Erdöl Und Erdgas in Der Bundesrepublik Deutschland 1998

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 1998

Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung, Hannover Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung, Hannover

Geological Survey of Lower Saxony

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 1998

MICHAEL PASTERNAK,MICHAEL KOSINOWSKI,JOACHIM LÖSCH, HANS-JÜRGEN MEYER &ROBERT SEDLACEK

Hannover 1999 TITELBILD:

Mittelplate – Deutschlands größtes Erdölfeld - "in der Zange". Sowohl von der Bohr- und Förderinsel Mittelplate als auch von der Landstation Dieksand aus wird die Entwicklung vo- rangetrieben. Eine erste Extended-reach-Bohrung (Dieksand 2, Länge 7727 m) wurde 1998 erfolgreich durch den Salzstock Büsum hindurch bis in die in ca. 2000 m Tiefe liegenden Dogger-Delta Trägersande geteuft. Quelle: Mittelplate Konsortium (RWE-DEA AG, Wintershall AG) Legende zum dargestellten geologischen W-E-Profil: Gelb: Quartär und Tertiär Hellgrün: Oberkreide Dunkelgrün: Unterkreide Brauntöne: Dogger (Dogger-Beta, -Gamma, -Delta, -Epsilon) Hellblau: Lias Violett: Trias Mittelblau: Salzstock (Zechstein) Grünblau: Salzstock (Rotliegend) Rot: Residualsediment (Hutgestein des Salzstockes)

ISBN 3-510-95844-6 ISSN 1430-9106

Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung Referat Kohlenwasserstoffgeologie

Stilleweg 2 D-30655 Hannover Telefon: (0511) 643-0 Telefax: (0511) 643-3667 3

Vorwort

Seit zehn Jahren wird der „Erdöljahresbericht“ des Niedersächsischen Landesamtes für Bodenforschung in der vorliegenden Form als eigen- ständige Schriftenreihe herausgegeben und dokumentiert die Entwick- lung der inländischen Kohlenwasserstoffexploration und –produktion.

Die inländische Erdöl- und Erdgasindustrie mußte sich 1998 bei fallen- den Erlösen im globalen Umfeld behaupten. Um die Konkurrenzfähigkeit im internationalen Wettbewerb auch weiterhin sicherzustellen, wurden unwirtschaftlich gewordene Erdölfelder und Bohrungen stillgelegt. Dieser bereits in den Vorjahren erkennbare Trend setzte sich damit auch 1998 fort.

Langfristig kann die inländische Produktion nur aufrecht erhalten werden, wenn es gelingt, die geförderten Mengen zu ersetzen – sei es durch neue Funde oder durch die Neubewertung und Erweiterung bereits be- kannter Lagerstätten.

In den vergangenen Jahren blieben auf diese Weise die Erdgasreserven trotz einer jährlichen Produktion von etwa 20 Mrd. m3 nahezu konstant.

Die Erdölreserven verringerten sich in der jüngeren Vergangenheit aufgrund der laufenden Förderung sowie der Stillegung und Neubewertung einiger Felder. Ohne den Reservenzuwachs aus der Entwicklung des Feldes Mittelplate/Dieksand wäre der Rückgang viel deutlicher ausgefal- len.

Die Einschätzung des noch bestehenden Explorationspotentiales in Deutschland beeinflußt die mittelfristigen Investitionsentscheidungen der Industrie.

Für das Erdgas wurde Ende der 80er Jahre geschätzt, daß seinerzeit noch etwa 300 Mrd. m3 Erdgasreserven zu finden seien. Davon sind inzwischen bereits 150 bis 200 Mrd. m3 durch Explorations- und Entwick- lungsbohrungen erschlossen worden.

Der Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (W.E.G.) und das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung gehen heute davon aus, daß zur Zeit für das Inland einschließlich des deutschen Anteils an der Nord- und Ostsee noch ein Explorationspotential von 100 bis 150 Mrd. m3 besteht. Allerdings ist selbst diese Spanne mit einer nicht unerheblichen Unsicherheit behaftet. Zu geringe Preise lassen die Explo- ration hochriskanter und kleinerer Bohrprojekte nicht zu, auf die jedoch nach fast vierzigjähriger Exploration in Nordwestdeutschland ein größe- 4 rer Teil der möglichen Bohrprospekte entfällt. Da der Übergang zwischen nicht wirtschaftlich gewinnbarer Ressource und wirtschaftlich abbaubarer Reserve in Abhängigkeit von Preisen und fiskalischen Rahmenbedin- gungen fließend ist, könnte sich das zu erwartende Explorationspotential auf 50 Mrd. m3 verringern.

Andererseits ist es denkbar, daß durch technologische Innovation die Er- schließung von Gasvorkommen in dichten Speichergesteinen wirtschaftlich interessant wird und ein nicht unerhebliches zusätzliches Explorati- onspotential darstellt. In der Region zwischen Hamburg, Bremen und Hannover sowie in Süddeutschland liegen hierfür Höffigkeitsgebiete.

Die Explorationsmöglichkeiten für Erdöl liegen im Bereich des Watten- meeres und im deutschen Teil der Nordsee, wie das Beispiel Mittelpla- te/Dieksand zeigt. Die noch zu findenden Ölreserven werden auf 15 Mil- lionen Tonnen geschätzt. Diese Zahl könnte jedoch deutlich höher aus- fallen, wenn das bisher relativ gering explorierte Gebiet im Bereich der Elbe- und Wesermündung (Jade-Westholstein-Trog) neu bewertet wür- de. 5

Inhaltsverzeichnis

Verzeichnis der Tabellen 6

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen 7

Zusammenfassung 9

Summary 10

1 Bohraktivität 11 1.1 Explorationsbohrungen 11 1.1.1 Aufschlußbohrungen 11 1.1.2 Teilfeldsuchbohrungen 12 1.2 Bohrergebnisse 15 1.3 Bohrmeterleistung 17 1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen 19

2 Geophysik 21

3 Konzessionswesen 25

4 Erdöl- und Erdgasproduktion 33 4.1 Erdöl 33 4.2 Erdgas 37

5 Erdöl- und Erdgasreserven 41 5.1 Reservendefinitionen für Kohlenwasserstoffe 41 5.2 Erdölreserven am 1. Januar 1999 42 5.3 Erdgasreserven am 1. Januar 1999 42

6 Untertage-Erdgasspeicherung 45 6

Anlagen 1-17: Übersichtskarten, Zusammenstellungen, Statistik Verzeichnis der Tabellen

Tab. 1: Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 1998. Tab. 2: Übersicht der Feldesentwicklungsbohrungen des Jahres 1998. Tab. 3: Bohrmeterleistung der Jahre 1993 bis 1998, aufgeteilt nach Bohrungskategorien. Tab. 4: Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 1998 auf die Bundesländer. Tab. 5: Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 1998 auf die Explorationsgebiete. Tab. 6: Seismische, gravimetrische und geomagnetische Messungen des Jahres 1998. Tab. 7: Verzeichnis der Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Erdöl- und Erdgas. Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion 1998. Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1994 bis 1998. Tab. 10: Erdölförderung und Erdölgasförderung 1998. Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 1996 bis 1998 auf die Produktionsgebiete. Tab. 12: Jahresförderungen 1997 und 1998 der förderstärksten Erdölfelder in Deutschland. Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1994 bis 1998. Tab. 14: Erdgasförderung 1998. Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung 1996 bis 1998 auf die Produktionsgebiete. Tab. 16: Jahresförderungen 1997 und 1998 der förderstärksten Erdgasfelder in Deutschland. Tab. 17: Erdölreserven nach Gebieten per 1. Jan. 1999. Tab. 18: Erdölreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 1999. Tab. 19: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Jan. 1999 (Rohgas). Tab. 20: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 1999 (Rohgas). Tab. 21: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Jan. 1999 (Reingas). Tab. 22: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 1999 (Reingas). Tab. 23: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung. Tab. 24: Arbeitsgasvolumen und Anzahl der Speicher im internationalen Vergleich. Tab. 25: Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases im internationalen Vergleich. Tab. 26: Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland - Porenspeicher -. Tab. 27: Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland - Kavernenspeicher -. Tab. 28: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. 7

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen

Abb. 1: Bohrmeter der Kohlenwasserstoffbohrungen von 1945 bis 1998. Abb. 2: Schematische Darstellung zur Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen in Deutschland. Abb. 3: Übersichtskarte der 3D-seismischen Meßgebiete. Abb. 4: Karte der Erdöl- und Erdgas-Erlaubnisfelder. Abb. 5: Erlaubnisgebiete deutsche Nordsee.

Anl. 1: Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland - Rhät, Jura, Kreide und Tertiär -. Anl. 2: Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland - Paläozoikum und Buntsandstein -. Anl. 3: Prospektive Gebiete, Erdölfelder und charakteristische Erdölstrukturen. Anl. 4: Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anl. 5: Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 1998. Anl. 6: Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 1998. Anl. 7: Stratigraphische Tabelle (Keuper bis Quartär) der produzierenden Erdöl- und Erdgaslagerstätten in NW-Deutschland. Anl. 8: Stratigraphische Tabelle (Karbon bis Buntsandstein) der Erdgaslagerstätten in NW- Deutschland. Anl. 9: Stratigraphische Tabelle der Erdöl- und Erdgaslagerstätten im Oberrheintal und Alpenvorland. Anl. 10: Stratigraphische Tabelle der Erdöl- und Erdgaslagerstätten in Ostdeutschland. Anl. 11: Erdölförderung und -vorräte in den Gebieten und nach Formationen aufgeteilt. Anl. 12: Erdgasförderung und -vorräte in den Gebieten und nach Formationen aufgeteilt. Anl. 13: Entwicklung der Erdöl- und Erdgasreserven in Deutschland von 1947 - 1999 bzw. von 1960 - 1999. Anl. 14: Erdöl in der Deutschland, kumulative Produktion, Reserven, Ressourcen. Anl. 15: Erdgas in Deutschland, kumulative Produktion, Reserven, Ressourcen. Anl. 16: Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. Anl. 17: Entwicklung der Arbeitsgaskapazität in den Untertagespeichern in Deutschland. 9

Zusammenfassung

Auf dem Sektor der Exploration waren 1998 unterschiedliche Entwicklungen zu beobachten. Während der Umfang der geophysikalischen Feldmessungen (Seismik, Gravimetrie und Magnetik) deutlich gestiegen ist, onshore allerdings ausgehend von einem sehr geringen Ni- veau, ist die Bohrtätigkeit der Exploration stark zurückgegangen.

Die einzige Aufschlußbohrung des Jahres konnte keine wirtschaftliche Fündigkeit erzielen. Eine Aufschlußbohrung aus den zurückliegenden Jahren wurde ebenfalls nicht fündig eingestuft. Deutlich positiver war das Ergebnis bei den Teilfeldsuchbohrungen: Vier der sechs beendeten Bohrungen waren gasfündig, zwei im Zechstein des Weser-Ems Gebietes, eine im Rotliegend der Lüneburger Heide sowie eine im Zechstein und Oberkarbon des Westems- landes. Darüber hinaus wurden 23 Erweiterungs- und Produktionsbohrungen fündig.

Die Bohrleistung hat sich gegenüber dem Vorjahr trotz des Ölpreisverfalls leicht auf 85 887 m gesteigert. Auf die Kategorie der Explorationsbohrungen (Aufschluß- und Teilfeld- suchbohrungen) entfiel nur noch knapp ein Drittel der Bohrmeter. In den drei vorangegange- nen Jahren betrug dieser Anteil fast die Hälfte. Etwa ein weiteres Drittel der Bohrmeter wurde in der Entwicklung von Öllagerstätten abgeteuft. Trotz der gestiegenen Bohrleistung wurden deutlich weniger Projekte als im Vorjahr gebohrt.

Der Umfang der 3D-Seismik stieg gegenüber 1997 um etwa 200 km2 auf 471 km2, gemessen in drei Surveys, u.a. in Süddeutschland. Darüber hinaus wurden diverse gravimetrische und geomagnetische Messungen durchgeführt. In der deutschen Nordsee hat sich die seismische Akquisition gegenüber 1997 auf etwa 4500 Profilkilometer verdoppelt.

Die Erdölförderung lag mit 2,89 Mio. t ungefähr auf dem Niveau des Vorjahres. Die förder- stärksten Lagerstätten waren das Feld Mittelplate vor der Küste Schleswig-Holsteins mit 780 000 t und das Feld Rühle im Emsland mit 410 000 t. Die Reserven gingen aufgrund der Neubewertungen einiger Lagerstätten und der Förderung auf 48,7 Mio. t zurück.

Die Erdgasförderung ist gegenüber 1997 abermals witterungsbedingt leicht auf 21,8 Mrd. m3 (natürlicher Brennwert) gesunken. Die förderstärksten Felder waren wie gewohnt Söhlingen mit 1,8 Mrd. m3 und aufgrund einer kräftigen Produktionssteigerung Hemmelte-Zechstein mit 1,7 Mrd. m3. Die Förderung konnte fast vollständig durch neue Reserven ausgeglichen werden. Die Reserven sanken um 2,3 Mrd. m3 auf 376 Mrd. m3.

Auf dem Sektor der Untertage-Erdgasspeicher (ehem. Lagerstätten, Aquifere und Salzkaver- nen) setzte sich auch im Jahre 1998 der Wachstumstrend für das verfügbare Arbeitsgasvolu- men fort. Gegenüber dem Vorjahr stieg das Arbeitsgasvolumen in 23 Porenspeicher- und 15 Kavernenspeicher-Betrieben um etwa 0,7 Mrd. m3 auf 16,1 Mrd. m3 an. Weitere ca. 6,7 Mrd. m3 Arbeitsgas sind in neuen Projekten oder durch Erweiterung bestehender Projekte in Planung oder Bau. Nach heutigem Planungsstand werden künftig 22,8 Mrd. m3 Arbeitsgas zum Aus- gleich saisonaler und tageszeitlicher Bedarfsschwankungen in Deutschland zur Verfügung stehen. 10

Summary

In 1998, the various aspects of exploration of oil and gas in Germany developed in different ways. Geophysical data acquisition (seismic, gravimetric, and magnetic field measurements) increased compared to the low level activity of the previous year. The number of exploration wells decreased significantly.

The only new-field wildcat of 1998 was no economic discovery. An exploration well of the previous years was classified dry, too. However, four out of six new-pool tests completed in 1998 found gas in commercial quantities: two in the Permian Zechstein of the Weser-Ems area, one in the Rotliegend of the Lüneburg Heath, and one in the Permian Zechstein and Upper Carboniferous of the Western Emsland. In addition 23 extension and production wells found oil or gas.

In total, 85 887 m were drilled in 1998 which is approximately 2 500 m more than the year before. Exploration wells (new-field wildcats and new-pool tests) accounted for only less than one third of the total. In the previous three years this portion amounted to 50 %. A remark- able share of about one third of the total accounts for oil wells drilled to further develop existing fields and to accelerate oil production. Although the total of meters increased compared to the previous year a smaller number of projects was drilled.

The area surveyed by 3D seismics increased by about 200 km2 to 471 km2. Three surveys were undertaken, one of which in Bavaria the other two in Northern Germany. Several gravimetric and geomagnetic measurements were carried out. In the German sector of the North Sea seismic data acquisition doubled compared to 1997 and amounts to 4 500 km.

Oil production reached 2.89 x 106 t which is approximately the same level as in 1997. The most prolific oil fields are Mittelplate in Schleswig-Holstein, which produced 780 000 t, and Rühle west of the Ems river with a production of about 410 000 t. The recoverable oil reserves (48.7 x 106 t) decreased due to production and revision of assessments of some fields.

Again, gas production decreased slightly to 21.8 x 109 m3 (raw gas). The most important gas field was as in previous years Söhlingen which produced 1.8 x 109 m3. Hemmelte-Zechstein improved its production and accounts for 1.7 x 109 m3. As a result of new discoveries and re- vised assessments of existing fields, the total of recoverable gas reserves as of 31.12.1998 (376 x 109 m3) was only insignificantly lower than that of the preceding year.

Underground gas storage in depleted oil or gas fields, in aquifer structures and salt caverns continued to increase. The total working gas capacity of 23 existing storage plants in porous media and 15 plants with salt caverns increased by 0.7 x 109 m3 to 16.1 x 109 m3. Another total capacity of 6.7 x 109 m3 is under construction or in the planning stage. In the near future 22.8 x 109 m3 will be available for shaving seasonal and daily peaks. 11

1 Bohraktivität

1.1 Explorationsbohrungen

Im Jahre 1998 wurden in Deutschland acht Explorationsbohrungen gebohrt. Darüber hinaus waren sechs Projekte, die schon vor 1998 ihre Endteufe erreicht hatten, in Bearbeitung (Tab. 1). Die Bohraktivitäten waren auf Nordwestdeutschland und hier auf Niedersachsen be- schränkt (Anl. 2). Ziele der Exploration waren die klassischen Erdgasprovinzen mit den bekannten Trägerhorizonten: das Staßfurt-Karbonat des Oldenburg-Hochs und des Westems- landes, das Oberkarbon im Westemsland und am Ostrand des Oldenburg-Hochs sowie das Rotliegend in der Nordhannover-Provinz. Auf die Kategorie der Aufschlußbohrungen entfiel dabei nur ein Projekt (zur Klassifikation der Bohrungen s. Abschnitt 1.4). Die Aufschlußboh- rung konnte keine wirtschaftliche Fündigkeit erzielen, wohl aber zwei Teilfeldsuchbohrungen. Zwei weitere Teilfeldsuchbohrungen, die schon vor 1998 ihre Endteufe erreicht hatten, wurden gasfündig bewertet. Im folgenden sollen Ziele und Ergebnisse der Projekte kurz dargestellt werden.

1.1.1 Aufschlußbohrungen

Elbe-Weser (West)

Mit der Aufschlußbohrung Steimbke Z1 (BEB1) wurde am Ostrand des Oldenburg-Hochs eine Karbonhochlage unterhalb des Salzstockes Lichtenhorst untersucht. Dieser Aufpres- sungshorst zeigte nach der Interpretation der Seismik in seiner strukturellen Anlage durch- aus Ähnlichkeiten mit der ca. 25 km südsüdwestlich gelegenen Lagerstättenstruktur Husum- Schneeren. In Husum-Schneeren sind die sonst häufig geringdurchlässigen Oberkarbon- Sandsteine stark geklüftet und haben dadurch Speichereigenschaften erhalten, die eine wirtschaftliche Förderung erst ermöglichen. Die Bohrung Steimbke Z1 hatte in ihrem Verlauf in einem Abschnitt des Salzstockes mit invers gelagertem Hauptanhydrit zunächst starke Lau- genzuflüsse. Später kamen Spülungsverluste hinzu, die in Zusammenhang mit den andau- ernden Laugenzuflüssen zur Aufgabe des Bohrloches führten. Daraufhin wurde die Bohrung zum 2. Loch abgelenkt. Die Bohrung traf die Zechsteinbasis deutlich tiefer als prognostiziert an. Das geringmächtige Rotliegend-Profil wies wie erwartet keine Speichergesteine auf. Deutliche Gasanzeichen hatten dagegen die Sandsteine des Oberkarbon. Ein Test auf die wenig bis mäßig porösen Sandsteine erbrachte äußerst geringe, nicht meßbare Gaszuflüsse. Eine anschließende Frac-Behandlung der fast undurchlässigen Träger führte zu keiner Ver- besserung des Gaszuflusses, so daß die Bohrung als nicht fündig verfüllt wurde.

Bereits 1993 war an der Westflanke des südlichen Schneverdingen-Grabens die Aufschluß- bohrung Walsrode-Ost Z1 (MEEG) abgeteuft worden. Der Wustrow- und der Havel- Sandstein des Rotliegend waren gasführend angetroffen worden, die schlechten Speicher-

1 Auftraggeber bzw. federführende Firma, Abkürzungen s. Tab. 10 12 eigenschaften der Träger ließen aber keine wirtschaftliche Förderung erwarten. Eine geplante Ablenkung der Bohrung steht zur Diskussion.

Ebenfalls im südlichen Schneverdingen-Graben hatte Ende 1997 die Aufschlußbohrung Wisselshorst Z1 (Preussag) den Wustrow- und den Elbe/Havel-Sandstein des Rotliegend gasführend aufgeschlossen. Aufgrund der schlechten Testergebnisse wurde in 1998 eine Frac-Behandlung durchgeführt. Danach betrug die unstabilisierte Rate ca. 2400 m3/h bei ge- ringem Kopffließdruck. Das Ergebnis der Bohrung steht noch aus.

Weser-Ems

Bereits in 1989/90 hatte die Aufschlußbohrung Holtorf Z1 (Wintershall) östlich des Gasfel- des Wöstendöllen eine Hochlage des Staßfurt-Karbonats mit Nebenziel Oberkarbon untersucht. Nachdem Teste auf die gasführenden Oberkarbon-Sandsteine nur geringe Gaszuflüs- se erbracht hatten, erwog man eine Ablenkung und die Bohrung blieb ohne abschließendes Ergebnis. Nunmehr wurde die Bohrung für nicht fündig erklärt. Da eine geologische Ablen- kung nach unterschiedlichen Untersuchungen keine Erfolgsaussichten hat, soll die teilverfüll- te Bohrung komplett verfüllt werden.

1.1.2 Teilfeldsuchbohrungen

Elbe-Weser (West)

Die Teilfeldsuchbohrung Lindhoop Z1 (RWE-DEA) hatte das Ziel, die Rotliegend- Sandsteine der Elbe- und Havel-Subgruppe an der Ostflanke des südlichen Wümme- Grabens südlich des Gasfeldes Völkersen gasführend nachzuweisen. Die Bohrung war auf einen tektonischen Block angesetzt worden, der nach Interpretation der Seismik offenbar durch ein westlich streichendes, wrenchbezogenes Störungselement von dem Hauptfeld ab- getrennt ist. Zum Ende des Jahres 1998 hatte die Bohrung ihre Endteufe noch nicht erreicht und stand bei 5180 m Bohrteufe in der Dethlingen-Formation des Rotliegend.

In 1997 hatte die Teilfeldsuchbohrung Osterheide Z1 (RWE-DEA) das Rotliegend einer bisher ungetesteten Teilscholle am Westrand des Gasfeldes Dethlingen (Munster-Halmern- Wietzendorf) erschlossen. Hauptziel war der Wustrow-Sandstein des Rotliegend, der sich in diesem Bereich durch eine starke Amplitudenanomalie der Seismik auszeichnet. Der Wust- row-Sandstein wurde in der vorhergesagten Teufe mäßig bis gut porös und gasführend angetroffen. Die tieferen Sandsteine (Ebstorf- und Dethlingen-Sandstein) sind verwässert. Tes- te in 1998 brachten eine maximale stabilisierte Gaszuflußrate von 30 000 m3/h bei 280 bar Kopffließdruck. Die Bohrung ist damit gasfündig.

Im südlichen Rotenburg-Graben sollte die in 1997 begonnene und in 1998 fertiggestellte Teilfeldsuchbohrung Walsrode-Nord Z1 (MEEG) nördlich des Gasfeldes Walsrode neue Gasreserven im Rotliegend erschließen. Das zu untersuchende Gebiet befindet sich in einem Bereich, der von dem Gasfeld Walsrode durch ein Störungssystem getrennt ist. Die strukturellen Vorstellungen konnten durch das erbohrte geologische Profil weitgehend bestä- tigt werden. Die Bohrung traf den Träger, den Havel-Sandstein, mit deutlichen Gasanzeichen an. Der tiefere, speicherfähigere Teil des Trägers hätte nach Maßgabe der bisher bekannten 13

Gassäule aus dem Feld Walsrode im Gas stehen müssen. Ein Test auf diesen Bereich för- derte aber nur Wasser und geringe Mengen an Lösungsgas. Der höhere Teil des Trägers ist nach Logauswertung zwar gasführend, hat aber schlechte Speichereigenschaften. Aufgrund dieser Befunde wurde das Bohrloch als nicht fündig eingestuft. Das Bohrloch steht für eine mögliche geologische Ablenkung nach Süden in das Hauptfeld offen.

Weser-Ems

Die Teilfeldsuchbohrung Buchhorst Z13 (MEEG) untersuchte südlich der Feldergruppe Buchhorst-Barenburg eine bisher nicht erschlossene allochthone Zechstein-Scholle, in der das Staßfurt-Karbonat gasführend erwartet wurde. Die Scholle war in der Seismik identifiziert worden und zeichnete sich durch eine extreme Hochlage aus. Nach Interpretation der Seis- mik war der allochthone Verbund aus Staßfurt-Karbonat und Basalanhydrit in einer Stö- rungszone bis in das Niveau des Mittleren Buntsandstein aufgedrungen und schwimmt dort in Salzen des Zechstein. Das strukturelle Modell konnte durch die erbohrte Schichtenfolge voll bestätigt werden. Beim Bohren des Basalanhydrits hatte die Bohrung einen unvermittel- ten Gaszufluß, der in der Folge zur Aufgabe des Bohrlochs führte. Das 2. Loch erbohrte den Träger im oberen Teil gasführend, im unteren Teil verwässert und gut porös. Das Bohrloch wurde deshalb rückverfüllt und auf den oberen Teil des Trägers abgelenkt. Das 3. Loch schloß das Staßfurt-Karbonat wiederum gasführend auf. Testarbeiten wurden bis Jahresen- de nicht durchgeführt.

Etwa 7 km westnordwestlich der gasfündigen Burgmoor Z1 wurde die Teilfeldsuchbohrung Burgmoor Z2 (BEB) abgeteuft, um die Ausdehnung des Gasfundes nach Westen zu verfol- gen. Zunächst war ein stark geneigtes Pilotloch geplant, das bei Fündigkeit aber geringer Förderkapazität zu einer 500 m langen, annähernd horizontalen Strecke hätte abgelenkt werden sollen. Die Bohrung schloß das erwartete Profil auf. Als günstig war zu bewerten, daß das Staßfurt-Karbonat etwa 60 m höher als vorhergesagt angetroffen wurde. Die Boh- rung durchteufte das Reservoir in der gesamten Mächtigkeit gasführend und wurde im Wer- ra-Anhydrit eingestellt. Trotzt der nur mäßigen Matrixporosität lag die stabilisierte Testrate mit 250 bar Kopffließdruck bei 34 000 m3/h, so daß sicher eine Kluftporosität vorhanden ist. Überraschend war, daß das Gas annähernd schwefelwasserstoffrei ist. Die Bohrung ist gas- fündig. Die optionale Ablenkung wurde nicht durchgeführt.

Bereits in 1995 war mit der Teilfeldsuchbohrung Düste Z9 (Wintershall) westlich des Gasfel- des Düste, in dem der Mittlere Buntsandstein und das Staßfurt-Karbonat in Förderung stehen, auf das Karbon gebohrt worden. Nebenziel war der Mittlere Buntsandstein. Mit dem zweiten Loch hatte die Bohrung das Oberkarbon erreicht. Die Speicher des Mittleren Bunt- sandstein und des Oberkarbon sind gasführend, das Staßfurt-Karbonat ist verwässert. Teste auf die Oberkarbon-Sandsteine ließen auf äußerst gering Permeabilitäten schließen, so daß entschieden wurde, Frac-Behandlungen durchzuführen. Bis zum Jahresende 1998 blieb die Bohrung weiterhin ohne endgültiges Ergebnis.

Östlich des Gasfeldes Hemmelte-Kneheim-Vahren untersuchte die Teilfeldsuchbohrung Kneheim Z4 (MEEG) das Staßfurt-Karbonat in einem durch Störungen vom Hauptfeld abgetrennten Bereich. Dieser tektonische Block war schon 1986 mit der Bohrung Vahren-Z3 ge- 14 testet worden, damals allerdings in strukturtiefer Position und ohne Erfolg. Die Bohrung Kne- heim-Z4 erreichte das Staßfurt-Karbonat strukturhoch und schloß es in einer annähernd horizontalen Bohrstrecke mit mehr als 500 m auf und wurde im Werra-Anhydrit eingestellt. Der Träger hatte über die gesamte Mächtigkeit starke Gasanzeichen. Teste wurden bis zum Jah- resende 1998 noch nicht durchgeführt.

Die Teilfeldsuchbohrung Sagermeer-Südwest Z1 (MEEG) hatte das Ziel, westlich des Gas- feldes Sagermeer-Süd neue Gasreserven zu erschließen. Da die fazielle Ausbildung des Staßfurt-Karbonats in diesem Gebiet eher schlechte bis mäßige Trägereigenschaften erwarten ließ, war eine etwa 1000 m lange Horizontalbohrstrecke im Bereich des Trägers geplant. Die Bohrung traf den Basalanhydrit höher als erwartet an. Da die bis zu diesem Punkt auf- gebaute Bohrlochneigung für die geplante Horizontalstrecke noch nicht ausreichte, wurde die Bohrung rückzementiert und abgelenkt. Mit dem 2. Loch wurde das Staßfurt-Karbonat gas- führend angetroffen und in einer Tiefe von ca. 3800 m mit einer in Deutschland noch nicht er- reichten Horizontalbohrstrecke von mehr als 1100 m im Träger aufgeschlossen. In einem Produktionstest erzielte die Bohrung eine stabile Förderrate von 26 000 m3/h bei 263 bar Kopffließdruck. Die Bohrung ist gasfündig.

Westlich der Ems

Die Teilfeldsuchbohrung Emlichheim Z15 (Wintershall) war auf die Sandsteine des Ober- karbon in einer durch Störungen abgetrennten Hochlage südlich des zentralen Teils des Gasfeldes Emlichheim angesetzt worden. Nördlich dieser Struktur hatte schon die Bohrung Emlichheim Z9 eine Gasführung im Oberkarbon nachgewiesen. Top Oberkarbon wurde in der erwarteten Teufe angetroffen. Die Sandsteine hatten während des Bohrens zwar geringe Gasanzeichen, waren nach Loginterpretation aber verwässert. Das Staßfurt-Karbonat ist gasführend soll aber durch die ca. 400 m nordnordwestlich stehende, produzierende Emlich- heim Z9 drainiert werden. Das Bohrloch wurde ohne Teste als nicht fündig eingestuft und bis in den Werra-Anhydrit zurückzementiert. Über die weitere Verwendung wird zu einem späte- ren Zeitpunkt entschieden.

Die Teilfeldsuchbohrung Ringe Z1 (Preussag) untersuchte die westliche Fortsetzung der An- tiklinalstruktur Adorf, die dort die Bildung des Gasfeldes ermöglicht hat. Zielhorizonte waren das Staßfurt-Karbonat und die Sandsteine des Oberkarbon. Nördlich und südlich der defi- nierten Struktur Ringe war schon in den Jahren 1976 bzw. 1960 der Träger des Zechstein auf der Grundlage der damaligen Seismik jeweils strukturtief und ohne Erfolg erbohrt worden. Die Bohrung Ringe Z1 durchteufte den Bentheimer Sandstein ölführend. Das Staßfurt- Karbonat wurde etwas tiefer als erwartet, das Oberkarbon aber entsprechend der Prognose angetroffen. Beide Träger sind gasführend. Die mäßig porösen Sandsteine des Oberkarbon wurden mit einer Rate von ca. 8000 m3/h, das geringporöse Staßfurt-Karbonat mit einer Rate von ca. 4000 m3/h getestet, jeweils nach Stimulationsbehandlungen. Die Bohrung ist gasfün- dig. Der Bentheimer Sandstein wurde nicht getestet. Das Ölvorkommen soll gegebenenfalls unabhängig von der Bohrung Ringe Z1 erschlossen werden. 15

1.2 Bohrergebnisse

In 1998 waren 55 Bohrvorhaben in Bearbeitung. Der hohe Anteil der Ölprojekte von fast der Hälfte im vorhergehenden Jahr bewegte sich wieder in Richtung eines gewohnt geringeren Anteils. Etwa ein Drittel der Vorhaben (neunzehn) hatten die Entwicklung von Öllagerstätten zum Ziel. Regionale Schwerpunkte der Ölbohrungen waren wie üblich das Westemsland und Schleswig-Holstein. An der Westküste Schleswig-Holsteins wurde 1998 die Extended-reach- Bohrung Dieksand 2 (s. Titelbild) erfolgreich fertiggestellt. Die Gasbohrungen wurden in den bekannten Erdgasprovinzen Nordhannover, Südoldenburg und Westemsland bzw. in deren Peripherie abgeteuft.

In den Tabellen 1 und 2 sind die Explorations- und Feldesentwicklungsbohrungen mit ihren Ergebnissen zusammengestellt. Insgesamt wurden 27 Projekte öl- oder gasfündig. Erfolg- reich waren auch fünf Pilotlöcher und technische Ablenkungen produzierender Sonden. Dreizehn Bohrungen hatten ihre Endteufe zum Stichtag noch nicht erreicht oder waren noch ohne Ergebnis, zehn gingen z.T. aus technisch Gründen fehl oder haben ihr Ziel nicht erreicht.

Mit den zwei beendeten Aufschlußbohrungen gelang kein neuer wirtschaftlicher Gasfund (s. Kap. 1.1). Erfolge in der Exploration brachten die Teilfeldsuchbohrungen. Vier der sechs endgültig bewerteten Bohrungen waren gasfündig. In der Kategorie der Feldesentwicklungs- bohrungen wurden 23 Bohrungen fündig. Die Fündigkeitsquote erreichte damit etwa 80 %. Die technischen Ablenkungen von vier älteren Ölsonden haben den Träger wieder ölführend angetroffen und ihr Ziel damit erreicht.

Tab. 1: Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 1998. Bohrlokationen s. Anl. 2.

Name Operator RechtswertHochwert Status Ziel/ ET Horizont Fundhorizont in m bei ET Aufschlußbohrungen (A3) Elbe-Weser (West) Steimbke Z1 (2. Loch) BEB 3524264 5844852 fehl Oberkarbon 4768,6 Oberkarbon Walsrode-Ost Z1 (2. Loch)* MEEG 3543584 5860412 n.k.E. Rotliegend 5189,9 Oberkarbon Wisselshorst Z1* Preussag 3546574 5865255 n.k.E. Rotliegend 5144,3 Rotliegend Weser-Ems Holtorf Z1 (3. Loch)* Wintershall 3467383 5854913 fehl Oberkarbon 4645,0 Oberkarbon

Teilfeldsuchbohrungen (A4) Elbe-Weser (West) Lindhoop Z1 RWE-DEA 3519554 5868363 bohrt Rotliegend Osterheide Z1* RWE-DEA 3567732 5868890 gasfündig Rotliegend 5320,0 Rotliegend Walsrode-Nord Z1 MEEG 3557944 5864948 fehl Rotliegend 4854,0 Rotliegend Weser-Ems Buchhorst Z13 (3. Loch) MEEG 3482713 5834296 n.k.E. Straßfurt-Karb. 3023,0 Zechstein Burgmoor Z2* BEB 3485841 5821547 gasfündig Straßfurt-Karb. 3260,0 Zechstein Düste Z9 (2. Loch)* Wintershall 3463866 5842136 n.k.E. Oberkarbon 4895,0 Oberkarbon Kneheim Z4 MEEG 3434153 5852277 n.k.E. Straßfurt-Karb. 4440,0 Zechstein Sagermeer-Südwest Z1 (2. L.) MEEG 3440949 5866092 gasfündig Straßfurt-Karb. 5025,0 Zechstein Westlich der Ems Emlichheim Z15 Wintershall 2554752 5830981 fehl Oberkarbon 3330,0 Oberkarbon Ringe Z1 Preussag 2564050 5830950 gasfündig Oberkarbon 3595,0 Oberkarbon

Status mit Stand vom 31. Dezember 1998; *: Endteufe vor 1998 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis. 16

Tab. 2: Übersicht der Feldesentwicklungsbohrungen des Jahres 1998.

Name Operator Zielhorizont Status Erweiterungsbohrungen (B1) Nördlich der Elbe Mittelplate A11 (2. Loch) RWE-DEA Dogger Ziel erreicht Elbe-Weser (West) Gilkenheide Z21 BEB Rotliegend fehl Munster Z6 BEB Rotliegend technisch fehl Munster Z6A BEB Rotliegend bohrt Völkersen-Nord Z2 (2. Loch)1 RWE-DEA Rotliegend gasfündig

Produktionsbohrungen (B2) Nördlich der Elbe Dieksand 2 RWE-DEA Dogger ölfündig Mittelplate A10 RWE-DEA Dogger ölfündig Mittelplate A12 RWE-DEA Dogger bohrt Elbe-Weser (Ost) Salzwedel 132 (2. Loch) EEG Rotliegend Ziel nicht erreicht Elbe-Weser (West) Eldingen 21a (3. Loch)1 BEB Lias fehl Lüben-West 3a (2. Loch) BEB Dogger technisch fehl Lüben-West 9a BEB Dogger ölfündig Munster-Nord Z3 Preussag Rotliegend gasfündig Schneeren-Ost Z2 Preussag Oberkarbon gasfündig Söhlingen Z8a BEB Rotliegend bohrt Völkersen Z4 (2. Loch) RWE-DEA Rotliegend gasfündig Völkersen-Nord Z3 RWE-DEA Rotliegend noch kein Ergebnis Völkersen-Nord Z4 (3. Loch) RWE-DEA Rotliegend bohrt Weser-Ems Düste T3b (2. Loch)1 Wintershall M. Buntsandstein gasfündig Goldenstedt Z19a MEEG Staßfurt-Karbonat gasfündig Kirchseelte Z1a BEB Staßfurt-Karbonat gasfündig Leer Z3a1 Preussag Rotliegend gasfündig Päpsen Z1c1 Wintershall Staßfurt-Karbonat noch kein Ergebnis Rehden 32a1 Wintershall Oberkarbon fehl Schwefingen 1a Preussag Bentheimer Sandstein ölfündig Siedenburg Z23a (2. Loch)1 MEEG Staßfurt-Karbonat gasfündig Staffhorst-Nord Z2a Wintershall Staßfurt-Karbonat gasfündig Visbek Z12c MEEG Staßfurt-Karbonat gasfündig Wettrup 241 Preussag Bentheimer Sandsteinölfündig Westlich der Ems Adorf H2b2 Preussag Bentheimer Sandsteinölfündig Emlichheim 48 (2. Loch) Wintershall Bentheimer Sandstein Ziel erreicht Emlichheim 96 (2. Loch) Wintershall Bentheimer Sandstein Ziel erreicht Emlichheim 141a (2. Loch) Wintershall Bentheimer Sandstein Ziel erreicht Georgsdorf 26A (2. Loch) 1 BEB Bentheimer Sandstein ölfündig Georgsdorf 137a BEB Bentheimer Sandstein ölfündig Rühlermoor 68a Preussag Bentheimer Sandstein ölfündig Rühlermoor 328a Preussag Bentheimer Sandstein ölfündig Rühlermoor 506a Preussag Bentheimer Sandstein ölfündig Rühlermoor 656a Preussag Bentheimer Sandstein ölfündig Rühlertwist 103 (2. Loch) Wintershall Bentheimer Sandstein Ziel erreicht

Hilfsbohrungen (B3) Westlich der Ems Emlichheim 518 Wintershall Bentheimer Sandstein bohrt

Status mit Stand vom 31. Dezember 1998; 1: Endteufe vor 1998 erreicht; 2: als Hilfsbohrung gebohrt. 17

1.3 Bohrmeterleistung

In 1998 betrug die Bohrleistung in der deutschen Kohlenwasserstoffexploration und -produktion 85 887 m (Tab. 3, Abb. 1). Sie lag damit ungefähr auf dem Niveau des Vorjahres. Da nach wie vor kein eindeutiger langfristiger Trend zu erkennen ist, soll der Wert mit dem Mittel der letzten fünf Jahre verglichen werden. Gegenüber diesem Mittelwert fällt die Bohrleistung nur um etwa 1400 m oder etwa 1,6 % geringer aus. Für das laufende Jahr wird u.a. aufgrund des Ölpreisverfalles mit einem starken Einbruch der Bohraktivität gerechnet, der besonders die Exploration treffen dürfte.

Die Explorationsbohrtätigkeit sank gegenüber dem Vorjahr (und dem Mittel der letzten fünf Jahre) drastisch um ca. 12 000 Bohrmeter auf etwa 27 000 Bohrmeter. Dieser Rückgang ist darauf zurückzuführen, daß lediglich eine Aufschlußbohrung (zur Klassifikation der Bohrun- gen siehe folgenden Abschnitt) gebohrt wurde, die Bohrmeter der Teilfeldsuchbohrungen blieben in etwa auf dem Niveau des Vorjahres.

Aufgefangen wurde diese Entwicklung durch den Anstieg der Bohrmeterleistung bei den Fel- desentwicklungsbohrungen um ca. 14 000 m auf etwa 58 500 m. Innerhalb der Kategorie der Feldesentwicklungsbohrungen ist das Verhältnis von Erweiterungsbohrungen (B1) zu Pro- duktionsbohrungen (B2) wie üblich stark zu Gunsten der Produktionsbohrungen verschoben (Tab. 3). Waren in 1997 noch fast die Hälfte der Bohrmeter der Feldesentwicklungsbohrun- gen in Öllagerstätten abgeteuft worden, so belief sich der Anteil in 1998 nur noch auf etwa ein Drittel.

Auch im vergangenen Jahr konzentrierte sich die Bohraktivität auf Niedersachsen und hier auf das Gebiet Elbe-Weser (Tab. 4 und 5), also auf den Bereich des Rotliegend-Gasgürtels. Schwerpunkt waren hier die Aktivitäten in den Feldern Völkersen und Dethlingen (Munster). Nachdem der Anteil Niedersachsens aufgrund der Bohrkampagne im Feld Mittelplate in 1997 auf etwa 75 % zurückgegangen war, stieg er nunmehr wieder auf über 80 % an. Auf Schles- wig-Holstein entfielen in 1998 etwa 17 % der abgeteuften Bohrmeter, wiederum bedingt durch die Entwicklung der Öllagerstätte Mittelplate, z.T. von Land aus mittels der Extended- reach-Bohrung Dieksand 2. Eine vergleichsweise geringe Bohraktivität war in Sachsen- Anhalt zu verzeichnen.

Tab. 3: Bohrmeterleistung der Jahre 1993 bis 1998, aufgeteilt nach Bohrungskategorien.

Jahr Bohrmeter Explorationsbohrungen Feldesentwicklungsbohrungen A3 A4 B1 B2 B3 m % m % m % m % m % m % 1993 67 532 100 12 599 18,7 14 157 21,0 13 392 19,8 27 384 40,5 - 0,0 1994 82 369 100 10 886 13,2 11 537 14,0 24 581 29,8 33 694 40,9 1 671 2,0 1995 109 187 100 31 515 28,9 21 709 19,9 15 137 13,9 39 287 36,0 1 539 1,4 1996 93 782 100 13 333 14,2 29 256 31,2 15 828 16,9 34 134 36,4 1 231 1,3 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 Mittelwert 87 242 100 16 999 19,0 19 777 22,5 15 158 17,7 34 228 39,6 1 349 1,2 1993-1997 18

Tab. 4: Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 1998 auf die Bundesländer.

Bundesland Exploration Feldesentwicklung Summe Anteil in % A3 A4 B1 B2 B3 Niedersachsen 4 941,60 22 375,10 9 167,50 34 062,55 731,90 71 278,65 83,0 Sachsen-Anhalt - - - 324,40 - 324,40 0,4 Schleswig-Holstein - - 3 678,00 10 606,00 - 14 284,00 16,6 Summe 4 941,60 22 375,10 12 845,50 44 992,95 731,90 85 887,05 100,0

Tab. 5: Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 1998 auf die Explorationsgebiete.

Gebiet Exploration Feldesentwicklung Summe Anteil in % A3 A4 B1 B2 B3 Nördlich der Elbe - - 3 678,00 10 606,00 - 14 284,00 16,6 Elbe-Weser (Ost) - - 324,40 - 324,40 0,4 Elbe-Weser (West) 4 941,60 5 436,00 9 167,50 24 371,00 - 43 916,10 51,1 Weser-Ems - 13 269,10 - 7 546,70 - 20 815,80 24,2 Westlich der Ems - 3 670,00 - 2 144,85 731,90 6 546,75 7,6 Summe 4 941,60 22 375,10 12 845,50 44 992,95 731,90 85 887,05 100,0

900 000

Bohrmeter 800 000

700 000

600 000

500 000

400 000

300 000

200 000 85 887 m

100 000

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 1998

Abb. 1: Bohrmeter der Kohlenwasserstoffbohrungen (ohne Speicherbohrungen) von 1945 bis 1998 (einschließlich DDR). 19

1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen

Für die in Deutschland abgeteuften Bohrungen gilt seit 1. Januar 1981 verbindlich die folgende, von Bergbehörden, Geologischem Dienst und der Erdölindustrie gemeinsam erarbeitete Boh- rungsklassifikation. Abb. 2 erläutert anhand eines schematischen Schnittes durch mehrere La- gerstätten die unterschiedlichen Bohrungsklassen.

A Explorationsbohrung (Exploration Well) Sie hat die Aufgabe, den Untergrund auf die Voraussetzungen für die Kohlenwasser- stoffgenese und -akkumulation bzw. auf das Auftreten wirtschaftlich förderbarer Vor- kommen zu untersuchen. Sie erfüllt alle Voraussetzungen, um den Aufschlußverpflich- tungen der Erdölgesellschaften zur Suche nach Kohlenwasserstoffen in den ihnen ver- liehenen Gebieten zu genügen.

A1 Untersuchungsbohrung (Shallow stratigraphic test, structure test) Sie dient der geologischen Vorerkundung. Es handelt sich meist um eine Bohrung ge- ringerer Teufe, die zur Klärung tektonischer, fazieller, geochemischer etc. Fragen abgeteuft wird. Im allgemeinen hat sie nicht die Aufgabe, Erdöl- oder Erdgasansammlungen zu suchen. Ihre Numerierung erfolgt vierstellig, beginnend mit 1001.

A2 Basisbohrung (Deep stratigraphic test) Sie erkundet in großen Teufen solche Schichtfolgen, über die bisher nur geringe Kennt- nisse vorliegen, mit dem Ziel, Muttergesteine und/oder Speichergesteine nachzuweisen. Da sie ohne genaue Kenntnis der erdölgeologischen Verhältnisse abgeteuft wird, hat sie nicht die unmittelbare Aufgabe, eine Erdöl- oder Erdgaslagerstätte zu suchen.

A3 Aufschlußbohrung (New field wildcat) Sie hat die Aufgabe, ein neues Erdöl- oder Erdgasfeld zu suchen.

A4 Teilfeldsuchbohrung (New pool test: new tectonic block, new facies area, deeper or shal- lower horizon etc.) Sie sucht entweder ein von produzierenden Flächen abgetrenntes Teilfeld in demselben produktiven Horizont, wobei sie in der Regel nicht weiter als 5 km von einem bereits erschlossenen Feld entfernt steht, oder einen neuen Erdöl oder Erdgas führenden Hori- zont unterhalb oder oberhalb einer erschlossenen Lagerstätte. Dieser neue Horizont ge- hört in der Regel einer anderen stratigraphischen Stufe (z.B. Mittlerer Buntsandstein, Unterer Keuper, Rotliegend) an als die Lagerstätte.

A5 Wiedererschließungsbohrung (Field reactivation well) Sie dient der Untersuchung aufgelassener Lagerstätten im Hinblick auf die Beurteilung und Erprobung neuer Fördermethoden zur evtl. Wiedererschließung. Ihre Numerierung erfolgt vierstellig, beginnend mit 2001. 20

B Feldesentwicklungsbohrung (Development well)

B1 Erweiterungsbohrung (Outpost, extension well, step out well) Sie verfolgt einen bereits produzierenden Horizont entweder im Anschluß an eine fündi- ge Bohrung oder im Gebiet eines Erdöl- oder Erdgasfeldes bei Kenntnis unkomplizierter Lagerungsverhältnisse. Die Entfernung beträgt ein Mehrfaches des für Produktionsboh- rungen angemessenen Abstandes.

B2 Produktionsbohrung (Production well, exploitation well) Sie wird innerhalb eines Erdöl- und Erdgasfeldes niedergebracht, um einen oder mehrere bekannte erdöl-/erdgasführende Horizonte flächenhaft zu erschließen und in Förde- rung zu nehmen.

B3 Hilfsbohrungen (injection well, observation well, disposal well etc.) Die Hilfsbohrung trägt als Einpreßbohrung (zur Druckerhaltung oder zur Erhöhung des Ausbeutegrades), Beobachtungsbohrung, Schluckbohrung etc. indirekt zur Förderung des Erdöls oder des Erdgases bei. Fündige Hilfsbohrungen werden in Produktionsboh- rungen umklassifiziert.

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. 21

2 Geophysik

Bei der Suche nach Erdöl und Erdgas wurden in 1998 in Deutschland 4641 Profilkilometer 2D-Seismik und 471 km2 3D-Seismik gemessen. 518 km2 wurden mit gravimetrischen, 802 km2 mit geomagnetischen Messungen überdeckt. In Tabelle 6 ist der Umfang der durch- geführten Messungen in den Förder- bzw. Explorationsgebieten zusammengestellt. Der Umfang der 3D-Seismik stieg mit 471 km2 wieder auf das Niveau von 1996 an, nachdem im Vorjahr nur etwa 260 km2 gemessen wurden. Da die wichtigen Explorations- und Produk- tionsgebiete in wesentlichen Teilen bereits mit 3D-Seismik überdeckt sind und nach heutiger Einschätzung kaum mit einem massiven Anstieg der Green-field-Exploration zu rechnen ist, könnte sich ein Niveau von 200 km2 bis 500 km2 per Jahr mittelfristig einstellen. Die 3D- Surveys des Jahres 1998 – z.T. reichen die Messungen nach 1999 hinein - liegen in den Er- laubnissen Achim, Celle und Salzach-Inn und damit in der Peripherie der Fairways. Beson- dere Erwähnung sollen an dieser Stelle die wiederaufgenommenen Explorationsaktivitäten in Süddeutschland finden. Die Lage der Meßgebiete ist in der Abbildung 3, die der Erlaubnisse in Abbildung 4 dargestellt. Nach dem kräftigen Zuwachs in 1997 verdoppelte sich der Umfang der 2D-Seismik gegen- über dem Vorjahr auf 4641 Profilkilometer. Dieser Trend steht in unmittelbaren Zusammen- hang mit der Vergabe neuer Erlaubnisse im deutschen Sektor der Nordsee während der vergangenen zwei Jahre. Die Messungen wurden in den Erlaubnissen B20008/63, B20008/64, B20008/65, B20008/52, B20008/66, B20008/67 und B20008/62 (inzwischen zurückgegeben) durchgeführt (Abb. 4, 5).

Tab. 6: Seismische, gravimetrische und geomagnetische Messungen des Jahres 1998 (nach Anga- ben der explorierenden Gesellschaften und des Bergamtes Meppen).

Gebiet 2D-Seismik 3D-Seismik Gravimetrie Geomagnetik [km] [km2] [Meßpunkte/km2] [Meßpunkte/km2]

Deutsche Ostsee - - - - Deutsche Nordsee 4540 - - - Nördlich der Elbe - - - - Zwischen Oder/Neiße und Elbe 70 - 649 / 320 689 / 340 Zwischen Elbe und Weser (Ost) - - - - Zwischen Elbe und Weser (West) 31 221 1438 / 198 - Zwischen Weser und Ems / Emsmündung - 216 - - Westlich der Ems - - - - Thüringer Becken - - - - Niederrhein-Münsterland - - - - Saar-Nahe-Becken - - - - Oberrheintal - - - - Alpenvorland - 34 - - Sonstige - - - - / 462* Summe 4641 471 2087 / 518 689 / 802 *Aeromagnetik: Profilkilometer in Fläche umgerechnet 22

Gravimetrische Surveys wurden in den Erlaubnissen Sellien-Süd und Beeskow gemessen. Insgesamt wurde eine Fläche von 518 km2 mit 2087 Meßpunkten überdeckt. Eine Besonderheit stellen die aeromagnetischen Messungen im Bereich der Elbe- und We- sermündung (Erlaubnisse Cuxhaven, Dithmarschen und Heide) dar. Da wesentliche Teile dieser Erlaubnisse im Nationalpark Wattenmeer liegen und die gängigen Explorationsmetho- den zur Erkundung des tieferen Untergrundes (Seismik) deshalb nur sehr eingeschränkt eingesetzt werden dürfen, kam diese in der Kohlenwasserstoffexploration eher ungewöhnliche Methode zum Einsatz. Die Messungen begannen in 1998, der Hauptteil wurde jedoch in 1999 gemessen. In Tabelle 6 ist dieser Survey regional unter Sonstige plaziert, da er ver- schiedene Gebiete überdeckt. Weitere geomagnetische Messungen wurden in Brandenburg in der Konzession Beeskow durchgeführt. 8° 10° 12° 14° 54° Rostock 5 Lübeck

2+7 Schwerin Wilhelmshaven Hamburg Emden 1 Elbe Stettin 4

1 Bremen 1 1

1 6 5 4 6 Oder 4 1 3 4 5 1 1+6 3 H a 6 5 v e 2 1 5 l 4 5 3 1+2 Berlin Aller Spree Hannover 3 Ems Osnabrück 2

W es

e Leine r 52° Magdeburg

Elbe

HARZ

L A S U a S a I le T Z E R B L O 11° 12° Kassel Leipzig C K München Inn Lech S a lz Hannover - N3.06 a Meßgebiete 98/99 3 EEG c 8 h 48° Auftraggeber bzw. 4 MEEG Fulda

Lageplan 3D-Seismik Abbildung 3 4 Isar federführende Firma: 5 RWE-DEA (Abkürzungen siehe Tab. 10) 6 Wintershall Übersichtskarte 1 : 2 000 000 1 BEB 7 NAM 0 100km Werra 2 Preussag 8 RAG Stand: 31.12.98 Gez.: B. Herrmann Abb-3 3D-Seismik.FH8 25

3 Konzessionswesen

Nachdem sich die onshore vergebene Konzessionsfläche im Zeitraum von 1992 bis 1996 in Deutschland mehr als halbiert hat, hat sich seit 1996 ein gemäßigter Abwärtstrend eingestellt, da die Erdölgesellschaften bestrebt sind, die Erlaubnisse in den Kerngebieten der Ex- ploration weitgehend zu halten. In Norddeutschland, einschließlich Nordrhein-Westfalen und Brandenburg, sind im Berichts- jahr diverse Erlaubnisse abgelaufen bzw. wurden aufgehoben oder verkleinert. Die resultie- rende Abnahme der Konzessionsfläche konnte durch die neuen Erlaubnisgebiete nicht kom- pensiert werden. In Süddeutschland wurden im Oberrheintal die Erlaubnisgebiete Kandel und Karlsruhe vergeben. Abgelaufene oder zurückgegebene Erlaubnisse waren nicht zu verzeichnen. Im Detail ergaben sich gegenüber dem Vorjahr folgende Veränderungen (vgl. Abb. 4): Neu vergeben wurden die Erlaubnisse:

Nr. Name Inhaber Bundesland

98002 Norderland Preussag Energie GmbH Niedersachsen 98003 Celle RWE-DEA AG Niedersachsen 4 Kandel FlowTex Technologie GmbH Rheinland-Pfalz 3 Beeskow 1 Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Brandenburg 1 Karlsruhe FlowTex Technologie GmbH Baden-Württemberg Quelle: zuständige Bergverwaltungen. Nr. entsprechend Abb. 4.

Teilflächen wurden zurückgegeben in den Erlaubnissen:

Nr. Name Inhaber Bundesland

012 Westdorf RWE-DEA AG Niedersachsen 540 Neustadt Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 573 Hannover-West Preussag Energie GmbH Niedersachsen 575 Rehburg-Bückeburg Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen Quelle: zuständige Bergverwaltung. Nr. entsprechend Abb. 4.

Abgelaufen sind bzw. aufgehoben wurden die Erlaubnisse:

Nr. Name Inhaber Bundesland

062 Bersenbrück Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 110 Altes Land Süd Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 175 Osnabrück Vereinigte Elektrizitätswerke Westfalen Niedersachsen 251 Kieler Bucht RWE-DEA AG Schleswig-Holstein 283 Ludwigslust Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Niedersachsen 533 Wietze RWE-DEA AG Niedersachsen 901 Schandelah Braunschweigische Kohlen-Bergwerke AG Niedersachsen 903 Springe-Elze Southern Pacific Petroleum Niedersachsen 5 Sigillaria Conoco & Ruhrkohle AG & Ruhrgas AG Nordrhein-Westfalen 4 Cottbus Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Brandenburg 2 Ludwigslust Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Mecklenburg-Vorpommern Quelle: zuständige Bergverwaltungen. Nr. entsprechend Abb. 4. 26

Im deutschen Sektor der Nordsee sind die abgelaufenen Erlaubnisfelder B20008/9, /12, /47, und /56 der J-Blöcke als Erlaubnis B20008/67 neu vergeben worden (Abb. 5). Die sich nörd- lich an dieses Erlaubnisgebiet anschließenden und bis dato freien Blöcke J4 und J5 wurden in diesem Zuge ebenfalls vergeben (B20008/66). Die Erlaubnis B20008/62 in den H- und G- Blöcken wurde vorzeitig zurückgegeben. In Tabelle 7 sind die Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen mit Stand vom 31. Dezember 1998 zusammengestellt. Die dazugehörigen Übersichtskarten finden sich in den Abbildungen 4 und 5.

Tab. 7: Verzeichnis der Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Erdöl- und Erdgas (Quelle: zuständige Bergverwaltungen).

Nr. Name Inhaber Bundesland

Oberbergamt in Clausthal-Zellerfeld 012 Westdorf RWE-DEA AG Niedersachsen 013 Barkholt Preussag Energie GmbH Niedersachsen 019 Strackholt Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 022 Bedekaspel Preussag Energie GmbH Niedersachsen 024 Groothusen Brigitta Erdgas und Erdöl 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 Preussag Energie GmbH Niedersachsen 060 Wettrup Elwerath Erdgas und Erdöl 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 Preussag (Verlängerung beantragt) Niedersachsen 111 Meyenburg Elwerath Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 113 Adolphsdorf Elwerath Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 127 Schneverdingen Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 133 Schaphusen Elwerath Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 134 Taaken Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 135 Rotenburg RWE-DEA AG Niedersachsen 138 Achim Wintershall AG Niedersachsen 143 Delmenhorst-Elsfleth Gew. Brassert Erdgas u. Erdöl GmbH Niedersachsen 144 Harpstedt Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 149 Ridderade Wintershall AG Niedersachsen 150 Scholen Elwerath Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 151 Staffhorst Wintershall AG Niedersachsen 153 Verden RWE-DEA AG Niedersachsen 157 Dümmersee-Uchte Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 233 Heide-Restfläche RWE-DEA AG Schleswig-Holstein 235 Dithmarschen RWE-DEA AG Schleswig-Holstein 284 Winsen Preussag Energie GmbH Niedersachsen 329 Vorhop Preussag Energie GmbH Niedersachsen 367 Gifhorn RWE-DEA AG Niedersachsen 425 Hildesheim Preussag Energie GmbH Niedersachsen 451 Lehrte Preussag Energie GmbH Niedersachsen 513 Hamwiede Elwerath Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 517 Ahrensheide Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 540 Neustadt Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 555 Steimbke Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 27

Fortsetzung Tab. 7 Nr. Name Inhaber Bundesland

560 Linsburg Elwerath Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 561 Schneeren Preussag Energie GmbH Niedersachsen 573 Hannover-West Preussag Energie GmbH Niedersachsen 574 Weser Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 575 Rehburg-Bückeburg Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 97001 Lüneburger Heide-Süd Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 97002 Sellien-Süd Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 97003 Dahlenburg RWE-DEA AG Niedersachsen 97004 Dethlingen-Erweiterung I Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 97005 Borkum Preussag & Mobil Niedersachsen 97006 Wettenbostel Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 98002 Norderland Preussag Energie GmbH Niedersachsen 98003 Celle RWE-DEA AG 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 Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Nordsee 20008/55 A2, A3, A5, A6, A8, A9, A12 Premier Oil BV & Amerada Hess Ltd. Nordsee 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 L1, L2, L3, M1, M2, J16, J17 RWE-DEA AG Nordsee 20008/63 D11-12, 14-15, 17-18, E13, 16, H2, 3, 5, 6 Maersk & Deutsche Shell AG Nordsee 20008/64 C16, 18, D10, 13, 16, G1-12, 15, H1, 4 PGS & NOPEC International ASA Nordsee 20008/65 L4, L5 Brigitta Erdgas und Erdöl GmbH Nordsee 20008/66 J4, J5 North Sea Oil Company Ltd. Nordsee 20008/67 J7, J8, J10, J11, J13, J14 North Sea Oil Company Ltd. Nordsee Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Verkehr und Technologie 1 München RWE-DEA AG Bayern 2 Rosenheim-Traunstein RWE-DEA AG Bayern 3 Bayerisches Voralpengebiet-Ost Bayerische Mineralöl-Industrie AG Bayern 4 Rott RWE-DEA AG Bayern 5 Südbayern Anschutz Germany GmbH Bayern 6 Oberallgäu Anschutz Germany GmbH Bayern 7 Salzach-Inn Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern Landesoberbergamt Nordrhein-Westfalen 1 Westfalen-Ost Wintershall AG Nordrhein-Westfalen 2 Münsterland-West Preussag Energie GmbH Nordrhein-Westfalen 3 Lingula Conoco & Ruhrkohle & Ruhrgas Nordrhein-Westfalen 4 Raesfeld Resources International Corp. Nordrhein-Westfalen Oberbergamt für das Saarland und Rheinland-Pfalz 1 Dillingen-Saarbrücken-Ottweiler Saarbergwerke AG Saarland 2 Bergland Resources International Corp. Saarland 3 Bliesgau Saarbergwerke AG Rheinland-Pfalz 4 Kandel FlowTex Technologie GmbH Rheinland-Pfalz Oberbergamt des Landes Brandenburg 1 Prenzlau Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Brandenburg 2 Potsdam Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Brandenburg 3 Beeskow 1 Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Brandenburg Bergamt Stralsund 1 Bergen Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Mecklenburg-Vorpom. Regierungspräsidium Darmstadt, Abteilung Staatliches Umweltamt Wiesbaden 1 Darmstadt RWE-DEA AG Hessen Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau Baden-Württemberg 1 Karlsruhe FlowTex Technologie GmbH Baden-Württemberg Erdöl- und Erdgaserlaubnisfe lder

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E S Flensburg T S E 251 O E 1 S D 008/67 R O Kiel Stralsund N 008/61

54° 233 Rostock 54° 235

Lübeck 007/1 092

97005 N 012 012 013 086 98002 Hamburg Stettin E

024 022 082 Emden 019 110 284 113 L 026 111 283 2 027 134 97003 077 141 E 143 133 97006 Bremen 127 Elbe O 030 135 1 D 97004

Ems 138 97002 038 513 N 144 153 Oder 517 P A 071 151 533 97001 060 98003 150 Aller Ha L 149 555 v e

560 l

329

062 W Berlin

R e s 540

e 561 367 157 r E 039 540 575 Hannover D Spree 573 574 425 1 901 575 451 E 573 2 3 I 2 175 52° N 52° R hein 4 5 903 Staßfurt 4

Clausthal- Cottbus 3 Zellerfeld

Ne Dortmund iss Leine e Halle

Leipzig Elbe Ruhr Kassel

Dresden

Köln Freiberg Gera

Werra

E S L a Earl laubnisfelder: Gebiete: (Nummerne entsprechend Tab. 7) G NIEDERSACHSEN, SCHLESWIG- I 1. Deutsche Ostsee Lahn 150 HOLSTEIN, HAMBURG und BREMEN E OBA Clausthal-Zellerfeld 2. Deutsche Nordsee N MECKLENBURG-VORPOMMERN 2 3. Gebiet nördlich der Elbe BA Stralsund Eger L BRANDENBURG 4. Gebiet zwischen Oder-Neiße und Elbe Wiesbaden 3 U OBA Cottbus Praha 5. Gebiet zwischen Elbe und Weser (Ost) 50° X Frankfurt 50° 4 NORDRHEIN-WESTFALEN E LOB Dortmund 6. Gebiet zwischen Elbe und Weser (West)

M HESSEN 7. Gebiet zwischen Weser und Ems osel 1 M RP Darmstadt, Wiesbaden B Würzburg 1 ain 8. Gebiet westlich der Ems U M SAARLAND und RHEINLAND-PFALZ 2 OBA Saarbrücken R 9. Thüringer Becken G BAYERN 10. Niederrhein - Münsterland 3 5 StMWVT, München BADEN-WÜRTTEMBERG 11. Saar-Nahe-Trog Nürnberg 1 LfGRB, Freiburg Moldau 1 12. Oberrheintal Veränderungen gegenüber 1997 Saarbücken 13. Alpenvorland

2 0Regen 100km 14. Übrige Gebiete

4 1 Altmühl F TSCHECHISCHE R Saar REPUBLIK Stuttgart A u na Rhein Do Isar Passau N

K Neckar Ulm D onau R Inn 1

E 7 München 48° Freiburg 48° I 4

Iller C 2 3 H Salzburg Lech C

H 6 5 I E

R Abbildung 4 Basel R ns E En S T C H W E I Ö S Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Gez.: B. Herrmann anl_1+2+3.fh8 Stand: 31.12.1998 Quelle: Zuständige Bergverwaltungen B20008/55 Ravn Valdemar Adda

Roar Tyra Tyra Sydøst

Igor B20001

A12-3 B20008/60 B20008/19 B13-3 B20008/52

B16-1 Z

A18-2 B17-5 E

B18-3 B20008/63 N F2a-5

F3-8 F3-1 F2a-5 F3-FB

T B20008/64 R

F6-2

A B20008/66 L

B20008/67 E12-3

alte 3 sm-Grenze

G16-1

B20008/59 B20008/61

B20008/61 B20007/1 Paläohoch

Hannover - N 3.06 97005 B20008/65 Abbildung 5 Erlaubnisgebiete

deutsche Nordsee M9 N7-2 Ameland Quelle: OBA Clausthal-Zellerfeld Stand: 31.12.98 Gez.: B.Herrmann Abb-5 Nordsee.FH8 33

4 Erdöl- und Erdgasproduktion

Die heimische Förderung von Erdöl und Erdgas lag im Jahr 1998 etwa auf dem Niveau des Vorjahres. Die Aktivitäten waren geprägt durch eine Fortsetzung der Stillegungs- und Ratio- nalisierungsmaßnahmen in den Feldern sowie ein Erlösniveau, das mit einem OPEC- Referenzpreis von rd. 12 US $/Barrel laut W.E.G. (Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasge- winnung, Hannover) um etwa ein Drittel unter dem Vorjahreserlös lag.

Nach Angaben des DIW (Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, Berlin) betrug das Auf- kommen (Summe aus Importen und heimischer Förderung) in Deutschland im Jahr 1998 3 beim Mineralöl rd. 134 Mio. t (Vorjahr 134,6 Mio. t) und beim Erdgas rd. 98 Mrd. m (Vn) (Vor- 3 1 jahr rd. 102 Mrd. m (Vn), Reingas ). Ein Teil dieses Aufkommens wird durch die Förderung aus heimischen Erdöl- und Erdgasla- gerstätten gedeckt. Beim Mineralöl liegt dieser Anteil z.Z. bei nur rd. 2 %, beim Erdgas be- trägt er immerhin 20 %. Der Schwerpunkt der Eigenproduktion lag beim Erdöl zu rd. 62 % in Niedersachsen und zu 30 % in Schleswig-Holstein, wobei im letzteren Bundesland die be- deutendsten Aktivitäten zu verzeichnen waren. In der Erdgasförderung dominierte Nieder- sachsen mit einem Anteil von 89 % (Tab. 8) aus den Fördergebieten Elbe-Weser, Weser- Ems/Emsmündung und westlich der Ems.

Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion 1998.

Erdöl Rohgas Erdölgas Naturgas Bundesland (inkl. Kondensat) (Rohgas und Erdölgas) 3 3 3 [ t ] (%) [m (Vn)] (%) [m (Vn)] (%) [m (Vn)] (%) Baden-Württemberg 0 064.365 0,000 0 64.365 0,00 Bayern 42.224 1,46 9.605.650 0,04 4.013.415 2,81 13.619.065 0,06 Brandenburg 7.535 0,260 0745.050 0,52 745.050 0,00 Hamburg 33.944 1,170 021.643.466 15,15 21.643.466 0,10 Hessen 0 0 0 0 0 0 0 0 Mecklenburg-Vorpommern 12.989 0,45 0 0 1.209.795 0,85 1.209.795 0,01 Niedersachsen 1.795.015 62,01 19.400.015.858 88,89 99.365.641 69,55 19.499.381.499 88,77 Nordrhein-Westfalen 845 0,0320.355.300 0,09 0 0 20.355.300 0,09 Rheinland-Pfalz 119.127 4,12 0 03.312.637 2,32 3.312.637 0,02 Schleswig-Holstein 882.847 30,50 0 012.574.259 8,80 12.574.259 0,06 Sachsen-Anhalt 0 02.302.930.706 10,550 0 2.302.930.706 10,48 Thüringen 0 090.807.804 0,420 0 90.807.804 0,41 Summe 2.894.526 100 21.823.779.683 100 142.864.263 100 21.966.643.946 100

4.1 Erdöl

Tabelle 9 zeigt, daß die Anzahl von produktiven Erdölfeldern gegenüber 1997 weiter auf 60 Felder abgenommen hat und sich gleichzeitig auch die Anzahl der Förderbohrungen durch

1 Erläuterung der Begriffe Rohgas und Reingas siehe Kapitel 5.1. 34

Außerbetriebnahme unwirtschaftlicher Sonden um rd. 70 Sonden auf ca. 1300 Förderboh- rungen reduziert hat. Damit setzte sich der Trend der letzten Jahre fort, bei dem sich in den kommenden Jahren die Erdölförderung auf wirtschaftliche Kernfelder stützen und die Zahl produzierender Felder weiter abnehmen wird.

Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1994 bis 1998.

Erdöl/Kondensat Erdölgas in Betrieb Jahr 3 in Mio. t in Mio. m (Vn) Erdöl- Felder Fördersonden 1994 2,946 187,305 84 1.940 1995 2,959 165,778 75 1.517 1996 2,852 153,041 71 1.434 1997 2,820 141,974 66 1.369 1998 2,895 142,864 60 1.296

Die Jahresförderung von 2,9 Mio. t lag geringfügig über der Förderung von 1997 (Tab. 9, Anl. 5 und 11). Tabelle 10 zeigt eine Zusammenstellung für alle zur Zeit in Betrieb befindlichen deutschen Lagerstätten in den jeweiligen Fördergebieten. Tabellen 11 und 12 verdeutlichen, wie sich die Produktion auf die einzelnen Fördergebiete verteilte und welches die zehn för- derstärksten Felder waren. Das seit 1980 produzierende Feld Mittelplate im Gebiet nördlich der Elbe stellt das förderstärkste Feld dar. Hervorzuheben ist, daß Mittelplate 27 % der deutschen Produktion mit nur 8 Fördersonden erbringt. Da der Abtransport des Rohöls zur Land- basis u.a. von Tide und Schiffskapazität abhängt, existiert derzeit eine Förderlimitierung von 800 000 t/a. Das Feld wird künftig eine herausragende Position einnehmen, da hier ein be- trächtliches zusätzliches Förder- und Reservenpotential erwartet wird und durch weitere Boh- rungen von der Förderinsel sowie vom Festland aus (Dieksand-Bohrungen als sog. Exten- ded-reach-Bohrungen von der Küste in Richtung der Lagerstätte, Dieksand 2 siehe Kapitel 1) mit einer zusätzlichen Jahreskapazität von 1 Mio. t/a erschlossen werden soll. Die auf Platz 2 bis 5 liegenden Lagerstätten befinden sich im Gebiet westlich der Ems, bzw. im westlichsten

Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 1996 bis 1998 auf die Produktionsgebiete.

Erdölförderung Gebiet 1996 1997 1998 kumulativ [1000 t] (%) [1000 t] (%) [1000 t] (%) [1000 t] (%) Nördlich der Elbe 666,747 23,4 691,775 24,5 905,133 31,3 29.758,608 12,0 Zwischen Oder/Neiße und Elbe 29,262 1,0 24,894 0,9 20,524 0,7 2.914,177 1,2 Zwischen Elbe und Weser (Ost) 0 0 0 0 0 0 20,885 0,0 Zwischen Elbe und Weser (West) 388,174 13,6 376,648 13,4 326,511 11,3 74.313,751 29,9 Zwischen Weser und Ems 535,514 18,8 537,007 19 539,213 18,6 54.353,197 21,9 Westlich der Ems 1.011,038 35,5 993,800 35,2 940,949 32,5 70.962,187 28,5 Thüringer Becken 0 0 0 0 0 0 49,353 0,0 Niederrhein-Münsterland 0,643 0 0,705 0 0,845 0,0 4,667 0,0 Oberrheintal 162,351 5,7 145,325 5,2 119,127 4,1 6.824,506 2,7 Alpenvorland 58,196 2,0 50,245 1,8 42,224 1,5 9.534,102 3,8 Summe 2.851,925 100 2.820,398 100 2.894,526 100 248.884,813 100 Tabelle 10 Erdölförderung (einschließlich Kondensat aus der Erdgasförderung) und Erdölgasförderung 1998 *)

Förderung Förder- Förderung Förder-

Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Erdöl in t Erdölgas in m³(Vn) sonden Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Erdöl in t Erdölgas in m³(Vn) sonden 1998 kumulativ 1998 kumulativ in 1998 1998 kumulativ 1998 kumulativ in 1998 Fortsetzung Gebiet 7: Zwischen Weser und Ems 1 Deutsche Ostsee NI Düste 29.588 6.050.034 749.709 192.711.139 45 NI Aldorf 1952 Wintershall 7.678 2.373.123 238.162 119.011.552 14 2 Deutsche Nordsee NI Düste-Valendis 1954 Wintershall 8.677 1.664.762 253.312 27.847.608 23 NI Wietingsmoor 1954 BEB 13.233 2.012.149 258.235 45.851.979 8 3 Nördlich der Elbe NI Groß Lessen 1969 BEB 21.844 3.227.771 1.170.442 78.658.956 5 SH Boostedt 1952 RWE-DEA 2.469 2.693.531 32.310 51.761.510 13 NI Hemmelte-West 1951 MEEG 7.367 2.216.206 751.684 215.929.514 14 SH Mittelplate 1980 RWE-DEA 780.378 4.055.254 11.104.249 60.256.949 8 NI Liener-Garen 1953 MEEG 904 100.022 40.422 6.832.315 3 SH Plön-Ost 1958 RWE-DEA 11.341 7.244.304 340.400 239.165.800 8 NI Löningen 8.555 601.734 2.528.840 299.906.301 6 SH Preetz 1962 RWE-DEA 7.995 1.741.476 114.100 29.830.400 10 NI Löningen 1959 MEEG 4.114 448.122 1.710.936 278.515.671 3 HH Reitbrook 22.286 5.752.771 21.445.589 748.065.609 17 NI Löningen-West 1961 MEEG 4.441 153.613 817.904 21.390.630 3 HH Allermöhe 1979 Preussag 1.429 79.945 25.561 1.307.215 1 NI Matrum 1982 MEEG 5.372 147.313 482.243 11.694.362 4 HH Reitbrook-Alt 1937 Preussag 13.699 2.451.451 21.291.044 696.583.523 11 NI Siedenburg 1957 MEEG 10.592 988.557 801.988 59.797.413 15 HH Reitbrook-West 1960 Preussag 7.158 3.221.375 128.984 50.174.871 5 NI Sögel 1983 Preussag 939 22.632 46.500 1.152.911 2 Erläuterungen SH Schwedeneck-See 1978 RWE-DEA 80.664 3.337.990 983.200 30.326.800 15 NI Sulingen-Valendis 1973 BEB 10.341 922.860 462.643 19.853.461 8 aus aufgegebenen Vorkommen 4.933.282 528.103.602 NI Vechta 13.237 2.337.649 3.790.379 586.074.964 16 Summe Gebiet 905.133 29.758.607 34.019.848 1.687.510.670 71 NI Hagen 1957 MEEG 674 130.869 16.103 10.446.572 1 aus aufgegebenen Vorkommen = NI Harme 1956 MEEG 402 340.968 36.006 51.184.513 1 nicht mehr in Förderung befindliche Lagerstätten 4 Zwischen Oder/Neiße und Elbe NI Schledehausen 1957 MEEG 741 34.331 15.502 813.698 1 BB Atterwasch / Guben 1968 EEG 939 61.422 229.140 98.329.450 1 NI Welpe 1957 MEEG 11.420 1.831.482 3.722.768 523.630.181 13 BB Breslack-NE 1989 EEG 4.446 86.271 142.220 5.498.195 1 NI Voigtei / Voigtei-Süd 1953 MEEG 45.423 3.841.002 8.965.367 309.328.000 66 * Erdgasfeld mit Kondensatproduktion BB Kietz 1987 EEG 430 9.932 134.500 4.473.761 1 NI Wehrbleck / Wehrbleck-Ost 1957 BEB 16.545 2.523.707 1.564.978 271.169.318 13 (die Rohgasmengen sind in der MV Kirchdorf / Mesekenhagen 1988 EEG 3.926 81.234 986.450 20.397.547 2 NI Kondensat aus der Erdgasförderung 2.044 107.905 Tabelle Erdgasförderung 1998 aufgeführt, MV Lütow 1965 EEG 9.063 1.269.020 223.345 630.179.506 8 aus aufgegebenen Vorkommen 4.425.061 315.319.654 dsgl. die Zahl der Sonden) BB Ratzdorf 1988 EEG 29 69.642 12.350 4.601.782 1 Summe Gebiet 539.213 54.463.132 44.617.132 3.781.423.200 297 BB Steinsdorf 1986 EEG 765 23.538 172.660 11.609.319 1 BB Wellmitz 1981 EEG 926 61.424 54.180 8.347.410 1 8 Westlich der Ems ** Anzahl der Erdölfelder, aus aufgegebenen Vorkommen 1.251.694 485.542.882 NI Adorf 1948 Preussag 19.457 1.499.019 746.235 51.149.692 14 die 1998 in Betrieb waren Summe Gebiet 20.524 2.914.177 1.954.845 1.268.979.852 16 NI Emlichheim 1944 Wintershall 160.982 7.937.785 2.225.144 68.215.457 82 NI Georgsdorf 1944 BEB 176.104 16.906.052 18.501.000 1.619.037.000 156 5 Zwischen Elbe und Weser (Ost) NI Meppen (-Schwefingen) 1960 BEB 100.554 2.624.284 4.748.800 119.346.600 22 *) Erdölgas (Rohgas) fällt bei aus aufgegebenen Vorkommen 20.885 NI Rühle 409.437 29.286.046 15.441.400 1.094.034.424 221 der Erdölförderung als Begleitgas an NI Rühlermoor-Valendis 1949 BEB 364.625 24.115.321 13.593.400 1.007.623.000 185 6 Zwischen Elbe und Weser (West) NI Rühlertwist-Valendis/-Malm 1949 Wintershall 44.812 5.170.725 1.848.000 86.411.424 36 NI Ahrensheide 1964 MEEG 11.573 1.441.210 0 4.296.795 15 NI Scheerhorn 1949 Preussag 71.423 8.216.315 5.955.815 464.215.062 61 NI Eddesse (-Nord) 1876 Preussag 2.588 824.939 26.452 15.964.727 14 NI Varloh 1984 BEB 201 74.957 5.200 12.967.500 0 Abkürzungen NI Eldingen 1949 BEB 24.473 3.131.489 449.672 25.943.669 24 NI Kondensat aus der Erdgasförderung 2.791 321.919 NI Hankensbüttel 84.520 14.378.619 1.677.897 353.274.033 32 aus aufgegebenen Vorkommen 4.095.809 1.027.563.714 Bundesland NI Mitte, Nord, Ost (Pool) 1954 BEB 45.266 2.400.839 542.794 38.007.673 11 Summe Gebiet 940.949 70.962.187 47.623.594 4.456.529.449 556 BB Brandenburg NI Süd 1954 RWE-DEA 39.254 11.977.780 1.135.103 315.266.360 21 BW Baden-Württemberg NI Hohne 1951 RWE-DEA 3.379 5.845.734 153.224 112.014.190 6 9 Thüringer Becken BY Bayern NI Knesebeck (Vorhop-) 1958 Preussag 28.617 3.130.881 309.589 24.781.559 22 TH aus aufgegebenen Vorkommen 49.353 20.069.000 HE Hessen NI Lehrte 1.771 328.021 73.216 11.453.604 9 Summe Gebiet 49.353 20.069.000 HH Hamburg NI Höver 1956 Preussag 1.771 328.021 73.216 11.453.604 9 MV Mecklenburg-Vorpommern NI Leiferde 1956 RWE-DEA 5.967 2.915.467 293.534 126.669.315 11 10 Niederrhein-Münsterland NI Niedersachsen NI Lüben 36.603 2.047.585 209.929 11.345.449 14 NW Ochtrup * 1990 Preussag 845 4.667 * NW Nordrhein-Westfalen NI Bodenteich 1960 BEB 1.287 61.136 1.733 230.725 1 Summe Gebiet 845 4.667 RP Rheinland-Pfalz NI Lüben / Lüben-West 1955 BEB 35.316 1.986.449 208.196 11.114.724 13 SH Schleswig-Holstein NI Nienhagen 6.018 3.783.884 19.043 4.916.190 12 11 Saar-Nahe-Becken ST Sachsen-Anhalt NI Dachtmissen 1959 BEB 143 171.595 342 2.521.376 3 TH Thüringen NI Nienhagen, Elwerath 1861 BEB 5.875 3.612.289 18.701 2.394.814 9 12 Oberrheintal NI Ölheim-Süd 23.421 1.317.964 1.098.951 47.390.567 23 RP Eich / Königsgarten 1959 BEB 78.388 1.074.780 1.893.819 23.338.621 12 Operator NI Ölheim-Süd, Rhät 1960 Preussag 329 31.526 7.180 787.123 1 RP Landau 1955 Wintershall 39.194 4.079.576 653.983 9.521.123 72 BEB BEB Erdgas und Erdöl GmbH NI Ölheim-Süd, Unterkreide 1968 Preussag 23.092 1.286.438 1.091.771 46.603.444 22 RP Rülzheim 1984 Wintershall 1.545 26.970 764.835 7.635.272 1 EEG Erdöl-Erdgas Gommern GmbH NI Örrel-Süd / Wesendorf-Nord 4.483 1.783.896 35.895 15.083.448 12 aus aufgegebenen Vorkommen 1.643.180 36.228.316 MEEG Mobil Erdgas-Erdöl GmbH NI Örrel-Süd 1954 RWE-DEA 2.350 953.072 18.964 7.841.276 9 Summe Gebiet 119.127 6.824.506 3.312.637 76.723.332 85 Preussag Preussag Energie GmbH NI Örrel-Süd (Westscholle) 1954 RWE-DEA 2.133 830.824 16.931 7.242.172 3 RWE-DEA RWE-DEA AG für Mineralöl und Chemie NI Rühme 1954 BEB 45.320 1.751.030 368.777 16.886.750 42 13 Alpenvorland Wintershall Wintershall AG NI/HH Sinstorf 1960 Preussag 13.627 2.881.608 231.300 51.779.480 5 BY Aitingen 30.707 992.719 2.667.515 65.827.038 3 NI Thönse * 1952 BEB 3.974 157.467 0 0 * BY Aitingen 1976 Wintershall 30.056 958.396 2.667.515 65.827.038 3 NI Vorhop 1952 Preussag 23.869 2.643.386 2.322.513 136.637.784 22 BY Aitingen (Erdölgas-Kondensat) 1976 Wintershall 651 34.323 NI Wesendorf / Wesendorf-Süd 1943 RWE-DEA 1.444 2.091.953 52.800 67.068.349 2 BY Darching 6.897 97.031 1.345.900 18.295.100 1 NI Wittingen-Südost 1970 Preussag 2.127 68.554 0 1.048.152 1 BY Holzkirchen 1969 RWE-DEA 6.897 97.031 1.345.900 18.295.100 1 NI Kondensat aus der Erdgasförderung 2.738 24.956 BY Hebertshausen 1982 RWE-DEA 4.541 97.107 0 1 1 aus aufgegebenen Vorkommen 23.804.554 1.025.788.736 BY Leichtöl (Gasspeicher) 79 10.580 Summe Gebiet 326.511 74.353.197 7.322.792 2.052.342.797 266 aus aufgegebenen Vorkommen 8.336.666 2.359.431.422 Summe Gebiet 42.224 9.534.102 4.013.415 2.443.553.561 5 7 Zwischen Weser und Ems NI Barenburg 1953 BEB 65.069 6.402.744 2.670.223 479.642.501 34 NI Bockstedt 1954 Wintershall 30.184 3.296.092 916.714 57.544.674 15 NI Börger / Werlte 1977 Preussag 544 122.766 24.400 6.108.067 1 NI Bramberge 270.666 17.129.078 19.650.600 869.699.650 50 NI Bramhar 1957 Preussag 205.714 12.837.379 15.672.346 680.290.109 38 NI Osterbrock 1958 Preussag 38.419 3.081.271 2.706.134 135.754.871 9 60 ** Summe 2.894.526 248.884.813 142.864.263 15.787.131.861 1.296 NI Wettrup 1958 Preussag 26.533 1.210.428 1.272.120 53.654.670 3 NLfB Hannover, N 3.06, 19.3.1999 37

Teil des Gebietes Weser-Ems (Bramberge). In den Lagerstätten Rühle (Rühlermoor, Rüh- lertwist) sowie Georgsdorf und Emlichheim wurden zur Steigerung der Ausbeute sog. Terti- ärmaßnahmen (Thermalprojekte, Dampf- oder Heißwasserfluten) fortgesetzt. Die Mehrförde- rung aus 9 Projekten betrug mit rd. 447 000 t etwa 15,5 % der Gesamtförderung in Deutsch- land.

Tab. 12: Jahresförderungen 1997 und 1998 der förderstärksten Erdölfelder in Deutschland.

Erdölförderung Förder- Land Lagerstätte 1997 1998 kumulativ sonden [1000 t] (%) * [1000 t] (%)* [1000 t] (%) * in 1998 SH Mittelplate 551,688 19,6 780,378 27,0 4.055,254 1,63 8 NI Rühle 427,358 15,2 409,437 14,1 30.288,523 12,2 221 NI Bramberge 258,684 9,2 270,666 9,4 17.129,078 6,9 50 NI Georgsdorf 172,388 6,1 176,104 6,1 16.906,052 6,8 156 NI Emlichheim 165,948 5,9 160,982 5,6 7.937,785 3,2 82 NI Meppen 128,636 4,6 100,554 3,5 2.624,284 1,1 22 NI Hankensbüttel 94,347 3,3 84,520 2,9 14.378,619 5,8 33 SH Schwedeneck-See 92,102 3,3 80,664 2,8 3.337,990 1,3 15 RP Eich / Königsgarten 101,000 3,6 78,388 2,7 1.074,780 0,4 12 NI Scheerhorn 73,748 2,6 71,423 2,5 8.216,315 3,3 61 *Anteil an der Gesamtförderung in Deutschland

Die Förderung aus deutschen Lagerstätten stammt zu rd. 50 % aus Sandsteinen der Unter- kreide, z.B. in den Feldern Barenburg, Bramberge, Emlichheim, Georgsdorf, Rühlermoor und Rühlertwist. Etwa 40 % werden aus Sandsteinen des Dogger, der nördlich der Elbe (z.B. in Mittelplate) und zwischen Elbe und Weser (West) ölführend ist, produziert (Anl. 11).

4.2 Erdgas

Nach Angaben der Fördergesellschaften waren Ende des Jahres 1998 insgesamt 108 Erd- gaslagerstätten mit rd. 570 Sonden in Förderung (Tab. 13, Anl. 6).

3 Die Erdgasförderung lag mit 21,8 Mrd. m (Vn) Rohgas (natürlicher Brennwert) bzw. rd. 3 19,7 Mrd. m (Vn) Reingas temperaturbedingt leicht unter dem Vorjahresniveau. Tabelle 13 zeigt die Entwicklung der Naturgasförderung der letzten 5 Jahre.

Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1994 bis 1998.

Erdgasförderung (Rohgas) in Betrieb Jahr Erdgas Erdölgas Gesamt (Naturgas) Erdgas- 3 3 3 [Mio. m (Vn)] [Mio. m (Vn)] [Mio. m (Vn)] Felder Fördersonden 1994 20.441,896 187,305 20.629,201 120 604 1995 21.448,739 165,778 21.614,516 122 606 1996 23.057,692 153,041 23.210,733 121 633 1997 22.472,829 141,974 22.614,804 111 563 1998 21.823,780 142,864 21.966,644 108 574 38

Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung 1996 bis 1998 auf die Produktionsgebiete.

Erdgasförderung (Rohgas) Gebiet 1996 1997 1998 3 3 3 [1000 m (Vn)] (%) [1000 m (Vn)] (%) [1000 m (Vn)] (%) Zwischen Elbe und Weser (Ost) 3.088.428 13,39 2.564.214 11,41 2.302.931 10,55 Zwischen Elbe und Weser (West) 8.946.909 38,8 8.654.169 38,51 8.209.512 37,62 Zwischen Weser und Ems 10.316.339 44,74 10.677.170 47,51 10.830.421 49,63 Westlich der Ems 515.588 2,24 414.835 1,85 360.083 1,65 Thüringer Becken 133.590 0,58 126.230 0,56 90.808 0,42 Niederrhein-Münsterland 16.640 0,07 17.001 0,08 20.355 0,09 Alpenvorland 40.198 0,17 19.210 0,09 9.670 0,04 Summe 23.057.692 100 22.472.829 100 21.823.780 100

Als neue Erdgasfelder bzw. Teilfelder wurden Weissenmoor, Sagermeer-Südwest und Ringe in die Statistik aufgenommen. Tabelle 14 zeigt eine Aufstellung aller zur Zeit produzierenden Erdgasfelder, einschließlich vorhandener Teilfelder. Wie beim Erdöl lag die überwiegende Zahl der Erdgasfelder (84 %) und fördernden Erdgassonden (60 %) in Niedersachsen in den Gebieten Elbe-Weser (West), Weser-Ems und westlich der Ems (Tab. 14 und 15). Tabelle 16 zeigt die jährliche und kumulative Förderung der zehn förderstärksten Lagerstät- ten. Die Felder Söhlingen/Söhlingen-Ost und Hemmelte-Zechstein lagen vor Salzwedel- Peckensen (Elbe-Weser, Ost) an der Spitze. Bei den mit natürlichem Brennwert angegebe- nen Rohgaszahlen ist zu berücksichtigen, daß das Erdgas von Salzwedel-Peckensen einen um mehr als die Hälfte geringeren Energieinhalt als z.B. das von Söhlingen aufweist.

3 Der Anteil der Erdölgasförderung betrug mit rd. 143 Mio. m (Vn) Rohgas weniger als 1 % der heimischen Naturgasproduktion. Das Erdölgas fällt als Begleitgas bei der Erdölproduktion an und ist unter Lagerstättenbedingungen entweder im Öl gelöst oder in Form einer Gaskappe als freies Gas vorhanden. In der Regel wird es in den Förderbetrieben entweder zu Aufberei- tungszwecken (Ölreinigung) verwendet oder in ein vorhandenes Gasnetz eingespeist. Die deutsche Erdgasförderung stammte zu rd. 43 % aus dem Zechstein und zu rd. 46 % aus dem Rotliegend des Perm, ca. 9 % wurden aus Sandsteinen der Trias und des Karbon produziert (Anl. 12).

Tab. 16: Jahresförderungen 1997 und 1998 der förderstärksten Erdgasfelder in Deutschland.

Erdgasförderung (Rohgas) Förder- Land Lagerstätte 1997 1998 kumulativ sonden 3 3 3 [1000 m (Vn)] (%) * [1000 m (Vn)] (%) * [1000 m (Vn)] (%) * in 1998 NI Söhlingen / Söhlingen-Ost 1.675.470 7,5 1.774.319 8,1 20.667.675 2,8 17 NI Hemmelte-Zechstein 1.267.737 5,6 1.695.975 7,8 10.932.193 1,5 6 ST Salzwedel-Peckensen 1.530.130 6,8 1.395.978 6,4 137.345.694 18,5 92 NI Visbek 1.300.763 5,8 1.352.146 6,2 29.130.905 3,9 12 NI Siedenburg / Staffhorst 1.236.532 5,5 1.222.472 5,6 51.780.462 7,0 20 NI Hemsbünde 876.909 3,9 887.190 4,1 7.323.260 1,0 5 NI Mulmshorn / Borchel 876.596 3,9 884.725 4,1 4.535.039 0,6 7 NI Bötersen 1.138.984 5,1 868.485 4,0 5.261.938 0,7 7 NI Goldenstedt-Oythe 849.488 3,8 849.451 3,9 10.463.069 1,4 14 NI Hengstlage-Buntsandstein 751.782 3,3 761.631 3,5 53.704.909 7,2 14 *Anteil an der Gesamtförderung in Deutschland Tabelle 14 Erdgasförderung 1998 (Rohgas ohne Erdölgas)

Förderung Förder- Förderung Förder- Förderung Förder- 3 3 3 Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Rohgas in m (Vn) sonden Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Rohgas in m (Vn) sonden Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Rohgas in m (Vn) sonden 1998 kumulativ in 1998 1998 kumulativ in 1998 1998 kumulativ in 1998

1 Deutsche Ostsee 7 Zwischen Weser und Ems 8 Westlich der Ems NI Apeldorn 1964 Preussag 145.632.300 3.743.113.360 3 NI Adorf-Dalum * 14.801.500 3.011.848.830 4 2 Deutsche Nordsee NI Bahrenborstel 140.857.622 5.231.565.864 5 NI Adorf (Buntsandstein) 1955 Preussag 6.653.000 598.430.430 1 NI Bahrenborstel (Buntsandstein) 1962 MEEG 25.511.432 2.275.335.489 3 NI Adorf (Zechstein) 1955 Preussag 7.014.000 2.412.283.900 2 3 Nördlich der Elbe NI Bahrenborstel (Zechstein) 1962 MEEG 115.346.190 2.956.230.375 2 NI Ringe (Zechstein, Karbon) 1998 Preussag 1.134.500 1.134.500 1 HH aus aufgegebenen Vorkommen 231.000.000 NI Barenburg 167.047.682 8.076.996.808 4 NI Annaveen - Emslage 4.499.347 749.423.527 2 Summe Gebiet 231.000.000 NI Barenburg (Buntsandstein) 1961 MEEG 2.744.284 306.461.765 1 NI Annaveen (Buntsdst., Zechst., Karbon) 1963 BEB 4.499.347 749.423.5272 NI Barenburg (Zechstein) 1961 MEEG 164.303.398 7.770.535.043 3 NI Bentheim 1938 Preussag 13.386.100 3.422.216.700 1 4 Zwischen Oder / Neiße und Elbe NI Barrien 1964 Wintershall 141.345.150 11.236.152.964 8 NI Emlichheim / Emlichheim-Nord * 90.145.565 7.493.763.593 11 MV Heringsdorf 1981 EEG 11.400.000 NI Brettorf 1977 BEB 32.086.308 1.011.960.319 1 NI Emlichheim (Zechstein) 1956 Wintershall 25.945.154 3.048.594.243 5 BB Leibsch 1986 EEG 7.496.224 NI Brinkholz 1982 BEB 275.977.063 1.704.834.206 2 NI Emlichheim (Karbon) 1956 Wintershall 25.212.539 801.239.232 2 BB Märkisch-Buchholz 1986 EEG 19.180.000 NI Buchhorst 124.863.322 10.542.933.275 6 NI Emlichheim-Nord (Zechstein, Karbon) 1967 Wintershall 26.529.378 3.617.375.304 3 aus aufgegebenen Vorkommen 909.526.744 NI Buchhorst (Buntsandstein) 1959 MEEG 38.572.431 3.742.910.805 3 NI Laarwald (Zechstein, Karbon) 1996 Wintershall 12.458.494 26.554.814 1 Summe Gebiet 947.602.968 NI Buchhorst (Zechstein) 1959 MEEG 86.290.891 6.800.022.470 3 NI Fehndorf 20.373.622 798.475.688 2 NI Burgmoor 1993 MEEG 173.628.150 847.267.120 1 NI Fehndorf (Karbon) 1965 Wintershall 20.373.622 798.475.688 2 5 Zwischen Elbe und Weser (Ost) NI Cappeln 135.140.998 7.762.908.289 5 NI Frenswegen * 7.446.000 184.256.300 1 ST Altensalzwedel 1976 EEG 166.818.982 8.832.161.922 16 NI Cappeln (Zechstein) 1970 BEB 126.896.801 7.504.628.251 4 NI Frenswegen (Karbon) 1951 Preussag 7.446.000 184.256.300 1 ST Großer Fallstein 1961 EEG 23.212.880 225.204.483 2 NI Cappeln (Karbon) 1970 BEB 8.244.197 258.280.038 1 NI Hohenkörben 1963 Preussag 938.000 146.392.500 1 ST Heidberg-Mellin 1971 EEG 387.222.831 31.670.628.292 60 NI Deblinghausen 1958 MEEG 62.931.926 1.910.408.948 1 NI Itterbeck-Halle / Getelo * 59.493.400 6.027.724.000 7 ST Mellin-Süd 1971 EEG 11.624.699 354.784.636 1 NI Dötlingen (Zechstein) 1965 BEB 222.776.434 14.111.364.108 5 NI Itterbeck-Halle (Zechstein) 1951 Preussag 21.666.900 1.211.134.500 1 ST Riebau 1972 EEG 192.560.793 12.492.836.424 15 NI Düste 23.019.390 657.658.609 6 NI Itterbeck-Halle (Karbon) 1951 Preussag 35.994.000 4.558.236.800 5 ST Salzwedel-Peckensen 1968 EEG 1.395.977.557 137.345.693.802 92 NI Düste (Buntsandstein) 1957 Wintershall 17.372.570 642.020.769 5 NI Getelo (Karbon) 1965 Preussag 1.832.500 258.352.700 1 ST Sanne 1981 EEG 3.584.772 264.647.048 1 Ni Düste (Karbon) 1996 Wintershall 5.646.820 15.637.840 1 NI Kalle * 24.366.700 3.659.799.300 3 ST Winkelstedt 1971 EEG 114.108.134 3.452.209.428 13 NI Goldenstedt-Oythe * 849.451.383 10.463.068.565 14 NI Kalle (Zechstein) 1958 Preussag 15.712.700 3.261.960.000 2 ST Zethlingen 1971 EEG 7.820.058 842.559.017 2 NI Goldenstedt (Buntsandstein) 1959 BEB 22.971.388 1.146.405.204 2 NI Kalle (Karbon) 1958 Preussag 8.654.000 397.839.300 1 ST aus aufgegebenen Vorkommen 182.126.000 NI Goldenstedt (Zechstein) 1959 BEB 751.595.996 7.440.979.713 8 NI Ratzel * 19.108.700 826.601.800 2 ST Summe Gebiet 2.302.930.706 195.662.851.052 202 NI Goldenstedt (Karbon) 1959 BEB 56.518.840 1.419.662.808 3 NI Ratzel (Zechstein) 1960 Preussag 19.108.700 826.601.800 2 NI Oythe (Karbon) 1968 BEB 18.365.159 456.020.840 1 NI Rütenbrock * 74.413.887 3.029.478.112 7 6 Zwischen Elbe und Weser (West) NI Greetsiel * 1972 BEB 34.712.527 1.526.930.073 1 NI Rütenbrock (Zechstein) 1969 Wintershall 44.545.701 2.581.332.612 4 NI Bahnsen 1969 Wintershall 222.070 137.225.310 1 NI Groothusen * 1965 BEB 20.967.457 7.347.078.042 2 NI Rütenbrock (Rotliegend) 1969 Wintershall 29.868.186 448.145.500 3 NI Becklingen * 1985 RWE-DEA 44.418.959 810.288.917 1 NI Großes Meer * 1978 BEB 11.179.100 326.016.600 1 NI Wielen * 31.109.900 3.182.934.300 3 NI Bötersen * 868.485.323 5.261.938.114 7 NI Hemmelte-Buntsandstein 1964 BEB 2.900.912 195.234.631 1 NI Wielen (Zechstein) 1959 Preussag 30.645.900 2.873.393.000 2 NI Bötersen (BEB Anteil) 1987 BEB 595.200.334 3.680.031.023 4 NI Hemmelte-Zechstein 1980 BEB 1.695.974.809 10.932.192.874 6 NI Wielen (Karbon) 1959 Preussag 464.000 309.541.300 1 NI Bötersen (RWE-DEA Anteil) 1991 RWE-DEA 273.284.989 1.581.907.091 3 NI Hengstlage 1963 BEB 761.630.767 53.704.909.496 14 NI aus aufgegebenen Vorkommen 3.634.466.386 NI Dreilingen 1978 Wintershall 4.738.100 245.588.841 1 NI Hengstlage-Nord * 1969 BEB 118.108.522 8.273.668.182 3 Summe Gebiet 360.082.721 36.167.381.036 44 NI Einloh * 1988 MEEG 9.924.839 206.737.281 1 NI Hesterberg 1967 MEEG 265.609.906 4.820.427.427 2 NI Friedrichseck * 1990 BEB 226.787.607 1.372.339.471 3 NI Klosterseelte / Kirchseelte 676.244.377 5.304.136.843 4 9 Thüringer Becken NI Grauen * 1982 BEB 60.830.604 1.074.371.651 1 NI Klosterseelte 1985 BEB 662.659.356 4.532.678.275 3 TH Behringen 1962 EEG 40.232.436 2.837.938.173 7 NI Halmern / Munster-SW / Wietzendorf * 364.620.737 5.428.566.893 2 NI Kirchseelte 1985 BEB 13.585.021 771.458.568 1 TH Fahner Höhe 1960 EEG 3.044.772 54.189.907 2 NI Munster-SW 1978 BEB 364.620.737 5.428.566.893 2 NI Kneheim 158.200.155 1.842.585.031 3 TH Kirchheilingen-SW 1958 EEG 1.998.972 286.820.267 4 NI Hamwiede * 80.779.133 1.340.718.967 3 NI Kneheim (Buntsandstein) 1985 BEB 5.777.151 88.514.026 1 TH Langensalza-Nord 1935 EEG 1.500.304 241.156.064 1 NI Hamwiede (Karbon) 1978 BEB 80.779.133 1.340.718.967 3 NI Kneheim (Zechstein) 1985 BEB 152.423.004 1.754.071.005 2 TH Mühlhausen 1932 EEG 44.031.320 1.520.521.261 10 NI Hemsbünde * 1986 RWE-DEA 887.190.343 7.323.260.265 5 NI Leer * 1984 Preussag 51.698.400 81.071.900 1 TH aus aufgegebenen Vorkommen 747.918.000 NI Höhnsmoor * 1988 RWE-DEA 72.667.379 839.870.265 1 NI Leybucht * 1976 Preussag 7.875.000 513.852.182 1 Summe Gebiet 90.807.804 5.688.543.672 24 NI Husum 1986 BEB 441.563.070 2.467.387.057 3 NI Löningen * 44.016.173 2.515.081.821 7 NI Idsingen 1996 BEB 197.745.283 239.672.816 2 NI Löningen-Südost, Menslage 1960 BEB 15.802.200 2.207.901.167 2 10 Niederrhein-Münsterland NI Imbrock 1995 BEB 118.306.404 294.294.989 2 NI Lön.-West, Holte, Menslage-Westrum 1961 MEEG 28.213.973 307.180.654 5 NW Ochtrup * 1990 Preussag 20.355.300 111.320.100 1 NI Mulmshorn / Borchel * 884.725.123 4.535.039.482 7 NI Manslagt * 1990 BEB 105.800.104 994.121.082 1 Summe Gebiet 20.355.300 111.320.100 1 NI Mulmshorn / Borchel 1984 BEB 681.718.224 3.988.093.678 5 NI Neerstedt 1981 BEB 107.895.093 3.500.837.527 2 NI Mulmshorn 1984 BEB 203.006.899 546.945.804 2 NI Neubruchhausen 1993 MEEG 104.847.540 317.588.732 1 11 Saar-Nahe-Becken NI Munster / Lintzel 103.164.029 5.877.612.080 1 NI Quaadmoor 1969 BEB 122.952.830 2.062.225.007 2 NI Munster 1973 BEB 103.164.029 5.877.612.080 1 NI Rechterfeld 1988 BEB 11.421.952 283.425.312 1 12 Oberrheintal NI Munsterlager / Alvern * 64.900.516 184.935.599 1 NI Rehden 152.985.250 16.172.107.858 20 aus aufgegebenen Vorkommen 1.052.191.946 NI Alvern 1996 BEB 64.900.516 184.935.599 1 NI Rehden (Buntsandstein) 1952 Wintershall 22.697.870 2.377.007.064 11 Summe Gebiet 1.052.191.946 NI Munster-Nord * 1977 BEB 181.128.709 2.440.704.726 2 NI Rehden (Zechstein) 1952 Wintershall 55.976.590 5.805.943.574 2 NI Ostervesede * 1983 MEEG 8.674.401 100.934.456 1 NI Rehden (Karbon) 1952 Wintershall 74.310.790 7.989.157.220 7 13 Alpenvorland NI Preyersmühle-Hastedt / Worth * 148.579.210 1.221.099.125 2 NI Sage * 1970 BEB 19.334.732 1.375.937.345 1 BW Fronhofen-Illmensee * 64.365 106.893.542 1 NI Preyersmühle-Hastedt 1984 BEB 12.176.834 310.407.295 1 NI Sagermeer (Zechstein) * 1968 BEB 111.294.438 10.757.112.729 6 BW Fronhofen-Ost 1965 Preussag 64.365 106.893.542 1 NI Worth 1988 Preussag 136.402.376 910.691.830 1 NI Sagermeer-Süd * 1973 BEB 26.267.427 945.190.305 1 BY Inzenham-West 1971 RWE-DEA 9.605.650 1.206.026.234 3 NI Schmarbeck * 1971 BEB 63.271.566 2.235.189.037 2 NI Sagermeer Süd-West * 1998 BEB 1.847.440 1.847.440 1 aus aufgegebenen Vorkommen 16.356.300.200 NI Schneeren / Schneeren-West 118.925.100 714.594.200 3 NI Siedenburg / Staffhorst 1.222.471.615 51.780.461.936 20 Summe Gebiet 9.670.015 17.669.219.976 4 NI Schneeren 1991 Preussag 88.738.800 647.435.300 2 NI Siedenburg (Buntsandstein) 1963 MEEG 47.200.756 9.694.227.566 8 NI Schneeren-West 1991 Preussag 30.186.300 67.158.900 1 NI Siedenburg-Ost / -West (Zechstein) 1963 MEEG 1.067.587.829 29.687.221.272 9 NI Schneeren-Ost 1991 Preussag 44.133.400 244.289.400 1 NI Staffhorst (Buntsandstein) 1964 Wintershall 63.838.260 995.756.470 1 NI Söhlingen * 1.774.319.310 20.667.675.315 17 NI Staffhorst / Borstel (Zechstein) 1964 Wintershall 43.844.770 11.403.256.628 2 108 ** Summe 21.823.779.683 742.204.757.309 574 NI Söhlingen 1980 MEEG 1.136.779.276 12.926.583.479 10 NI Staffhorst-Nord / Päpsen * 1973 Wintershall 23.698.250 665.543.590 1 NI Söhlingen-Ost 1981 BEB 637.540.034 7.741.091.836 7 NI Uchte 368.880.226 3.619.469.720 4 NI Soltau * 1984 BEB 221.642.795 2.914.584.212 4 NI Uchte (Buntsandstein) 1981 MEEG 6.747.570 200.055.021 1 ** Anzahl der Erdgasfelder, die 1998 in Betrieb waren NI Taaken * 206.532.388 2.496.119.103 3 NI Uchte (Zechstein) 1981 MEEG 362.132.656 3.419.414.699 3 NI Bornkamp 1987 BEB 5.260.405 196.583.952 1 NI Uphuser Meer * 1981 Preussag 6.001.200 113.542.200 1 NI Taaken 1982 BEB 201.271.983 2.299.535.151 2 NI Uttum * 1970 BEB 28.562.480 802.783.458 1 Abkürzungen NI Thönse * 1952 BEB 70.766.616 2.872.959.802 7 NI Vahren 1981 BEB 54.981.442 3.765.597.282 1 Bundesland Operator NI Völkersen / Völkersen-Nord * 517.987.412 2.215.045.270 6 NI Varenesch * 1993 BEB 9.471.832 62.408.446 1 BB Brandenburg BEB BEB Erdgas und Erdöl GmbH NI Völkersen 1992 RWE-DEA 420.474.831 1.744.527.944 4 NI Varnhorn 1968 BEB 312.665.205 9.724.871.993 7 BW Baden-Württemberg EEG Erdöl-Erdgas Gommern GmbH NI Völkersen-Nord 1993 RWE-DEA 97.512.581 470.517.326 2 NI Visbek 1963 BEB 1.352.145.927 29.038.760.498 12 BY Bayern MEEG Mobil Erdgas-Erdöl GmbH NI Walsrode * 1980 MEEG 147.409.282 499.245.168 4 NI Wietingsmoor 118.671.894 3.467.088.348 4 HE Hessen Preussag Preussag Energie GmbH NI Walsrode-West * 1990 MEEG 56.382.591 977.637.541 2 NI Wietingsmoor (Zechstein) 1968 MEEG 116.245.794 3.048.436.023 3 HH Hamburg RWE-DEA RWE-DEA AG für Mineralöl und Chemie NI Wardböhmen * 1987 RWE-DEA 45.745.916 548.993.912 1 NI Wietingsmoor (Karbon) 1968 MEEG 2.426.100 418.652.325 1 MV Mecklenburg-Vorpommern Wintershall Wintershall AG NI Weissenmoor * 1997 RWE-DEA 93.102.410 95.110.112 1 NI Wöstendöllen 1974 BEB 224.347.990 3.689.646.226 4 NI Niedersachsen NI Westerholz / Langenhörn * 79.841.812 1.596.092.373 2 NI aus aufgegebenen Vorkommen 72.766.952.015 NW Nordrhein-Westfalen NI Langenhörn 1987 RWE-DEA 29.911.048 672.204.769 1 NI Summe Gebiet 10.830.420.700 390.590.936.586 199 RP Rheinland-Pfalz NI Westerholz 1985 RWE-DEA 49.930.764 923.887.604 1 SH Schleswig-Holstein NI aus aufgegebenen Vorkommen 14.603.588.223 aus aufgegebenen Vorkommen = nicht mehr in Förderung befindliche Lagerstätten ST Sachsen-Anhalt NI Summe Gebiet 8.209.512.437 94.083.709.973 100 * Erdgasfeld mit Kondensatproduktion (die Gesamtfördermengen sind in der Erdöl-/Kondensat-Tabelle enthalten) TH Thüringen NLfB Hannover, N 3.06, 19.03.1999 41

5 Erdöl- und Erdgasreserven

5.1 Reservendefinition für Kohlenwasserstoffe

Erdöl- und Erdgasreserven werden in Deutschland als sichere und wahrscheinliche Reser- ven erfaßt und veröffentlicht. Sie werden nach international angestrebter Nomenklatur fol- gendermaßen definiert:

Sichere Reserven sind Kohlenwasserstoffmengen in bekannten Lagerstätten, die aufgrund lagerstättentechnischer und geologischer Erkenntnisse unter den gegebenen wirtschaftlichen und technischen Bedingungen mit hoher Sicherheit gewinnbar sind.

Wahrscheinliche Reserven sind Kohlenwasserstoffmengen in bekannten Lagerstätten, die aufgrund lagerstättentechnischer und geologischer Erkenntnisse unter den gegebenen wirtschaftlichen und technischen Bedingungen mit einem angemessenen Wahrscheinlichkeits- grad gewinnbar sind.

Beide Reservenkategorien hängen nach dieser Definition unmittelbar von den Erlösen für Erdöl und Erdgas ab, da deren Prognosen die Lebensdauer der Felder und damit die verbleibenden Reserven bestimmen. Kriterium für die Wirtschaftlichkeitsgrenze einer Lagerstät- te ist beim Erdöl z.B. die Reinölrate in Tonnen/Tag bzw. die Sonden-Verwässerung, beim 3 Erdgas die Tagesrate in m (Vn)/Tag. Steigen Öl- und Gaspreis, folgen niedrigere Grenzraten und die erwartete Lebensdauer der Felder steigt. Die Summe aus sicheren und wahrscheinlichen Reserven sowie ihre Abgrenzung unterliegen damit einem ständigen Wechsel und sind als dynamische Größen zu betrachten. Zu einer Reservenangabe gehört damit immer der Stichtag einer Bewertung (z.B. 1. Januar 1999).

Für den Vergleich von Reservenzahlen ist beim Erdgas zu beachten, ob sie als Rohgaswert oder Reingaswert angegeben sind. Die Rohgaszahl entspricht dem aus der Lagerstätte ent- nommenen Volumen mit natürlichem Brennwert, welcher in Deutschland zwischen 4 und 3 12 kWh/m (Vn) schwanken kann. Die Reingaszahl ist eher eine kaufmännisch relevante Grö- ße, da Erdgas nicht nach seinem Volumen, sondern nach dem Energieinhalt verkauft wird. Eine Umrechnung dieser Größe in andere Energie-Äquivalente für Energiebilanzen (kWh, Petajoule, Steinkohlen- oder Öleinheiten) ist möglich, wenn alle Rohgaszahlen auf einen 3 Brennwert von z.B. 9,77 kWh/m (Vn) (sog. Groningen-Bezugswert) normiert sind. Erdgase, deren natürlicher Brennwert unter diesem Zahlenwert liegt, haben damit einen entsprechend niedrigeren Reingaswert. Hervorzuheben ist, daß die großen Gasversorgungsunternehmen z.T. zu einem höheren Energieinhalt als Bezugswert übergegangen sind (z.B. 3 11,5 kWh/m (Vn)). Zu einer Produktionszahl bzw. Reservenangabe gehört beim Erdgas neben dem Stichtag folglich auch die Angabe über den Energieinhalt bzw. über einen Bezugs- wert. Das NLfB gibt in Anlehnung an die sechs Fördergesellschaften die Reserven sowohl 3 für Rohgas als auch für Reingasqualität (9,77 kWh/m (Vn)) an, damit die Angaben für lager- stättentechnische und energiewirtschaftliche Fragestellungen genutzt werden können. 42

5.2 Erdölreserven am 1. Januar 1999

Die Anlagen 11 und 14 sowie die Tabellen 17 und 18 zeigen die Aufteilung der Förderung und die verbleibenden sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven per 1. Januar 1999 aufgeteilt nach Fördergebieten, Bundesländern und geologischen Formationen.

Bei Berücksichtigung einer Jahresproduktion von 2,9 Mio. t lagen die Reserven mit 48,7 Mio. t eine Million t niedriger als im Vorjahr. Ursache für diese leichte Reservenreduzie- rung waren Neubewertungen einer Lagerstätte zwischen Elbe und Weser (West) sowie zweier Lagerstätten im Gebiet westlich der Ems. Der Hauptanteil der Reserven liegt derzeit mit rd. 54 % in Schleswig-Holstein (Mittelplate) und rd. 42 % in Niedersachsen.

Anlage 14 zeigt, daß nach heutigem Stand etwa 36 % der gesamten initialen Ölmengen der Lagerstätten förderbar sind.

Tab. 17: Erdölreserven nach Gebieten per 1. Jan. 1999 (in Millionen Tonnen).

Gebiete 1. Jan. 1998 1998 1. Jan. 1999 sicher wahrsch. gesamt Prod. sicher wahrsch. gesamt Nördlich der Elbe 6,070 21,354 27,424 0,905 7,890 18,554 26,444 Oder/Neiße-Elbe 0,464 0 0,464 0,021 0,445 0 0,445 Elbe-Weser (West) 2,961 0,596 3,557 0,327 2,581 0,182 2,763 Weser-Ems 4,443 1,707 6,150 0,539 3,998 1,722 5,720 Westlich der Ems 10,023 3,517 13,540 0,941 9,414 2,654 12,068 Niederrhein-Münsterland 0 0 0 0,001 0 0 0 Oberrheintal 0,975 0,070 1,045 0,119 0,882 0,077 0,959 Alpenvorland 0,326 0,050 0,376 0,042 0,290 0,050 0,340 Summe 25,262 27,294 52,556 2,895 25,500 23,239 48,739

Tab. 18: Erdölreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 1999 (in Millionen Tonnen).

Bundesländer 1. Jan. 1998 1998 1. Jan. 1999 sicher wahrsch. gesamt Prod. sicher wahrsch. gesamt Schleswig-Holstein 5,989 21,000 26,989 0,883 7,828 18,200 26,028 Hamburg 0,141 0,375 0,516 0,034 0,110 0,375 0,485 Niedersachsen 17,367 5,799 23,166 1,795 15,945 4,537 20,482 Nordrhein-Westfalen 0 0 0 0,001 0 0 0 Rheinland-Pfalz 0,975 0,070 1,045 0,119 0,882 0,077 0,959 Bayern 0,326 0,050 0,376 0,042 0,290 0,050 0,340 Mecklenburg-Vorpommern 0,089 0 0,089 0,013 0,076 0 0,076 Brandenburg 0,375 0 0,375 0,008 0,369 0 0,369 Summe 25,262 27,294 52,556 2,895 25,500 23,239 48,739

5.3 Erdgasreserven am 1. Januar 1999

Bezogen auf den natürlichen Brennwert (Rohgas) betrugen die Erdgasreserven rd. 3 3 375,5 Mrd. m (Vn) und lagen damit 2,3 Mrd. m niedriger als im Vorjahr. Die Fördermenge von rd. 21,8 Mrd. m3 konnte demnach nicht vollständig durch neue Reserven, die durch die 43

Erfolge der fündigen Bohrungen (Tab. 1, 2) sowie Neubewertungen von Lagerstätten be- gründet sind, ausgeglichen werden. Der leichte Abwärtstrend der Erdgasreserven des letzten Jahres setzte sich damit fort.

Die Tabellen 19 und 20 sowie die Anlagen 12 und 15 zeigen die Erdgasreserven und -förderung (natürlicher Brennwert) nach Gebieten, Ländern und Formationen. Niedersachsen stellt mit rd. 89 % der Erdgasförderung und 89 % der Reserven das führende Bundesland zur Deckung der inländischen Erdgasversorgung dar. Mit einer Gesamtzahl von 89 der 108 deutschen Erdgasfelder wird es auch in Zukunft über einige Jahrzehnte einen Versorgungs- beitrag liefern.

3 Tab. 19: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Jan. 1999 (in Mrd. m (Vn) Rohgas). Gebiete 1. Jan. 1998 1998 1. Jan. 1999 sicher wahrsch. gesamt Prod. sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 0 11,500 11,500 0 0 11,500 11,500 Elbe-Weser (Ost) 29,255 0 29,255 2,303 26,951 0 26,951 Elbe-Weser (West) 96,907 56,065 152,972 8,210 104,283 52,026 156,309 Weser-Ems 133,822 46,120 179,942 10,830 125,545 51,562 177,107 Westlich der Ems 1,669 0,951 2,620 0,360 1,473 0,517 1,990 Thüringer Becken 0,671 0 0,671 0,091 0,580 0 0,580 Niederrhein-Münsterland 0,539 0,070 0,609 0,020 0,509 0,080 0,589 Alpenvorland 0,286 0 0,286 0,010 0,519 0 0,519 Summe 263,149 114,706 377,854 21,824 259,861 115,685 375,546

3 Tab. 20: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 1999 (in Mrd. m (Vn ) Rohgas). Bundesländer 1. Jan. 1998 1998 1. Jan. 1999 sicher wahrsch. gesamt Prod. sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 0 11,500 11,500 0 0 11,500 11,500 Niedersachsen 232,398 103,136 335,534 19,400 231,302 104,105 335,407 Nordrhein-Westfalen 0,539 0,070 0,609 0,020 0,509 0,080 0,589 Bayern 0,286 0 0,286 0,010 0,519 0 0,519 Sachsen-Anhalt 29,255 0 29,255 2,303 26,951 0 26,951 Thüringen 0,671 0 0,671 0,091 0,580 0 0,580 Summe 263,149 114,706 377,854 21,824 259,861 115,685 375,546

Die Tabellen 21 und 22 zeigen die Reingasreserven und -förderung aufgeteilt nach Gebieten 3 und Ländern. Die auf den Energieinhalt von 9,77 kWh/m (Vn) normierten Reserven betrugen 3 3 am 1. Jan. 1999 rd. 338,7 Mrd. m (Vn) und lagen damit nur ca. 1,4 Mrd. m niedriger als im Vorjahr.

Betrachtet man den Produktions- und Reserventrend der letzten Jahre (Anlagen 5 und 6) wird deutlich, daß beim Erdöl besonders die Entwicklung der Lagerstätte Mittelplate positive Impulse gesetzt hat, wodurch die deutsche Produktion seit ca. 5 Jahren auf gleichem Niveau liegt und auch bei den Reserven eine Stabilisierung eingesetzt hat. Beim Erdgas haben Auf- schluß-, Erweiterungs- und Produktionsbohrungen im gleichen Zeitraum zu einer Plateauför- 44

3 derung im Bereich von rd. 22 Mrd. m (Vn) Rohgas geführt. Gleichzeitige Neubewertungen der existierenden Lagerstätten haben in den vergangenen Jahren sogar einen Anstieg der verbleibenden Reserven bewirkt. Für die nächsten Jahre erscheint aus heutiger Sicht eine Steigerung der Erdölproduktion um 25-30 %, beim Erdgas eine Fortsetzung des derzeitigen Produktionsniveaus möglich. Inwieweit dies in Zukunft realisierbar ist, hängt nicht zuletzt auch von den eingangs beschriebenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen (Erlös) ab. Ak- tuelle Abschätzungen durch die Fördergesellschaften zum Thema „unentdeckte Ressourcen und Produktion aus dichten Formationen“ zeigen, daß zusätzlich zu den nachgewiesenen 3 Reserven ein Potential von 50 bis 150 Mrd. m (Vn) für möglich gehalten wird. Voraussetzung ist eine Kontinuität bei der Exploration, deren Intensität besonders vom Erlös abhängt und die z.B. Gaslagerstätten in dichten Gesteinen zum Ziel haben könnte. Nach Aussage des W.E.G. läßt eine ungenügende Erlössituation eine Exploration auf riskante Prospekte mit kleinem bis mittleren Reservenpotential nicht zu.

3 3 Tab. 21: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Jan. 1999 (in Mrd. m (Vn ) Reingas (9,77 kWh/m (Vn)). Gebiete 1. Jan. 1998 1998 1. Jan. 1999 sicher wahrsch. gesamt Prod. sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 0 13,655 13,655 0 0 13,655 13,655 Elbe-Weser (Ost) 11,132 0 11,132 0,851 10,284 0 10,284 Elbe-Weser (West) 99,349 56,798 156,147 8,288 107,420 52,720 160,140 Weser-Ems 115,407 39,728 155,134 10,125 107,429 43,583 151,012 Westlich der Ems 1,707 0,933 2,640 0,370 1,506 0,514 2,021 Thüringer Becken 0,405 0 0,405 0,057 0,341 0 0,341 Niederrhein-Münsterland 0,626 0,081 0,707 0,024 0,594 0,093 0,687 Alpenvorland 0,322 0 0,322 0,011 0,584 0 0,584 Summe 228,947 111,195 340,142 19,726 228,158 110,565 338,724

3 3 Tab. 22: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 1999 (in Mrd. m (Vn ) Reingas (9,77 kWh/m (Vn)).

Bundesländer 1. Jan. 1998 1998 1. Jan. 1999 sicher wahrsch. gesamt Prod. sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 0 13,655 13,655 0 0 13,655 13,655 Niedersachsen 216,462 97,459 313,921 18,783 216,355 96,817 313,172 Nordrhein-Westfalen 0,626 0,081 0,707 0,024 0,594 0,093 0,687 Bayern 0,322 0 0,322 0,011 0,584 0 0,584 Sachsen-Anhalt 11,132 0 11,132 0,851 10,284 0 10,284 Thüringen 0,405 0 0,405 0,057 0,341 0 0,341 Summe 228,947 111,195 340,142 19,726 228,158 110,565 338,724

Anlage 15 verdeutlicht, daß das bereits gewonnene Erdgas und die verbleibenden Reserven aus heutiger Sicht zu einer Endausbeute von rd. 78 % der initialen Gasmenge führen werden. 45

6 Untertage-Erdgasspeicherung

3 Die Erdgasversorgung Deutschlands wurde im Jahr 1998 durch rd. 19,7 Mrd. m (Vn) inländi- 3 scher Förderung aus 108 Erdgaslagerstätten und zu ca. 77,8 Mrd. m (Vn) Importe dargestellt. 3 Das Erdgasaufkommen von 97,5 Mrd. m (Vn) verteilte sich dabei auf folgende Bezugsquellen (Quellen: DIW in Berlin, AG Energiebilanzen und W.E.G. in Hannover; Angaben in Reingas- 3 Qualität mit 9,77 kWh/m (Vn)):

Deutschland rd. 20 % Niederlande rd. 21 % Norwegen rd. 20 % Rußland rd. 36 % andere (u.a. Dänemark) rd. 3 %

Gegenüber dem Vorjahr gingen die Lieferungen aus den Niederlanden und Norwegen zu Gunsten der Lieferung aus Rußland leicht zurück. Der prozentuale Anteil der heimischen Förderung blieb etwa auf Vorjahresniveau.

Die inländische Produktion von Erdgas unterliegt im Jahresverlauf nur begrenzten Schwan- kungen, da die Erdgasaufbereitungsanlagen auf bestimmte Förderraten ausgelegt sind. Die vertraglich festgelegten Importmengen unterliegen - wie die heimische Förderung - im Jah- resverlauf ebenfalls relativ geringen Schwankungen. Das Erdgasangebot (Importe und Ei- genförderung) ist über eine bestimmte Periode damit vergleichsweise konstant. Da der Erd- gasverbrauch temperaturabhängig großen saisonalen und tageszeitlichen Veränderungen unterliegt, muß zwischen Versorger und Verbraucher ein Puffervolumen vorhanden sein, daß die Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage deckt. Hierzu dienen Untertage- Erdgasspeicher, die prinzipiell in Poren- und Kavernenspeicher unterschieden werden. Sie werden in warmen Monaten bei reduzierter Gasnachfrage befüllt und bei kalter Witterung zur Deckung von Mehrbedarf entleert und erfüllen die gleiche Funktion wie die früher gebräuchli- chen obertägigen Gasometer.

Als Porenspeicher dienen ehemalige Erdöl- oder Erdgaslagerstätten und Aquifere in Sedi- mentbecken von Nord-, Ost und Süddeutschland, bei denen Sandsteine als poröse Spei- cherhorizonte dominieren. Salz-Kavernenspeicher werden durch Aussolen zylindrischer Hohlräume hergestellt. Ihre Lage ist durch die Vorkommen mächtiger Salinare des Zech- steins (Salzstöcke) besonders auf Norddeutschland beschränkt. Die geographische Lage aller deutschen Untertagespeicher zeigt Anlage 16. Als ergänzende Information wurden auch die Speicher für flüssige Kohlenwasserstoffe berücksichtigt.

Tabellen 26 bis 28 sowie Anlagen 16 und 17 zeigen den Status für Betrieb, Planung und Bau von Untertagespeichern in Deutschland. Die Volumenangaben beziehen sich auf das maxi- mal zugelassene Gesamtvolumen zum Stichtag 31. Dez. 1998, welches die Summe von Ar- beitsgas- und Kissengasvolumen darstellt. Kissengas bildet das Energiepolster eines Spei- 46 chers, und sichert hohe Entnahmeraten über einen möglichst langen Zeitraum. Als Arbeits- gasvolumen wird das aktiv eingespeiste oder entnommene Gasvolumen bezeichnet. Das Ar- beitsgasvolumen und die maximale Entnahmerate sind ein Maßstab für die Sicherheit der Energieversorgung, da beide die o.g. Diskrepanz zwischen Angebot und saisonaler Nachfra- ge, aber auch strategische Risiken, wie z.B. den Ausfall eines Versorgers, abdecken müs- sen. Je länger eine Versorgung mit konstanter und hoher Rate erfolgen kann, desto leis- tungsfähiger und sicherer ist die Erdgasversorgung. Dies wird u.a. durch einen theoretischen Wert ausgedrückt, der als “theoretische Verfügbarkeit” bezeichnet wird und sich aus dem Quotienten "max. Arbeitsgasvolumen durch max. Entnahmerate" ergibt. In der Praxis ist die max. Entnahmerate nicht konstant, da bei sinkendem Speicherdruck auch die Förderkapazi- tät zurückgeht. Für den Vergleich von Speichern bzw. Ländern ist diese Vereinfachung aber zulässig.

Für die deutschen Erdgasspeicher ergibt sich derzeit folgendes Gesamtbild:

Tab. 23: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung.

Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

3 3 3 Arbeitsgasvolumen ”in Betrieb” 10,5 Mrd. m (Vn) 5,6 Mrd. m (Vn) 16,1 Mrd. m (Vn) 3 3 3 Maximale Entnahmerate/Tag 187,7 Mio. m (Vn) 201,4 Mio. m (Vn) 389,1 Mio. m (Vn) Theoretische Verfügbarkeit d. Arbeitsgases 56 Tage 28 Tage 42 Tage Anzahl der Speicher ”in Betrieb” 23 16 39

3 3 3 Arbeitsgasvolumen ”in Planung oder Bau” 3,2 Mrd. m (Vn) 3,5 Mrd. m (Vn) 6,7 Mrd. m (Vn) Anzahl der Speicher (Planung und Bau) 6 13 19

3 Summe Arbeitsgas ”Betrieb+Planung/Bau” 13,7 9,1 22,8 Mrd. m (Vn)

Im Jahr 1998 waren 23 Porenspeicher und 16 Kavernenspeicher in Betrieb und verfügten 3 über ein maximales Arbeitsgasvolumen von 16,1 Mrd. m (Vn). Dies ist ein Anstieg gegen- 3 3 über dem Vorjahr um rd. 0,7 Mrd. m (Vn). Weitere ca. 6,7 Mrd. m (Vn) Arbeitsgas sind in neuen Projekten oder durch Erweiterung bestehender Projekte in Planung oder Bau. Lang- 3 3 fristig sollen 22,8 Mrd. m (Vn) als Arbeitsgas (Vorjahr: 22,5 Mrd. m (Vn)) in Deutschland zur Verfügung stehen und zur Versorgungssicherheit beitragen. Die historische Entwicklung des verfügbaren und geplanten Arbeitsgasvolumens in Deutschland seit dem Jahr 1955 zeigt An- lage 17, wobei die stetige Zunahme des verfügbaren Arbeitsgasvolumens durch die Realisie- rung geplanter Projekte deutlich wird. Dieser Trend geht konform mit dem gleichzeitigen An- stieg des Erdgasaufkommens.

Im internationalen Vergleich liegt Deutschland beim max. Arbeitsgasvolumen, sowie der An- zahl der Speicher auf Platz 3 der Weltrangliste (Tab. 24): 47

Tab. 24: Arbeitsgasvolumen und Anzahl der Speicher im internationalen Vergleich.

Land Anzahl der Speicher max. Arbeitsgasvolumen 3 (in Betrieb) in Mrd. m (Vn) GUS 46 119 USA 386 102 Deutschland 39 16,1 Italien 9 14,6 Kanada 38 12,5 Frankreich 15 10,8 Andere *) 31 18,0 Welt 582 293 * Westeuropa: Belgien (2), Dänemark (1), Österreich (5), Spanien (2), England (2) Osteuropa: Bulgarien (1), Tschechische Rep. (4), Ungarn (4), Polen (4), Rumänien (4), Kroatien (1), Slowakische Rep. (1) Daten für Zeitraum 1996-1998, Deutschland 1. Jan. 1999, Angaben nach UN/ECE & Niedersächsisches Landesamt für Bo- denforschung (1998)

Die für Deutschland rechnerisch theoretische Verfügbarkeit des maximalen Arbeitsgasvolu- mens von 42 Tagen zeigt im internationalen Vergleich, daß die 39 deutschen Speicher in der Lage sind, das gespeicherte Gas in kürzester Zeit bereitzustellen (Tab. 25).

Tab. 25: Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases im internationalen Vergleich.

Region/Land Anteil des Arbeitsgases am jährlichen theor. Verfügbarkeit des Arbeitsgases Erdgasaufkommen in % aus Speichern in Tagen Osteuropa 9 % 156 Tage Zentraleuropa 10 % 82 Tage Westeuropa 12 % 52 Tage Deutschland* 16 % 42 Tage USA 18 % 51 Tage

* bezogen auf 1998 (Angaben nach UN/ECE 1997 und NLfB 1998)

Nach über 40 Jahren Erfahrung, die mit der Inbetriebnahme des Aquiferspeichers Engel- bostel bei Hannover (inzwischen aufgegeben) begann, zählt die deutsche Speicherindustrie zu den modernsten, leistungsfähigsten und sichersten in der Welt.

Neben den Meldungen für die in den Tabellen dargestellten Daten wurden dem NLfB von den Speicherbetreibern folgende ergänzenden Informationen berichtet (Speicherlokationen siehe Anl. 16):

Bei den Porenspeichern wurde die zweite Ausbaustufe für den USG Uelsen fortgesetzt und soll im 1. Halbjahr 1999 betriebsbereit sein. Im Speicher Ketzin wurde eine neue Bohrung abgeteuft. Im Erdgasspeicher Rehden wurde mit der letzten (vierten) Umbaustufe des Spei- chers begonnen. Der Speicher ist einer der größten in Europa. Das maximale Speichervolu- men entspricht etwa dem Jahresbedarf von 2 Mio. Haushalten. Nachdem die erste Baustufe des Speichers Breitbrunn-Eggstätt bereits 1996 in Betrieb ging, erfolgten 1998 Arbeiten zur Realisierung der zweiten Baustufe. Durch zusätzliche Horizontalbohrungen soll das Spei- chervolumen in den nächsten 2 Jahren etwa verdoppelt werden. Die Umrüstung der ehema- 48 ligen Erdöllagerstätte Lehrte bei Hannover wurde durch das Abteufen von 3 Speicherboh- rungen fortgesetzt. Die Einlagerung soll Mitte 1999 beginnen.

In Tabelle 26 sind die Daten für die 6 geplanten oder in Bau befindlichen Porenspeicher zu- sammengefaßt. Die Speicher Breitbrunn, Rehden und Uelsen stellen Speichererweiterungen der bestehenden Einrichtungen dar.

Bei den Erdgas-Kavernen waren 16 Speicher mit einer Gesamtzahl von 131 Kavernen und 3 einem Arbeitsgasvolumen von 5,6 Mrd. m (Vn) in Betrieb. Durch Teilerweiterung dieser bestehenden Betriebe, sowie durch Planung neuer Speicherprojekte sollen 59 weitere Kaver- 3 nen mit einem zusätzlichen Arbeitsgasvolumen von 3,3 Mrd. m (Vn) geschaffen werden. Der Ausbau der bestehenden sowie die Planung neuer Kavernenspeicherprojekte ging wie folgt weiter:

Im Speicher Bernburg befinden sich 3 Kavernen in der Nachsolphase (Hohlraumerweite- rung). Die Gaserstbefüllung der z. Z. in Nüttermoor vorhandenen Kavernen der EWE Aktien- gesellschaft ist nahezu abgeschlossen. Die Erweiterung um zwei zusätzliche Kavernen ist in der Diskussion. Für den Gaskavernenspeicher Huntorf der EWE Aktiengesellschaft wurden 1998 zwei Bohrungen erfolgreich abgeteuft. Mit dem Beginn des Aussolprozesses ist für Mai/Juni 1999 zu rechnen. Das Speicherprojekt Kraak der Hamburger Gaswerke wurde um eine Gaskavernenbohrung erweitert. Nach mehrjähriger Solphase wurde die zweite Kaverne (K 102) des Speichers Kiel-Rönne in Betrieb genommen. Die Solung der Kaverne Lesum 301 wurde 1998 planmäßig fortgesetzt (geometrisches Volumen z.Z. ca. 165 000 m3 ). Die Solung der zweiten Kaverne Lesum 302 soll Mitte 1999 beginnen. Im Projekt Peckensen wurden die soltechnischen Versuche an einer vorhandenen Bohrung aufgenommen. Im UGS Reckrod wurde Anfang 1998 mit der Solung von 2 Kavernen begonnen, wobei jede bis zum Jahr 2001 ein Hohlraumvolumen von 500 000 m3 erreichen soll. In Staßfurt ging eine zweite Kaverne in Betrieb, in drei weiteren Bohrungen wird z.Z. gesolt.

Bei Realisierung aller geplanten Projekte wird in Deutschland ein Arbeitsgasvolumen von 3 22,8 Mrd. m (Vn) verfügbar sein. Bezüglich der Weiterentwicklung der Gasspeicherprojekte in Deutschland und Europa bleibt abzuwarten, wie sich die Liberalisierung des Gasmarktes auf die Speicherpolitik der Versorgungsunternehmen auswirkt und ob sich der Anstieg des ver- fügbaren Arbeitsgasvolumens weiter fortsetzt.

Die Möglichkeiten, weitere Untertagespeicher in Deutschland einzurichten sind besonders in Norddeutschland günstig, da die hier eine Anzahl von Erdgaslagerstätten und Salzstrukturen als Speicher in Frage kommen. Künftig werden bei steigendem Gasverbrauch und langfristig langsam abfallender heimischer Förderung Gasspeicher verstärkt Bedarfsspitzen abdecken müssen.

Neben den Gasspeichern waren in 1998 12 Untertagespeicher für flüssige Kohlenwasser- stoffe mit insgesamt 111 Kavernen und einem stillgelegtem Bergwerk in Betrieb (Tab. 28, Anl. 17). Nach Angaben des Erdölbevorratungsverbandes (EBV), der als Körperschaft des öffentlichen Rechts die derzeit einzige Institution zur Krisenbevorratung darstellt, betrug die Vorratsmenge in 1997/1998 rd. 22,2 Mio. t Rohöl und Mineralölprodukte. Die gesetzliche Be- vorratungszeit beträgt derzeit 90 Tage. Tabelle 26

Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland - Porenspeicher -

1. in Betrieb max./zugel. max. Arbeits- Kissengas max. Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicherformation Gesamt- gaskapazität Entnahmerate volumen m 3 31. Dez. 1998 31. Dez. 1998 per 31. Dez. 1998 Mio. m (Vn) 3 Mio. m3(V ) 3 1000 m /h n Mio. m (Vn)

Allmenhausen * CONTIGAS Deutsche Energie-AG Gaslagerstätte 350 Buntsandstein 253 30 223 24 Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG Gaslagerstätte rd. 800 Rotliegend 657 426 231 238 Berlin Berliner Gaswerke AG Aquifer 750-1000 Buntsandstein 1000 570 430 450 Bierwang Ruhrgas AG Gaslagerstätte 1560 Tertiär (Chatt) 2457 1300 1157 1200 Breitbrunn/Eggstätt RWE-DEA AG, Mobil EE GmbH, Ruhrgas AG Gaslagerstätte ca. 1900 Tertiär (Chatt) 1085 550 535 250 Buchholz Verbundnetz Gas AG Aquifer 570-610 Buntsandstein 175 125 50 58 Dötlingen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte 2650 Buntsandstein 4225 2025 2200 840 Eschenfelden Ruhrgas AG Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 96 130 Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 600 Tertiär 162 55 107 100 Fronhofen Preussag Energie GmbH für Öllagerstätte 1750-1800 Muschelkalk 120 35 70 70 Gasversorgung Süddeutschland (Trigonodus-Dolomit) Hähnlein Ruhrgas AG Aquifer 500 Tertiär (Pliozän) 160 80 80 100 Inzenham-West RWE-DEA AG für Ruhrgas AG Gaslagerstätte 680-880 Tertiär (Aquitan) 880 500 380 280 Kalle WGV Aquifer 2100 Buntsandstein 630 315 315 300 Ketzin Verbundnetz Gas AG Aquifer rd. 230 Lias 271 135 136 79 Kirchheilingen Verbundnetz Gas AG Gaslagerstätte rd. 900 Zechstein 234 170 64 187 Rehden WINGAS GmbH Gaslagerstätte 1900-2250 Zechstein 5600 2800 2800 2400 Reitbrook Preussag Energie GmbH u. Mobil EE GmbH Öllagerstätte 640-725 Oberkreide 450 300 150 350 für Hamburger Gaswerke mit Gaskappe (350 im Endausbau) Sandhausen Ruhrgas AG/Gasversorgung Süddeutschland Aquifer 600 Tertiär 60 30 30 45 Schmidhausen Preussag, Mobil und BEB für Stadtwerke Mün- Gaslagerstätte 1000 Tertiär (Aquitan) 300 150 150 150 chen Stockstadt Ruhrgas AG Gaslagerstätte 500 Tertiär (Pliozän) 94 45 49 Stockstadt Ruhrgas AG Aquifer 450 Tertiär (Pliozän) 180 90 90 } 135 Uelsen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte rd. 1500 Buntsandstein 940 380 560 225 Wolfersberg RWE-DEA AG für Bayerngas Gaslagerstätte 2930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 535 320 215 210

Summe in Betrieb 20 636 10 503 10 118

*) Speicheraufbau noch nicht abgeschlossen Tabelle 26 (Fortsetzung)

2. in Planung oder Bau zusätzl. oder ge- max. Arbeitsgas- Kissengas Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicher- plantes Speicher- kapazität m formation volumen per 31. Dez. 1998 per 31. Dez. 1998 3 3 Mio. m3(V ) Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) n

Albaching-Rechtmehring Mobil EE GmbH Gaslagerstätte rd. 1950 Lithothamnienkalk 1350 600 750 Breitbrunn/Eggstätt RWE-DEA AG, Mobil EE GmbH, Gaslagerstätte rd. 1900 Tertiär (Chatt) 990 530 460 Ruhrgas AG Golzow VEW Energie AG/ Aquifer rd. 1100 Buntsandstein 100-500 50-250 50-250 FG Westfälische Ferngas AG/ Gaz de France/ Erdöl-Erdgas Gommern GmbH Lehrte/Hannover Preussag Energie GmbH für Öllagerstätte 1000-1150 Dogger (Cornbrash) 120 74 130 Ferngas Salzgitter (Endausbau) Rehden WINGAS GmbH Gaslagerstätte 1900-2250 Zechstein 1400 1400 -- 1) Uelsen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte rd. 1500 Buntsandstein 420 370 50

Summe Planung / Bau 4380-4780 3024-3224 1440-1640

1) unter "1. in Betrieb" berücksichtigt

Stand 31. Dez. 1998. Quelle: Betreiberfirmen Tabelle 27

Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland - Kavernenspeicher -

1. in Betrieb Anzahl der Speicher- Teufe gesamtes max. max. Ort Gesellschaft Einzelspeicher formation m Speicher- Arbeitsgas- Entnahme- volumen kapazität rate per 31. Dez. 1998 per 31. Dez. 1998 per 31. Dez. 1998 3 3 3 Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) 1000 m /h

Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG 16 Zechstein 2 780-950 804 705 833 Bernburg Verbundnetz Gas AG 27 Zechstein 2 500-700 890 783 1250 Bremen-Lesum Stadtwerke Bremen AG 2 Zechstein 1090-1320 97,5 81 130 Burggraf-Bernsdorf Verbundnetz Gas AG stillg. Bergwerk Zechstein 2 rd. 580 5,1 3,4 40 Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 3 Zechstein 2 1300-1800 189 152 300 Epe Ruhrgas AG 32 Zechstein 1 1090-1420 2196 1513 1500 Epe Thyssengas GmbH 5 Zechstein 1 1100-1420 245 192 380 Etzel IVG Logistik GmbH 9 Zechstein 2 900-1100 890 500 1310 Harsefeld BEB Erdgas und Erdöl GmbH 2 Zechstein 1150-1450 186 140 300 Huntorf EWE Aktiengesellschaft 4 Zechstein 650-850 120 60 350 Kiel-Rönne Stadtwerke Kiel AG 1 Rotliegend 1400-1600 106 68 100 Krummhörn Ruhrgas AG 3 Zechstein 2 1500-1800 172 116 250 Neuenhuntorf EWE AG für Preussen Elektra AG 1 Zechstein 750-1000 32 20 100 Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 16 Zechstein 950-1300 1280 1000 1050 Staßfurt Kavernenspeicher Staßfurt GmbH 2 Zechstein 400-1130 81 68 220 Xanten Thyssengas GmbH 8 Zechstein 1000 225 195 280

Summe in Betrieb 131 7519 5596 Tabelle 27 (Fortsetzung)

2. in Planung und Bau Anzahl der Speicher- Teufe Speicher max. Arbeits- Ort Gesellschaft Einzelspeicher formation m volumen gaskapazität zugelassen per 31. Dez. 1998 per 31. Dez. 1998 3 Mio. m3(V ) Mio. m (Vn) n

Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG 3 Zechstein 2 780-950 96 81 Bernburg Verbundnetz Gas AG 9 Zechstein 2 500-700 407 328 Bremen-Lesum Mobil EE GmbH 3 Zechstein 1250-1750 ca. 100 ca. 70 Epe Thyssengas GmbH 8 Zechstein 1 1 300 -- 400 Huntorf EWE Aktiengesellschaft 2 Zechstein 1000-1400 ca. 210 ca. 140 Jemgum/Holtgaste Wintershall AG 10 Zechstein 1000-1300 ca. 1000 ca. 700 Kiel-Rönne1 Stadtwerke Kiel AG 1 Rotliegend 1250-1326 ca. 5 ca. 3 Kraak Hamburger Gaswerke GmbH 2 Zechstein 900-1 100 ca. 190 ca. 130 Peckensen Erdöl-Erdgas Gommern GmbH 10 Zechstein 1100-1400 -- ca. 800 Reckrod Gas Union GmbH 2 Zechstein 1 700-1100 150 ca. 120 Reckrod-Wölf Wintershall AG 2 Zechstein 1 700-1100 ca. 150 ca. 120 Rüdersdorf EWE Aktiengesellschaft 4 Zechstein 1250-1500 ca. 500 ca. 360 Staßfurt Kavernenspeicher Staßfurt GmbH 3 Zechstein 850-1150 286 235

Summe Planung/Bau 59 3094*) 3487

1) Kaverne mit Sole geflutet, Sanierung der Verrohrung und Nachsolung im diskontinuierlichen Betrieb. *) ohne die Speicher Epe und Peckensen

Stand 31. Dez. 1998 Quelle: Betreiberfirmen 53

Tabelle 28

Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas

Ort Gesellschaft Speicher- Teufe Anzahl d. Füllung Zustand typ m Einzel- per speicher 31. Dez. 1998

Bernburg- Kali und Salz GmbH Salzlager- 510-680 2 Propan in Betrieb Gnetsch Werk Bernburg Kavernen

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

Bremen- Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 600-900 5 Leichtes in Betrieb Lesum (NWKG) für Erdölbevorra- Kavernen Heizöl tungsverband (EBV)

Epe Salzgewinnungsgesellschaft Salz- 1000-1400 5 Rohöl in Betrieb Westfalen mbH für Veba Oel Kavernen AG

Etzel IVG Logistik GmbH Salzstock- 800-1600 30 Rohöl in Betrieb Kavernen

Heide Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 600-1000 9 Rohöl, in Betrieb (NWKG) für Erdölbevorra- Kavernen Mineralöl- tungsverband (EBV) produkte

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

Hülsen Wintershall AG stillgelegtes 550-600 Rohöl in Betrieb Bergwerk

Ohrensen/ Dow Deutschland Inc. Salzstock- 800-1100 1 Ethylen in Betrieb Harsefeld Kavernen 1 Propylen in Betrieb 1 EDC in Betrieb

Sottorf Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 600-1200 9 Rohöl, in Betrieb (NWKG) für Erdölbevorra- Kavernen Mineralöl- tungsverband (EBV) produkte

Teutschenthal BSL-Olefinverbund GmbH Salzstock- 700-800 2 Ethylen in Betrieb Kavernen 1 in Bau

Wilhelmshaven- Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 1200-2000 36 Rohöl, in Betrieb Rüstringen (NWKG) für Erdölbevorra- Kavernen Mineralöl- tungsverband (EBV) produkte

Summe Einzelspeicher 111

Stand 31. Dez. 1998 Quelle: Betreiberfirmen 55

Anlagen K o hlenwasserstoff-Vorkommen in D e utschland Rhä t , Ju ra, K reide u n d Tertiär

6° 8° 10° 12° 14°

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

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o Stralsund

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e Schlesen T O g Preetz r e - N u l n l i b e e Warnau Barsfleth s e Ostholstein- t d d w Plön Ost i c s g n l ro e e S 54° T H o Rostock 54° R Block Mittelplate Boohstedt Plön t in s te N O ls o O h Lübeck t R s D e W BramstedtD - e E N d a U J 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 Meckelfeld E Emden m Neuengamme p e -B Jader- c S S ra L 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 ol C D l e Ems K Sögel Werlte/ Molbergen-W. N Börger Molbergen Ostenwalde Liener E Oder Lahner Heide Matrum Garen Ostbrandenburg P Lahn Hemmelte-W. Löningen Bosse Ahrensheide A Holte Vestrup Aldorf-SW. Bockstedt N Hebelermeer L.-SE. Oythe Düste Eystrup Lüben Mensl.- Ve Eilte Schwelle Meppen Westr. Farwick c h t a Gr. Lessen Hademstorf Hankensbüttel E.-West Emlichheim Welpe Thören Aller Wittingen-Süd H Ortland D Sulingen-Valendis S Örrel- a Menslage Aschen ic Wittingen-SO. v L Varloh Bramberge ke Siedenburg te Suderbruch Eldingen Süd E.-Süd Adorf Rühle ~~ Diepholz l Barenburg imb Knesebeck e ~ ~ ke Wietze Wesendorf-Nord l

Lingen ~ ~ Quakenbrück Di.- Wehrbleck Esperke Vorhop Scheerhorn ~ ~ Kellenberg Barver W Fuhrberg- Hohne Berlin ~ ~ Voigtei Hope Wienhausen Wesendorf

R Georgsdorf Hohenkörben ~ ~ N e Hambühren g

~ ~ i s Eicklingen W.-Süd o Ehra

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~ Thönse ~ ~ ~ ~ ~

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~ ~ i s c h e s T e k togenHannover e A F

~ ~ ~ ~ Eddesee Calberlah L

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~ ~~~ ~ Stemmerberg Meerdorf w E ~ ~ ~

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D ~ ~ ~ ~ Ölheim Spree

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~ ~ ~ Höver C ~ ~ ~ ~

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~ ~ Ölheim-Süd Rühme

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

L A Ne Dortmund - U iss Leine e d S l I T Z e Halle E f R s T Elbe B H Ü L Ruhr Kassel h R O C c I K i N G Leipzig E 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 T Lagerstätte erschöpft bzw. aufgelassen E HÜ B I R IN H G Salzstock E E C R S W S L A aa 2000 Tiefenlinie Tertiärbasis in m u. NN (Alpenvorland) S Wester- L le E D G H wald C Auf-, Überschiebung I S I Lahn E I N H E ERZGEBIRGE Abschiebung N R

Tertiärbedeckung (Süddeutschland) Eger L Wiesbaden U Ausbiß Grenze Wealden/Malm übertage ~~~~~~~~ Praha (NW- Deutschland) 50° X Frankfurt 50° t r E a Ausbiß Dogger unter Jüngerem (Norddeutschland) Gr.Gerau M el s os Mainzer Darmstadt s M Wolfskehlen Darmstadt SW Gefaltete Molasse B Becken e Stockstadt p in Pfungstadt Ma U Königsgarten S Helvetikum Eich Würzburg R Wattenheim Osthofen Worms G Hofheim Flysch Frankenthal Kristallines Grundgebirge und Eppstein Nürnberg varistisch gefaltetes GebirgeMoldau Deidesheim t d r a Explorationsbohrung 1998 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 F Knielingen s Hagenbach i d P

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

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Gez.: B. Herrmann anl_1+2+3.fh8 Stand: 31.12.1998 K o hlenwasserstoff-Vorkommen in D e utschland P a läoz o ikum u n d Bun tsandste in

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E

Flensburg 4 S 0 0 0 T 4000 S E 2000 O E 4000 4000 4000 S 6000 D Wustrow 8000 R Barth Stralsund Kiel M Richtenberg O E C Grimmen Reinkenhagen N K Papenhagen L -SW 6000 E Kirchdorf- N Mesekenhagen Krummin Rostock B K 54° 54° U W Bansin Heringsdorf R - P Lütow G R N - V O O Lübeck O V I R R N Z P O

D M 6000 M D E E R N N U 4000 T Leybucht S Greetsiel Hamburg Stettin Emshörn Engerhafe C E Manslagt Uttum Groothusen Großes Meer H Wybelsum Uphuser Meer Walsrode-Nord Z1 E N Emden E -B Grenzbereich Lindhoop Z1 L Sagermeer-Südwest Z1 S S ra c n h d Taaken Mulmshorn w e e n Leer Ostervesede l b le u Einloh Osterheide Z1 rg

E Wardenburg Bremen Bötersen Grauen B Preyersmühle- Söhlingen Soltau/Friedrichseck 4000 Hengstlage-N. Kirchhatten Hastedt Munsterlager/Alvern Elbe O

Ortholz Kirch- Völkersen Hemsbünde Munster-N. Ebstorf-Nord E 4000 Hengstlage Weissen- D Sagermeer Neerstedt seelte Schmarbeck Ems moor S.-Süd Barrien Wittorf Ba.NW Ebstorf Sage Brettorf Imbrock Wustrow C Bethermoor Ahlhorn Brinkholz Syke Idsingen Böddenstedt Cloppenburg Horstedt Hamwiede Horstberg Niendorf II Volzendorf Rütenbrock Dötlingen Klosterseelte Walsrode N Visbek Varnhorn Winkelsett Neubruchhausen Bahnsen Lemgow K Vahren Wöstendöllen Halmern Dreilingen Oder Becklingen Dageförde Salzwedel- Riebau Emlichheim Z15 Apeldorn Cap. Rechterfeld Ostbrandenburg P W.-West Wardböhmen Peckensen Hemmelte E Fehndorf Tenstedt Quaadmoor A Varenesch Staffhorst-Nord Sanne Annaveen Kneheim Wietingsmoor Wisselshorst Z1 Heidberg- Schwelle Emlichheim- Goldenstedt OytheDüste Mellin Altensalzwedel N

Nord Emslage Siedenb. Staffhorst Aller Zethlingen Ha

L v 4000 Buchhorst Adorf - Dalum Holtorf Z1 e Emlichheim Hesterb. l

Kalle Rehden Barenburg Walsrode-Ost Z1 Winkelstedt Kietz Ratzel DeblinghaW usen Mellin-Süd Esche Kneheim Z4 4000 Voigtei Husum Berlin

R Wielen e Wenze Rüdersdorf Bahrenbostel Burgmoor s Sch.-O. Uelsen Steimbke Z1 e

Ringe Z1 e Schneeren l

r Sch.-W. K E Itterbeck- Frenswegen Uchte 4000 l AR Halle Düste Z9 LTM Fürstenwalde e A F

L Bentheim 2000 w E Pillgram D C Spree Buchhorst Z13 h H Hannover TI Ochtrup c NGE E N-R Burgmoor Z2 S O P R O V I N Z - S - Leibsch I S W Märkisch- Mittweide-Trebatsch Alfeld-Elze k L K Bucholz Ratzdorf

r A Wellmitz 2000 U 2000 a E Dornswalde Steinsdorf Breslack N R 52° SC I 52° 2000 m H Schenkendöbern-Ost Guben t O II R Gr. Fallstein L Atterwasch hein l L B Lübben Tauer NO E R A A Kl. Fallstein N Z Drewitz Schlagsdorf D E A U S I T Staßfurt N B U R G - L Lakoma

Cottbus 2000 Burg Drebkau Raden HARZ Komptendorf

Döbern 2000 L A Ne Dortmund - U iss Leine e d S l I T Z e Halle E f R s T Bad Lauchstädt Elbe B H Ü L Ruhr Kassel h R O C c Holzthaleben I K i N Volkenroda Holzsußra G E Rockensußra Leipzig Mühlhausen Mehrstedt E E R ZS Allmenhausen G Kirchheilingen -SW.B Dresden R Langensalza T E I C Erdgasvorkommen B K E Köln E Behringen Fahner Höhe N Freiberg Erdölvorkommen (Zechstein) G Krahnberg Erfurt Gera R E Werra Lagerstätte erschöpft bzw. aufgelassen F T E HÜ 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 L l E D e G H Auf-, Überschiebung C I S I Lahn E I N Abschiebung H E ERZGEBIRGE N R Plattform im Zechstein 2 Eger L Wiesbaden Plattformhang im Zechstein 2 U Praha

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

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

Nürnberg Kristallines Grundgebirge undMoldau varistisch gefaltetes Gebirge Saarbücken Explorationsbohrung 1998 Regen 0 100km

Altmühl F P f TSCHECHISCHE

Saar BAYER.a h WALD R N l - Z o n REPUBLIK E e Stuttgart A B u na Rhein 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 E E R G München FreibuH rg A 48° 48° O N D I R W A V L H R

R Iller O V C C N H E S E Salzburg P Lech C B L H A I O E R Basel R ns E En S T Anlage 2 C H W E I Ö S Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Gez.: B. Herrmann anl_1+2+3.fh8 Stand: 31.12.1998 Anlage 3

6° 8° 10° 12° 14°

Quartär Förder- teufen E E Jura S Flensburg T Trias E S E O S Zechstein D Ca2 2250 bis R G N 2300m O O I Rotliegend N TR E N T EI S T L S G OL O 54° TH O 54° ES H R W T T - S Lübeck Rostock E O D A J Förder- Tertiär teufen Hamburg Oberkreide Emden HAMBURGER JURATROG Unterkreide Quartär+Tertiär Förder- Jura teufen Dogger 1300bis Elbe 1500m N O (>3000m) R D Trias D E U

T S G C O

H Od E R H Zechstein

S a er T v e Ca2 2300 bis l 2450m Aller Rotliegend R B E E C K Berlin DERSÄCHS N E IE ISC Hannover R Spree N HES B N ECKEN O Tertiär H W F e I s e G r 52° Tertiär A 52° ntheimer Sand Ems L U S I Be stein Leine T Z Förder- Förder- teufen Kreide Förderteufen 500 bis 900m Tertiär teufen 300-800m Dogger Oberkreide Nei ss 500 bis T e H Lias Elbe

n >2000m tei 1100m 1000 bis ands Ü Unterkreide er S Rhät Rueim R nth I Zechstein Be hr N Leipzig Kassel G E R R h B e E i n C K E N

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

N Main

E Würzburg Produktiver

B Saar Quartiär Horizont Moldau

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

Basel ns En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - anl_03 Gebiete und Erdölstrukturen.fh8 Stand: 31.12.1998

Prospektive Gebiete, Erdölfelder und charakteristische Erdölstrukturen. Anlage 4

6° 8° 10° 12° 14°

E Quartär Förder- 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 S se C Elbe r H Ems E S B E C K E N Oder 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 Quartär+Tertiär Förder- Nei ss 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 bis 4000m Frankfurt Eger Praha 50° Mesozoikum 50° KTB 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 O München in Förderung M 48° Prospektive 48° Gebiete Iller Salzburg

Produktiver Lech Horizont Basel ns En 0 100km Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - anl_03 Gebiete und Erdgasstrukturen.fh8 Stand: 31.12.1998

Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anlage 5

Anzahl

150 Erdölfelder

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990

Mio. t

9 Erdölförderung

8 + Kondensat

4 2,895 Mio. t

1945 1950 1960 1970 1980 1990

Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 1998 (einschließlich DDR).

Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.98 anl_05 Erdölfelder -förderrung.FH8 Anlage 6

Anzahl 150 Erdgasfelder

108

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990

3 Mrd. m (Vn) Erdgasförderung - Rohgas

3 21,82 Mrd. m (Vn)

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990

Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 1998 (einschließlich DDR).

Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.98 anl_06 Erdgasfelder -förderrung.FH8 Gebiet nördlich der Elbe Gebiet zwischen Elbe und Weser Gebiet zwischen Weser und EmsGebiet westlich der Ems Erdöl - und Erdgaslagerstätten in NW - Deutschland

S trati graphi e Boostedt Mittelplate Plön - Ost Preetz Reitbrook - See Schwedeneck Ahrensheide Eddesse - Nord Eldingen Hankensbüttel Hohne Knesebeck Lehrte Leiferde Lüben Nienhagen Ölheim - Süd N. Wesend.- Örrel- S./ Rühme Sinstorf Thönse Vorhop Wesendorf - Süd Wesendorf - Südost Wittingen Barenburg Bockstedt Werlte Börger / Bramberge Düste Groß Lessen West Hemmelte - Liener - Garen Löningen Matrum Siedenburg Sögel Valendis Sulingen - Vechta Voigtei / - Ost Wehrbleck Adorf Emlichheim Georgsdorf Hohenkörben Meppen Rühle Scheerhorn Varloh Quartär Holozän / Pleistozän Pliozän

är Jung- Miozän

ti Oligozän Neuengammer Gassand Alt- Eozän er

T Paleozän Maastricht Mucr. Senon Reitbr.Sch. Campan Quadr. Senon Santon Granul. Senon e Obere Coniac Emscher Turon

id Cenoman Alb Apt klüftige Kalke re Barrême Untere K Hauterive Sandstein Valangin Sandstein Wealden Sandstein, Lumach. Serpulit OM 6 Münder Mergel Serpelkalk OM 5-3 Eimbeckh. Plattenkalk OM 2 Malm Gigas - Schichten OM 1 Kimmeridge Sandstein Korallenoolith oolith. Kalkstein Heersumer Schichten

ra Callovium Macroc.-u.Ornaten S. e7/ z Bathonium Cornbr. Kalksandst. e 6-1 Suderbrucher Sandst. d u Dogger Bajocium Eisflether Sandstein Limn. Sandst. in Holst g beta Sandsteine b

J Alennium a Ob. Toarcium Unt. Toarcium Posidonienschiefer Lias Pliensbachium Sinemurium Hettangium Sandstein Oberrhät Sandstein s Mittelrhät Sandstein a Rhät

i Keuper Unterrhät (Ob.Keup.)

r Mittl. Keuper Schilfsandstein T Unt. Keuper

Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.1998 Anl_07 Tabelle NW- Deutschland.FH8 Erdöl Erdöl mit Gaskappe Erdgas Anlage 7

Stratigraphische Tabelle (Keuper bis Quartär) der produzierenden Erdöl- und Erdgaslagerstätten in NW - Deutschland (einzelne Horizonte nicht mehr in Produktion). Karbon P erm Tr i a s Karbon P erm T r i a s

U. Ober- Rotliegend Zechstein Buntsandstein ( U. Ober- Rotliegend Zechstein Buntsandstein n Dinant Namur Westfal D- A Stefan Dinant Namur Westfal D- A Stefan Altmark - Subgr. Müritz -Subgr. Havel -Subgr. Subgruppe Elbe - Altmark - Subgr. Müritz -Subgr. Havel -Subgr. Subgruppe Elbe - i i E E icht n n r r Mittlerer Mittlerer Unterer Unterer Oberer Oberer NWD NWD dg dg S S (i me trat trat n a a P sl sl h ro r a a e e i i i g g Folge Volpriehausen- Hardegsen - Folge Solling -Folge Folge Volpriehausen- Hardegsen - Folge Solling -Folge Folge Detfurth - Folge Detfurth - Hannover -Fm. Hannover -Fm. graph graph Dethlingen -Fm. Werra -Serie Staßfurt - Serie Leine -Serie Aller -Serie Dethlingen -Fm. Werra -Serie Staßfurt - Serie Leine -Serie Aller -Serie Ohre - Serie bis Bröckelschiefer Ohre - Serie bis Bröckelschiefer dukti n utschl utschl er er P ro st st on dukti ä ä Detfurth -Sdst. Detfurth -Sdst. i i tt tt ) an an Volpriehausen -Sdst. Volpriehausen -Sdst. e e Solling -Sandstein Solling -Sandstein Avicula -Sandstein Avicula -Sandstein en en Sandstein Schneverdingen- Sandstein Schneverdingen- Sandstein Dethlingen - Ebstorf -Sdst. Heidberg -bis Zechsteinkalk Plattendolomit Staßfurtkarbonat Sandstein Dethlingen - Ebstorf -Sdst. Heidberg -bis Vulkanit Vulkanit Zechsteinkalk Staßfurtkarbonat Plattendolomit on d d Sandstein Hardegsen - Sandstein Hardegsen - ) Oberb. Unterb. Oberb. Unterb.

Alfeld - Elze Bahnsen

Bahnsen - NW G Becklingen e

Böddenstedt bi Bötersen

Dageförde e Dreilingen Ebstorf t z Einloh Ebstorf - Nord w Grauen isch Halmern / Wietzend. Hamwiede G e

Horstberg Hemsbünde / Worth bi en

Lemgow Höhnsmoor e Elb Lintzel Husum / Schneeren z t

Niendorf - II e Imbrock w u

Volzendorf Mulmshorn / Borchel isch n

Wittorf d W Munster

Wustrow /- West Munsterlager / Alvern en

e Munster - SW s Elb Ahlhorn er Munster - Nord Bether Moor Ostervesede e

Borkum - Juist Preyersm. - Hastedt u Cloppenburg Schmarbeck n

Dötlingen (Buntsdst.) Schneeren - Ost W d Emshörn Söhlingen /- Ost Engerhafe Soltau / Friedrichseck e

Grenzbereich Emsm. Taaken / Bornkamp s G er

Horstedt e Völkersen /- Nord (W Kirchhatten bi Walsrode / Idsingen e t z

Ortholz Walsrode - West e t G st)

Päpsen w Wardböhmen

Syke isch Westerholz / Langhö. Tenstedt Weissenmoor Voigtei en Wagenfeld (Rehden) W Apeldorn

Wardenburg e Bahrenborstel s

Winkelsett er Barenburg

Wybelsurn u Barrien n

d E Brettorf 2 1 Dalum Brinkholz Emslage m Buchhorst Esche sG Burgmoor Uelsen Cappeln Deblinghausen Dötlingen (Zechst.) Düste Goldenstedt / Oythe

e Greetsiel bi

e Groothusen t

we Großes Meer Hemmelte stlich d

3 2 1 Hengstlage /- Nord Teilfelder von Adorf-Dalum "Rotliegend-Basissandstein"

Emlichheim /Emlichheim-Nord /Laarwald Hesterberg

Stratigraphische Tabelle (Karbon bisBuntsandstein) Klosterseelte / Kirchs. er Kneheim E Leer m der ErdgaslagerstätteninNW-Deutschland. S H

s Leybucht ta a nnov e

n Manslagt bi d

: 31.12.98 31.12.98 : Neerstedt e er

Neubruchhausen z t -N3.06 Ouaadmoor

Rechterfeld w Rehden isch Sage en

Anl_08 Tabelle NW-Deutschland Erdgas.FH8 Sagermeer /- S /- SW

Siedenbg. - Staffh. W Staffhorst - Nord e

Uchte s Uphuser Meer er Uttum u Vahren n E d T Varenesch rä g

Varnhorn m er

Visbek sG h

or Wietingsmoor

iz Wöstendöllen on t

e Adorf, Ringe 2 (zu Annaveen

m Bentheim

T Emlichheim 3 e

il Fehndorf

n Frenswegen icht ltterbeck-Halle/Getelo Kalle me Ratzel h 1

r Rütenbrock i

n Wielen Fö Nd r

d Ochtrup er r h.-Mü. u n g) e bi e t

we Anlage 8 Anlage tih d stlich er E m s Anlage 9

Lagerstätten L a g erstä tten n icht in Produktion in Produktion Oberrheintal

Stratigraphie Eich / Königsg. Landau Rülzheim Büchenau Darmstadt Darmstadt - SW Deidesheim Dudenhofen Eppstein Forst Weiher Frankenthal Graben Groß Gerau Hagenbach Hayna Hofheim Huttenheim Knielingen Leopoldshafen Maximiliansau Minfeld Neureut Offenbach Offenburg Osthofen Pfungstadt Rheinzabern Rot Spöck Stockstadt Wattenheim Weingarten Winden Wolfskehlen Worms Quartär Plioz. Jungtertiär II Mioz. Jungtertiär I Hydrobien - Schichten Corbicula - Schichten Cerithien - Schichten Bunte Niederröder - Sch. Chatt Cyrenen Mergel är Meletta - Schichten ti Fischschiefer er Rupel Foram. - Mergel Gr.Sch.-folge Oligozän T Ob. Pechelbronner - Sch. Mitt. Pechelbronner - Sch.

Lattorf Unt. Pechelbronner - Sch. Eozän Lymnäen - Mergel Basissand Paläozän Kreide m Jura

iku Rhät Sandstein o

z M. Keuper Schilfsandstein o

s U. Keuper e Trias Muschelkalk M

Erdöl -, Erdölgas -, Erdgaslagerstätten

Lagerst. in Prod. L a g erstä tten n icht in Produktion Ostmolasse Westm. 1 Alpenvorland 2

Geologische Formationen Holzkirchen Hebertshausen Inzenham - West Aitingen Fronh. - Illmensee Albachg.- Rechtm. Almertsham Ampfing Anzing Arlesried Aßling Bierwang Boos Bromberg Darching Dorfen Ellwangen Gaisbeuren Gendorf Haag Haimhausen Hauerz Heimertingen Hofolding Hohenlinden Höhenrain Hoßkirch Inzenh.- Zaißberg Irlach Isen Kinsau Kirchdorf Lauben Lauberhart Markdorf Mattenhofen Mönchsrot Moosach Mühldorf - Süd Niederrieden Oberschwarzach Ödgassen Pfullendorf - Ostr. Pierling Schmidhausen Schnaupping Schnaitsee Schwabmünchen Tegernsee Teising Traunreut Trostberg Velden Wald Steink. Weiterm.- Waldkraiburg Wolfersberg Wurzach Breitbrunn-Eggst. Quartär Pliozän Sarmat Torton än

z Helvet o Burdigal Gendorfer Sd. Mi Aquitan Aq. Sande Hang. Tonmergel är tt

a Ch.-Sd.-Serie/USM-Sande ti än Ch lieg. Tonmergel Baustein- z er

l Sch. o Tonmgl./Isener Sd. e T Bändermergel /Anzinger Sd. Olig Rup Heller Mergelkalk Sannois Fischschiefer Lithoth.Kalk por./klüft. Kalkst. z.

o Priabon Sd./Ampfinger Sdst. E Paläozän Kreide m Malm klüftiger Kalkstein ra iku Dogger Dogger - - Sandst. u o J z

Lias Lias - - Sandstein o

s Rhätsandstein e Keuper Teilfeld des s Sandst. des M.Keuper 1 M Erdölfeldes Mönchsrot a i

r Muschel- Trigonodusdolomit 2 T Helvetikum kalk Melser Sandstein

Erdöl -, Gaskappen -, Erdölgas -, Erdgaslagerstätten Hannover-N 3.06 auf Erdgasspeicher umgestellt Anl_09 Tabelle-Oberrheintahl und Alpenvorland.FH8 Stand: 31.12.98

Stratigraphische Tabelle der Erdöl- und Erdgaslagerstätten im Oberrheinthal und Alpenvorland. Lagerstätten in Produktion oder mit ruhender Förderung Abgeworfene oder aufgelassene Lagerstätten Erdöl - und 459459 Erdgaslagerstätten 1

in Ostdeutschland 1

S trati graphi e Atterwasch - NE Breslack Heringsdorf Kietz Leibsch Lütow Märkisch Buchholz - (Kirchd.) Meskenh. Ratzdorf Steinsdorf - N1 / N2 Wellmitz Altensalzwedel Großer Fallstein Heidberg - Mellin Mellin - Süd Riebau - Peckens. Salzwedel Sanne Winkelstedt Zethlingen Behringen Höhe Fahner Kirchheilingen - SW Langensalza Mühlhausen Breslack Burg Döbern Drebkau Drewitz Fürstenwalde Guben I Guben II Komptendorf Lakoma Lübben Mittweide Pilgram Rahden Reinkenhagen Richtenberg - N Richtenberg - SW Rüdersdorf Schenkendöbern Schlagsdorf Steinsdorf Tauer - NE Tauer - NW Wellmitz - SE Wellmitz Bansin Barth Grimmen Grimmen - SW Krummin Papenhagen Wustrow Kleiner Fallstein Wenze Allmenhausen Bad Lauchstädt Holzsußra Holzthalleben Kirchheilingen Z.S Krahnberg T Langensalza - Mehrstedt Rockensußra Volkenroda Oberer n i

e Solling - Folge Chirotheriensdst. s Thüringer

dst Hardegsen - Folge a Bausdst.

i Mittlerer an

r Detfurth - Folge ts T

n Volpriehausen - Folge

Bu Unterer

Ohre - Serie b.Bröckelschiefer n i Aller - Serie e Leine - Serie

chst Staßfurt - Serie Staßfurt - e karbonat Z Werra - Serie Heidberg - bis 2 erm Elbe - Hannover - Fm. Ebstorf - Sdst. d Dethlingen - P Subgruppe Dethlingen - Fm. Sandstein en

g 3

e Havel - Subgr.

tli Müritz - Subgr. o 4 R Altmark - Subgr. Vulkanite

1 Inertgas Gebiete : auf Erdgasspeicher umgestellt Erdgaslagerstätte 2 Eisleben - Sch. 4 = Oder/Neiße-Elbe Kondensat - Erdgaslagerstätte 3 Brachwitz - Sch. NE' Saale - Senke 5 = Elbe-Weser (Ost) Hannover - N 3.06 4 Stand: 31.12.98 Anl_10 Tabelle Ostdeutschland.FH8 Erdöllagerstätte Hornburg - Sch. 9 = Thüringer Becken Anlage 10

Stratigraphische Tabelle der Erdöl- und Erdgaslagerstätten in Ostdeutschland. Anlage 11

6° 8° 10° 12° 14°

E E S Flensburg T E S EOberkreide O S 905 D

R G N O O I N TR E N T EI S T L S G OL O 54° TH O 54° ES H R W T T - S Lübeck Rostock E O D A Dogger J

Hamburg

Emden HAMBURGER JURATROG

26 444 N Elbe O R D D E U

T S G Zechstein C O

H 21 Oder 1 808 E R

S Ha T v e

l Aller 445 R B E E C K Berlin DERSÄCHS N E IE ISC Hannover R Spree N HES B N ECKEN O Lias H W F e I s e G r 52° L A U S 52° Ems Leine I T Dogger Z

Malm Nei ss T e Ruhr H Elbe Ü R Trias Unterkreide I N Leipzig Kassel G Perm E Karbon R R h B e E i n C K E N 20 551

Saa le Werra

ahn L Prospektive Gebiete Frankfurt Eger Erdölfeld Praha 50° 50° KTB Feld nicht mehr in Förderung Mosel Trias

119 N Main Förderung 1998 E Würzburg Erdöl Tertiär B Vorräte (in 1000 t) Saar Moldau

A 01.01.99 959 Tertiär

R 49 0 100km

G 340 Altmühl -

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

Salzburg

Lech

Basel ns En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Anl_11 Erdölförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen.FH8 Stand: 31.12.1998

Erdölförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Anlage 12

6° 8° 10° 12° 14°

E Rotliegend E Zechstein S Jura Flensburg T 11 500 S O E E N S O 54° D R Rostock 54° 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 E 19 420 Ems N

Oder

2H 303 Aller a Trias v

e l Berlin Jura Hannover Spree Rotliegend

26 951

on b Trias 52° Leine 52°

Rhein ar k

er 91 Ob Zechstein 580 Nei ss e Elbe T H Leipzig Rotliegend Ü R I Kassel N G E N Zechstein E R B E C K

S aa l Werra e hn La 335 996 Prospektive Gebiete Frankfurt Eger Erdgasfeld Praha 50° 50° KTB el Feld nicht mehr in Förderung os M Main Förderung Würzburg 1998 Erdgas (in Mio. m3(V ) Moldau n Saar Vorräte - Rohgas - - 10 01.01.99 N Tertiär 519 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

Basel ns En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Anl_12 Erdgasförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen.FH8 Stand: 31.12.1998

Erdgasförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt. Anlage 13 Erdöl- und Erdgasreserven in der Bundesrepublik Deutschland (Stand jeweils am 1. Januar)

Mio. t ( ab 1991 inklusive neue Bundesländer ) 120 Erdöl

wahrscheinliche Reserven

100 sichere Reserven

60 48,7 Mio. t

0 49 52 56 1960 1970 1980 1990 47 1950 54 58 99

3 Mrd. m (Vn) ( ab 1991 inklusive neue Bundesländer ) 400 Erdgas 375,5 Mrd. m³(Vn) wahrscheinliche Reserven sichere Reserven

300

200

100

0 1960 1970 1980 1990 99

Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.98 anl_13 Erdöl- Erdgasreserven.FH8 Anlage 14 Erdöl in der Bundesrepublik Deutschland en

tt bereits gewonnen ä

st rd. 249 Mio. t er g

a (29,7 %) L en

d siche ven n re er und wa he Res . t i hrscheinlic o e rd. 49 Mio. t (5,8 %) g Mi %) men 100 t ( 839 am d. s r e G e

zur ar glich Zeit nicht gewinnb n ü r rd. 541 Mio. t sp r u (64,5 %)

u n e n t d e c k t e R e s s o u rc e n rd. 15 Mio. t

Hannover - N3.06 - Gez.: B. Herrmann anl_14 Fass.FH8 Stand: 31.12.98 Anlage 15

Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland en tt ä st bereits gewonnen er g a L rd. 742 Mrd. m3(V ) ) n n en V ( 3 d n m i e d. g r M men t sichere und wahrscheinliche am s 1 440

e Reserven G

3 d. r e rd. 376 Mrd. m (Vn) glich n

ü zur Zeit nicht gewinnbar r 3 sp rd. 322 Mrd. m (V ) r n u

unentdeckte Ressourcen

3 50-150 Mrd. m (Vn)

Rohgas (natürlicher Brennwert)

Hannover - N3.06 -Gez.: B. Herrmann Anl_15 Flamme.FH8 Stand: 31.12.98 Anlage 16

E E S E FLENSBURG T E S S O D R N O Kiel-Rönne 10 Heide 68 ROSTOCK 0 100km LÜBECK

Wilhelmshaven- 36 HAMBURG Krummhörn Rüstringen Etzel 140 Kraak 116 8 Harsefeld (130) 1000 30 Blexen 9 Reitbrook 3 500 Huntorf Bremen- Sottorf 300 60 Lesum Ohrensen/ (140) 5 Elbe Nüttermoor (70) 81 Harsefeld 20 Jemgum/ Neuenhuntorf BREMEN Holtgaste Dötlingen (700) Oder 2025 Ha v Peckensen e Kalle l 2800 1 Aller (800) 135 570 315 Rehden Hülsen BERLIN Uelsen (1400) Ketzin Rüdersdorf (370) HANNOVER Golzow (360) 380 Berlin Lehrte Spree Empelde Bucholz 1705 W (74) (50-250) e 125 s Epe e 152 5 (400) r Ems Leine 68 Staßfurt (235) 783 Bernburg (328) Xanten Nei B.- Gnetsch 2 ss 195 e 705 Elbe Ruhr 1 2 Teutschenthal LEIPZIG KASSEL (81) Kirchheilingen 426 Bad Lauchstädt DRESDEN R h 170 e Allmenhausen i n 30 Burggraf - Bernsdorf

3 Reckrod (120) (120) Reckrod- Saa le Wölf Werra ahn L

FRANKFURT

KTB Mosel Stockstadt WÜRZBURG 135 Main Hähnlein Eschenfelden 80 Saar Frankenthal 55 72 30 NÜRNBERG Regen Sandhausen

Altmühl

STUTTGART nau Do Rhein o na D Isar u

Neckar

Albaching/ Inn MÜNCHEN Rechtmehring Bierwang (600) 1300 Wolfersberg Schmidhausen FREIBURG Fronhofen- Iller 320 Illmensee 150 550 Breitbrunn/ 35 Inzenham-West (530) Eggstätt

Lech 500

ns En

Salzach Aare

E r dgas Rohöl, Mineralölprodukte, Flüssiggas Porenspeicher Kavernenspeicher Kavernenspeicher in Betrieb in Betrieb in Betrieb in Planung oder Bau in Planung oder Bau in Planung oder Bau 267 max. Arbeitsgaskapazität [Mill.m3(Vn)] 2 Anzahl der Einzelspeicher

Hannover - N 3.06 - Anl_16 Untertagespeicher.fh8 Stand: 31.12.1998

Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. Maximale verfügbare Arbeitsgasmenge in Untertage-Erdgasspeichern

3 in Deutschland von 1955 bis 1998 Mrd. m (Vn)

t 14 ä

zit 12 a p

a 10 sk

a 8

6 itsg e b

r 4 A

0 1955 60 65 1970 1975 1980 1985 1990 1995 98

Ehemalige Öl / Gas-Lagerstätten Quelle: Firmenmeldungen an das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung, Hannover; Berichte des OBA Clausthal-Zellerfeld; Bergbau-Jahrbücher, Glückauf-Verlag, Essen Aquifer Kavernen Anlage 17 Betrieb Planung

- N 1.2 - Hannover Anl_17 Arbeitsgaskapazität.FH8 Stand: 31.12.1998