 2002 kumulativ

3 3 3 3 Nordsee t t m (Vn) m (Vn) Fortsetzung zwischen Weser und Ems t t m (Vn) m (Vn) A6 / B4* 1974 Wintershall 131 450 317 588 - - * NI Groß Lessen 1969 EMPG 17 594 3 300 489 967 984 82 683 506 5 NI Hemmelte-West 1951 EMPG 6 140 2 241 662 439 368 218 689 218 11 Nördlich der Elbe NI Liener 1953 EMPG 871 103 326 33 300 6 970 658 3 SH Mittelplate / Dieksand 1980 RWE Dea 2 008 339 9 819 338 27 047 435 139 279 619 16 NI Löningen 8 273 633 326 1 953 055 312 788 417 6 HH Reitbrook 21 892 5 827 414 31 331 679 854 478 966 20 NI Löningen / Löningen-SO 1963 EMPG 3 725 462 434 1 407 968 287 575 245 3 HH Allermöhe 1979 Preussag 1 254 84 578 22 246 1 390 348 1 NI Löningen-West 1960 EMPG 4 547 170 893 545 087 25 213 172 3 HH Reitbrook-Alt 1937 Preussag 14 382 2 495 956 31 198 447 802 454 408 12 NI Matrum 1982 EMPG 2 386 163 579 648 444 15 521 883 4 HH Reitbrook-West 1960 Preussag 6 255 3 246 880 110 986 50 634 210 7 NI Siedenburg 1957 EMPG 8 717 1 027 015 385 729 61 326 470 10 Kondensat aus der Erdgasförderung - - - - NI Sögel 1983 Preussag 627 25 397 30 800 1 287 911 2 aus aufgegebenen Vorkommen - 20 061 986 - 880 593 612 NI Sulingen (Valendis) 1973 EMPG 7 396 956 884 476 415 21 815 518 8 Summe Gebiet 2 030 231 35 708 738 58 379 114 1 874 352 197 36 NI Vechta 9 733 2 346 900 1 751 476 594 679 761 14 NI Hagen 1957 EMPG 451 133 235 28 256 10 609 169 1 Zwischen Oder/Neiße und Elbe NI Harme 1956 EMPG 410 342 464 37 340 51 336 166 1 BR Kietz 1987 EEG 20 312 72 139 6 534 320 19 881 300 2 NI Welpe 1957 EMPG 8 872 1 871 201 1 685 880 532 734 426 12 MV Mesekenhagen (Kirchdorf-) 1988 EEG 2 980 93 515 601 877 22 428 314 2 NI Voigtei 1953 EMPG 28 091 3 976 082 3 319 863 332 529 863 69 MV Lütow 1965 EEG 6 774 1 289 671 1 563 724 635 913 781 6 NI Voigtei (Wealden) 1953 EMPG 1 355 119 518 98 405 23 514 052 7 Kondensat aus der Erdgasförderung - - - - NI Voigtei (Jura) 1953 EMPG 26 736 3 856 564 3 221 458 309 015 811 62 aus aufgegebenen Vorkommen - 1 553 991 - 613 929 038 NI Wehrbleck / Wehrbleck-Ost 1957 EMPG 14 727 2 584 564 1 132 073 276 449 824 12 Summe Gebiet 30 066 3 009 316 8 699 921 1 292 152 433 10 Kondensat aus der Erdgasförderung 1 548 95 728 - - aus aufgegebenen Vorkommen - 4 464 307 - 316 137 556 Zwischen Elbe und Weser Summe Gebiet 427 992 56 351 285 30 379 280 3 934 266 981 285 NI Eddesse (-Nord) 1876 Preussag 2 587 835 644 37 643 16 119 132 15 NI Eldingen 1949 EMPG 15 327 3 205 115 50 650 26 465 583 21 Westlich der Ems NI Hankensbüttel 54 516 14 638 659 1 191 989 358 797 157 30 NI Adorf 1948 Preussag 25 697 1 582 582 839 994 54 428 734 9 NI Nord, Mitte, Ost (Pool) 1954 EMPG 27 768 2 540 981 348 108 39 860 799 10 NI Emlichheim 1944 Wintershall 154 168 8 587 293 2 555 340 122 006 918 85 NI Süd 1954 RWE Dea 26 748 12 097 678 843 881 318 936 358 20 NI Georgsdorf 1944 EMPG 149 880 17 557 148 9 863 000 1 671 386 000 147 NI Knesebeck (-Vorhop) 1958 Preussag 19 222 3 219 577 168 164 25 696 077 20 NI Meppen / Meppen-Schwefingen 1960 EMPG 50 624 2 874 194 2 442 227 131 169 435 21 NI Höver (Lehrte) 1956 Preussag 1 531 335 177 69 062 11 761 889 8 NI Rühle 304 267 30 587 363 16 031 463 1 162 712 473 197 NI Lüben 35 170 2 199 808 295 873 12 403 867 13 NI Rühlermoor-Valendis 1949 EMPG 277 208 25 312 922 15 066 580 1 068 297 313 166 NI Bodenteich 1960 EMPG 1 408 66 881 2 533 238 984 1 NI Rühlertwist-Valendis 1949 Preussag 27 059 5 274 441 964 883 94 415 160 31 NI Lüben/ Lüben-West 1955 EMPG 33 762 2 132 927 293 340 12 164 883 12 NI Scheerhorn 1949 Preussag 51 877 8 450 610 3 519 084 481 466 307 57 NI Nienhagen (-Elwerath) 1861 EMPG 6 640 3 662 339 22 215 2 485 007 9 NI Ringe 1998 Preussag 13 832 21 676 295 992 452 818 1 NI Ölheim-Süd 21 024 1 409 774 1 069 218 51 826 172 24 Kondensat aus der Erdgasförderung 1 935 331 770 - - NI Ölheim-Süd (Unterkreide) 1968 Preussag 20 269 1 376 539 1 057 360 51 011 155 23 aus aufgegebenen Vorkommen - 4 169 749 - 1 040 531 214 NI Ölheim-Süd (Rhät) 1968 Preussag 755 33 236 11 858 815 017 1 Summe Gebiet 752 280 74 162 385 35 547 100 4 664 153 899 517 NI Rühme 1954 EMPG 36 935 1 913 619 303 611 18 113 588 33 HH/NI Sinstorf 10 191 2 926 474 175 890 52 552 400 6 Oberrheintal HH/NI Groß Hamburg 1960 Preussag 3 215 1 902 795 55 490 34 046 896 1 RP Eich-Königsgarten 1983 EMPG 26 278 1 224 245 639 023 26 943 713 11 HH/NI Meckelfeld-West 1960 Preussag 5 611 710 739 96 850 12 853 909 3 RP Landau 1955 Wintershall 31 905 4 218 320 545 504 11 829 056 75 HH/NI Sottorf-Ost 1960 Preussag 1 364 312 940 23 550 5 651 595 2 RP Rülzheim 1984 Wintershall 1 176 32 655 562 427 10 199 197 1 NI Vorhop 1952 Preussag 20 077 2 727 089 3 466 536 149 794 387 23 Kondensat aus der Erdgasförderung - - - - NI Wittingen (-Südost) 1970 Preussag 951 72 578 - 1 048 152 1 aus aufgegebenen Vorkommen - 1 643 169 - 36 228 316 NI Thönse (Jura)* 1952 EMPG 2 237 95 249 - - * Summe Gebiet 59 359 7 118 389 1 746 954 85 200 282 87 NI Thönse (Rhät)* 1952 EMPG 1 064 79 353 - - * Kondensat aus der Erdgasförderung 3 906 39 863 - - Alpenvorland aus aufgegebenen Vorkommen - 37 961 940 - 1 327 523 393 BY Aitingen 1976 Wintershall 32 163 1 111 117 2 079 159 74 562 187 4 Summe Gebiet 231 378 75 322 256 6 850 851 2 054 586 804 203 BY Holzkirchen (Darching) 1969 RWE Dea 3 942 115 976 769 000 21 990 700 1 BY Hebertshausen 1982 RWE Dea 4 168 113 721 - 1 1 Zwischen Weser und Ems Kondensat aus der Erdgasförderung 1 042 11 335 - - NI Barenburg 1953 EMPG 49 543 6 616 499 2 235 546 489 110 482 32 aus aufgegebenen Vorkommen - 8 338 295 - 2 359 431 422 NI Bockstedt 1954 Wintershall 23 110 3 400 010 742 602 60 789 115 16 Summe Gebiet 41 315 9 690 444 2 848 159 2 455 984 310 6 NI Börger / Werlte 1977 Preussag 348 124 421 15 600 6 181 867 1 NI Bramberge 223 213 18 134 685 15 559 700 941 506 750 45 Kondensat aus der Erdgasförderung NI Bramhar 1957 Preussag 162 759 13 616 951 11 519 012 734 856 136 36 Gebiet Thüringer Becken - 33 085 - - NI Osterbrook 1957 Preussag 7 734 1 258 389 563 591 57 118 125 2 Gebiet Niederrhein-Münsterland 455 9 446 - - NI Wettrup 1957 Preussag 52 719 3 259 345 3 477 097 149 532 489 7 NI Düste 25 676 6 156 412 687 325 195 798 182 47 Aus aufgegebenen Vorkommen NI Aldorf 1952 Wintershall 5 995 2 397 998 192 593 119 800 685 15 Gebiet Thüringer Becken - 49 365 - 20 069 000 NI Düste-Valendis 1954 Wintershall 9 913 1 702 991 315 185 29 040 277 24 NI Wietingsmoor 1954 EMPG 9 768 2 055 423 179 547 46 957 220 8 Summe Deutschland 3 704 525 261 772 297 144 451 379 16 380 765 906 1 144

BB Brandenburg, BY Bayern, HH Hamburg, MV Mecklenburg-Vorpommern, NI Niedersachsen, RP Rheinland-Pfalz, SH Schleswig-Holstein EEG: EEG - Erdgas Erdöl GmbH, EMPG: ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Preussag: Preussag Energie GmbH,

*: Erdgasfeld mit Kondensatförderung, vgl. Tabelle 14. RWE Dea: RWE Dea AG, Wintershall: Wintershall AG 31

Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 2000 bis 2002 auf die Produktionsgebiete.

Gebiet 2000 2001 2002 kumulativ

t % t % t % t % Nordsee 36 591 1,2 153 420 4,5 131 450 3,5 317 588 0,1 Nördlich der Elbe 1 337 513 42,9 1 653 035 48,0 2 030 231 54,8 35 708 738 13,6 Zwischen Oder/Neiße und Elbe 28 520 0,9 30 758 0,9 30 066 0,8 3 009 316 1,1 Zwischen Elbe und Weser 275 405 8,8 248 658 7,2 231 378 6,2 75 322 256 28,8 Zwischen Weser und Ems 500 772 16,1 464 619 13,5 427 992 11,6 56 351 285 21,5 Westlich der Ems 825 643 26,5 788 014 22,9 752 280 20,3 74 162 385 28,3 Thüringer Becken 0 0 0 0 0 0,0 82 450 0,0 Niederrhein-Münsterland 1 421 0,0 1 792 0,1 455 0,0 9 446 0,0 Oberrheintal 76 671 2,5 65 761 1,9 59 359 1,6 7 118 389 2,7 Alpenvorland 37 057 1,2 38 242 1,1 41 315 1,1 9 690 444 3,7 Summe 3 119 593 100 3 444 300 100 3 704 525 100 261 772 297 100

Tab. 12: Jahresförderungen 2001 und 2002 der förderstärksten Erdölfelder.

Lagerstätte (Land) 2001 2002 kumulativ Fördersonden

t % t % t % in 2002 Mittelplate (SH) 1 632 637 47,4 2 008 339 54,2 9 819 338 3,8 16 Rühle (NI) 321 109 9,3 304 267 8,2 30 587 363 11,7 197 Bramberge (NI) 247 803 7,2 223 213 6,0 18 134 685 6,9 45 Emlichheim (NI) 160 931 4,7 154 168 4,2 8 587 293 3,3 85 Georgsdorf (NI) 162 616 4,7 149 880 4,0 17 557 148 6,7 147 Hankensbüttel (NI) 61 529 1,8 54 516 1,5 14 638 659 5,6 30 Scheerhorn (NI) 55 614 1,6 51 877 1,4 8 450 610 3,2 57 Meppen (NI) 57 132 1,7 50 624 1,4 2 874 194 1,1 21 Barenburg (NI) 53 798 1,6 49 543 1,3 6 616 499 2,5 32 Rühme (NI) 38 844 1,1 36 935 1,0 1 913 619 0,7 33

Prozentangaben: Anteil an der Inlandsförderung

4.2 Erdgas

Die Erdgasgewinnung in Deutschland lag mit feld Wenze wieder in Produktion genommen. 3 21,4 Mrd. m (Vn) Rohgas (natürlicher Brenn- 3 wert) bzw. 20,1 Mrd. m (Vn) Reingas Das einzige deutsche Offshore-Feld Nordsee 3 (Ho=9,77 kWh/m (Vn)) auf dem Niveau des A6/B4 hat neben 131 450 Tonnen Kondensat Vorjahres. Darüber hinaus wurden im Berichts- in 2002 erneut 1,2 Mrd. m3 Rohgas aus zuletzt jahr 2002 noch 144 Mio. m3 Erdölgas, das als nur zwei Bohrungen gefördert und gehört da- Begleitprodukt der Erdölgewinnung anfällt, mit weiterhin zu den förderstärksten Erdgasfel- gefördert (Tab. 13). dern (Tab. 16). Tabelle 14 zeigt eine Aufstel- lung aller in 2002 produzierenden Erdgasfel- Ende des Jahres 2002 waren insgesamt 86 der, einschließlich vorhandener Teilfelder. Die Erdgasfelder in Betrieb (Tab. 13, Anl. 6). Die überwiegende Zahl der produzierenden Erd- Felder und Teilfelder Alvern/Munsterlager, gasfelder (90 %) und fördernden Erdgasson- Großer Fallstein, Kirchseelte, Ringe (Zech- den (61 %) lag in Niedersachsen, und zwar in stein) und Neubruchhausen förderten in 2002 den Gebieten Elbe-Weser, Weser-Ems und kein Gas mehr, andererseits wurde das Gas- westlich der Ems (Tab. 14 und 15). 32

Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung 1998 bis 2002.

Jahr Erdgas Erdölgas Gesamt (Naturgas) Felder Fördersonden

3 3 3 1000 m (Vn) 1000 m (Vn) 1000 m (Vn) 1998 21 823 780 142 864 21 966 644 108 574 1999 22 932 997 139 227 23 072 224 93* 549 2000 21 576 441 143 750 21 720 191 92 556 2001 21 545 384 152 157 21 697 540 91 578 2002 21 423 962 144 451 21 568 413 86 579

* 1999 Neuordnung der Erdgasfelder bzw. Teilfelder

Wie im Vorjahr produzierten die Feldeskom- deskomplex Hemmelte/Kneheim/Vahren vor plexe Rotenburg-Taaken und Golden- Söhlingen an vierter Stelle. stedt/Visbek in 2002 die größten Gasmengen, gefolgt von Salzwedel (Tab. 16). Bei den an- Die Erdgasförderung stammte überwiegend gegebenen Rohgasmengen ist jedoch zu be- aus dem Perm und kommt jeweils hälftig aus rücksichtigen, dass Erdgas von Salzwedel Karbonaten des Zechstein (42 %) und Sand- aufgrund seines hohen Stickstoffanteiles einen steinen des Rotliegend (43 %). Die restlichen um etwa ein Drittel geringeren Energieinhalt 15 % wurden aus Sandsteinen des Jura, der aufweist als z.B. das von Söhlingen. Bei der Trias und des Karbon produziert (Anl. 10). Jahresproduktion steht in diesem Jahr der Fel-

Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung (Rohgas) 2000 bis 2002 auf die Produktionsgebiete.

Gebiet 2000 2001 2002 kumulativ

3 3 3 3 1000 m (Vn) % 1000 m (Vn) % 1000 m (Vn) % 1000 m (Vn) % Nordsee 306 956 1,4 1 221 461 5,7 1 207 482 5,6 2 760 027 0,3 Zwischen Elbe und Weser 10 045 132 46,6 9 554 692 44,3 9 948 323 46,4 331 133 514 39,9 Zwischen Weser und Ems 10 792 696 50,0 10 287 422 47,7 9 857 304 46,0 433 071 029 52,2 Westlich der Ems 345 240 1,6 364 004 1,7 318 583 1,5 37 527 522 4,5 Thüringer Becken 53 070 0,2 51 899 0,2 51 794 0,2 5 897 036 0,7 Niederrhein-Münsterland 33 347 0,2 54 971 0,3 15 417 0,1 240 863 0,0 Alpenvorland - - 10 934 0,1 25 058 0,1 17 276 223 2,1 Summe 21 576 441 100 21 545 384 100 21 423 962 100 830 137 010 100

Tab. 16: Jahresförderungen 2001 und 2002 der förderstärksten Erdgasfelder.

Lagerstätte (Land) 2001 2002 kumulativ Fördersonden

3 3 3 1000 m (Vn) % 1000 m (Vn) % 1000 m (Vn) % in 2002 Rotenburg-Taaken (NI) 2 305 674 10,7 2 635 813 12,3 34 121 918 4,1 29 Goldenstedt/Visbek (NI) 2 085 831 9,7 1 922 140 9,0 44 712 772 5,4 20 Salzwedel (SN) 1 762 073 8,2 1 652 798 7,7 202 577 270 24,4 188 Hemmelte/Kneheim/Vahren (NI) 1 605 461 7,5 1 436 774 6,7 23 038 275 2,8 10 Söhlingen (NI) 1 730 161 8,0 1 377 236 6,4 28 723 883 3,5 21 Walsrode/Idsingen (NI) 860 596 4,0 1 236 920 5,8 5 651 776 0,7 10 Siedenburg-West/Hesterberg (NI) 1 005 748 4,7 1 219 807 5,7 20 383 589 2,5 9 Nordsee A6/B4 1 221 461 5,7 1 207 482 5,6 2 760 027 0,3 3 Völkersen (NI) 1 117 367 5,2 1 146 822 5,4 5 951 025 0,7 11 Varnhorn/Quaadmoor/... (NI) 874 472 4,1 821 437 3,8 18 736 331 2,3 15

Prozentangaben: Anteil an der Inlandsförderung 33

Tab. 14: Erdgasförderung der Felder 2002 (Rohgas ohne Erdölgas).

Fund- Son- Fund- Son- Fund- Son- Land Feld / Teilfeld Operator Erdgasförderung Land Feld / Teilfeld Operator Erdgasförderung Land Feld / Teilfeld Operator Erdgasförderung jahr den jahr den jahr den

2002 kumulativ 2002 kumulativ 2002 kumulativ

3 3 3 3 3 3 Nordsee m (Vn) m (Vn) Fortsetzung zw. Weser und Ems m (Vn) m (Vn) Fortsetzung zw. Weser und Ems m (Vn) m (Vn) A6 / B4 1974 Wintershall 1 207 481 986 2 760 027 432 2 NI Bahrenborstel / Uchte (s) 25 094 310 2 674 477 338 3 NI Varenesch 1992 EMPG 3 554 360 87 078 290 1 NI Bahrenborstel 1962 EMPG 18 541 916 2 445 725 968 2 NI Varnhorn / Quaadm. / Wöstend. … 821 436 577 18 736 331 292 15 Zwischen Elbe und Weser NI Uchte 1981 EMPG 6 552 394 228 751 370 1 NI Varnhorn 1968 EMPG 303 506 622 10 881 923 622 7 NI Alvern / Munsterlager 1978 EMPG - 295 423 593 0 NI Bahrenborstel / Burgm. / Uchte (z) 646 417 665 9809685313 9 NI Quaadmoor / Wöstendöllen 1969 EMPG 368 094 016 7 201 625 248 6 NI Bahnsen 1969 Wintershall 72 860 137 757 850 1 NI Bahrenborstel 1962 EMPG 132 803 664 3 405 033 483 3 NI Rechterfeld 1988 EMPG 149 835 939 652 782 422 2 NI Becklingen / Wardböhmen 145 837 998 1 800 864 286 3 NI Uchte 1981 EMPG 251 407 750 4 561 208 762 3 NI Wietingsmoor (Zechstein) 1968 EMPG 87 755 400 3 502 094 071 3 NI Becklingen 1985 RWE Dea 50 091 620 990 763 949 1 NI Burgmoor 1993 EMPG 262 206 251 1 843 443 068 3 NI Wietingsmoor (Karbon) 1968 EMPG 2 180 800 430 450 025 1 NI Bleckmar 1999 RWE Dea 56 848 791 125 219 442 1 NI Barrien 1964 Wintershall 117 948 630 11 840 362 834 7 aus aufgegebenen Vorkommen - 81 389 973 967 NI Wardböhmen 1987 RWE Dea 38 897 587 684 880 895 1 NI Brettorf / Brinkholz / Neerstedt 386 337 266 7 595 332 728 5 Summe Gebiet 9 857 303 872 433 071 029 457 198 NI Dethlingen 590 964 167 19 010 500 165 7 NI Brettorf 1977 EMPG 30 187 239 1 132 499 815 1 NI Munster / -N / -SW (Dethl.-New) 1973 EMPG 567 173 381 16 514 383 274 5 NI Brinkholz 1982 EMPG 279 170 817 2 670 669 936 3 Westlich der Ems NI Osterheide 1998 RWE Dea 4 127 121 230 456 1 NI Neerstedt 1981 EMPG 76 979 210 3 792 162 977 1 NI Adorf (Buntsandstein) 1955 Preussag 4 529 900 622 269 730 1 NI Schmarbeck 1971 EMPG 23 786 659 2 374 886 435 1 NI Barenburg / Buchhorst (s) 106 996 356 4 338 045 054 4 NI Adorf / Dalum / Ringe (Zechstein) 6 037 800 2 438 726 100 2 NI Dreilingen 1978 Wintershall 3 008 700 261 709 641 1 NI Barenburg 1961 EMPG 16 548 222 341 993 440 1 NI Adorf 1955 Preussag 6 037 800 2 436 097 700 2 NI Einloh 1988 EMPG 9 311 880 250 977 295 1 NI Buchhorst 1959 EMPG 90 448 134 3 996 051 614 3 NI Ringe 1998 Preussag - 2 628 400 0 NI Hamwiede 1968 EMPG 65 461 920 1 649 575 813 3 NI Barenburg / Buchhorst (z) 239 173 008 15 691 950 925 7 NI Annaveen 1963 EMPG 6 245 724 718 389 243 2 NI Husum / Schneeren 655 904 585 5 840 842 915 8 NI Barenburg 1961 EMPG 73 544 968 8 168 059 842 3 NI Bentheim 1938 Preussag 13 411 600 3 483 386 200 2 NI Husum 1986 EMPG 335 558 985 4 055 131 915 3 NI Buchhorst 1959 EMPG 165 628 040 7 523 891 083 4 NI Emlichheim (Zechstein) 1956 Wintershall 18 428 944 3 132 911 568 4 NI Schneeren 1990 Preussag 282 965 800 1 190 031 900 4 NI Cappeln (Zechstein) 1970 EMPG 99 113 671 7 916 563 549 4 NI Emlichheim (Karbon) 1956 Wintershall 10 855 504 862 195 663 2 NI Schneeren-Ost 1991 Preussag 13 551 400 448 365 700 1 NI Cappeln (Karbon) 1970 EMPG 8 058 018 293 498 301 1 NI Emlichheim-Nord / Laarwald (z) 10 605 700 3 564 677 715 3 NI Schneeren-West 1991 Preussag 23 828 400 147 313 400 0 NI Deblinghausen 1958 EMPG 55 143 674 2 155 094 487 1 NI Emlichheim-Nord 1967 Wintershall 9 449 794 3 542 163 787 2 NI Imbrock 1995 EMPG 85 337 718 674 931 580 2 NI Dötlingen 1965 EMPG 302 966 307 15 195 477 374 6 NI Laarwald 1995 Wintershall 1 155 906 22 513 928 1 NI Ostervesede 1983 EMPG 7 153 418 131 928 106 1 NI Düste (Buntsandstein) 1957 Wintershall 16 352 940 714 926 644 5 NI Emlichheim-Nord / Laarwald (c) 10 023 557 170 736 626 1 NI Rotenburg / Taaken 2 635 813 251 34 121 918 187 29 NI Düste (Karbon) 1957 Wintershall 285 810 29 479 065 1 NI Emlichheim-Nord 1967 Wintershall 8 867 651 148 222 698 1 NI Bornkamp 1987 EMPG 1 572 286 213 619 362 1 NI Goldenstedt (Buntsandstein) 1959 EMPG 16 512 306 1 219 431 314 2 NI Laarwald 1995 Wintershall 1 155 906 22 513 928 0 NI Taaken 167 160 522 3 689 599 054 3 NI Goldenstedt / Visbek (z) 1 922 139 701 44 712 772 200 20 NI Fehndorf 1965 Wintershall 14 352 498 850 931 675 2 NI Taaken 1982 EMPG 118 793 917 2 880 245 069 2 NI Goldenstedt 1959 EMPG 801 955 539 10 854 055 038 9 NI Frenswegen 1951 Preussag 4 956 800 201 140 700 1 NI Mulmshorn (Z3a) 1996 EMPG 48 366 605 809 353 985 1 NI Visbek 1963 EMPG 1 120 184 162 33 858 717 162 11 NI Hohenkörben 1963 Preussag 1 253 200 150 160 600 1 NI Bötersen 1 445 440 290 15 017 221 712 14 NI Goldenstedt / Oythe (Karbon) 71 788 475 2 188 483 208 4 NI Itterbeck-Halle (Zechstein) 1951 Preussag 10 898 200 1 279 108 400 2 NI Bötersen (BEB) 1987 EMPG 481 092 023 5 628 521 643 5 NI Goldenstedt 1959 EMPG 52 533 808 1 658 639 764 3 NI Itterbeck-Halle / Getelo (Karbon) 70 308 500 5 140 983 400 6 NI Bötersen (RWE Dea) 1991 RWE Dea 277 922 393 2 820 558 394 3 NI Oythe 1968 EMPG 19 254 667 529 843 444 1 NI Itterbeck-Halle 1951 Preussag 67 746 100 4 867 873 300 5 NI Mulmshorn / Borchel 1984 EMPG 643 128 911 6 232 043 874 5 NI Großes Meer 1978 Preussag 7 848 700 364 820 700 0 NI Getelo 1965 Preussag 2 562 400 273 110 100 1 NI Mulmshorn (Z6) 1996 EMPG 43 296 963 336 097 801 1 NI Hemmelte (Buntsandstein) 1964 EMPG 1 789 486 204 229 184 1 NI Kalle (Zechstein) 1958 Preussag 12 034 200 3 318 514 500 2 NI Hemsbünde 1 019 305 288 14 865 717 218 10 NI Hemmelte / Kneheim / Vahren (z) 1 436 774 146 23 038 275 166 10 NI Kalle (Karbon) 1958 Preussag 5 016 700 432 364 300 1 NI Hemsbünde Pool 1985 RWE Dea 940 642 024 13 543 775 944 9 NI Hemmelte 1980 EMPG 1 068 195 483 16 147 105 660 6 NI Ratzel (Zechstein) 1961 Preussag 5 295 800 859 256 800 2 NI Worth 1988 EMPG 78 663 264 1 321 941 274 1 NI Kneheim 1985 EMPG 323 495 569 2 933 291 328 3 NI Ratzel (Karbon) 1960 Preussag 47 600 436 636 100 2 NI Preyersmühle-Hastedt 1984 EMPG 2 334 865 335 760 841 1 NI Vahren 1981 EMPG 45 083 094 3 957 878 178 1 NI Ringe (Karbon) 1998 Preussag 48 138 100 109 265 000 1 ST Salzwedel (Altmark / Sanne / Wen.) 1 652 798 054 202 577 269 686 188 NI Hengstlage (Buntsandstein) NI Rütenbrock (Zechstein) 1969 Wintershall 21 729 505 2 697 809 014 4 ST Altensalzwedel 1976 EEG 101 487 728 9 260 913 521 11 NI Hengstlage / Hengstlage-Nord 1963 EMPG 676 469 025 57 843 796 519 14 NI Rütenbrock (Rotliegend) 1969 Wintershall 20 633 884 515 181 067 2 ST Heidberg-Mellin 1971 EEG 227 060 252 32 849 961 943 52 NI Hengstlage / Sage / Sagerm. (z) 423 508 529 22 954 306 572 12 NI Wielen (Zechstein) 1959 Preussag 23 285 900 2 978 269 300 2 ST Mellin-Süd 1971 EEG 6 421 839 392 134 849 2 NI Hengstlage-N. / Sage / Sagerm. 1968 EMPG 151 859 901 21 042 287 496 10 NI Wielen (Karbon) 1959 Preussag 493 800 310 982 400 1 ST Riebau 1972 EEG 149 338 085 13 192 538 595 14 NI Sagermeer-Süd 1973 EMPG 22 958 800 1 038 097 871 1 aus aufgegebenen Vorkommen - 3 253 626 086 ST Salzwedel-Peckensen 1968 EEG 1 021 060 539 141 677 448 437 93 NI Sagermeer-Südwest 1998 EMPG 248 689 828 873 921 205 1 Summe Gebiet 318 583 416 37 527 522 186 46 ST Wenze 1971 EEG 23 429 592 205 555 592 2 NI Klosterseelte / Kirchseelte / Orth. 460 721 555 7 462 682 806 2 ST Winkelstedt 1971 EEG 109 101 984 3 836 273 733 11 NI Kirchseelte 1992 EMPG - 771 613 540 0 Thüringer Becken ST Zethlingen 1971 EEG 7 898 179 867 763 303 2 NI Klosterseelte 1985 EMPG 460 721 555 6 691 069 266 2 TH Behringen 1962 EEG 16 516 2 838 093 048 0 ST Sanne 1981 EEG 6 999 856 294 679 713 1 NI Kneheim 1985 EMPG 6 341 660 117 596 071 1 TH Fahner Höhe 1960 EEG 3 408 167 66 837 277 4 NI Söhlingen 1 377 236 007 28 723 882 590 21 NI Leer 1984 Preussag 31 746 300 257 049 100 1 TH Kirchheiligen 1958 EEG 1 334 757 293 048 131 4 NI Söhlingen 1980 EMPG 1 006 227 736 17 989 838 362 12 NI Löningen-Südost / Menslage 1963 EMPG 10 784 374 2 253 311 961 1 TH Langensalza-Nord 1935 EEG 2 434 081 250 807 839 7 NI Söhlingen-Ost / Grauen 1981 EMPG 371 008 271 10 734 044 228 9 NI Lön.-W / Holte / Menslage-Westr. 1961 EMPG 14 427 833 384 702 394 5 TH Mühlhausen 1932 EEG 44 600 729 1 700 331 373 9 NI Soltau / Friedrichseck 170 712 248 5 286 242 917 5 NI Neubruchhausen 1993 EMPG - 384 327 462 0 aus aufgegebenen Vorkommen - 747 918 000 NI Soltau 1984 EMPG 32 567 119 3 136 157 699 2 NI Rehden (Buntsandstein) 1952 Wintershall 19 433 360 2 457 359 404 11 Summe Gebiet 51 794 250 5 897 035 668 24 NI Friedrichseck 1990 EMPG 138 145 129 2 150 085 218 3 NI Rehden (Zechstein, Gasspeicher) 1952 Wintershall - 5 809 580 274 0 NI Thönse (Jura) 1952 EMPG 48 392 110 2 086 822 024 6 NI Rehden (Karbon) 1952 Wintershall 43 155 440 8 198 148 782 6 Niederrhein-Münsterland NI Thönse (Rhät) 1952 EMPG 16 018 583 1 101 228 934 2 NI Siedenburg / Staffhorst (s) 213 012 992 11 376 367 790 10 NW Ochtrup 1990 Preussag 15 417 200 240 863 400 2 NI Völkersen / Völkersen-Nord 1 146 822 108 5 951 025 046 11 NI Siedenburg 1963 EMPG 165 487 882 10 167 099 070 8 Summe Gebiet 15 417 200 240 863 400 2 NI Völkersen 1992 RWE Dea 981 466 036 4 835 159 275 6 NI Staffhorst 1964 Wintershall 47 525 110 1 209 268 720 2 NI Völkersen-Nord 1993 RWE Dea 165 356 072 1 115 865 771 5 NI Siedenburg / Staffhorst (z) 148 216 208 30 815 494 334 7 Alpenvorland NI Walsrode / Idsingen 1 236 920 361 5 651 775 580 10 NI Siedenburg-Ost 1964 EMPG 114 925 468 19 242 560 993 5 BY Albaching-Rechtmehring EMPG - 1 201 796 702 0 NI Idsingen 1997 EMPG 281 803 031 1 391 080 440 2 NI Staffhorst / Borstel 1963 Wintershall 33 290 740 11 572 933 341 2 BY Inzenham-West (Förderfeld) 1971 RWE Dea 25 058 000 869 312 000 7 NI Walsrode Z2-Block 1980 EMPG 35 707 188 250 398 681 1 NI Siedenburg-West / Hesterberg 1 219 807 031 20 383 588 684 9 aus aufgegebenen Vorkommen - 15 205 113 833 NI Walsrode Z4-Block 1980 EMPG 472 999 996 1 845 547 955 4 NI Siedenburg-West 1964 EMPG 1 051 966 527 14 725 481 696 7 Summe Gebiet 25 058 000 17 276 222 535 7 NI Walsrode-West 1990 EMPG 446 410 146 2 164 748 504 3 NI Hesterberg 1967 EMPG 167 840 504 5 658 106 988 2 NI Weissenmoor 1996 RWE Dea 100 557 312 461 259 880 1 NI Staffhorst-Nord / Päpsen 1973 Wintershall 32 329 220 768 800 130 2 Aus aufgegebenen Vorkommen aus aufgegebenen Vorkommen - 15 117 577 903 NI Uphuser Meer 1981 Preussag 5 517 700 137 205 700 1 Gebiet Nördlich der Elbe - 231 000 000 Summe Gebiet 9 948 323 280 331 133 513 991 300 NI Uttum / Greetsiel / Leybucht 50 089 339 3 066 590 685 3 Gebiet zw. Oder/Neiße und Elbe - 947 602 968 NI Uttum 1970 EMPG 20 614 720 894 888 444 1 Gebiet Oberrheintal - 1 052 191 946 Zwischen Weser und Ems NI Greetsiel 1972 EMPG 24 099 719 1 633 775 359 1 NI Apeldorn 1963 Preussag 126 075 700 4 271 287 760 NI Leybucht 1976 Preussag 5 374 900 537 926 882 1 Summe Deutschland 21 423 962 004 830 137 009 583 579

BB Brandenburg, BY Bayern, NI Niedersachsen, NW Nordrhein-Westfalen, ST Sachsen-Anhalt, EEG: EEG - Erdgas Erdöl GmbH, EMPG: ExxonMobil Production Deutschland GmbH Die Angabe der Sondenanzahl bezieht sich auf den Stichtag 31. Dezember 2002. TH Thüringen Preussag: Preussag Energie GmbH, RWE Dea: RWE Dea AG, Wintershall: Wintershall AG 35

5 Erdöl- und Erdgasreserven

5.1 Reservendefinitionen

In Anlehnung an internationale Standards schaftlichen und technischen Bedingungen mit (SPE/WPC 1997 & UN/ECE 1997) erfasst das hoher Sicherheit gewinnbar sind. NLfB jährlich die Erdöl- und Erdgasreserven der Felder der Bundesrepublik Deutschland als Wahrscheinliche Reserven sind Kohlenwas- sichere und wahrscheinliche Reserven und serstoffmengen in bekannten Lagerstätten, die veröffentlicht diese Daten zusammengefasst aufgrund lagerstättentechnischer und geologi- nach Fördergebieten, Bundesländern und geo- scher Erkenntnisse unter den gegebenen wirt- logischen Formationen. schaftlichen und technischen Bedingungen mit einem angemessenen Wahrscheinlichkeits- Erdgasreserven werden in der deutschen För- grad gewinnbar sind. derindustrie sowohl lagerstättentechnisch als "Rohgasmengen" als auch gaswirtschaftlich Beide Reservenklassen hängen somit unmit- als "Reingasmengen" angegeben. Die Roh- telbar von den jeweiligen Erdöl- bzw. Erdgas- gasmenge entspricht dem aus der Lagerstätte preisen ab. Die schwierige, langfristige Prog- entnommenen Volumen mit natürlichem nose dieser Preise bestimmt daher entschei- Brennwert, der von Lagerstätte zu Lagerstätte dend die Förderdauer der Felder und somit 3 in Deutschland zwischen 2 und 12 kWh/m (Vn) auch die Höhe der verbleibenden Reserven. schwanken kann. Die Reingasmenge ist eher eine kaufmännisch relevante Größe, da Erd- Die Wirtschaftlichkeitsgrenze einer Lagerstätte gas nicht nach seinem Volumen, sondern nach wird entscheidend durch die Förderraten be- seinem Energieinhalt verkauft wird. Die Anga- stimmt. ben zum Reingas in diesem Bericht beziehen sich einheitlich auf einen oberen Heizwert In Deutschland ist der Gaspreis derzeit noch 3 (Brennwert) Ho=9,7692 kWh/m (Vn), der in der an den Ölpreis gekoppelt und folgt seinem Förderindustrie als "Groningen-Brennwert" Trend mit einigen Monaten Zeitverzögerung. bezeichnet wird und eine grundsätzliche Re- Steigen Öl- und Gaspreis, folgen niedrigere chengröße in der Gaswirtschaft darstellt. Grenzraten für eine wirtschaftliche Förderung der Sonden. Die erwartete Lebensdauer der Das NLfB berichtet die verbleibenden Rohgas- Felder sowie die verbleibenden Reserven stei- reserven und in Anlehnung an die fünf Förder- gen und fallen also gleichzeitig. gesellschaften und den Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (WEG) auch die Neben den Fördererlösen spielen für die Le- Reingasreserven, damit die Angaben sowohl bensdauer der Lagerstätten auch andere Fak- für lagerstättentechnisch/geologische als auch toren wie Alter und Zustand der Übertageanla- für energiewirtschaftliche Fragestellungen gegen, Feldleitungen und Infrastruktur (Trans- nutzt werden können. portkosten) eine wichtige Rolle. Die Summe aus sicheren und wahrscheinlichen Reserven Sichere Reserven sind Kohlenwasserstoff- und ihre Abgrenzung voneinander unterliegen mengen in bekannten Lagerstätten, die auf- daher einem ständigen Wechsel und sind als grund lagerstättentechnischer und geologi- dynamische Größen zu betrachten. scher Erkenntnisse unter den gegebenen wirt- 36

5.2 Erdölreserven am 1. Januar 2003

Die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreser- Nach der Erhöhung der Reserven im Ölfeld ven sind 2002 deutlich um 13,6 Mio. t oder 29 Mittelplate liegen die weitaus meisten Erdölre- % gestiegen und liegen bei 60,3 Mio. t (Anl. serven in Schleswig-Holstein (69 %), gefolgt 11). Der Jahresproduktion von 3,7 Mio. t steht von Niedersachsen (28 %). Rund 72 % des also ein erheblicher Reservenzugewinn ge- deutschen Erdöls befindet sich in Sandsteinen genüber. Dieser Zuwachs ist auf einem An- des Dogger (Lagerstätten in Schleswig- stieg der wahrscheinlichen Reserven zurück- Holstein und östlich von Hannover), der neben zuführen und beruht i.W. auf einer Neubewer- der Unterkreide (Schwerölfelder im Emsland, tung der Lagerstätte Mittelplate und einer da- Anlage 9) mittlerweile der wichtigste Förderho- mit verbundenen Umbuchung von Ressourcen. rizont für deutsches Erdöl ist. Die statische Reichweite der deutschen Erdöl- reserven liegt zurzeit, wie in 2000, wieder bei Die Entwicklung der Erdölreserven in der Bun- 16 Jahren (Vorjahreswert: 14 Jahre). desrepublik Deutschland wird auch in den nächsten Jahren erlösabhängig von einem Die Tabelle 17 und Anlage 9 zeigen die Auftei- weiteren Rückbau der älteren Erdölfelder infol- lung der verbleibenden sicheren und wahr- ge natürlicher Erschöpfung beeinflusst sein. scheinlichen Erdölreserven per 1. Januar 2003 Lediglich im Ölfeld Mittelplate ist bei positivem und die Förderung 2002, getrennt nach För- Verlauf der weiteren Feldesentwicklung eine dergebieten, Bundesländern und geologischen Erhöhung der Reservenzahl möglich. Formationen.

Tab. 17: Erdölreserven am 1. Januar 2003 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2002 Produktion Reserven am 1. Januar 2003

sicher wahrsch. gesamt 2002 sicher wahrsch. gesamt

Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Mio. t Bundesland Bayern 0,431 0,061 0,492 0,040 0,408 0,060 0,468 Brandenburg 0,061 0,037 0,198 0,020 0,075 0,165 0,240 Hamburg 0,140 0,341 0,481 0,031 0,211 0,174 0,385 Mecklenburg-Vorpommern 0,031 - 0,031 0,010 0,009 0,015 0,024 Niedersachsen 12,927 3,401 16,328 1,403 13,091 3,736 16,827 Nordsee 0,349 0,030 0,379 0,131 0,217 0,030 0,247 Rheinland-Pfalz 0,822 0,055 0,877 0,059 0,759 0,055 0,814 Schleswig-Holstein 24,862 3,102 27,964 2,008 22,625 18,700 41,325

Gebiet Nordsee 0,349 0,030 0,379 0,131 0,217 0,030 0,247 Nördlich der Elbe 24,961 3,422 28,383 2,030 22,759 18,856 41,615 Oder/Neiße-Elbe 0,093 0,137 0,230 0,030 0,084 0,180 0,264 Elbe-Weser 1,796 0,126 1,922 0,231 1,921 0,321 2,242 Weser-Ems 2,841 1,400 4,241 0,428 2,803 1,440 4,243 Westlich der Ems 8,330 1,896 10,226 0,752 8,443 1,993 10,436 Oberrheintal 0,822 0,055 0,877 0,059 0,759 0,055 0,814 Alpenvorland 0,431 0,061 0,492 0,041 0,408 0,060 0,468

Summe Deutschland 39,623 7,127 46,750 3,705 37,396 22,934 60,329

Summe der Produktion inkl. Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg bzw. Niederrhein-Münsterland 37

5.3 Erdgasreserven am 1. Januar 2003

Die Abschätzung der Erdgasreserven zum Bundesrepublik Deutschland und ist mit einem 3 Stichtag ergab eine um 16,6 Mrd. m (Vn) oder Produktionsanteil von rd. 89 % beim Reingas 3 knapp 5 % niedrigere Zahl als im Vorjahr (Anl. (auf den Energieinhalt von 9,77 kWh/m (Vn) 11). Bezogen auf den natürlichen Brennwert normiertes Erdgas) auch weiterhin das führen- (Rohgas) betrugen die sicheren und wahr- de Bundesland bei der Deckung der inländi- scheinlichen Reserven am Stichtag 326,3 Mrd. schen Erdgasversorgung. 3 m (Vn). Unter Berücksichtigung der Jahrespro- 3 duktion in Höhe von 21,4 Mrd. m (Vn) ergibt Rund 84% der deutschen Erdgasreserven be- sich also insgesamt eine leichte Zunahme der finden sich in Lagerstätten des Perm. Davon initialen Rohgasreserven, die auf das Produk- wiederum sind jeweils die Hälfte in Sandstei- tionsverhalten bzw. die Überarbeitung von nen des Rotliegend und in Karbonatgesteinen Lagerstättenmodellen, insbesondere im Gebiet des Zechstein enthalten (Anl. 10). Die übrigen zwischen Elbe und Weser, zurückgehen. Die Reserven liegen in Karbon, Trias und Jura. statische Reichweite der deutschen Erdgasre- serven beträgt zurzeit noch rund 15 Jahre Die Tabelle 19 zeigt die Reingasreserven und (Vorjahr: 16 Jahre). -förderung, aufgeteilt nach Gebieten und Bun- desländern. Die auf den Energieinhalt von 3 Tabelle 18 und Anlage 10 zeigen die Rohgas- 9,77 kWh/m (Vn) normierten Reserven beliefen 3 reserven und -förderung, aufgeteilt nach Ge- sich am 1. Januar 2003 auf 304,6 Mrd. m (Vn). 3 bieten, Ländern und Formationen. Nach wie Die Reserven lagen damit um 14,6 Mrd. m (Vn) vor besitzt Niedersachsen gut 95 % der ge- oder knapp 5 % niedriger als im Vorjahr. samten Rohgas- bzw. Reingasreserven der

Tab. 18: Erdgasreserven (Rohgas) am 1. Januar 2003 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2002 Produktion Reserven am 1. Januar 2003

sicher wahrsch. gesamt 2002 sicher wahrsch. gesamt

Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Bundesland Bayern 0,265 - 0,265 0,025 0,359 - 0,359 Niedersachsen 240,171 84,750 324,921 18,471 230,176 82,014 312,190 Nordrhein-Westfalen 0,379 0,116 0,495 0,015 0,363 - 0,363 Nordsee 6,948 3,400 10,348 1,207 5,960 3,400 9,360 Sachsen-Anhalt 6,501 0,142 6,643 1,653 3,493 0,403 3,896 Thüringen 0,210 0,031 0,241 0,052 0,090 0,101 0,190

Gebiet Nordsee 6,948 3,400 10,348 1,207 5,960 3,400 9,360 Elbe-Weser 113,842 45,089 158,931 9,948 107,743 45,006 152,749 Weser-Ems 131,473 38,847 170,320 9,857 124,776 36,498 161,274 Westlich der Ems 1,357 0,956 2,313 0,319 1,149 0,913 2,062 Thüringer-Becken 0,210 0,031 0,241 0,052 0,090 0,101 0,190 Niederrhein-Münsterland 0,379 0,116 0,495 0,015 0,363 - 0,363 Alpenvorland 0,265 - 0,265 0,025 0,359 - 0,359

Summe Deutschland 254,474 88,439 342,913 21,424 240,441 85,917 326,358

Volumenangaben in Normkubikmetern 38

Tab. 19: Erdgasreserven (Reingas) am 1. Januar 2003 aufgeteilt nach Bundesländern und Gebieten.

Bundesland/Gebiet Reserven am 1. Januar 2002 Produktion Reserven am 1. Januar 2003

sicher wahrsch. gesamt 2002 sicher wahrsch. gesamt

Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Mrd. m3 Bundesland Bayern 0,299 - 0,299 0,028 0,407 - 0,407 Niedersachsen 224,560 78,559 303,119 17,969 214,047 76,820 290,867 Nordrhein-Westfalen 0,442 0,135 0,577 0,018 0,423 - 0,423 Nordsee 8,459 4,140 12,599 1,470 7,257 4,140 11,397 Sachsen-Anhalt 2,405 0,062 2,467 0,598 1,263 0,146 1,408 Thüringen 0,119 0,021 0,140 0,032 0,056 0,070 0,126

Gebiet Nordsee 8,459 4,140 12,599 1,470 7,257 4,140 11,397 Elbe-Weser 113,144 46,444 159,588 9,046 108,454 47,325 155,779 Weser-Ems 112,402 31,207 143,609 9,181 105,654 28,738 134,391 Westlich der Ems 1,420 0,970 2,390 0,340 1,202 0,903 2,105 Thüringer-Becken 0,119 0,021 0,140 0,032 0,056 0,070 0,126 Niederrhein-Münsterland 0,442 0,135 0,577 0,018 0,423 - 0,423 Alpenvorland 0,299 - 0,299 0,028 0,407 - 0,407

Summe Deutschland 236,285 82,917 319,202 20,116 223,453 81,176 304,629

Volumenangaben der Produktion basieren auf Angaben des Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V. 3 Reingasmengen beziehen sich auf Normalbedingungen und einen Brennwert von 9,77 kWh/m (Vn)

Die zukünftige Entwicklung der Erdgasreser- Nach wie vor werden die Gasmengen, die in ven in der Bundesrepublik Deutschland wird schlecht durchlässigen Paläozoischen Sand- weiterhin in erheblichem Umfang von den Er- steinen liegen, als großes Potenzial für die in- folgen beim Einsatz neuer Technologien zur ländische Reservenbasis gesehen. Die Quanti- Optimierung von Bohrprozessen und Förde- fizierung des nutzbaren Anteils an diesem Po- rung geprägt sein, z.B. Horizontalbohrungen tenzial bleibt schwierig, könnte aber ein Vielfa- mit Multi-Fracs zur Erschließung von "Tight ches der jetzigen inländischen Jahresprodukti- Gas"-Reserven in dichten Formationen. on betragen und wird auf eine Größenordnung 3 von 50 bis 150 Mrd. m (Vn) geschätzt. 39

6 Untertage-Erdgasspeicherung

6.1 Grundzüge der Untertage-Erdgasspeicherung

In einem weit entwickelten Gasmarkt wie in vernenspeicher besonders für Spitzenlastab- Deutschland bei dem sowohl heimische Gas- deckungen genutzt. förderung als auch Importe aus mehreren Län- dern zur Deckung des Bedarfes dienen, stellt Der tatsächliche Einsatz hängt von vielerlei die Untertage-Erdgasspeicherung ein elemen- Faktoren ab, wie von z.B. Liefer- und Abnah- tares Bindeglied zwischen Erdgasproduktion meverträgen, Einbindung in das Ferngasnetz, und Erdgasvermarktung dar. Gaspreisen, Förderpotenzial heimischer La- gerstätten, usw. Ein wichtiger Punkt bei Kaver- Die heimische Förderung von Erdgas unterliegt nenspeichern ist die optimierte Fahrweise bei im Jahresverlauf begrenzten, technisch be- der Befüllung und Entnahme sowie das resul- dingten Schwankungen. Erdgasaufbereitungs- tierende Druckspiel. Dabei führt ein über lange anlagen sind für bestimmte Förderleistungen Zeiträume zu tief abgesenkter Speicherdruck konzipiert. Die durch Förderanlagen (Förder- zu einer stärkeren Volumenverringerung (Kon- strang, Wasserabscheider, Heater) durchge- vergenz) des gesolten Hohlraumes, die nicht setzten Gasmengen können nur in begrenztem reversibel ist. Bei Porenspeichern stehen da- Umfang nach oben oder unten verändert wer- gegen lagerstättentechnische Aspekte wie den. Förderpotenzial der Sonden, Zufluss von La- gerstättenwasser u.a. Faktoren im Vorder- Die an Verträge gebundenen Importmengen grund. Speicher, die unter spekulativen Aspek- für Erdgas orientieren sich an der jahreszeitlich ten oder zur Bezugsoptimierung eingesetzt unterschiedlichen – in ihrer tatsächlich eintre- werden, werden auch abweichend von der tenden Höhe nicht genau vorhersagbaren - „klassischen“ Fahrweise betrieben. D.h. auch Nachfrage der einzelnen Energieversorger. in Winterperioden kann eine temporäre Ein- Diese Nachfrage ändert sich mit der saisona- speicherung stattfinden, die bis zu len Temperatur und gleichzeitig im Tageszyk- Mehrfachumschlägen des Speichervolumens lus. In kalten Perioden werden tagsüber führen kann (Beispiel USA). Darüber hinaus (Verbrauch in Industrie und Haushalten) Spit- müssen auch strategische Risiken, wie z.B. zenverbrauche, im Sommer dagegen nachts der Ausfall eines Versorgers, durch erheblich niedrigere Verbrauche erzielt. In ei- Gasspeicher abgefangen werden können. ner Großstadt wie Berlin können Bedarfsspit- zen im Winter das Fünfzehnfache des Som- Das maximal zulässige Gesamtvolumen eines merbedarfes betragen. Speichers stellt die Summe von Arbeitsgas- und Kissengasvolumen dar. Das Arbeitsgasvo- Da das Erdgasangebot (Importe und Eigenför- lumen ist das im Jahresverlauf eingespeiste derung) über eine bestimmte Periode konstant oder entnommene maximale Gasvolumen. Das ist und sich der Erdgasverbrauch temperatur- Kissengas stellt das Energiepolster eines Spei- abhängig saisonal und tageszeitlich ändert, ist chers dar. Es soll über einen möglichst langen zwischen Versorger und Verbraucher ein Aus- Zeitraum konstant hohe Entnahmeraten si- gleichsvolumen durch Untertage-Erdgas- cherstellen. Das Arbeitsgasvolumen und die speicher erforderlich. Man unterscheidet dabei maximale Entnahmerate sind ein Maßstab für zwischen Poren- und Kavernenspeichern, die die Leistungsfähigkeit eines Speichers. Je in der Regel in warmen Monaten (bei reduzier- größer der Anteil des maximalen Arbeitsgasvo- ter Gasnachfrage) befüllt und bei kalter Witte- lumens an dem Erdgasaufkommen ist und je rung zur Deckung von Mehrbedarf entleert schneller es bewegt (ein- und ausgespeichert) werden. Grundsätzlich werden Porenspeicher werden kann, desto leistungsfähiger ist die zur saisonalen Grundlastabdeckung und Ka- nationale Erdgas- und Energieversorgung. 40

Tab. 20: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch (DIW 2003).

Energieträger Anteile in %

2001 2002 Mineralöl 38,2 37,5

Erdgas 21,4 21,7

Steinkohle 13,2 13,2

Braunkohle 11,2 11,6

Kernenergie 12,8 12,6

Wasser- und Windkraft 0,8 0,9

Sonstige 2,4 2,5

6.2 Erdgas als Primärenergieträger, Aufkommen und Verbrauch12

3 2 Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung stätten und etwa 91 Mrd. m (Vn) Importen aus berichtet (DIW 2003), dass der Primärenergie- 5 Ländern (Tab. 21). Der tatsächliche Gas- 3 verbrauch (PEV) in der Bundesrepublik verbrauch betrug rd. 98 Mrd. m (Vn). Tabelle 22 Deutschland im Jahr 2002 um 1,9 % deutlich zeigt Förderung, Importe, Aufkommen und gesunken ist. Als Ursachen wurden die schwa- Verbrauch von Erdgas in Deutschland. che Konjunktur sowie die mildere Witterung gegenüber dem Jahr 2001 angegeben. Bei Die im letzten Jahr angegebenen Zahlen für gleicher Witterung wäre der PEV nur um 0,6 % das in Zukunft erwartete Erdgasaufkommen niedriger ausgefallen. werden fortgeschrieben. Nach der letzten Stu- die von PROGNOS (1999) für das Bundesmi- Die Anteile der Energieträger am PEV im Jahr nisterium für Wirtschaft und Arbeit (siehe auch 2002 sind in Tabelle 20 aufgeführt. Der Anteil bei PFINGSTEN 2000), bleibt das Erdgas auf des Erdgases auf Platz Zwei der Rangfolge hat Wachstumskurs. Sein Anteil am PEV könnte sich weiter erhöht. von derzeit 21,5 % auf 24 bis 25 % im Jahr 2010 und auf 27 % im Jahr 2020 ansteigen. Wie das DIW berichtet, ist der Erdgas- Der Erdgasverbrauch könnte im Jahr 2010 3 3 verbrauch gegenüber dem Vorjahr um 0,4 % etwa 110 Mrd. m (Vn) und 120 Mrd. m (Vn) im zurückgegangen, temperaturbereinigt aller- Jahr 2020 betragen. Dieser Zuwachs soll zu dings um 2,5 % gestiegen. Das Erdgasauf- Lasten von Mineralöl, Steinkohle und Kern- kommen für Deutschland (die Summe aus energie gehen. Importen und heimischer Förderung) setze 3 sich im Jahr 2002 aus etwa 20 Mrd. m (Vn) inländischer Förderung1 aus 86 Erdgaslager-

1 3 alle Volumenangaben beziehen sich auf einen oberen Heizwert (Brennwert) Ho mit 9,77 kWh/m (Vn). In der Förderindustrie wird dieser Referenzwert häufig als „Reingas“ oder „Groningen-Brennwert“ bezeichnet. Daneben ist in Statistiken auch ein 3 Bezugswert von 11,5 kWh/m (Vn) gebräuchlich, der sich auf die durchschnittliche Qualität von Nordseegas bezieht. Bei der

Angabe von Wärmeinhalten für Erdgase wird gelegentlich auch der untere Heizwert Hu als Bezugsgröße verwendet. 2 vorläufige Zahlen nach DIW, Wochenbericht 6/03, www.diw.de (Rubriken: Publikationen, Wochenberichte). 41

Tab. 21: Bezugsquellen zur Deckung des Erdgasaufkommens (DIW 2003).

Bezugsland Anteil in %

2001 2002 Deutschland 19 18

Niederlande 20 19

Norwegen 22 25

Russland 33 31

Dänemark/Großbritannien 6 7

Tab. 22: Erdgasförderung, -import, -export und -verbrauch (DIW 2003).

Einheit Jahr Veränderung

2001 2002 % Inländische Erdgasförderung Mrd. kWh 198,2 199,0 0,4

Einfuhr Mrd. kWh 829,1 884,1 6,6

Erdgasaufkommen Mrd. kWh 1027,3 1083,1 5,4

Ausfuhr Mrd. kWh 84,8 119,0 40,3

Speichersaldo Mrd. kWh 19 -6,2 -

Verbrauch Mrd. kWh 961,5 957,9 -0,4

Primärenergieverbrauch von Erdgas Mill. t. SKE 106,6 106,2 -0,4

1 3 Erdgasaufkommen Mrd. m (Vn) 105,1 110,9 5,5

1 3 Verbrauch Mrd. m (Vn) 98,4 98,0 -0,4

1 durch NLfB ergänzt. Zum Vergleich der Energieträger werden in Bilanzen die entsprechenden Energieinhalte z.B. in kWh, Petajoule oder Steinkohleneinheiten (SKE) angegeben. Für die Darstellung der Erdgasvolumina wurde ein theoretisches 3 Gasvolumen errechnet, das einem Erdgas der "Groningen-Qualität" mit einem Heizwert von Ho von 9,77 m (Vn) entspricht. Dies ermöglicht die volumenbezogene Darstellung von Speichermengen in Relation zum Gasaufkommen und –verbrauch

6.3 Lage und Kenndaten der Speicher im Jahr 2002 (Stichtag: 31.12.2002)

Die geographische Lage aller deutschen Un- Zechsteins (Salzstöcke) auf Norddeutschland tertagespeicher zeigt Anlage 13. Ergänzend zu beschränkt. den Erdgasspeichern wurden auch die Kaver- nenspeicher für flüssige Kohlenwasserstoffe Die Tabellen 25 bis 27 sowie die Anlagen 13 berücksichtigt. In Deutschland sind Porenspei- und 14 zeigen den aktuellen Status für Betrieb, cher (nachgenutzte Erdöl- oder Erdgaslager- Planung und Bau von Untertagespeichern in stätten und Aquifere) in den Sedimentbecken Deutschland. Die für den Stichtag 31.12.2002 von Nord-, Ost- und Süddeutschland verbrei- gültigen Angaben beruhen auf den jährlichen tet. Als Speicherhorizonte dominieren dabei Meldungen der Speichergesellschaften an das poröse Sandsteine. Niedersächsische Landesamt für Bodenfor- schung. Die Lage der durch einen kontrollierten So- lungsprozess (zylindrische Hohlräume) berg- Die Kenndaten der deutschen Erdgasspeiche- männisch hergestellten Kavernenspeicher ist rung zeigt die Tabelle 23. durch die Verbreitung mächtiger Salinare des 42

Tab. 23: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung (Stand 31.12.2002).

Einheit Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

3 Arbeitsgasvolumen ”in Betrieb” Mrd. m (Vn) 13,1 5,8 18,9

3 Maximale Entnahmerate Mio. m (Vn)/d 204,6 240,2 444,8 Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases * Tage 64 24 42

Anzahl der Speicher ”in Betrieb” 23 20 43

3 Arbeitsgasvolumen ”in Planung oder Bau” Mrd. m (Vn) 0,1 3,8 3,9 Anzahl der Speicher "in Planung oder Bau" ** 2 12 14

3 Summe Arbeitsgas Mrd. m (Vn) 13,2 9,6 22,8

* rechnerischer Wert. In der Praxis fällt die Entnahmerate nach gewisser Zeit druckabhängig. ** einschließlich Speichererweiterungen bestehender Betriebe

Im Jahr 2002 waren für Erdgas 23 Porenspei- des Projektes Albaching-Rechtmehring und cher und 20 Kavernenspeicher, letztere mit Neuaufnahme einer geplanten Speichererwei- insgesamt 142 Einzelkavernen, in Betrieb. Das terung in Wolfersberg beträgt das zusätzliche 3 Arbeitsgasvolumen hat sich um 0,2 Mrd. m (Vn) Arbeitsgasvolumen „in Planung oder Bau“ der- 3 3 geringfügig auf 18,9 Mrd. m (Vn) reduziert. Et- zeit nur 0,13 Mrd. m (Vn). In der Liste der Spei- wa 2/3 des Arbeitsgases sind in Porenspei- cher nicht enthalten ist das derzeit noch pro- chern- und 1/3 in Kavernenspeichern verfüg- duzierende Erdölfeld Eich im Oberrheintal, für bar. Die Kavernenspeicher ermöglichen aller- das gegenwärtig eine Eignungsuntersuchung dings eine deutlich höhere Entnahmerate als durchgeführt wird. Porenspeicher. Anders als in Porenspeichern haben Kavernenspeicher keine Fließrestriktio- Bei den in Betrieb befindlichen Kavernenspei- nen durch den natürlichen Porenraum der ge- chern (Tab. 26) ist eine geringe Reduzierung nutzten Speichergesteine. Die Entwicklung des des summarischen Arbeitsgasvolumens um 3 Arbeitsgasvolumens seit Beginn der Speicher- 0,3 Mrd. m (Vn) zu verzeichnen. Bei einzelnen nutzung im Jahr 1955 zeigt Anlage 14. Nach Speichern erfolgten Veränderungen in der Hö- dem steilen Anstieg der letzten 10 Jahre, bei he des Arbeitsgasvolumens sowohl nach oben dem sich das Arbeitsgasvolumen etwa ver- als auch nach unten. In dem Speicher Pecken- doppelt hat und an dem u.a. maßgeblich der sen ist die erste der insgesamt 10 geplanten Ausbau der ehemaligen Erdgaslagerstätte Kavernen in Betrieb gegangen. Einige der Rehden zu einem der größten Gasspeicher in Speicher sollen durch den Bau zusätzlicher Europa sowie die Realisierung einiger anderer Kavernen erweitert werden. Das gemeldete Poren- und Kavernenspeicherprojekte beteiligt zusätzliche Arbeitsgasvolumen durch Planung waren, zeigt sich nun eine Stabilisierung beim oder Bau weiterer 50 Kavernen blieb gegen- 3 Arbeitsgasvolumen. über dem Vorjahr bei 3,8 Mrd. m (Vn) unverän- dert. Neu in der Statistik ist die geplante Erwei- Bei der Gruppe der Porenspeicher gab es terung des Speichers Empelde um eine Ka- keine größeren Aktivitäten und nur eine unbe- verne, wobei das Solewasser in ein ca. 30 km deutende Erhöhung des Arbeitsgasvolumens entferntes aufgegebenes Salzbergwerk einge- 3 gegenüber dem Vorjahr um rd. 0,1 Mrd. m (Vn). leitet werden soll. Im Kavernenspeicher Epe Sie ist durch Anstiege der Arbeitsgasvolumina wurde im Jahr 2002 mit der Umrüstung zweier in den Speichern Allmenhausen und Berlin weiterer Kavernen für den Gasspeicherbetrieb begründet. Durch die Realisierung der Spei- begonnen. Die Fertigstellung ist für Ende 2004 chererweiterung in Allmenhausen, Stornierung geplant (Betreiber: Thyssengas AG). 43

3 Nach Realisierung aller Porenspeicher- und mens auf 22,8 Mrd. m (Vn) (Vorjahreszahl: 3 Kavernenprojekte soll in den nächsten Jahren 23,5 Mrd. m (Vn)) erfolgen. ein Anstieg des maximalen Arbeitsgasvolu-

6.4 Die deutsche Erdgasspeicherung im weltweiten Vergleich

Derzeit sind weltweit ca. 640 Speicher in Be- Internetauftritt, der nach der 22. Welt Gas Kon- trieb. Etwa ein Viertel davon befindet sich in ferenz in Tokio verfügbar sein soll. Europa. Mit zwei Dritteln der weltweit vorhan- denen Speicherprojekte verfügen die USA Aus geologischer Sicht sind für die Einrichtung über die größte Anzahl, gefolgt von Russland neuer Erdgasspeicher in weiten Teilen und der Ukraine, die in der Summe über we- Deutschlands günstige Bedingungen vorhan- sentlich weniger Speicher, aber über etwa den. Im Norden existiert Speicherpotenzial in gleich viel Arbeitsgas verfügen wie die USA ausreichender Höhe in den Erdgaslagerstätten (Tab. 24). Die weltweit größte Verbreitung hin- und Salzstöcken sowie in Aquiferen. Auch in sichtlich Anzahl und Arbeitsgasvolumen haben den anderen Fördergebieten könnten Erdöl- die Porenspeicher. Dabei bilden in dieser Ka- und Erdgaslagerstätten nach entsprechenden tegorie die ehemaligen Erdöl- und Erdgasfel- Eignungsuntersuchungen in begrenztem Um- der zahlenmäßig mit rd. 75 % und die Aqui- fang zusätzliches Speicherpotenzial bieten. ferspeicher mit rd. 15 %, also mit insgesamt Die künftige Entwicklung des verfügbaren Ar- 90 % Anteil, die größte Gruppe. Die IGU plant beitsgasvolumens in Deutschland hängt daher zu den Kenndaten der u.a. Speicher einen nicht von geologischen Faktoren ab. Wie sich

Tab. 24: Speichernationen der IGU-Studie.

Arbeitsgas- Anzahl Speicher- Arbeitsgas- Anzahl Speicher- Nation Nation volumen betriebe volumen betriebe

Mill. m³ Mill. m³ USA 110485 417 Spain 1990 2 Russia* 90045 23 Poland 1572 6 Ukraine* 34065 13 Romania 1470 5 Germany 18900 43 Japan 1143 6 Italy 17300 10 Azerbaijan* 1080 2 Canada 14070 42 Australia 934 4 France 11633 15 Denmark 815 2 Netherlands 4750 3 Belarus* 750 2 Uzbekistan* 4600 3 Belgium 650 2 Kazakhstan* 4203 3 China 600 1 Hungary 3610 5 Bulgaria 500 1 United Kingdom 3267 4 Croatia 500 1 Czech Republic 2801 8 Armenia* 150 1 Austria 2647 4 Ireland 100 1 Slovakia 2341 4 Argentina 80 1 Latvia 2105 1 Kyrgyzstan* 60 1 Summe 339216 636

Vorläufige Angaben nach IGU-WOC 2 – Basic Activity Study (Stand: Dez. 2002) für Welt Gas Konferenz in Tokio (Juni 2003), Angaben für Deutschland per 31.12.2002 durch Firmenangaben ergänzt. * Staaten der GUS 44

das verfügbare Arbeitsgasvolumen und die hinzu. Eine entsprechende Richtlinie des Eu- Anzahl der Speicherbetriebe entwickeln, wird ropäischen Parlaments und des Rates, die sich künftig vom Anstieg des Erdgasverbrauches mit den Maßnahmen im Falle einer außerge- (Speichereinsatz zur Deckung von saisonalen wöhnlichen Versorgungslage beschäftigt, ist in und tageszeitlichen Bedarfsspitzen), von spe- Bearbeitung. Durch das derzeit hohe Spei- kulativen Gesichtspunkten (schwankende sai- cherpotenzial, die Verteilung des Erdgasbezu- sonale Gaspreise) und von Fragen der Be- ges auf mehrere Länder sowie günstige Be- zugsoptimierung geprägt sein. Als neuer As- dingungen für die Schaffung neuer Speicher ist pekt kommen die Überlegungen der EU- unter dem Aspekt einer Krisenvorsorge in Kommission zur Frage der Versorgungssicher- Deutschland eine hohe Versorgungssicherheit heit in einem europäischen Erdgasbinnenmarkt für Erdgas gegeben.

6.5 Speicheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas

Als ergänzende Information zu den Untertage- pflicht für 90 Tage) sowie zum Ausgleich von Erdgasspeichern sind in Anlage 13 die Lokati- Produktionsschwankungen für verarbeitende onen und in Tabelle 27 die Kenndaten der im Betriebe. Nach dem Bericht des Erdölbevorra- Jahr 2002 in Betrieb befindlichen 12 Speicher- tungsverbandes (EBV 2002), der als Körper- anlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und schaft des öffentlichen Rechts die nationale Flüssiggas mit insgesamt 112 Kavernen und Institution zur Krisenbevorratung darstellt, be- einem stillgelegten Bergwerk dargestellt. Diese trug die existierende Vorratsmenge 24,4 Mio. t Speicher dienen der Krisenbevorratung für Rohöl und Mineralölprodukte (Stichtag Motorbenzine, Mitteldestillate, Schweröle und 31.3.2002, gesetzliche Vorratspflichtmenge: Rohöl nach Erdölbevorratungsgesetz (Vorrats- 23,5 Mio. t).

6.6 Literatur und nützliche Links

AMERICAN GAS ASSOCIATION (1997): Survey of ERDÖLBEVORRATUNGSVERBAND (EBV) (2002): Underground Storage of Natural Gas in Geschäftsbericht 2001/2002 Hamburg. the United States and Canada 1996. – www.ebv-oil.de. Arlington. INTERNATIONAL GAS UNION (IGU) (2003): Basic CORNOT-GANDOLPHE, S. (1995): Underground Activity Study, Working Committee 2, ge- Gas Storage in the World. - Cedigaz, plante Veröffentlichung anlässlich der 22. Rueil-Malmaison. World Gas Conference in Tokio (1.- DEUTSCHES INSTITUT FÜR WIRTSCHAFTS- 5.6.2003). www.igu.org. FORSCHUNG (DIW) (2003): Wochenbericht PROGNOS (1999): Die längerfristige Entwick- 6/03, Schwache Konjunktur und milde lung der Energiemärkte im Zeichen von Witterung drücken Primärenergie- Wettbewerb und Umwelt. - Studie im Auf- verbrauch. - Arbeitsgemeinschaft Ener- trag des BMWi, Basel. giebilanzen, Berlin. Download unter PFINGSTEN, M. (2000): Die Rolle des Erdgases www.diw.de (Publikationen, Wochen- im liberalisierten Energiemarkt. - Vortrag berichte, WB 6/03). anlässlich des Forums E-world of Energy, ECONOMIC COMMISSION FOR EUROPE (1999): 8.-9.2.2000, Essen. Underground Storage in Europe and Cen- Wirtschaftverband Erdöl- und Erdgas- tral Asia, Survey 1996-1999. – United Na- gewinnung e.V. (W.E.G.) (2003): Jahres- tions, Geneva. bericht 2002, Hannover. www.erdoel- erdgas.de.

Tab. 25: Erdgas-Porenspeicher.

Gesamt- max. Arbeits- max. Entnahme- Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicherformation volumen* gas rate

3 3 3 in Betrieb m Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) 1000 m /h Allmenhausen CONTIGAS Deutsche Energie-AG Gaslagerstätte 350 Buntsandstein 369 60 65 Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG Gaslagerstätte rd. 800 Rotliegend 657 426 238 Berlin Berliner Gaswerke AG (GASAG) Aquifer 750-1000 Buntsandstein 1085 780 450 Bierwang Ruhrgas AG Gaslagerstätte 1560 Tertiär (Chatt) 2457 1300 1200 Breitbrunn/Eggstätt RWE Dea AG, Mobil Erdgas-Erdöl GmbH, Ruhr- Gaslagerstätte ca. 1900 Tertiär (Chatt) 2075 1080 520 gas AG Buchholz Verbundnetz Gas AG Aquifer 570-610 Buntsandstein 223 160 146 Dötlingen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte 2650 Buntsandstein 4383 2025 840 Eschenfelden Ruhrgas AG, Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 130 Energie- und Wasserversorgungs AG Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 600 Jungtertiär II (A-Sand) 170 63 100 Fronhofen Preussag Energie GmbH für Öllagerstätte 1750-1800 Muschelkalk 120 70 70 Gasversorgung Süddeutschland (Trigonodus-Dolomit) Hähnlein Ruhrgas AG Aquifer 500 Tertiär (Pliozän) 160 80 100 Inzenham-West RWE Dea AG für Ruhrgas AG Gaslagerstätte 680-880 Tertiär (Aquitan) 880 500 300 Kalle RWE-Gas AG Aquifer 2100 Buntsandstein 630 315 450 Kirchheilingen Verbundnetz Gas AG Gaslagerstätte rd. 900 Zechstein 250 200 187 Lehrte / Hannover Preussag Energie GmbH für Avacon Öllagerstätte 1000-1150 Dogger (Cornbrash) 120 74 130 Rehden WINGAS GmbH Gaslagerstätte 1900-2250 Zechstein 7000 4200 2400 Reitbrook Preussag Energie GmbH u. Mobil Erdgas-Erdöl Öllagerstätte 640-725 Oberkreide 500 350 350 GmbH für Hamburger Gaswerke mit Gaskappe Sandhausen Ruhrgas AG/Gasversorgung Süddeutschland Aquifer 600 Tertiär 60 30 45 Schmidhausen Preussag, Mobil und BEB für Stadtwerke Mün- Gaslagerstätte 1000 Tertiär (Aquitan) 300 150 150 chen Stockstadt Ruhrgas AG Gaslagerstätte 500 Tertiär (Pliozän) 94 45 Stockstadt Ruhrgas AG Aquifer 450 Tertiär (Pliozän) 180 90 } 135 Uelsen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte rd. 1500 Buntsandstein 1220 660 310 Wolfersberg RWE Dea AG für Bayerngas Gaslagerstätte 2930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 538 320 210 Summe 23 639 13 050 8526 In Planung oder Bau Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 600 Jungtertiär I (C-Sand) 100 k.A. - Wolfersberg RWE Dea AG Gaslagerstätte 2930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 130 130 - Summe 230 130 - 45 Quelle: Betreiberfirmen, Stand 31. Dez. 2002 * : Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen

46 Tab. 26: Erdgas-Kavernenspeicher.

Anzahl der Ein- Gesamt- max. max. Entnahme- Ort Gesellschaft Teufe Speicherformation zelspeicher volumen* Arbeitsgas rate

3 3 3 in Betrieb m Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) 1000 m /h Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG 18 780-950 Zechstein 2 870 585 929 Bernburg Verbundnetz Gas AG 27 500-700 Zechstein 2 948 725 1458 Bremen-Lesum Mobil Erdgas-Erdöl GmbH 2 1250-1750 Zechstein 260 210 240 Bremen-Lesum swb Norvia GmbH & Co KG 2 1050-1350 Zechstein 97 78 160 Burggraf-Bernsdorf Verbundnetz Gas AG stillgel. Bergwerk rd. 580 Zechstein 2 5,1 3,4 40 Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 3 1300-1800 Zechstein 2 183 146 300 Epe Ruhrgas AG 32 1090-1420 Zechstein 1 2200 1567 2125 Epe Thyssengas GmbH 5 1100-1420 Zechstein 1 235 184 520 Etzel IVG Logistik GmbH 9 900-1100 Zechstein 2 890 534 1310 Harsefeld BEB Erdgas und Erdöl GmbH 2 1150-1450 Zechstein 186 140 300 Huntorf EWE Aktiengesellschaft 4 650-850 Zechstein 110 60 350 Kiel-Rönne Stadtwerke Kiel AG 2 1250-1600 Rotliegend 100 60 100 Kraak Hamburger Gaswerke GmbH 1 900-1100 Zechstein 56 50 250 Krummhörn Ruhrgas AG 3 1500-1800 Zechstein 2 73 51 100 Neuenhuntorf EWE AG für E.ON Kraftwerke GmbH 1 750-1000 Zechstein 32 20 100 Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 16 950-1300 Zechstein 1100 850 1000 Peckensen EEG- Erdgas Erdöl GmbH 1 1300-1450 Zechstein 105 60 125 Reckrod Gas-Union GmbH 2 800-1100 Zechstein 1 130 82 100 Staßfurt RWE Gas AG 3 400-1130 Zechstein 220 183 220 Xanten Thyssengas GmbH 8 1000 Zechstein 221 192 280 Summe 142 8021 5780 10007 in Planung oder Bau Bernburg Verbundnetz Gas AG 10 500-700 Zechstein 2 546 416 - Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 1 1300-1800 Zechstein 2 145 113 - Epe Thyssengas GmbH 4 1300 Zechstein 1 300 240 - Huntorf EWE Aktiengesellschaft 2 1000-1400 Zechstein 270 215 - Jemgum/Holtgaste Wintershall AG 10 1000-1300 Zechstein 1000 700 - Kraak Hamburger Gaswerke GmbH 3 900-1100 Zechstein 200 160 - Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 2 950-1300 Zechstein 210 140 - Peckensen EEG - Erdgas Erdöl GmbH 9 1100-1400 Zechstein 1000 740 - Reckrod-Wölf Wintershall AG 2 700-900 Zechstein 1 150 120 - Rüdersdorf EWE Aktiengesellschaft 4 ca. 900-1200 Zechstein 400 300 - Staßfurt RWE Gas AG 3 850-1150 Zechstein 600 500 - Xanten Thyssengas GmbH 5 1000 Zechstein 150 125 - Summe 50 4971 3769 -

Quelle: Betreiberfirmen, Stand 31. Dez. 2002 * : Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen 47

Tab. 27: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas.

Anzahl der Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Füllung Zustand Einzelspeicher

Bernburg- esco- european salt company Salzlager- 510-680 2 Propan in Betrieb Gnetsch GmbH & Co. KG Kavernen

4 Rohöl in Betrieb Untertage-Speicher- Salzstock- Blexen 640-1430 1 Gasöl in Betrieb Gesellschaft mbH (USG) Kavernen 3 Benzin in Betrieb

Bremen- Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- Leichtes 600-900 5 in Betrieb Lesum für Erdölbevorratungsverband Kavernen Heizöl

Rohöl, Mi- Salz- Epe Deutsche BP AG 1000-1400 5 neralöl- in Betrieb Kavernen produkte

30 Rohöl, Mi- in Betrieb Salzstock- Etzel IVG Logistik GmbH 800-1600 neralöl- Kavernen 1 produkte in Planung

Rohöl, Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- Heide 600-1000 9 Mineralöl- in Betrieb für Erdölbevorratungsverband Kavernen produkte

Salzstock- Heide 101 RWE Dea AG 660-760 1 Butan in Betrieb Kaverne

Rohöl, Mi- stillgelegtes Hülsen Wintershall AG 550-600 (1) neralöl- in Betrieb Bergwerk produkte

1 Ethylen in Betrieb Dow Deutschland GmbH & Salzstock- Ohrensen 800-1100 1 Propylen in Betrieb Co. OHG. Kavernen 1 EDC in Betrieb

Rohöl, Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- Sottorf 600-1200 9 Mineralöl- in Betrieb für Erdölbevorratungsverband Kavernen produkte

Salzlager- 2 Ethylen in Betrieb Teutschenthal Dow Central Germany 700-800 Kavernen 1 Propylen in Bau

Rohöl, Wilhelmshaven- Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 1200-2000 35 Mineralöl- in Betrieb Rüstringen für Erdölbevorratungsverband Kavernen produkte

Summe 112

Quelle: Betreiberfirmen, Stand 31. Dez. 2002

Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland Rhät, Jura, Kreide und Tertiär

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E Westholstein- Flensburg S Block T S E O E Schwedeneck-See S Schwedeneck

Kiel

D g Kiel o r Stralsund R r

e T Schlesen g Preetz O r - e u l n N l i e b e Warnau Barsfleth s e Ostholstein-

d t d w Plön Ost i c s g l e n o S r e o T H Rostock 54° 54° R Block Mittelplate Boostedth Plön t in s te N O ls o O h Lübeck t R s e D W BramstedtD - e E N d a J U T S Hamburg Stettin Allermöhe C E Etzel Reitbrook-W. Sinstorf R.-Alt Hohenhorn -N. Curslack H Trog von Etzel Sottorf Pötrau P E N Varel o m Meckelfeld E Emden p Neuengamme - e Aljarn 1,1a B L Jader- c S S ra Elsfleth k c n j ’ h d berger s w e c Volkensen e n h l b Trog e B le u rg E Bremen S c E h Elbe O o D l l C Ems e K Sögel Werlte/ Molbergen-W. N Börger Molbergen Ostenwalde Liener Oder Matrum E Lahner Heide Garen Ostbrandenburg P Lahn Hemmelte-W. Löningen Bosse Ahrensheide A Holte Vestrup Aldorf-SW. Bockstedt N Hebelermeer L.-SE. Oythe Eystrup Mensl.- V Düste Eilte Lüben Schwelle Westr. Farwick e c h t Gr. Lessen Hademstorf Hankensbüttel E.-West Emlichheim Meppen a Welpe Wittingen-Süd Ortland Sulingen-Valendis S Thören Aller Örrel- Ha Menslage Aschen Dic v L Varloh ke Siedenburg te Eldingen Süd Wittingen-SO. E.-Süd Adorf Rühle Bramberge Diepholz l im Suderbruch Knesebeck e ~ Barenburg b l

~~~ ~ Di.- ke Wietze Wesendorf-Nord ~ Quakenbrück Wehrbleck W Vorhop Scheerhorn Lingen ~ ~ Kellenberg Esperke Fuhrberg- Hohne

~ Barver Voigtei Wienhausen Berlin ~ e Hope

R Georgsdorf Hohenkörben ~ N Hambühren Wesendorf g

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Eicklingen W.-Süd o e

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D ~~~ ~ Ölheim Spree ~ ~

~ ~ ~ ~ Höver

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~ ~ ~ Ölheim-Süd Rühme ~ ~ ~

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~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ T Kronsberg c ~ r IN E ~~ ~ ~ Pattensen Oberg GEN ~ ~ ~ o ~ ~ S -R ~~~ ~ Vechelde Rautheim O Osn Mölme h - S I in f g k S Broistedt i - L Ü r A b G U e Hohenassel a E N r R sc S 52° h m C 52° ie H R bu t O h ng l L ein LE A Staßfurt Westfälische Cottbus 70 Kreidemulde HARZ

L A - Neis Dortmund Leine U se d S l I T e Halle Z f E R s T H Elbe B h Ü L Ruhr Kassel R O c I C i N K E G Leipzig E E R G B Dresden R E I C B K Erdölvorkommen E N Köln E Freiberg G Erfurt Gera Erdgas-/Erdölgasvorkommen R E Werra F Lagerstätte erschöpft bzw. aufgelassen TH E Ü B I R IN H G Salzstock E E C R S W L A Sa L a 2000 Tiefenlinie Tertiärbasis in m u. NN (Alpenvorland) S Wester- D le G E H wald C Auf-, Überschiebung I S I Lahn E I N H E ERZGEBIRGE Abschiebung N R

Tertiärbedeckung (Süddeutschland) Eger L

U Wiesbaden Ausbiss Grenze Wealden/Malm übertage ~~~~~~~~ Praha (NW- Deutschland) X Frankfurt 50° 50° t r E a Ausbiss Dogger unter Jüngerem (Norddeutschland) Gr.Gerau s M el os Mainzer Darmstadt s M Wolfskehlen Gefaltete Molasse B Becken Darmstadt SW e Stockstadt p n Eich/Königsgarten Pfungstadt Mai U S Helvetikum Eich Würzburg R Wattenheim Osthofen Worms G Hofheim Flysch Frankenthal Kristallines Grundgebirge und Eppstein Nürnberg varistisch gefaltetes GebirgeMoldau Deidesheim t rd a Explorationsbohrung 2002 Saarbücken Dudenhofen a

Rot H Regen Landau Offenbach Huttenheim 0 100km Graben Forst- Rülzheim Weiher r Winden Hayna Rheinzabern Buchenau Kraichgau Spöck e Neureut Minfeld Leopoldshafen Senke Altmühl h Maximiliansau Weingarten c Knielingen s F Hagenbach i

d P Saar l k a f TSCHECHISCHE e n r a h f N ä BAYER. WALDl - R h r u Z o REPUBLIK c Ries F J n e E B r ru Stuttgart a B u A B - n r h au a e Rhein A c on La u n s D n r i ds Isar e Passau e h r N R b ut b ä -N a e B Z w u e G D ö Offenburg h 0 tt c K Neckar c in k L g S e e Ulm r n A Velden Teising H Rotter Forst C1 o Dona 500 Haimhausen c u R N N Dorfen h W Hebertshausen I -Ost Weitermühle- Ampfing Inn E Isen Mühldorf-Süd Z Aitingen 1000 Steink. S Schnaupping Haag Waldkr. E Schwabmünchen Hohenlinden Ödgassen Gendorf EE R München Anzing Bierwang Arlesried G 1500 Alba.-Rechtmehring H A Kirchdorf 2000 O Freiburg Boos Lauben Wolfersberg 48° Mönchsrot Moosach Schnaitsee 48° Lauberhart D Mattenhofen Trostberg I R W Oberschwarzach Niederrieden 2000 N V Heimertingen A Hofolding Wald Ellwangen L Aßling Irlach Pierling Bromberg Hoßkirch Traunreut H R 2500 Höhenrain Schmidhausen Breitbrun- R Hauerz Iller Almertsham Pfullendorf- O Kinsau 3000 Egstätt C C Ostrach V Inzenham-W. Inzenham- Wurzach 3500 Darching Zaißberg Gaisbeuren N 4000 H E S Fronhofen- Salzburg Illmensee E Lech e e n P a s s c k C B o l e H L M Tegernsee Markdorf l p i n e D A s u b a i n e n I O e p e t a l t r E a l e f r a n d d Basel e d R G r R ns o E En N S T Anlage 1 W Ö S C H E I Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 Gez.: B. Herrmann Anl_01 Jura-Kreide.FH9 Stand: 31.12.2002 Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland Paläozoikum und Buntsandstein

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E

Flensburg 4 0 S 0 0 4000 T

S 2000 E O E 4000 4000 4000 S 6000 D Wustrow 8000 R Barth Stralsund Kiel M Richtenberg O E Grimmen Reinkenhagen C Papenhagen N K -SW L Kirchdorf- 6000 E N Mesekenhagen Krummin Rostock B K 54° 54° U W Bansin Heringsdorf R - P Lütow G R N - V O Lübeck O V O R I N R P Z

D O 6000 M M D E E R N N U 4000 T Leybucht S Greetsiel Hamburg Stettin Emshörn Engerhafe Blaukirchen Z1 C E Manslagt Uttum Groothusen Großes Meer H Wybelsum Uphuser Meer N E E Emden - „Grenzbereich” B Emtinghausen-West Z1 L S S ra c n tenburg-T h d o Mulmshorn a w e R a e n Leer Taaken k Ostervesede b e ll Klosterseelte Z6a, Z6b n e u Einloh rg

E Wardenburg Bremen Bötersen Söh l

Grauen B 4000 i Munsterlager/

Preyersmühle- n Solt./Friedr.Alvern O Hengstlage-N. Kirchhatten Hastedt g Elbe

Hengstlage Völkersen Hemsbünde e Dethlingen 4000 Ortholz Kirch- n Ebstorf-Nord E D Sagermeer Hengstlage seelte Weissen- Munster-N. Ems Neerstedt moor Schmarbeck S.-Süd Barrien Wittorf Ebstorf Sage Brettorf Imbrock Ba.NW Wustrow C Bethermoor Brinkholz Syke Böddenstedt Ahlhorn Idsingen Horstberg Cloppenburg Dötlingen Horstedt Klosterseelte Hamwiede Niendorf II Volzendorf Rütenbrock W Walsrode N Visbek Varnhorn Winkelsett Neubruchhausen Bahnsen Lemgow Wöstendöllen a Halmern K Oder Vahren l Dreilingen Riebau s Becklingen Salzwedel- Varnhorn/Qu./W. Dageförde Ostbrandenburg P ApeldornHemmelte/Vahren Cap. ro n Rechterfeld W.-West e Wardböhmen Peckensen Hemmelte d g E Fehndorf Tenstedt Quaadmoor e/ in A Varenesch Staffhorst-Nord Id s Imbrock-Süd Z1 Salzwedel Sanne Annaveeeen Kneheim Wietingsmoor Heidberg- Schwelle Emlichheim- Goldenstedt OytheDüste Mellin Altensalzwedel N

Nord Emslage Siedenb. Staffhorst Aller Ha

Goldenst./Visb. Zethlingen v L 4000 Wisselshorst Z1 Adorf - Dalum Buchhorst Siedenburg/Staffh. e

Emlichheim Barenburg Hesterb. l Kalle Rehden DeblinghausenW Mellin-Süd Winkelstedt Kietz Ratzel Esche 4000 Walsrode-Ost Z1 Berlin

R Wielen Voigtei e Husum Rüdersdorf s Sch.-O. Wenze Bahrenbostel Burgmoor e

Uelsen e Schneeren

l r Sch.-W. 4000 K E Itterbeck- Frenswegen Uchte l AR Halle TM Fürstenwalde

e AL F Bentheim 2000 L w E Pillgram D C Spree Hohne Z1 h HT Hannover c I E Ochtrup NGEN S -R O P R O V I N Z - S - Leibsch I S W Märkisch- Mittweide-Trebarebatssch

Bahrenborstel Z14 Alfeld-Elze k K Buchholz Ratzdorf

r L

2000 AU 2000 Wellmitz a E Dornswalde Steinssdorf Breslack N R S I 52° 52° 2000 m C Schenkendöbern-Ost Guben H II R t Gr. Fallstein O Atterwasch h l L B Tauer ein LE R Lübben NO A Kl. Fallstein A N Drewitz Schlagsdorf D E U S I T Z

Staßfurt N B U R G - L A Lakoma 2000 Cottbus Burg Drebkau Raden HARZ Komptendorf

Döbern 2000 L A - Neis Dortmund Leine U se d S l I T e Halle Z f E R s T Bad Lauchstädt H Elbe B h Ü L Ruhr Kassel R O c Holzthaleben I C K i Volkenroda Holzsußra N E Rockensußra G Leipzig Mühlhausen Mehrstedt E E R ZS Allmenhausen G Kirchheilingen -SW. Langensalza B Dresden R T E I C Erdgasvorkommen K B E Köln E Behringen Fahner Höhe N FreibergErdölvorkommen (Zechstein) G Krahnberg Erfurt Gera R E Werra Lagerstätte erschöpft bzw. aufgelassen F TH E Ü B I R IN Salzstock H G E E C R S W S 2000 Tiefenlinie Zechsteinbasis in m unter NN L A aa S LD le G E H Auf-, Überschiebung C I S I Lahn E I N Abschiebung H E ERZGEBIRGE N R Plattform im Zechstein 2 Eger L Plattformhang im Zechstein 2 U Wiesbaden Praha

50° X Frankfurt Stinkschiefer- (Becken-) Fazies im Zechstein 2 50°

E Verbreitungsgrenze Rotliegend-Salinar M osel M B Heutige Verbreitungsgrenze sedimentäres Main U Rotliegend (Norddeutsches Becken) Würzburg R Südliche Verbreitungsgrenze Oberkarbon G Rotliegend anstehend

Nürnberg Kristallines Grundgebirge undMoldau varistisch gefaltetes Gebirge Saarbücken Explorationsbohrung 2002 Regen 0 100km

Altmühl F

P Saar f TSCHECHISCHE a h N BAYER. WALDl - R Z o REPUBLIK E n e Stuttgart A B u Rhein na A Do Isar Passau N R

G D K Neckar L Ulm A D onau R N N W E I Inn S Z E EE R G München H Freiburg A 48° 48° O N D I R W A V L H R R Iller O C C V N H E S E Salzburg P Lech C B L H A I O E Basel R R ns E En S T Anlage 2 W Ö S C H E I Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 Gez.: B. Herrmann Anl_02 Bundsanstein.fh9 Stand: 31.12.2002 Anlage 3

6° 8° 10° 12° 14°

Quartär Förder- teufen E E E Jura E S S T D Flensburg Trias R S O O Mittelplate N Dieksand Zechstein 2250 bis Ca2 N 2300m Quartär- I Rotliegend E G Tertiär T O S R Kreide L G T O O 54° H 54° Dogger IN R Büsumer Salzstock E T T T S Rostock Lias O Lübeck LS Trias HO J T AD ES Förder- E- W Tertiär teufen Hamburg Oberkreide Emden HAMBURGER JURATROG Unterkreide Quartär+Tertiär Förder- Jura teufen Dogger 1300bis Elbe 1500m N O R (>3000m)

D D E Trias U G T S

C H O R Od E H Zechstein

S a er T v e Ca2 2300 bis l 2450m Aller Rotliegend R B E E C Berlin N K ERSÄC E ED HSI Hannover R Spree NI SCHES N BECKEN O Tertiär H W F e I s e G r 52° eimer S Tertiär L A U S 52° enth and Ems Leine I B stein T Z Förder- Förder- teufen Kreide Förderteufen 500 bis 900m Tertiär teufen 300-800m Dogger Oberkreide Ne iss 500 bis T e H Lias Elbe dstein 1100m 1000 bis >2000m Unterkreide r San Ü Rhät ime R thRue I Zechstein Ben hr N Leipzig Kassel G E R R h B e E i n C K E N

Muschelkalk Förder- teufen Ölreserven > 1,5 Mill. t Buntsandstein Saa le Werra Ca2 950 bis hn 1150m Ölreserven < 1,5 Mill. t La Zechstein Ölfeld nicht mehr Frankfurt Eger in Förderung Praha 50° 50° Prospektive Mosel Gebiete N Main

E Würzburg Produktiver

B Saar Horizont Moldau

A Quartiär

R Tertiär Gaskappe 0 100km G Förderteufen Altmühl - 1400 bis 4400m N Jura I Kreide E Stuttgart H au on Rhein D R Isar R D Neckar A N E L R D O ona B V u N Inn O E P Tertiär L München 48° Förderteufen A 48° (Oberrheingraben) Iller 300 bis>2500m Mesozoikum Salzburg bis 3000m Lech

s Basel Enn

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - anl_03 Gebiete und Erdölstrukturen.fh9 Stand: 31.12.2002

Prospektive Gebiete, Erdölfelder und charakteristische Erdölstrukturen. Anlage 4

6° 8° 10° 12° 14°

Quartär Förder- E E Jura teufen S Flensburg T E S Trias E O S D Zechstein 2250m R Ca2 bis N O Rotliegend 2300m

54° Rostock 54° Lübeck

N Tertiär Förder- teufen O Kreide Hamburg R Jura D D Trias Emden E Zechstein 3170 bis U Rotliegend 3500m W T Oberkarbon e se S r C Elbe

Ems H E S Oder B E C K E N H Aller a v e l Berlin Hannover Spree Muschelkalk Förder- teufen Buntsandstein 350m

52° Leine Zechstein 1300 bis 52° Rhein Förderteufen Quartär-Tertiär Ca2 1500m Oberkreide Rotliegend

800 bis 1500m Unterkreide

Jura Förder- Ne Quartär+Tertiär iss Jura teufen e Elbe 1500 bis 2800m T Buntsandstein H Leipzig Ü 2000 bis 3500m R Trias Zechstein I N N 2500 bis 5000m Kassel G E K E Rotliegend R B E C bis >5000m Oberkarbon Zechstein Ca2 2300 bis Rotliegend 2300m

Jung- Tertiär Förder- Förderteufen Muschelkalk Saa teufen 350 bis>950m le Werra 400m Buntsandstein Alt- hn La Tertiär Ca2 950 bis 1150m Förderteufen Zechstein Eger bis 4000m Frankfurt Praha 50° Mesozoikum 50°

el os M ain Förderteufen M Quartär + Würzburg 700 bis Jungtertiär 2500m Molasse Saar Moldau

- Alttertiär N Molasse 1500 bis I (Jung- 4500m Regen E N + Alttertiär) Altmühl H E Kreide R B R A Förderteufen Malm E R Suttgart Dogger Jura B 1800 bis au G Lias on O >2000m D Isar Trias Neckar B E C K E N Erdgasfeld E - Do S S nau L A Inn Feld nicht mehr M O München in Förderung 48° 48° Prospektive Iller Gebiete Salzburg

Produktiver Lech Horizont s Basel Enn

0 100km Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - anl_03 Gebiete und Erdgasstrukturen.fh9 Stand: 31.12.2002

Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anlage 5

Anzahl

150 Erdölfelder

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 02

Mio. t

9 Erdölförderung

8 + Kondensat

3,7 Mio. t 4

1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 02

Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 2002.

Hannover - N 3.06 Stand: 31.12.2002 anl_05 Erdölfelder-förderrung.FH9 Anlage 6

Anzahl

150 Erdgasfelder

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 02 1999 Neuzuordnung der Erdgasfelder

3 Mrd. m (Vn)

Erdgasförderung (Rohgas)

3 21,42 Mrd. m (Vn)

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 02

Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 2002.

Hannover - N 3.06 Stand: 31.12.2002 anl_06 Erdgasfelder-förderrung.FH9 Perm Trias Jura Kreide Tertiär

Erdöllagerstätten

Oligozän

Paläozän Miozän Eozän Rotliegend Zechstein Buntsandstein Muschelkalk Pliozän Malm Lias Keuper Dogger Unterkreide Obekreide Hannover - N Stratigraphie Deutschland in Mittlerer Keuper Rhät Alpha Posidoniensch. Beta Gamma Delta Epsilon Zeta Oxford Kimmeridge Obermalm 1 Obermalm 2 Obermalm 5-3 Obermalm 6 Wealden Valendis Apt/Hauterive Maastricht Lattorf Rupel Chatt 3.06 - Stand: 31.12.2002 nördlich der Elbe

Mittelplate/Dieksand Reitbrook

Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdöllagerstätten in Deutschland. Anl_07 Stratigraphie Erdoel in Deutschland.FH9 Elbe - Oder/Neiße

Kietz Mesekenhagen (Kirchdorf) Lütow

Eddesse - Nord Eldingen

Hankensbüttel Weser - Ems Elbe - Weser Höver (Lehrte) Knesebeck (-Vorhhop) Lüben Nienhagen Ölheim - Süd Rühme Sinstorf Vorhop Wittingen - Südost

Barenburg Bockstedt Börger / Werlte Bramberge Düste Groß Lessen Hemmelte-West Liener Löningen Matrum Siedenburg Sögel Sulingen Vechta Voigtei Wehrbleck/Wehrbleck-Ost etihdrEms der westlich Adorf Emlichheim Georgsdorf Meppen/Meppen-Schwefingen Ringe Rühle Scheerhorn brhitlAlpenvorland Oberrheintal

rö Gaskappe Erdöl Eich-Königsgarten Landau Rülzheim

Aitingen Hebertshausen

Holzkirchen (Darching) Anlage 7 Anlage Anlage 8

Nordsee Elbe-Weser Weser- Ems

Erdgaslagerstätten in Deutschland

Stratigraphie Nordsee /A6 B4 Bahnsen Becklingen / Wardböhmen Dethlingen Dreilingen Einloh Hamwiede Husum / Schneeren Imbrock Ostervesede Rotenburg / Taaken SalzwedelWenze / Sanne Söhlingen Soltau / Friedrichseck Thönse Völkersen / Völkersen-Nord Walsrode / Idsingen Weissenmoor Apeldorn Bahrenborstel/Burgmoor/Uchte Bahrenborstel / Uchte Barenburg / Buchhorst Barrien / Neerstedt / Brinkholz Brettorf Cappeln Deblinghausen Dötlingen Düste Goldenstedt Goldenstedt / Visbek Goldenstedt / Oythe Großes Meer Hemmelte Hemmelte / Kneheim / Vahren Hengstlage Hengstlage / Sage / Sagermeer Klosterseelte Kneheim Pliozän Miozän (Aquitan) Tertiär Oligozän Eozän Paläozän Oberkreide Kreide Unterkreide Malm Jura Dogger Lias Keuper Trias Muschelkalk Buntsandstein Zechstein Perm Rotliegend Oberkarbon Karbon Unterkarbon

Weser-Ems westlich der Ems Thüringer Becken N.-M. Alpenv.

Erdgaslagerstätten in Deutschland

Stratigraphie Leer Löningen-Südost / Menslage Löningen-West / Holte / Menslage-Westrum Rehden Siedenburg / Staffhorst Siedenburg-West / Hesterberg Staffhorst-Nord / Päpsen Uphuser Meer Uttum / Greetsiel / Leybucht Varenesch Varnhorn / Quaadmoor/Wöstendöllen / Rechterfeld Wietingsmoor Adorf Annaveen Bentheim Emlichheim Emlichheim-NordLaarwald / Fehndorf Frenswegen Hohenkörben / Getelo Itterbeck-Halle Kalle Ratzel Ringe Rütenbrock Wielen Behringen Fahner Höhe Kirchheilingen Langensalza-Nord Mühlhausen Ochtrup Inzenham-West Pliozän Miozän (Aquitan) Tertiär Oligozän Eozän Paläozän Oberkreide Kreide Unterkreide Malm Jura Dogger Lias Keuper Trias Muschelkalk Buntsandstein Zechstein Perm Rotliegend Oberkarbon Karbon Unterkarbon

Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.2002 Anl_08 Stratigraphie Erdgas in Deutschland.FH9 Erdgas Erdgas mit hohem Kondensatanteil

Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten in Deutschland. Anlage 9

6° 8° 10° 12° 14° 2 030 E E S Flensburg T S Malm O Oberkreide

247 131 G N E O I R E E T T S IN S TE L D LS G O O O 54° R H 54° O ST H R N E T T - W S Rostock E O Lübeck D A J Dogger Hamburg

Emden HAMBURGER JURATROG

N O R Elbe

D D E 41 615 U G T S Zechstein

C H O 30 E R Oder

1 412 S Ha T v e l Aller 264 R B E E C Berlin N K ERSÄC E ED HSI Hannover R Spree NI SCHES N BECKEN O H W F e I s e G Dogger r 52° 52° Ems L A U S I Leine T Z Malm Lias

Ne iss Unterkreide T e Ruhr H Elbe Ü R Trias I N Leipzig Kassel G Perm E 16 921 R Karbon R h B e E i n C K E N

Saa le Werra hn La Prospektive Gebiete Frankfurt Eger Erdölfeld Praha 50° 50° KTB Feld nicht mehr in Förderung Mosel Trias

N Main Förderung

59 E Würzburg 2002 Erdöl

Tertiär B (in 1000 t) Saar Vorräte Moldau 814 A Tertiär 01.01.2003

R 41 0 100km G 468 Altmühl -

N I E Stuttgart H au on Rhein D R Isar R D Neckar A N E L R D O ona B V u N Inn O E P L München 48° A 48° Iller

Salzburg

Lech

s Basel Enn

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Anl_09 Erdölförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen.FH9 Stand: 31.12.2002

Erdölförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Anlage 10

6° 8° 10° 12° 14°

E E S Flensburg Jura T S 9 360 1 207 O E E N S O 54° Rostock 54° D R R D Lübeck O D N E U Hamburg T S C H Emden E S W B e E se Elbe C r K 20 140 Ems E N

Oder

H Aller a v e l Berlin Jura Hannover Spree

52° Trias Leine 52° Rhein

Oberkarbon 52

Zechstein 190 Ne iss e Elbe T H Leipzig Rotliegend Ü R I Kassel N G E N Zechstein E R B E C K

S aa Werra le hn La Prospektive Gebiete 316 448 Eger Frankfurt Erdgasfeld Praha 50° 50°

el os Feld nicht mehr in Förderung M n Mai Förderung Würzburg 2002 Erdgas (in Mio. m3(V ) Saar Moldau n Tertiär Vorräte - Rohgas - - 01.01.2003 N 25 359 I Regen 0 100km E N Altmühl H E R B R A E R Suttgart B au G on O D Isar

Neckar B E C K E N E - Do S S nau L A Inn M O München

48° 48° Iller

Salzburg

Lech

s Basel Enn

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Anl_10 Erdgasförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen.FH9 Stand: 31.12.2002

Erdgasförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Anlage 11 Erdöl- und Erdgasreserven in der Bundesrepublik Deutschland (Stand jeweils am 1. Januar)

Mio. t 120 Erdöl

wahrscheinliche Reserven

100 sichere Reserven

60,3 Mio. t

0 49 52 56 1960 1970 1980 1990 2000 47 1950 54 58 03

Mrd. m3(Vn) 400 326,4 Mrd. m³(Vn) Erdgas (Rohgas) wahrscheinliche Reserven sichere Reserven

300

200

100

0 1960 1970 1980 1990 2000 03

Hannover - N 3.06 Anl_11 Erdöl-Erdgasreserven.FH9

Anlage 12

(100 %) (100

n ) (V m Mrd. rd. 1 447 1 3 ) n (20,1 %) (22,5 %) (V 3 ) ) n n (V (V 3 3 Mrd. m Mrd. (57,4 %) Restgas Reserven Mrd. m Mrd. Mrd. m Mrd. 830 bereits gewonnen bereits rd. rd. 326 291

Rohgas (natürlicher Brennwert) rd. rd. rd. rd. sichere und wahrscheinliche sichere

ursprüngliche Gesamtmenge in den Lagerstätten den in Gesamtmenge ursprüngliche

(100 %) (100

Mio. t Mio. rd. 879 879 n e v r e s e ) R n e % e h t t 8 n c . , . i n l ) o 6 o ) i ( o i n l i % % M ö w e t M t 8 e h . , 4 s 2 7 , g c 9 e io 6 5 3 s 2 s r R 2 ( 6 5 t M ( i h . . e a Kumulative Produktion & Reserven Kumulative Produktion 0 d d r r 6 r w e . b d d r n u e r e h c i s

Erdöl und Erdgas und Erdgas Erdöl Deutschland in der Bundesrepublik ursprüngliche Gesamtmenge in den Lagerstätten den in Gesamtmenge ursprüngliche

Hannover - N3.06 - Gez.: B. Herrmann Anl_12 Oel+Fass.FH9 Stand: 31.12.2002 Anlage 13

E E S E FLENSBURG T E S S O D O R N Kiel-Rönne 10 Heide 60 ROSTOCK 0 100km LÜBECK

Wilhelmshaven- Rüstringen 35 HAMBURG Krummhörn 140 Kraak Etzel 534 51 8 Harsefeld (160) (140) 30 Blexen 9 Reitbrook 50 Huntorf 78 Bremen- 3 350 60 Sottorf (215) Lesum Ohrensen/ 5 Elbe Jemgum/ Nüttermoor 210 Harsefeld Holtgaste 850 20 (700) Neuenhuntorf BREMEN Dötlingen Oder 2025 Ha Peckensen v 60 e Kalle (740) l 4200 1 Aller 780 315 Rehden Hülsen BERLIN Uelsen Rüdersdorf 660 HANNOVER (300) Berlin Empelde Lehrte Spree 146 74 1567 W e Buchholz 184 s e r (113) 160 37 Epe Ems Leine (240) 183 Staßfurt (500) 725 Bernburg (416) Xanten Bernburg- Ne 2 iss Gnetsch e 192(125) Elbe Ruhr 585 1 2 Teutschenthal Bad KASSEL Lauchstädt LEIPZIG Kirchheilingen 426 3 DRESDEN R 200 Allmen- h e hausen i n 60 Burggraf - Bernsdorf

Reckrod (120) 82 Reckrod- Saa le Wölf Werra hn La

FRANKFURT

KTB Mosel Stockstadt WÜRZBURG 135 Main Hähnlein Eschenfelden 80 Saar Frankenthal 63 72 30 NÜRNBERG Regen Sandhausen Altmühl

STUTTGART nau Do Rhein o na D Isar u

Neckar

Albaching/ Inn MÜNCHEN Rechtmehring Bierwang (600) 1300 Wolfersberg (130) Schmidhausen FREIBURG Fronhofen- Iller Illmensee 320150 1080Breitbrunn/ 70 Inzenham-West Eggstätt 500 Lech

s Enn

Salzach Aare

Erdgas Rohöl, Mineralölprodukte, Flüssiggas Porenspeicher Kavernenspeicher Kavernenspeicher in Betrieb in Betrieb in Betrieb in Planung oder Bau in Planung oder Bau in Planung oder Bau 534 max. Arbeitsgaskapazität [Mill.m3(Vn)] 2 Anzahl der Einzelspeicher

Hannover - N 3.06 - Anl_13 Untertagespeicher.fh9 Stand: 31.12.2002

Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. Maximale verfügbare Arbeitsgasmenge in Untertage-Erdgasspeichern in Deutschland von 1955 bis 2002 3 Mrd. m (Vn)

Arbeitsgaskapazität 4

0 1955 60 65 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

Ehemalige Öl / Gas-Lagerstätten Quelle: Firmenmeldungen an das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung, Hannover; Berichte des LBA Clausthal-Zellerfeld; Bergbau-Jahrbücher, Glückauf-Verlag, Essen Aquifer Anlage 14 Kavernen Betrieb Planung

- N 3.06 - Hannover Anl_14 Arbeitsgaskapazität.FH9 Stand: 31.12.2002