Erdöl Und Erdgas in Der Bundesrepublik Deutschland 2001

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Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2001

Söhlingen Z14

Frac 7

1500 m Frac 1 ca. 40 m 40 ca.

m 00

ca. 1

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

Geological Survey of Lower Saxony

Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2001

MICHAEL PASTERNAK, MICHAEL KOSINOWSKI, JOACHIM LÖSCH, JÜRGEN MESSNER & ROBERT SEDLACEK

Hannover 2002 Titelbild:

Bei der Erschließung von Erdgasvorkommen aus extrem dichten Gesteinen wurde in Deutschland ein neuer Meilenstein in der Bohr- und Fractechnologie erreicht. Das Söhlingen- Konsortium, in dem die BEB Erdgas und Erdöl GmbH, die RWE-DEA AG und die Mobil Erd- gas-Erdöl GmbH (Operator) mit jeweils 30 Prozent, sowie die Wintershall AG mit 10 Prozent beteiligt sind, hat mit der Bohrung Söhlingen Z14 mittlerweile die dritte mehrfach gefracte Horizontalbohrung im dichten Dethlingen-Sandstein des Rotliegend abgeteuft. Mit der Söhlingen Z14 wurde dabei in einer Teufe von knapp 5.000 Metern erstmals eine Horizontalstrecke von 1.500 Metern erbohrt. Um eine wirtschaftliche Förderrate zu erzielen, wurden entlang der Horizontalstrecke im Abstand von jeweils 250 Metern sieben hydrauli- sche Fracs erzeugt. Nun kann das Erdgas großräumig in die mit keramischem Stützmittel gefüllten Risse im Gestein fließen, die wiederum das Gas weiter zum Bohrloch leiten. Trotz der sehr niedrigen Gesteinsdurchlässigkeit, die nur ein Hundertstel bis ein Tausendstel der Durchlässigkeit konventioneller Lagerstätten beträgt, können nun bis zu 25.000 Kubikmeter Erdgas pro Stunde aus dieser Bohrung gefördert werden. Die Anwendung innovativer Tech- nologien ist dabei der Schlüssel zum wirtschaftlichen Erfolg. Mit derartig neuen Technologien sollen künftig die bisher wirtschaftlich nicht förderbaren Erdgasressourcen aus dichten Lagerstätten in Deutschland entwickelt werden.

(Quelle: Mobil Erdgas-Erdöl GmbH)

Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung Referat Kohlenwasserstoffgeologie

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

Download unter www.nlfb.de/n306 Vorwort

Nach mehrjähriger Pause wurden im Jahr 2001 erstmals wieder Auf- schlussbohrungen in nennenswertem Umfang abgeteuft, darunter zwei im Alpenvorland. Insgesamt ist im Berichtsjahr die Bohrtätigkeit gegen- über 2000 deutlich angestiegen. Ob damit die Umkehr eines jahrelangen Trends zu verzeichnen ist, muss die Zukunft erweisen.

Auch im Jahr 2001 konnte die inländische Ölproduktion gegenüber dem Vorjahr deutlich gesteigert werden: mit 3,4 Millionen t war sie so hoch wie zuletzt 1992. Die Produktionssteigerung ist ausschließlich auf die erfolgreiche Fortsetzung der Entwicklung des Feldes Mittelplate zurück- zuführen. Die übrigen Ölfelder zeigen weiter eine lagerstättenbedingte Abnahme der Förderung.

Auf der ersten Förderplattform für Erdgas in der deutschen Nordsee wurde die Produktion – wie bereits im Vorjahr berichtet – im Oktober 2000 aufgenommen. Dieses Feld war 2001 erstmals ganzjährig in Betrieb und hat zu einer deutlichen Erhöhung des Anteils von Schleswig-Holstein an der inländischen Gasproduktion beigetragen. Auf Niedersachsen entfal- len jetzt nur noch weniger als 90 % der etwas mehr als 20 Mrd. m³ Erd- gas, die im Jahr 2001 in Deutschland gefördert wurden.

Die staatlichen Geologischen Dienste begleiten die industrielle Erdöl- und Erdgasexploration- und –produktion in Deutschland auch weiterhin konstruktiv im „Verbund Kohlenwasserstoffgeologie“. In dieser vertraglich vereinbarten Kooperation berät das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung Geologische Dienste und Bergbehörden in allen geo- wissenschaftlichen Fragen, die mit der Suche und Förderung von Erdöl und Erdgas sowie der Untertagespeicherung in Zusammenhang stehen.

Die Deutsche Wissenschaftliche Gesellschaft für Erdöl, Erdgas und Kohle (DGMK) hat ein Forschungsprogramm zur Erschließung von Gas aus gering permeablen Lagerstätten aufgelegt. Es werden mehrere An- sätze zur Entwicklung von Technologien verfolgt, die die wirtschaftliche Produktion von bereits nachgewiesenen Gasvorkommen aus schlecht durchlässigen Gesteinsformationen ermöglichen sollen. Das Land Nie- dersachsen unterstützt die Erschließung derartiger Lagerstätten, indem für die daraus gewonnene Erdgasproduktion ab Januar 2002 eine zeitlich befristete Ermäßigung der Förderabgabe eingeführt wurde. Diese Maß- nahme mag dazu beitragen, die Reservensituation der deutschen Erd- ölindustrie zu verbessern. 4

Nach wie vor werden die Gasmengen, die in den schlecht durchlässigen Rotliegendsandsteinen liegen und im Raum Söhlingen und Schneverdin- gen konzentriert sind, als großes Potenzial für die inländische Reserven- basis gesehen. Die Quantifizierung des nutzbaren Anteils an diesem Potenzial bleibt schwierig, könnte aber ein Vielfaches der jetzigen inlän- dischen Jahresproduktion betragen.

Die Dokumentation historischer Daten aus der industriellen Kohlenwas- serstoffexploration wird in den staatlichen Geologischen Diensten fortgesetzt. Die Sicherung von Daten und Informationen über den tiefen Unter- grund ist unter anderem für die Umsetzung der EU-Wasserrahmen- richtlinie von Bedeutung

Dem Ziel der Datensicherung dienen auch einige internationale Koope- rationen: Im EU-Projekt „EUROSEISMIC“ unter Leitung des British Geo- logical Survey wird eine Nachweisdatenbank über seismische Messun- gen im Atlantik, im Mittelmeer und in der Ostsee aufgebaut. Unter Wah- rung von Eigentumsrechten und Vertraulichkeit entsteht ein Nachweissy- stem über Messungen, deren Akquisition viele Milliarden Euro gekostet hat. Vielleicht wird das System den Handel mit diesen Daten für eventuelle Nachnutzungen oder Forschungsvorhaben ermöglichen. Positive Erfahrungen bestehen bereits mit einem Nachweissystem für Bohrungen, das in einem Vorläuferprojekt mit der Bezeichnung „EUMARSIN“ aufgebaut wurde.

Ein anderes Beispiel für die erfolgreiche internationale Zusammenarbeit ist der regelmäßige Austausch von Explorationsergebnissen zwischen Vertretern der Geologischen Dienste der Nordseeanrainerstaaten. 5

Inhaltsverzeichnis

Verzeichnis der Tabellen...... 6

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen...... 7

Zusammenfassung ...... 8

Summary...... 9

1 Bohraktivität ...... 10 1.1 Explorationsbohrungen...... 10 1.1.1 Aufschlussbohrungen...... 11 1.1.2 Teilfeldsuchbohrungen ...... 12 1.2 Bohrergebnisse ...... 14 1.3 Bohrmeterleistung...... 16 1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen ...... 18

2 Geophysik ...... 20

3 Konzessionswesen...... 22

4 Erdöl- und Erdgasproduktion...... 29 4.1 Erdöl...... 30 4.2 Erdgas...... 33

5 Erdöl- und Erdgasreserven...... 37 5.1 Reservendefinitionen ...... 37 5.2 Erdölreserven am 1. Januar 2002...... 38 5.3 Erdgasreserven am 1. Januar 2002...... 39

6 Untertage-Erdgasspeicherung ...... 41

Anlagen 1-15: Übersichtskarten, Diagramme 6

Verzeichnis der Tabellen

Tab. 1: Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 2001. Tab. 2: Übersicht der Feldesentwicklungsbohrungen des Jahres 2001. Tab. 3: Bohrmeterleistung der Jahre 1996 bis 2001, aufgeteilt nach Bohrungskategorien. Tab. 4: Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 2001 auf die Bundesländer. Tab. 5: Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 2001 auf die Explorations-/Produkti- onsgebiete. Tab. 6: Geophysikalische Messungen des Jahres 2001. Tab. 7: Verzeichnis der Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Erdöl- und Erdgas. Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion 2001. Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1997 bis 2001. Tab. 10: Erdölförderung und Erdölgasförderung der Felder in 2001. Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 1999 bis 2001 auf die Produktionsgebiete. Tab. 12: Jahresförderungen 2000 und 2001 der förderstärksten Erdölfelder in Deutschland. Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1997 bis 2001. Tab. 14: Erdgasförderung der Felder in 2001. Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung 1999 bis 2001 auf die Produktionsgebiete. Tab. 16: Jahresförderungen 2000 und 2001 der förderstärksten Erdgasfelder in Deutschland. Tab. 17: Erdölreserven nach Gebieten per 1. Januar 2002. Tab. 18: Erdölreserven nach Bundesländern per 1. Januar 2002. Tab. 19: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Januar 2002 (Rohgas). Tab. 20: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Januar 2002 (Rohgas). Tab. 21: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Januar 2002 (Reingas). Tab. 22: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Januar 2002 (Reingas). Tab. 23: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch im Jahr 2001. Tab. 24: Bezugsquellen zur Deckung des Erdgasaufkommens in Deutschland. Tab. 25: Erdgasförderung, -importe und -verbrauch in Deutschland. Tab. 26: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung. Tab. 27: Arbeitsgasvolumen und Anzahl der Speicher im internationalen Vergleich. Tab. 28: Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland - Porenspeicher. Tab. 29: Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland - Kavernenspeicher. Tab. 30: Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. 7

Verzeichnis der Abbildungen und Anlagen

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen von 1945 bis 2001 in Deutschland.

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

Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flächen der Erdöl- und Erdgassuche und der Untertage- Erdgasspeicherung.

Abb. 4: Übersichtskarte 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 - 2001.

Anl. 6: Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 2001.

Anl. 7: Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdöllagerstätten.

Anl. 8: Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten.

Anl. 9: Erdölförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt.

Anl. 10: Erdgasförderung und -vorräte in den Gebieten nach Formationen aufgeteilt.

Anl. 11: Entwicklung der Erdöl- und Erdgasreserven in Deutschland von 1947 bis 2002 bzw. von 1960 bis 2002.

Anl. 12: Erdöl in Deutschland, kumulative Produktion, Reserven, Ressourcen.

Anl. 13: Erdgas in Deutschland, kumulative Produktion, Reserven, Ressourcen.

Anl. 14: Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas.

Anl. 15: Entwicklung der Arbeitsgaskapazität in den Untertagespeichern in Deutschland. 8

Zusammenfassung

Nach dem Tiefststand der Explorationsaktivitäten der letzten Jahre war das Jahr 2001 durch einen deutlichen Aufschwung der Exploration gekennzeichnet. Dieses äußerte sich einerseits in der Anzahl der durchgeführten Aufschlussbohrungen und andererseits im Umfang der seismischen Messungen. Zwei der vier Aufschlussbohrungen (new field wildcat) wurden in 2001 beendet, jedoch ohne einen neuen Fund erzielt zu haben. Eine der drei weiteren Explorationsbohrungen (new pool test, new tectonic block) wurde gasfündig.

In der Feldesentwicklung waren neun von zwölf Bohrungen erfolgreich.

Die Bohrleistung stieg gegenüber dem Vorjahr um 25 % auf 54 030 Bohrmeter. Im historischen Vergleich belegt dieser Wert aber immer noch den vorletzten Rang seit 1945 neben dem absoluten Tiefststand im vergangenen Jahr. Der Anstieg der Bohrleistung ist aus- schließlich auf die Exploration zurückzuführen. Die Bohrleistung der Feldesentwicklung ist dagegen leicht gefallen.

Auf dem Sektor der geophysikalischen Vorerkundung erreichte der Umfang der 3D-Seismik ein Niveau wie zu Zeiten des Maximums der inländischen Seismikaktivitäten. Mit einer Flä- che von insgesamt 2400 km2 wurde das bisherige Maximum sogar übertroffen. Den wesent- lichen Beitrag lieferte ein Survey im deutschen Nordseesektor. Der Umfang der 2D-Seismik fiel mit 450 Profilkilometern eher gering aus.

Die Konzessionsfläche zur Aufsuchung von Erdöl und Erdgas hat sich weiter verkleinert. Wie in den Vorjahren wurden Teilflächen aufgegeben und für mehrere abgelaufene Erlaubnisse keine Verlängerungen beantragt. Neben der Erteilung einer größeren Erlaubnis bei Bremen, entstanden zwei neue Gebiete durch Reorganisation vorhandener Gebiete bzw. durch Ge- bietsanpassungen. Drei kleinere Erlaubnisse, die auf die Nutzung von Erdgas aus stillgelegten Bergwerken zielen, wurden in Nordrhein-Westfalen erteilt.

Die Erdölproduktion konnte bedingt durch die Produktionssteigerung des Feldes Mittelplate auf etwa 1,6 Mio. t nochmals auf nunmehr 3,44 Mio. t erhöht werden. In den anderen Feldern nahmen die Fördermengen aufgrund des natürlichen Förderabfalls der Lagerstätten weiter ab. Die inländischen Erdölreserven sanken etwa entsprechend der Jahresproduktion um 3 Mio. t auf 46,8 Mio. t.

Entgegen dem Trend der letzten Jahre sanken die Erdgasreserven (Rohgas) aufgrund der Förderung und Neubewertung von Lagerstätten und um 34,4 Mrd. m3 auf 342,9 Mrd. m3 und lagen damit 9 % unter dem Vorjahreswert. Die Produktion lag mit 21,5 Mrd. m3 auf dem Ni- veau des Vorjahres.

Auf dem Sektor der Untertageerdgasspeicherung hat sich der Wachstumstrend fortgesetzt. In 2001 waren wie im Vorjahr 23 Porenspeicher und 19 Kavernenspeicher für Erdgas in Be- trieb. Das Arbeitsgasvolumen konnte mit 19,1 Mrd. m3 gegenüber 18,6 Mrd. m3 im Vorjahr weiter angehoben werden. Derzeit sind 4,4 Mrd. m3 Arbeitsgasvolumen durch den Bau von neuen Speichern bzw. durch Speichererweiterungen in Planung. 9

Summary

After the last years had seen the lowest level of exploration activities, the year 2001 marked a distinct increase of exploration activities. This became quite visible in the number of completed exploration wells and in the extent of seismic surveys. Two of four new-field wildcats were completed in 2001, however without success. One of the three additional exploration wells (new-pool test and new-tectonic block) found gas.

In production drilling nine of twelve wells were successful.

Footage increased by near 25 % compared to the preceding year and amounted to 54 030 metres. Seen in the light of history since 1945, this value marks the last but one rank compared to the last rank of the previous year. The rise of footage was achieved exclusively by exploration drilling. Footage of production drilling was slightly down.

In geophysical prospecting the activities in 3D seismics reached the same level as in times of maximum seismic activities. The total area of 2400 square kilometres even exceeded the previous maximum. The main contribution was delivered by only one offshore survey in the German North Sea. 2D seismic was rather low and amounted to 450 kilometres in total.

The license area for oil and gas exploration was reduced even further. As in previous years several expired licences were not extended and in some cases parts of the licence areas were relinquished. One licence around the city of Bremen was newly awarded. Two licences were awarded due to reorganisation of licence areas respectively due to adaptation to fron- tiers. In the state of Nordrhein-Westfalen three smaller licence areas were newly awarded aiming at producing gas from abandoned coal mines.

German oil production could increase to 3.44 million metric tons due to the increase in production from the oil field Mittelplate to 1.6 million tons. In all other fields oil production de- creased because of normal decline in production. Total remaining proven and probable oil reserves are reduced by 3 million tons to 46.8 million tons.

Contrary to the trend of the last years the total remaining proven and probable natural gas reserves (raw gas) dropped by 34.4 billion cubic metres to 342.9 billion cubic metres due to production and the reassessment of existing fields. Reserve figures were 9 % below the value of the preceding year. The gas production amounted to 21.5 billion cubic metres and equals the previous year value.

The growth in underground gas storage continued. As in the preceding year 23 gas storage facilities in porous rocks and 19 gas storage facilities in salt caverns were in operation. The working gas volume increased by 0.5 billion cubic metres to 19.1 billion cubic metres. At pre- sent it is planned to raise the working gas volume by 4.4 billion cubic metres by building new storage facilities respectively by extension of existing facilities. 10

1 Bohraktivität

Die Situation der Bohraktivität hat sich im Jahre 2001 leicht entspannt, nachdem in 2000 das Minimum seit Bestehen der Bundesrepublik erreicht wurde. Grundsätzliche Veränderungen, die die Aktivitäten nachhaltig positiv beeinflussen könnten, sind nicht eingetreten. Die großen inländischen Erdgasproduzenten, die auch über die größte Konzessionsfläche verfügen, sind nach wie vor in ihren Möglichkeiten, Bohrprojekte zu realisieren, eingeschränkt, da die Projekte dem Rentabilitätsranking ihrer global operierenden ausländischen Mutterkonzerne unterworfen sind und Deutschland als erdöl-/erdgasgeologisch sehr reifes Gebiet nicht mehr über viele potenziell hochrentable Projekte verfügt. Gerade vor dem Hintergrund der Misserfolge der jüngsten Explorationsbohrungen bleibt abzuwarten, wie sich die Situation entwickeln wird.

1.1 Explorationsbohrungen

Nachdem in den letzten Jahren kaum Explorationsbohrungen, mit dem Ziel neue Lagerstät- ten zu finden, abgeteuft wurden, bohrten in 2001 vier Aufschlussbohrungen. Zwei dieser Bohrungen, Moosham C1 und Tittmoning R1, suchten im bayerischen Alpenvorland - leider erfolglos - nach Erdgas. Ein drittes in diesem Raum geplantes Projekt wurde aufgrund dieser Misserfolge vorerst nicht realisiert. Die Projekte waren Bestandteil der Explorationskampa- gne der österreichischen Rohöl-Aufsuchungs AG, die mit der Akquisition einer 3D- seismischen Messung in den Jahren 1998/99 eingeleitet wurde. In Norddeutschland wurde mit zwei Projekten versucht, neue Gaslagerstätten im Rotliegend nachzuweisen. Das Zielgebiet der Bohrung Hohne Z1 lag bezüglich der Horizonte im Rotlie- gend in einer relativ unerforschten Region, südlich des Gürtels der bekannten Rotliegend Gasfelder. Leider war dieser Bohrung kein Erfolg beschieden. Das Ergebnis wird sicher zu einer erneuten kritischen Bewertung des Raumes nahe der Allertal-Linie führen. Die Bohrung Emtinghausen-West Z1 suchte im südlichen Arsten-Graben nach Gas. Im laufenden Jahr konnte diese Bohrung beendet werden, wurde aber ebenfalls nicht fündig. In der Statistik werden noch zwei Projekte geführt, die schon in den Vorjahren gebohrt wurden, bislang aber kein endgültiges Ergebnis erhalten haben (Tab. 1). In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrungen (zur Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrun- gen siehe Abschnitt 1.4) wurden in 2001 zwei neue Projekte begonnen. Mit der Bohrung Blaukirchen Z1 sollten in Ostfriesland neue Gasreserven nordöstlich der Lagerstätte Gro- ßes Meer erschlossen werden. Die Bohrung hatte im Rotliegend zwar Gas nachgewiesen, doch stimmen erste vorläufige Ergebnisse nicht sehr optimistisch. Die Bohrung Burgmoor Z3 wurde im Bereich des Feldeskomplexes Uchte/Burgmoor im Zechstein gasfündig. Die Boh- rungen Lindhoop Z1a und Verden-Ost Z1, die in der direkten südlichen Fortsetzung des Gasfeldes Völkersen im Rotliegend nach Erdgas suchten, hatten schon in 2000 ihre End- teufe erreicht, aber noch kein abschließendes Ergebnis erhalten. Obwohl beide Bohrungen Erdgas nachgewiesen hatten, mussten sie als nicht fündig eingestuft werden, da eine wirtschaftliche Förderung nicht möglich war. Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnisse der laufenden Explorationsbohrprojekte kurz dargestellt werden. 11

1.1.1 Aufschlussbohrungen

Gebiet Elbe-Weser

Einige Kilometer nördlich der Aller wurde innerhalb der Erlaubnis Gifhorn die Bohrung Hoh- ne Z1 (RWE-DEA1) (Anl. 2) abgeteuft. Das Ziel der Bohrung waren die Speicher des Rotlie- gend, die nach Interpretation des seismischen 3D-Surveys "Gifhorn-Hohne" in einer Hochla- ge identifiziert wurden. Das Zielgebiet liegt bezüglich der Horizonte im Rotliegend in einer relativ unerforschten Region, südlich des Gürtels der bekannten Rotliegend Gasfelder. Die nächstgelegenen Stützpunkte mit bekannten Rotliegendprofilen befinden sich in einer Ent- fernung von 20-30 km. U.a. sind dieses die Bohrungen Bokel Z1 im Norden, Ehra Z1 im Osten und Texas Z1 im Westen aus den 60er bzw. 80er Jahren. Bis zum Jahreswechsel hatte die Bohrung die Schichtenfolge bis in den Grenzbereich zwischen der Hannover- Formation und der Dethlingen-Formation des Rotliegend in einer Teufe von 5103 m aufgeschlossen ihre Endteufe aber noch nicht erreicht. Bis zu diesem Zeitpunkt war das Bohrloch weder im tieferen Teil vermessen noch getestet worden und es lagen noch keine zuverlässi- gen Ergebnisse vor. Anfang Januar 2002 hatte die Bohrung dann aber ihre Endteufe bei 5152 m im Vulkanit des Rotliegend erreicht und wurde wegen unzureichender Speicherei- genschaften als fehl eingestuft.

Bereits 1993 war an der Westflanke des südlichen Schneverdingen-Grabens die Bohrung Walsrode-Ost Z1 (MEEG) (Anl. 2) abgeteuft worden. Der Wustrow- und der Havel- Sandstein des Rotliegend waren gasführend angetroffen worden, die schlechten Speicherei- genschaften der Träger ließen aber keine wirtschaftliche Förderung erwarten. Eine geplante Ablenkung der Bohrung steht weiterhin zur Diskussion.

Ebenfalls im südlichen Schneverdingen-Graben hatte Ende 1997 die Bohrung Wissels- horst Z1 (Preussag) (Anl. 2) den Wustrow- und den Elbe/Havel-Sandstein des Rotliegend gasführend aufgeschlossen. Aufgrund der schlechten Testergebnisse wurde in 1998 eine Frac-Behandlung durchgeführt. Die Förderrate konnte aber nicht in dem erhofften Umfang gesteigert werden, so dass nach wie vor keine wirtschaftliche Produktion möglich ist. Seit- dem wurden keine weiteren Arbeiten an der Bohrung vorgenommen. Das Ergebnis der Boh- rung steht noch aus. Eine Ablenkung der Bohrung zur Entwicklung der Tight-Gas Ressour- cen wird derzeit geprüft.

Gebiet Weser-Ems

Mit der Bohrung Emtinghausen-West Z1 (Wintershall) (Anl. 2) wurde die Rotliegend- Exploration an der Ostflanke des Oldenburg-Hochs wieder aufgenommen. Die letzte Boh- rung, die das Rotliegend im Arsten-Graben erkundete, war die etwa 35 km nordwestlich ge- legene nicht fündige Bohrung Ganderkesee Z2 aus dem Jahre 1996. Die Bohrung Emting- hausen-West Z1 zielte auf eine tektonisch begrenzte Scholle im südlichen Teil des Arsten- Grabens etwa 6 km südlich der Bohrung Emtinghausen 8Z, die im höheren Teil des Rotlie- gend dichte Sandsteine und im tieferen Teil fanglomeratisch entwickelte Sedimente angetroffen hatte. Als Zielhorizonte der Bohrung Emtinghausen-West Z1 wurden Sandsteine der

1 Auftraggeber bzw. federführende Firma, Abkürzungen s. Tab. 2 12

Elbe- und Havel-Subgruppe ausgewiesen. Am Jahresende 2001 stand die Bohrung bei etwa 4500 m Teufe in Salzen des Zechstein.

Alpenvorland

Wie die Bohrung Tittmoning R1 (s.u.) wurde das Bohrprojekt Moosham C1 (RAG) (Anl. 1) aus der Interpretation des seismischen 3D-Surveys "Palling" abgeleitet. Es befindet sich in der tertiären Tiefwassermolasse zwischen den nicht fündigen Bohrungen Hörpolding A1 und Trostberg A1 und ist von diesen etwa jeweils 1,5 km entfernt. Das Hauptziel der Bohrung stellten Sandsteine des Chatt dar, das Nebenziel Sandsteine des Burdigal. Auf gute Erfolg- schancen ließen die Ergebnisse der Bohrung Trostberg A1 hoffen. In dieser strukturtief posi- tionierten Bohrung brachte ein Test auf die Sandsteine des Burdigal einen Flüssigkeitszu- fluss mit mäßigen Gasanteilen. Mit der Bohrung Moosham C1 wurden die Sandsteine des Burdigal zwar etwas strukturhöher als in der Bohrung Trostberg A1 erbohrt, waren nach Log- und Bohrbefunden aber verwässert. Die Sandsteine des Chatt waren faziell schlecht entwik- kelt und wiesen nach Loginterpretation keine porösen Lagen auf. Aufgrund der guten Gas- anzeichen während des Bohrens wurde dennoch ein Test auf die Chatt-Sandsteine durch- geführt, der aber nur einen marginalen nicht wirtschaftlichen Zufluss erbrachte. Die Bohrung wurde nicht fündig erklärt und verfüllt.

Die Bohrung Tittmoning R1 (RAG) (Anl. 1) wurde bereits im Jahre 2000 im Bereich der ter- tiären Tiefwassermolasse zwischen den Bohrungen Kirchheim C1 und Lanzing C1 nahe der Salzach abgeteuft, hatte ihre Endteufe aber erst in 2001 erreicht. Entwickelt wurde der Pro- spekt aus der Interpretation des seismischen 3D-Surveys "Palling" aus den Jahren 1998/99. Das Hauptziel dieser Erdgasaufschlussbohrung lag im Rupel, das Nebenziel im Aquitan. Nach Interpretation der Seismik werden die potenziellen Träger in beiden Fällen von Sand- steinpaketen gebildet, die an subaquatische Ausräumungszonen gebunden sind. Zum Jah- resende 2000 stand die Bohrung bei 1828 m im Aquitan. In 2001 wurden das tiefere Aquitan und das Chatt durchteuft und die Bohrung bei 2950 m Endteufe im Rupel eingestellt. Die Sandsteine des Aquitan (Nebenziel) wurden in der erwarteten Teufe porös aber leider ver- wässert angetroffen. Auch die Sandsteine des Rupel (Hauptziel) wurden in der erwarteten Teufenlage und in guter Mächtigkeit angetroffen. Allerdings stellten sich die potenziellen Speicher des Rupel bis auf eine geringmächtige poröse aber verwässerte Lage als dicht heraus. Auf der Grundlage der Messergebnisse des Formationstesters (MDT) und der Loginterpretation wurde die Bohrung als nicht fündig bewertet und ohne Teste verfüllt.

1.1.2 Teilfeldsuchbohrungen

Gebiet Elbe-Weser

In 2000 wurde die wirtschaftlich nicht fündige Bohrung Lindhoop Z1 nach Nordnordwesten als Lindhoop Z1a (RWE-DEA) (Anl. 2) abgelenkt. Die Ablenkbohrung traf die Rotliegend- sandsteine im Südteil des Wümme-Grabens (südlich des Gasfeldes Völkersen) mit besseren Gasindikationen und tieferer Gasführung an als die Stammbohrung. Ein erster auf einen tieferen, GWC-nahen Abschnitt durchgeführter Test ergab einen stark rückläufigen Kapazi- tätstrend. Ein weiterer, nach Zusatzperforation des Top-Bereichs des Dethlingen-Sandsteins in 2001 ausgeführter Summentest erbrachte einen vergleichsweise stabileren Zufluss (Rate 13

7000 m3/h bei zuletzt 275 bar, Fließdruck-Trend fallend). Wegen der kleinräumigen Kom- partmentalisierung wurde das dynamisch beeinflussbare Gasvolumen als zu klein, die Ab- lenkbohrung damit ähnlich wie die Stammbohrung als wirtschaftlich nicht fündig bewertet.

Ebenfalls an der Ostflanke des südlichen Wümme-Grabens, etwa 5 km südwestlich der Boh- rung Lindhoop Z1/Z1a wurde in 2000 die Bohrung Verden-Ost Z1 (Wintershall) (Anl. 2) niedergebracht. Auch hier waren die Sandsteine des Rotliegend in der südlichen Fortsetzung des Gasfeldes Völkersen das Ziel. Die Bohrung hatte die Rotliegend-Sandsteine wie erwartet gasführend angetroffen. Während eines Fördertests sanken die anfänglich deutlich höheren Raten und Drücke auf die nicht stabilisierten Werte von 6000 m3/h und etwa 210 bar Kopf- fließdruck ab. Die Testergebnisse deuten auf ein zu kleines Drainagegebiet, aus dem keine wirtschaftliche Förderung zu erwarten ist. In 2001 wurde die Bohrung für nicht fündig befun- den. Bis zur Klärung der geologisch/tektonischen Verhältnisse und der sich daran anschlie- ßenden Entscheidung, ob eine Ablenkung gebohrt werden soll, soll die Bohrung offen gehalten werden.

Gebiet Weser-Ems

In der Rotliegend-Provinz Ostfriesland wurde die Bohrung Blaukirchen Z1 (Preussag) (Anl. 2) etwa 2 km nordöstlich der Lagerstätte Großes Meer abgeteuft. Das Projekt Blaukir- chen ist durch eine Hochlage des Rotliegend unterhalb des Salzstockes Bedekaspel, die erst im Rahmen einer Neubearbeitung der 3D-Seismik "Ostfriesland" interpretiert werden konnte, definiert. In der Struktur wurden als primäre Ziele die potenziellen Reservoir-Sandsteine der tieferen Hannover-Formation (Wustrow- und Ebstorf-Member) gasführend erwartet. Die Boh- rung hat die Rotliegend-Sandsteine nicht so strukturhoch angetroffen wie ursprünglich pro- gnostiziert, sondern etwas tiefer als in der Bohrung Großes Meer Z1, aber dennoch mit deutlichen Gasanzeichen, und wurde in der tiefsten Dethlingen-Formation in 5055 m Teufe eingestellt. Die durchgeführten Teste waren bis Jahresende noch nicht endgültig ausgewertet. Die Bohrung wurde eingeschlossen, da eventuelle Folgearbeiten aus Naturschutzgründen frühestens im Sommer 2002 durchgeführt werden können.

An der Nordflanke des Hochs von Uchte/Bahrenborstel im Bereich des Gasfeldes Uch- te/Burgmoor wurde die Bohrung Burgmoor Z3 (BEB) (Anl. 2) abgeteuft. Sie zielte auf das Staßfurt-Karbonat in einer von Störungen begrenzten Bruchscholle zwischen den produzierenden Sonden Burgmoor Z1 im Osten und Burgmoor Z2 im Westen. Ein Vergleich von dynamisch und volumetrisch abgeschätzten Gasmengen ließ vermuten, dass es sich bei dem Zielgebiet um einen dynamisch separaten Block handelt. Dass in diesem Bereich eine starke Kompartmentalisierung des Reservoirs vorliegt, verdeutlichen neben dem Produktionsver- halten der Sonden unter anderem die unterschiedlichen Gasqualitäten: Die Sonde Burg- moor Z1 fördert Sauergas, die Sonde Burgmoor Z2 Süßgas. Die Bohrung Burgmoor Z3 traf den Träger etwas höher als vorhergesagt und süßgasführend an. Entgegen der Prognose, dass das Zielgebiet in einer dynamisch eigenständigen Bruchscholle liegt, wurde ein stark abgesenkter Druck angetroffen, der auf eine Verbindung zu einem bereits drainierten Be- reich schließen lässt. Ein Vergleich der Lagerstättendrücke und der Gasqualitäten lässt eine Verbindung zur Lagerstätte Uchte vermuten. Bei einem Drei-Stufen-Fördertest konnte eine Rate von etwa 23 000 m3/h bei 135 bar Kopffließdruck gefördert werden. Die Bohrung wurde gasfündig eingestuft. 14

1.2 Bohrergebnisse

Die Anzahl der in Bearbeitung befindlichen Bohrvorhaben hat sich etwa auf dem Niveau des Vorjahres gehalten und ging um ein Projekt auf 27, einschließlich geologischer Ablenkungen, zurück. In den Tabellen 1 und 2 sind die Explorations- und Feldesentwicklungsbohrungen mit ihren Ergebnissen zusammengestellt. Insgesamt wurden 9 Projekte öl- oder gasfündig. Von den vier aktuellen Aufschlussbohrungen gingen die Bohrungen Moosham C1 und Titt- moning R1 in Süddeutschland (Anl. 1) fehl. Die norddeutschen Rotliegend-Bohrungen Em- tinghausen-West Z1 und Hohne Z1 (Anl. 2) waren zum Jahresende 2001 noch nicht fertig gestellt. Inzwischen wurden die Bohrungen Hohne Z1 und Emtinghausen-West Z1 nicht fün- dig gemeldet. Über zukünftige Maßnahmen an den vor 2001 fertig gestellten und bislang ohne endgültiges Ergebnis gebliebenen Bohrungen Walsrode-Ost Z1 und Wisselshorst Z1 ist noch nicht entschieden worden. Sie wurden weiterhin offen gehalten. Die Ergebnisse der Explorationstätigkeiten südlich des Gasfeldes Völkersen waren nicht sehr erfolgreich. Zwar haben die Bohrungen Lindhoop Z1a und Verden-Ost Z1 (Anl. 2) Erd- gas nachgewiesen und man kann von einer flächenhaften Verbreitung der Gasführung aus- gehen, doch ist das Gas nach bisherigen Ergebnissen aufgrund zu kleiner Drainagegebiete mit diesen Bohrungen nicht wirtschaftlich förderbar. Beide Bohrungen wurden als nicht wirtschaftlich fündig bewertet. Die Bohrung Blaukirchen Z1, nordöstlich des Gasfeldes Großes Meer gelegen, hatte Ende 2001 noch kein Ergebnis. In der Zechstein-Region konnte die Bohrung Burgmoor Z3 gasfündig beendet werden. Die Fündigkeitsquote der abschließend bewerteten Teilfeldsuchbohrungen erreichte damit 33 % (2000: 33 %, 1999: 100 %). In der Feldesentwicklung des Sauergasreviers im Gebiet Weser-Ems wurden die Bohrungen Siedenburg Z30 (Gasfeld Siedenburg-West/Hesterberg)und Päpsen Z1c (Gasfeld Staffhorst-

Tab. 1: Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 2001. Bohrlokationen s. Anl. 1 u. 2.

Name Operator Rechtswert Hochwert Status Ziel/ ET Horizont Fundhorizont in m bei ET Aufschlussbohrungen (A3) Alpenvorland Moosham C1 RAG 4543415 5317778 fehl Burdigal, Chatt 2730,0 Chatt Tittmoning R1 RAG 4556656 5323836 fehl Rupel, Aquitan 2950,0 Rupel Elbe-Weser Hohne Z1 RWE-DEA 3593626 5829969 bohrt Rotliegend - - Walsrode-Ost Z1* MEEG 3543584 5860412 n.k.E. Rotliegend 5189,9 Oberkarbon Wisselshorst Z1* Preussag 3546574 5865255 n.k.E. Rotliegend 5144,3 Rotliegend Weser-Ems Emtinghausen-West Z1 Wintershall 3496788 5857965 bohrt Rotliegend - - Teilfeldsuchbohrungen (A4) Elbe-Weser Lindhoop Z1a* RWE-DEA 3519554 5868363 fehl Rotliegend 5295,0 Rotliegend Verden-Ost Z1* Wintershall 3522527 5864354 fehl Rotliegend 5048,5 Rotliegend Weser-Ems Blaukirchen Z1 Preussag 2588178 5921363 n.k.E. Rotliegend 5055,0 Rotliegend Burgmoor Z3 BEB 3489207 5820446 gasfündig Straßfurt-Karb. 3138,0 Zechstein

Status mit Stand vom 31. Dezember 2001; *: Endteufe vor 2001 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis. 15

Nord/Päpsen) im Zechstein fündig. Nicht so erfolgreich verlief die Feldesentwicklung in der niedersächsischen Rotliegend-Erdgasprovinz im Gebiet Elbe-Weser. Die Bohrungen Idsin- gen Z3 (Gasfeld Walsrode/Idsingen) und Bötersen Z5 (Gasfeld Rotenburg-Taaken) hatten die Sandsteine gasführend angetroffen, aufgrund der schlechten Speichereigenschaften war aber keine wirtschaftliche Förderung möglich. Mit dem inzwischen dritten Tight-Gas-Projekt im Gasfeld Söhlingen, Söhlingen Z14, konnte das Erdgas eines geringpermeablen Horizonts der Lagerstätte durch den Einsatz von Horizontalbohrtechnik und mehrfachen Frac- Behandlungen förderbar gemacht werden. Die Bohraktivität im Ölfeld Mittelplate vor der Westküste Schleswig-Holsteins wurde mit vier Bohrungen wieder auf hohem Niveau fortgesetzt. Neben zwei weiteren Extended-Reach- Bohrung von Land (Dieksand 5 und 6, inzwischen beide fündig) wurden zwei Produktions- bohrungen (Mittelplate-A 13 und 14, beide fündig) und eine Wasserversenkbohrung (Mittel- plate-A H1) zur Druckunterstützung von der Plattform aus gebohrt. Die Bohrung Ringe 3 entwickelte den Ölfund der Bohrung Ringe Z1. Weitere Aktivitäten auf dem Erdölsektor be- schränkten sich auf die Felder Emlichheim und Rühle im Westemsland.

Tab. 2: Übersicht der Feldesentwicklungsbohrungen des Jahres 2001. Name Operator Zielhorizont Status

Erweiterungsbohrungen (B1) Weser-Ems Siedenburg Z30 MEEG Staßfurt-Karbonat gasfündig

Produktionsbohrungen (B2) Nördlich der Elbe Dieksand 5 RWE-DEA Dogger-Sandsteine ölfündig Dieksand 6 RWE-DEA Dogger-Sandsteine bohrt Mittelplate-A 13 RWE-DEA Dogger-Sandsteine ölfündig Mittelplate-A 14 RWE-DEA Dogger-Sandsteine ölfündig Elbe-Weser Bötersen Z5a RWE-DEA Rotliegend-Sandsteine fehl Idsingen Z3* BEB Rotliegend-Sandsteine fehl Söhlingen Z14* MEEG Rotliegend-Sandsteine gasfündig Weser-Ems Klosterseelte Z6 BEB Staßfurt-Karbonat bohrt Päpsen Z1c* Wintershall Staßfurt-Karbonat gasfündig Westlich der Ems Emlichheim 16 Wintershall Bentheim-Sandstein Ziel erreicht Emlichheim 303 Wintershall Bentheim-Sandstein fehl Emlichheim 303a Wintershall Bentheim-Sandstein ölfündig Ringe 3 Preussag Bentheim-Sandstein ölfündig Rühlermoor 309a Preussag Bentheim-Sandstein noch kein Ergebnis

Hilfsbohrungen (B3) Nördlich der Elbe Mittelplate-A H1 RWE-DEA Dogger-Sandsteine bohrt Westlich der Ems Emlichheim 514 Wintershall Bentheim-Sandstein bohrt

BEB – BEB Erdgas und Erdöl GmbH, Hannover Status mit Stand vom 31. Dezember 2001 MEEG – Mobil Erdgas-Erdöl GmbH, Celle *: Endteufe vor 2001 erreicht. Preussag – Preussag Energie GmbH, Lingen RAG – Rohöl-Aufsuchungs AG, Wien RWE-DEA – RWE-DEA AG für Mineraloel und Chemie, Hamburg Wintershall – Wintershall AG, Kassel 16

1.3 Bohrmeterleistung

Trotz der anhaltend geringen Bohraktivität konnte sich die Bohrleistung mit 54 030 m gegen- über 43 206 m im Vorjahr leicht erholen, blieb aber deutlich unter dem Mittel der vergangenen Jahre (Tab. 3). Gegenüber dem willkürlich gewählten Mittel der vorangehenden fünf Jah- re fiel die Bohrleistung um knapp 28 % geringer aus, gegenüber dem Vorjahr um 25 % hö- her. Seit 1995 hat sich ein genereller Abwärtstrend eingestellt (Abb. 1). Gegenwärtig lässt sich nicht abschätzen, ob sich die Bohraktivität kurz- oder mittelfristig weiter abschwächen wird oder sich vielleicht auf einem mittleren Niveau von etwa 50 000 m stabilisieren wird. Für das laufende Jahr kann auf der Basis der geplanten Bohrprogramme und der bislang durch- geführten Bohrungen mit einer Bohrleistung in dieser Größenordnung gerechnet werden. Mit etwa 40 % der Bohrleistung hat der Sektor der Explorationsbohrungen wieder einen An- teil erreicht wie schon seit einigen Jahren nicht mehr (2000: 20 %, 1999: 22 %, 1998: 32 %). Absolut ist die Bohrleistung der Exploration von etwa 8500 Bohrmetern auf knapp 22 000 Bohrmeter angestiegen, lag damit aber noch etwa 18 % unter dem Mittel der vorangehenden fünf Jahre. Außergewöhnlich war: Die Bohrleistung der Aufschlussbohrungen lag deutlich höher als die der Teilfeldsuchbohrungen. Die Bohrleistung in der Kategorie der Feldesentwicklung wurde nicht intensiviert und erreichte einen neuen historischen Tiefststand. Mit etwa 32 000 m ist sie gegenüber dem Vor- jahr (35 000 m) um etwa 7 % gesunken. Im Vergleich zum Mittel der vorangehenden fünf Jahre bedeutete dies einen Rückgang um etwa 33 %. Im Rahmen von Ölprojekten wurden 38 % der gesamten Bohrmeter abgeteuft. Allein auf die Bohraktivität im schleswig- holsteinischen Feld Mittelplate entfielen 30 % der deutschen Bohrmeterleistung. Der Schwerpunkt der Bohraktivität lag wie gewohnt in Niedersachsen (Tab. 4). Der Anteil Niedersachsens erreichte wie in den beiden Vorjahren etwa 60 %. Die Aktivitäten in Nieder- sachsen verteilten sich in absteigender Reihenfolge auf die Erdgasprovinzen Weser-Ems, Elbe-Weser und untergeordnet auf die Ölprovinz westlich der Ems (Tab. 5). In Schleswig- Holstein (30 %) wurde ausschließlich im Feld Mittelplate gebohrt. Etwa 7 % entfielen auf die Explorationsaktivitäten in Bayern.

Tab. 3: Bohrmeterleistung der Jahre 1996 bis 2001, aufgeteilt nach Bohrungskategorien. Jahr Bohrmeter Explorationsbohrungen Feldesentwicklungsbohrungen A3 A4 B1 B2 B3 m %m%m%m%m %m% 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 1999 68 231 100 0 0,0 15 007 22,0 8 430 12,4 43 451 63,7 1 343 2,0 2000 43 206 100 1 828 4,2 6 752 15,6 0 0,0 34 626 80,1 0 0,0 2001 54 030 100 13 581 25,1 8 193 15,2 3 827 7,1 26 345 48,8 2 084 3,9 Mittelwert 74 889 100 7 353 9,8 19 124 25,5 8 791 11,7 38 769 51,8 852 1,1 1996-2000 17

Tab. 4:Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 2001 auf die Bundesländer. Bundesland Exploration Feldesentwicklung Summe Anteil in % A3 A4 B1 B2 B3 Bayern 3 852,0 - - - - 3 852,0 7,1 Niedersachsen 9 729,0 8 193,0 3 827,0 11 397,6 821,0 33 857,6 62,9 Schleswig-Holstein - - - 14 947,0 1 263,0 16 210,0 30,0 Summe 13 581,0 8 193,0 3 827,0 26 344,6 2 084,0 54 029,6 100,0

Tab. 5:Verteilung der Bohrmeterleistung des Jahres 2001 auf die Explorations-/Produktionsgebiete. Gebiet Exploration Feldesentwicklung Summe Anteil in % A3 A4 B1 B2 B3 nördlich der Elbe - - - 14 947,0 1 263,0 16 210,0 30,0 Elbe-Weser 5 228,0 - - 3 329,0 - 8 557,0 15,8 Weser-Ems 4 501,0 8 193,0 3 827,0 4 514,0 - 21 035,0 38,9 westlich der Ems - - - 3 554,6 821,0 4 265,6 8,1 Alpenvorland 3 852,0 - - - - 3 852,0 7,1 Summe 13 581,0 8 193,0 3 827,0 26 344,6 2 084,0 54 029,6 100,0

m 900 000 Bohrmeter

800 000

700 000

600 000

500 000

400 000

300 000

200 000

54 030 m 100 000

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Abb. 1: Bohrmeter der Erdöl- und Erdgasbohrungen (ohne Speicherbohrungen) von 1945 bis 2001 in Deutschland. 18

1.4 Klassifikation der Erdöl- und Erdgasbohrungen

Für die in Deutschland abgeteuften Bohrungen gilt seit 1.1.1981 verbindlich die folgende, von Bergbehörden, Geologischem Dienst und der Erdölindustrie gemeinsam erarbeitete Bohrungsklassifikation:

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 gerin- gerer Teufe, die zur Klärung tektonischer, fazieller, geochemischer etc. Fragen abgeteuft wird. Im allgemeinen hat sie nicht die Aufgabe, Erdöl- oder Erdgasansammlungen zu suchen. Ihre Nummerierung 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 shallower 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 Nummerierung erfolgt vierstellig, beginnend mit 2001. 19

B Feldesentwicklungsbohrung (development well)

B1 Erweiterungsbohrung (outpost, extension well, step out well) Sie verfolgt einen bereits produzierenden Horizont entweder im Anschluss an eine fün- dige Bohrung oder im Gebiet eines Erdöl- oder Erdgasfeldes bei Kenntnis unkomplizier- ter Lagerungsverhältnisse. Die Entfernung beträgt ein Mehrfaches des für Produktions- bohrungen 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. 20

2 Geophysik

In den letzten Jahren waren die Aktivitäten der geophysikalischen Vorerkundung sehr ver- halten. In 2001 haben die Offshore-Messungen in der Nordsee den Umfang der 3D-Seismik wieder auf ein Niveau wie zu Zeiten des Maximums der Aktivitäten in den frühen 90er Jahren gehoben. Allerdings waren am Aktivitätsmaximum ausschließlich aufwändigere Onshore- Messungen beteiligt. In 2001 wurden bei der Suche nach Erdgas und Erdöl in Deutschland seismische 3D-Surveys mit einer Gesamtfläche von etwa 2400 km2 und knapp 400 Profilki- lometer 2D-Seismik gemessen. Daneben wurde ein magnetotellurisches Profil mit einer Län- ge von 40 km aufgenommen. In Tabelle 6 ist der Umfang der durchgeführten Messungen in den Explorationsgebieten zusammengefasst. Der Umfang der 3D-Seismik ist gegenüber dem Vorjahr sprunghaft von 150 km2 auf fast 2400 km2 angestiegen. Wesentlich hat dazu der Survey der Deutschen Nordsee-Gruppe unter Federführung der Wintershall AG im Bereich des "Entenschnabels" des deutschen Sektors der Nordsee im Erlaubnisgebiet B 20001 (Abb. 5) beigetragen. Dieser Survey über- deckt eine Fläche von annähernd 2000 km2, davon liegen etwa 1600 km2 im deutschen Sek- tor. Weitere Surveys wurden in den J-Blöcken der Gas de France (Erlaubnisgebiet B 20008/67) und vom Mittelplate-Konsortium im Bereich des Feldes Mittelplate im Wattenmeer vor der Küste Schleswig-Holsteins (Erlaubnisgebiet Heide) akquiriert. Onshore-Surveys wurden in den Erlaubnisgebieten Ahrensheide (Mobil Erdgas-Erdöl GmbH), Leer (Preussag Energie GmbH) und Salzach-Inn (Rohöl-Aufsuchungs AG) gemessen (Abb. 3). Der Umfang der 2D-Seismik ist gegenüber dem Vorjahr von etwa 1500 Profilkilometern auf etwa 450 Profilkilometer zurückgegangen. In der Nordsee wurde knapp die Hälfte der Mes- sungen vorgenommen, und zwar in den J-Blöcken der North Sea Oil Company Ltd. (Erlaub- nisgebiet B 20008/66), in den zum dänischen Sektor grenznahen C- und D-Blöcken der Er-

Tab. 6: Geophysikalische Messungen des Jahres 2001 (nach Angaben der explorierenden Gesell- schaften und des Landesbergamtes Clausthal-Zellerfeld). Gebiet 3D-Seismik 2D-Seismik Magnetotellurik [km2] [km] [km]

Deutsche Ostsee - - - Deutsche Nordsee 1879 194 - Nördlich der Elbe 67 15 - Zwischen Oder/Neiße und Elbe - - - Zwischen Elbe und Weser 84 159 40 Zwischen Weser und Ems / Emsmündung 118 - - Westlich der Ems - - - Thüringer Becken - - - Niederrhein-Münsterland - - - Saar-Nahe-Becken - - - Oberrheintal - - - Alpenvorland 219 75 - Sonstige - - - Summe 2367 443 40 21 laubnisgebiete B 20008/60, /63 und /64 durch die Norsk Agip und im Erlaubnisgebiet Heide des Mittelplate-Konsortiums. Onshore wurde 2D-Seismik in den Erlaubnisgebieten Dahlenburg und Rott (RWE-DEA AG) sowie Steinhude (Preussag Energie GmbH) akquiriert. Gravimetrische Messungen wurden in 2001 nicht durchgeführt. Bei der Suche nach Erdöl und Erdgas eher selten eingesetzte magnetotellurische Messungen wurden von der RWE- DEA AG im Erlaubnisgebiet Rotenburg zur Untersuchung des Salzstockes Wedehof ergän- zend zu den vorhandenen seismischen und gravimetrischen Daten durchgeführt.

7° 8° 9° 10° 11° 54° 7 7 Lübeck

Schwerin 4+5 Wilhelmshaven Hamburg EmdenEmd 1 3 Bremen Elbe 5 1 1 53° 7 1 3 8 3 2 3 1 1 3 2 1+8 7 7 8 A ller 7 2 5 3 1+ 5 1 Hannover 1 4 Osnabrück Ems Leine

W eser Braunschweig

0 50 km 52° Isar Augsburg Inn München 6 Oder

9 48° 6 Berlin

3 Havel Salz- Spree burg 2

Lech

Salzach 52° 11° 12° 13° 13° 14°

Abb. 3: 3D-seismisch überdeckte Flächen der Erdöl- und Erdgassuche und der Untertage- Erdgasspeicherung (ohne küstenferne Nordsee). Messgebiete 2001 dunkler hervorgehoben. Nach Auftraggebern bzw. federführenden Firmen zusammengefasst. 1: BEB, 2: EEG, 3: MEEG, 4: NAM, 5: Preussag, 6: RAG, 7: RWE-DEA, 8: Wintershall, 9: Ruhrgas. 22

3 Konzessionswesen

Entsprechend dem Trend der letzten Jahre hat sich die zur Aufsuchung von Erdöl und Erd- gas vergebene Konzessionsfläche in Deutschland weiter verkleinert. In mehreren Bundes- ländern sind Erlaubnisse abgelaufen oder wurden aufgehoben, u.a. für einige Gebiete in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und im Saarland, in denen sich das Interesse auf Flözgas konzentrierte. Mit dem neu vergebenen Gebiet Altmark-Nordwest in Sachsen-Anhalt wurde die Lücke zwischen dem Bergwerkseigentum Altmark und der Landesgrenze geschlossen. Die Neuverga- be der Erlaubnisse in Nordrhein-Westfalen zielt auf die Nutzung von Erdgas im Bereich still- gelegter Steinkohlenbergwerke. In Niedersachsen wurde die Erlaubnis Unterweser neu erteilt, Ridderade-West resultierte aus der Neuorganisation eines Erlaubnisgebietes. Im Detail ergaben sich gegenüber 2000 folgende Veränderungen (vgl. Abb. 4):

Neu erteilt wurden die Erlaubnisse:

Nr. Name Inhaber Bundesland

00005 Ridderade-West BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 01001 Unterweser BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 2 Julix A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 3 Wan-Thal Stadtwerke Herne AG Nordrhein-Westfalen 4 Her-Teuto Stadtwerke Herne AG Nordrhein-Westfalen 1 Altmark-Nordwest EEG - Erdgas Erdöl GmbH Sachsen-Anhalt Quelle: zuständige Bergverwaltungen. Nr. entsprechend Abb. 4.

Abgelaufen sind bzw. aufgehoben wurden die Erlaubnisse: Nr. Name Inhaber Bundesland

1 Beeskow EEG - Erdgas Erdöl GmbH Brandenburg 019 Strackholt Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 425 Hildesheim Preussag Energie GmbH Niedersachsen 5 Raesfeld Resources International Corp. Nordrhein-Westfalen 3 Bergland Resources International Corp. Rheinland-Pfalz 2 Bliesgau Deutsche Steinkohle AG Saarland Quelle: zuständige Bergverwaltungen. Nr. entsprechend Abb. 4.

Darüber hinaus gab es einige Teilaufhebungen. Dies betraf das Erlaubnisgebiet Wettrup in Niedersachsen, die Blöcke L1 und L2 in der Nordsee (B 20008/61) sowie das Erlaubnisge- biet Südbayern. In Tabelle 7 sind die Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Kohlenwasser- stoffen mit Stand vom 31. Dezember 2001 zusammengestellt. In den Übersichtskarten der Abbildungen 4 und 5 ist die Lage der Erlaubnisfelder dargestellt.

Tab. 7: Verzeichnis der Erlaubnisfelder zur Aufsuchung von Erdöl- und Erdgas (Quelle: zuständige Bergverwaltungen; Nr. entsprechend Abb. 4 und 5). Nr. Name Inhaber Bundesland

Landesbergamt Clausthal-Zellerfeld 022 Bedekaspel-Erweiterung Preussag Energie GmbH Niedersachsen 026 Jemgum Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 027 Leer Preussag Energie GmbH Niedersachsen 030 Wildes Moor Wintershall AG Niedersachsen 038 Hümmling Preussag Energie GmbH Niedersachsen 039 Lingen (Zusammenlegung) Preussag Energie GmbH Niedersachsen 060 Wettrup-Verkleinerung Preussag Energie GmbH Niedersachsen 071 Münsterland Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 23

Fortsetzung Tab. 7 Nr. Name Inhaber Bundesland

077 Oldenburg Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 082 Jade-Weser Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 086 Jeverland Oldenburgische Erdöl GmbH Niedersachsen 092 Cuxhaven-Verkleinerung RWE-DEA AG Niedersachsen 127 Schneverdingen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 134 Taaken Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 135 Rotenburg RWE-DEA AG Niedersachsen 143 Delmenhorst-Elsfleth Gew. Brassert Erdgas u. Erdöl GmbH Niedersachsen 144 Harpstedt BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 149 Ridderade-Ost Wintershall AG Niedersachsen 150 Scholen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 151 Staffhorst Wintershall AG Niedersachsen 153 Verden RWE-DEA AG Niedersachsen 157 Dümmersee-Uchte (Zusammenlegung) Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 233 Heide-Restfläche RWE-DEA AG Schleswig-Holstein 235 Dithmarschen RWE-DEA AG Schleswig-Holstein 367 Gifhorn RWE-DEA AG Niedersachsen 513 Hamwiede BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 517 Ahrensheide Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 561 Schneeren Preussag Energie GmbH Niedersachsen 97003 Dahlenburg RWE-DEA AG Niedersachsen 97004 Dethlingen-Erweiterung I Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Niedersachsen 97005 Borkum Preussag Energie GmbH & Niedersachsen Mobil Erdgas-Erdöl GmbH 98003 Celle RWE-DEA AG Niedersachsen 99003 Achim (neu) Wintershall AG Niedersachsen 99004 Bevensen RWE-DEA AG Niedersachsen 00001 Thedinghausen Wintershall AG Niedersachsen 00002 Steinhude Preussag Energie GmbH Niedersachsen 00003 Linsburg-Verkleinerung I BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 00004 Altmark-Nord-Erweiterung I EEG - Erdgas Erdöl GmbH Niedersachsen 00005 Ridderade-West BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 01001 Unterweser BEB Erdgas und Erdöl GmbH Niedersachsen 20001 A6, B4, B5, B7, B8, B10, B11, B12 Deutsche Nordsee-Gruppe (DNG) Nordsee 20007/1 L2K, L3K, M1K, M2K, M4K, M5K RWE-DEA AG Nordsee 20008/19 B12, B15, C13, C14, C16 Maersk Öl und Gas GmbH Nordsee 20008/52 C16, C13, B14, B15, B18 BEB Erdgas und Erdöl GmbH Nordsee 20008/55 A2, A3, A5, A6, A8, A9, A12 Premier Oil BV, Amerada Hess Ltd., Nordsee Dansk Olie- og Gasproduktion A/S & Newport Petroleum Corporation 20008/59 H15, H17, H18, L3 RWE-DEA AG Nordsee 20008/60 C11, C12, C14, C15, C17 Maersk Öl und Gas GmbH Nordsee 20008/61 L3, M1, M2, J16, J17 RWE-DEA AG Nordsee 20008/63 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 Denerco Oil A/S & Intrepid Energy North Nordsee Sea Ltd. 20008/66 J4, J5 North Sea Oil Company Ltd. Nordsee 20008/67 J7, J8, J10, J11, J13, J14 Gas de France Nordsee Bergamt Stralsund 1 Bergen EEG – Erdgas Erdöl GmbH Mecklenburg-Vorpommern Landesamt für Geologie und Bergwesen Sachsen-Anhalt 1 Altmark Nordwest EEG - Erdgas Erdöl GmbH Sachsen-Anhalt Bezirksregierung Arnsberg 1Münsterland-West Preussag Energie GmbH Nordrhein-Westfalen 2 Julix A-TEC Anlagentechnik GmbH Nordrhein-Westfalen 3 Wan-Thal Stadtwerke Herne AG Nordrhein-Westfalen 4 Her-Teuto Stadtwerke Herne AG Nordrhein-Westfalen Oberbergamt für das Saarland und Rheinland-Pfalz 1 Dillingen-Saarbrücken-Ottweiler Deutsche Steinkohle AG Saarland Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Verkehr und Technologie 1Salzach-Inn Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern 2 Rosenheim-Traunstein Rohöl-Aufsuchungs AG Bayern 3 Bayerisches Voralpengebiet-Ost Bayerische Mineralöl-Industrie AG Bayern 4 Rott RWE-DEA AG Bayern 5Südbayern Forest Oil Germany GmbH Bayern 6 Oberallgäu Forest Oil Germany GmbH Bayern Erdöl- und Erdgaserlaubnisfelder

6° 8° 10° 12° 14°

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

54° 233 Rostock 54° 235

Lübeck 007/1 092

97005 N

086 Hamburg Stettin E 022 082 Emden 019

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

W Berlin

R e 00003 s

e 561 367 157 r E 039 Hannover D 00002 425 Spree

E 1 1 I

52° N 52° R hein 5 Staßfurt

Clausthal- Cottbus Zellerfeld 4 2 Neis Dortmund Leine s 3 e Halle Leipzig Elbe Ruhr Kassel

Dresden

Köln Freiberg Gera

Werra

E S L aa le

G Erlaubnisfelder: Gebiete: (Nummern entsprechend Tab. 7) I Lahn NIEDERSACHSEN, SCHLESWIG- E Deutsche Ostsee 150 HOLSTEIN, HAMBURG und BREMEN N LBA Clausthal-Zellerfeld Deutsche Nordsee 2 MECKLENBURG-VORPOMMERN Eger Gebiet nördlich der Elbe

L BA Stralsund

U Wiesbaden SACHSEN-ANHALT Gebiet zwischen Oder-NeißePraha und Elbe 1 LAGB, Halle 50° X Frankfurt Gebiet zwischen Elbe und Weser 50°

E BRANDENBURG 3 LBA Brandenburg, Cottbus Gebiet zwischen Weser und Ems M osel M NORDRHEIN-WESTFALEN Gebiet westlich der Ems B Würzburg 4 Bez.Reg. Arnsberg, Dortmund Main U Thüringer Becken SAARLAND und RHEINLAND-PFALZ R 2 OBA Saarbrücken Niederrhein - Münsterland G 3 5 BAYERN Saar-Nahe-Becken StMWVT, München Nürnberg Oberrheintal M Veränderungen gegenüber 2000 oldau 1 Alpenvorland Saarbücken 0 100km Übrige Gebiete 2 Regen

Altmühl

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

K Neckar Ulm D onau R Inn

E 1 München 48° Freiburg 48° I 4

Iller C 2 3 H Salzburg Lech C H 6 5 I E Basel R Abbildung 4 R ns E En S T W Ö S C H E I Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 Gez.: B. Herrmann Abb_04 Erlaubnisfelder.FH9 Stand: 31.12.2001 Quelle: Zuständige Bergverwaltungen Skjold

B-4-4 A-6/B-4 4° 5° 6° 7° 8° 9° Z B20008/55A-6-2 E Elly

2 3 DUC-B-1N Valdemar Boje 5 6 A-9-1 B I N G - F

G K Ø Ü N E I N N N B-4-2 R - H B-7-1T B-8-2 Adda O

B-4-1 C Rolf Roar E Gorm H R 4 5 9

M 7 8 B

. A Dagmar Tyra

N A L

10 O 11 Alma R B-10-1 B-11-3 Igor 12 R A12-3 Kraka G B20001 B-11-2/2a Dan 11 10 D Regnar - 11 14 B-11-1 15 14 15 13 14

S N G B13-3 15 55° E 13 B20008/60 R 55° DOA-X1 13 E R B20008/19 14 18 O B20008/52 B-15-2 16 17 18 16 17 18 16 A18-2 17

- B16-1 B-15-1 A H C-13-1 C-15-1 18 H B-18-4 Thor 1 16 B-18-1

O B C-16-2 B-18-5 3 1 B17-5 1 2 3 1 2 3 1 2 C C-16-1 E B20008/63 H B18-3

N F2a 6 4 4F3-1 5 6 4 5 6 4 5 F3-7 F3-8B20008/64 Q-1 F3 G-1-1 R-1 B20008/66 9 7 7 89 7 8 9 7 8 F6

N 12 10 E12-3 11 12 10 11 12 W B20008/6710 11 S-1 G-7-1 G-6-1 - 54° D J-4-1 54° E 13 14 15 13 14 H-8-1 15 13 U 14 15 T G-11-1 J-5-1 S

C Barsfleth e F14a-5 16 H-9-1 18 d 16 17 18 16 17 Ölfund alte 3 sm-Grenze G16-1 H i F15a E J-9-1 e Gasfund 12 sm-Grenze B20008/61 H B20008/59 S

Öl- und Gasfund Sektorengrenzen C-1 3 1 M 1 2 3 1 2 J-11-1 ittelplate Ölfeld Störung B 4° 5° 6° 7°E 8° 9° Gasfeld 3D-Seismik 2001 H-15-1B20007/1 J-13-1 C J-13-2 456 4 5B-2 Öl- und Gasfeld Erlaubnisgebiet H-15-2 K 97005 E B-1 Fehlbohrung H-18-1 0 HelgolandN erschöpftes Feld Abbildung 5 L-1-1 50 km 8 E-1 J-16-1 Erlaubnisgebiete deutsche Nordsee D-1 Etzel J-18-1

Hannover - N 3.06 M-2-1 L-3-1 L-3-2 A-1 Quelle: LBA Clausthal-Zellerfeld Stand: 31.12.01 Gez.: B.Herrmann Abb-5 Nordsee.FH9 M-1

P-1A

Leybucht Groningen Emshörn Greetsiel

Manslagt Engerhafe Ameland M9 GroothusenUttum Großes Meer 29

4 Erdöl- und Erdgasproduktion

Während die inländische Erdölförderung im Jahre 2001 mit 3,4 Mio. t um etwa 10 % über der 3 des Vorjahres lag, blieb die Erdgasförderung mit 20,1 Mrd. m (Vn) Reingas auf dem Niveau des Vorjahres. Dabei deckte die heimische Erdölproduktion 2,6 % des Erdölaufkommens (Summe der Importe und der inländischen Produktion) der Bundesrepublik Deutschland von rd. 130 Mio. t (DIW1). Beim Erdgas betrug dieser Anteil rd. 18 % des Aufkommens von rd. 3 3 1 110 Mrd. m (Vn) (Ho = 9,77 kWh/m (Vn)) (DIW ). Die Schwerpunkte der heimischen Erdölförderung in 2001 lagen mit rd. 43 % in Niedersach- sen und mit rd. 47 % in Schleswig-Holstein (Tab. 8) und haben sich im Vergleich zum Vor- jahr wiederum zugunsten von Schleswig-Holstein verändert. Dessen Anteil an der inländi- schen Förderung stieg um weitere 4 % an, begründet durch die Weiterentwicklung des Fel- des Mittelplate mit entsprechenden Fördererhöhungen durch neue Produktionsbohrungen. Diese Fördersteigerung konnte den natürlichen Förderabfall der anderen deutschen Lager- stätten mehr als kompensieren. Ermöglicht wurde sie durch die von Land abgeteuften Ex- tended-Reach-Bohrungen Dieksand 2, 3, 4 und 5, die ab Mitte 2000 zusammen mit weiteren Sonden zu einer optimierten und zügigen Ausbeutung der ungefähr 7 km vor der Nordsee- küste liegenden Dogger-Lagerstätte Mittelplate beitragen. Die Anzahl der Fördersonden nahm weiter ab, u. a. begründet durch den Rückbau des in Niedersachsen gelegenen Feldes Leiferde, das aus wirtschaftlichen Gründen aufgegeben wurde. Die in 2000 begonnenen Rückbauarbeiten der Förderanlagen von Schwedeneck-See in der Kieler Bucht sind noch nicht abgeschlossen. In der Erdgasförderung dominierte Niedersachsen mit einem Anteil von rd. 85 % in den För- dergebieten Elbe-Weser, Weser-Ems und westlich der Ems. Die Zahl der produzierenden

Tab. 8: Erdöl-/Kondensat-, Erdölgas- und Erdgasproduktion 2001. Erdöl Erdgas Erdölgas Naturgas Bundesland (inkl. Kondensat) (Erdgas und Erdölgas) 3 3 3 [ t ] (%) [m (Vn)] (%) [m (Vn)] (%) [m (Vn)] (%) Baden-Württemberg 1.262 0,04 0 0 0 0 0 0,00 Bayern 36.980 1,07 10.934.230 0,05 2.793.531 1,84 13.727.761 0,06 Brandenburg 20.632 0,60 0 0 6.626.710 4,36 6.626.710 0,03 Hamburg 29.957 0,87 0 0 31.356.869 20,61 31.356.869 0,14 Mecklenburg-Vorpommern 10.126 0,29 0 0 2.522.145 1,66 2.522.145 0,01 Niedersachsen 1.491.733 43,31 18.427.305.390 85,53 84.474.575 55,52 18.511.779.965 85,32 Nordrhein-Westfalen 1.792 0,05 54.970.800 0,26 0 0 54.970.800 0,25 Nordsee 153.420 4,45 1.221.461.070 5,67 0 0 1.221.461.070 5,63 Rheinland-Pfalz 65.761 1,91 0 0 1.885.413 1,24 1.885.413 0,01 Schleswig-Holstein 1.632.637 47,40 0 0 22.497.555 14,79 22.497.555 0,10 Sachsen-Anhalt 0 0 1.778.813.304 8,26 0 0 1.778.813.304 8,20 Thüringen 0 0 51.898.903 0,24 0 0 51.898.903 0,24 Summe 3.444.300 100 21.545.383.697 100 152.156.798 100 21.697.540.495 100

1 Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, Berlin, Wochenbericht Nr.7/2002, www.diw.de , Rubrik: Publikationen/Wochenberichte) 30

Felder hat sich gegenüber 2000 nur unwesentlich von 92 auf 91 reduziert (Feld Manslagt mit einer Bohrung).

4.1 Erdöl

Tabelle 9 zeigt, dass die Anzahl von produzierenden Erdölfeldern gegenüber 2000 nur um zwei Felder (Leiferde und Schwedeneck-See) auf nunmehr 46 Felder abgenommen hat. Gleichzeitig hat sich die Anzahl der Förderbohrungen durch Außerbetriebnahme unwirt- schaftlicher Sonden bzw. durch Reparaturarbeiten weiter um 49 Sonden auf 1153 reduziert. Gegenüber dem Vorjahr (3,1 Mio. t) stieg die Förderung um rd. 10 % auf 3,4 Mio. t an (Tab. 9, Anl. 5). Tabelle 10 zeigt eine Zusammenstellung für alle zurzeit 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 1987 produzierende Feld Mittelplate im Gebiet nördlich der Elbe stellt weiterhin das förderstärkste Feld dar. Hervorzuheben ist, dass Mittelplate im Berichtsjahr fast die Hälfte (rd. 47 %) der deutschen Erdölproduktion mit zuletzt 18 Förder- bohrungen erbrachte. Durch den weiteren Ausbau der Produktion aus bestimmten Formati- onsabschnitten von der Landstation Dieksand aus konnte eine Fördersteigerung auf derzeit ca. 1,6 Mio. t pro Jahr bei einer statistischen Förderrate von etwa 250 t/Tag je Bohrung erzielt werden. Mit weiteren Bohrungen soll die Produktion in den nächsten Jahren auf ca. 2 Mio. t ausgebaut werden. Die in der Tabelle 12 auf den Positionen 2 bis 5 liegenden Lagerstätten befinden sich im Ge- biet westlich der Ems bzw. im westlichsten Teil des Gebietes Weser-Ems. Im Vergleich zum Vorjahr erfolgte die Produktion in Rühle aus nur noch 197 Bohrungen (Vorjahr: 202) mit einer durchschnittlichen Förderrate von ca. 4,5 t/Tag je Bohrung, die in Bramberge aus nunmehr 46 Bohrungen (Vorjahr: 41) mit rechnerisch rund 15 t/Tag je Bohrung. In den Lagerstätten Rühle, mit den Feldesteilen Rühlermoor und Rühlertwist, sowie Georgs- dorf und Emlichheim wurden zur Steigerung der Ausbeute sogenannte Tertiärmaßnahmen (Thermalprojekte: Dampf- oder Heiß-/Warmwasserfluten) fortgeführt. Die Mehrförderung in 2001 betrug aus 10 Projekten mit 386 509 t knapp 12 % der Gesamtförderung in Deutsch- land. Die Erdölförderung aus deutschen Lagerstätten stammt zu rd. 35 % aus Sandsteinen der Unterkreide, z.B. in den Feldern Rühle, Bramberge, Georgsdorf, Emlichheim und Barenburg. Etwa 54 % werden aus Sandsteinen des Dogger, der nördlich der Elbe (z.B. in Mittelplate) und zwischen Elbe und Weser ölführend ist, produziert (Anl. 9).

Tab. 9: Erdöl- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1997 bis 2001. Erdöl/Kondensat Erdölgas in Betrieb Jahr 3 in Mio. t in Mio. m (Vn) Erdöl- Felder Fördersonden 1997 2,820 141,974 66 1.369 1998 2,895 142,864 60 1.296 1999 2,740 139,227 49 1.251 2000 3,120 143,750 48 1.202 2001 3,444 152,157 46 1.153 Tabelle 10

Erdölförderung (einschließlich Kondensat aus der Erdgasförderung) und Erdölgasförderung 2001 *)

Förderung Förder- Förderung Förder-

Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Erdöl / Kondensat in t Erdölgas in m³(Vn) sonden am Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Erdöl / Kondensat in t Erdölgas in m³(Vn) sonden am 2001 kumulativ 2001 kumulativ 31.12.2001 2001 kumulativ 2001 kumulativ 31.12.2001 Fortsetzung Gebiet 7: Zwischen Weser und Ems 1 Deutsche Ostsee NI Groß Lessen 1969 BEB 17.333 3.282.895 910.391 81.715.522 5 NI Hemmelte-West 1951 MEEG 6.380 2.235.521 867.621 218.249.850 11 2 Deutsche Nordsee NI Liener-Garen 1953 MEEG 767 102.455 36.000 6.937.358 3 DNS Nordsee A6 / B4 * 153.420 186.137 * NI Löningen 7.847 625.054 3.343.024 310.835.362 6 Summe Gebiet 153.420 186.137 NI Löningen / Löningen-Südost 1959 MEEG 3.517 458.708 2.237.584 286.167.277 3 NI Löningen-West 1961 MEEG 4.330 166.345 1.105.440 24.668.085 3 3 Nördlich der Elbe NI Matrum 1982 MEEG 4.179 161.193 1.239.062 14.873.439 4 SH Mittelplate 1.632.637 7.806.021 22.497.555 112.232.184 18 NI Siedenburg 1957 MEEG 10.319 1.018.298 356.101 60.940.741 10 Erläuterungen SH Mittelplate / Dieksand 1980 RWE-DEA 1.632.637 7.806.021 22.497.555 112.232.184 NI Sögel 1983 Preussag 643 24.770 31.600 1.257.111 2 HH Reitbrook 20.398 5.805.523 31.192.010 823.147.287 12 NI Sulingen-Valendis 1973 BEB 7.770 949.488 482.678 21.339.103 8 HH Allermöhe 1979 Preussag 901 83.324 16.688 1.368.102 1 NI Vechta 11.049 2.337.168 2.012.006 592.928.285 14 aus aufgegebenen Vorkommen HH Reitbrook-Alt 1937 Preussag 13.174 2.481.574 31.058.618 771.255.961 4 NI Hagen 1957 MEEG 473 132.784 37.175 10.580.913 1 = nicht mehr in Förderung befindliche Lagerstätten HH Reitbrook-West 1960 Preussag 6.323 3.240.625 116.704 50.523.224 7 NI Harme 1956 MEEG 352 342.054 43.248 51.298.826 1 aus aufgegebenen Vorkommen 20.061.986 880.593.612 NI Welpe 1957 MEEG 10.224 1.862.329 1.931.583 531.048.546 12 Summe Gebiet 1.653.035 33.673.530 53.689.565 1.815.973.083 30 NI Voigtei / Voigtei-Süd 1953 MEEG 29.559 3.947.991 4.556.821 314.325.249 69 * Erdgasfeld mit Kondensatproduktion NI Voigtei (Wealden) Associated Gas 1953 MEEG 36.109 14.884.750 Rohgasmengen und Anzahl der Sonden der 4 Zwischen Oder/Neiße und Elbe NI Wehrbleck / Wehrbleck-Ost 1957 BEB 15.308 2.569.837 1.260.612 275.317.751 12 Erdgasfelder s. Tab. 14 BB Kietz 1987 EEG 20.632 51.935 6.626.710 16.552.861 2 NI Kondensat aus der Erdgasförderung 1.725 98.844 MV Lütow 1965 EEG 6.789 1.292.215 1.940.945 634.350.057 7 aus aufgegebenen Vorkommen 4.459.639 316.137.556 MV Mesekenhagen / Kirchdorf 1988 EEG 3.337 91.639 581.200 21.826.437 2 Summe Gebiet 464.619 55.923.290 36.176.321 3.903.887.700 284 ** Anzahl der Erdölfelder, aus aufgegebenen Vorkommen 1.553.991 613.929.038 2001 in Betrieb Summe Gebiet 30.758 2.989.780 9.148.855 1.286.658.393 11 8 Westlich der Ems NI Adorf 1948 Preussag 20.359 1.556.885 882.410 53.588.740 10 6 Zwischen Elbe und Weser NI Emlichheim 1944 Wintershall 160.931 8.433.125 2.099.745 119.451.578 90 *) Erdölgas (Rohgas) NI Eddesse (-Nord) 1876 Preussag 2.582 833.057 37.537 16.081.489 15 NI Georgsdorf 1944 BEB 162.616 17.407.268 13.972.000 1.661.523.000 147 fällt bei der Erdölförderung als Begleitgas an NI Eldingen 1949 BEB 17.974 3.189.788 52.380 26.414.933 21 NI Meppen / M.-Schwefingen 1960 BEB 57.132 2.823.570 2.525.808 128.727.208 22 NI Hankensbüttel 61.529 14.584.143 1.441.408 3.220.434.168 31 NI Ringe 2001 Preussag 7.844 7.844 156.826 156.826 1 NI Mitte, Nord, Ost (Pool) 1954 BEB 33.453 2.513.213 460.477 39.512.691 11 NI Rühle 321.109 30.283.096 17.500.172 1.146.681.010 197 NI Süd 1954 RWE-DEA 28.076 12.070.930 980.931 3.180.921.477 20 NI Rühlermoor-Valendis 1949 BEB 289.364 25.035.714 16.665.133 1.053.230.733 165 Abkürzungen NI Knesebeck (Vorhop-) 1958 Preussag 20.433 3.200.355 198.924 25.227.913 20 NI Rühlertwist-Valendis 1949 Preussag 31.745 5.247.382 835.039 93.450.277 32 NI Lehrte 1.742 333.646 73.326 11.692.827 7 NI Scheerhorn 1949 Preussag 55.614 8.398.733 3.961.495 477.947.223 61 Bundesland NI Höver 1956 Preussag 1.742 333.646 73.326 11.692.827 7 NI Kondensat aus der Erdgasförderung 2.409 329.838 BB Brandenburg NI Lüben 36.301 2.164.638 276.060 12.107.994 13 aus aufgegebenen Vorkommen 4.169.749 1.040.531.214 BW Baden-Württemberg NI Bodenteich 1960 BEB 1.623 65.473 2.629 236.451 1 Summe Gebiet 788.014 73.410.107 41.098.456 4.628.606.799 528 BY Bayern NI Lüben / Lüben-West 1955 BEB 34.678 2.099.165 273.431 11.871.543 12 HE Hessen NI Nienhagen 5.176 3.655.699 22.264 2.462.792 9 9 Thüringer Becken HH Hamburg NI Nienhagen, Elwerath 1861 BEB 5.176 3.655.699 22.264 2.462.792 9 TH aus aufgegebenen Vorkommen 49.365 20.069.000 MV Mecklenburg-Vorpommern NI Ölheim-Süd 23.460 1.388.750 1.209.423 50.756.954 23 Summe Gebiet 49.365 20.069.000 NI Niedersachsen NI Ölheim-Süd, Rhät 1960 Preussag 602 32.481 9.667 803.159 1 NW Nordrhein-Westfalen NI Ölheim-Süd, Unterkreide 1968 Preussag 22.859 1.356.269 1.199.756 49.953.795 22 10 Niederrhein-Münsterland RP Rheinland-Pfalz NI Rühme 1954 BEB 38.844 1.876.684 384.586 17.809.977 34 NW Ochtrup * 1990 Preussag 1.792 8.991 * SH Schleswig-Holstein NI/HH Sinstorf 11.173 2.916.282 192.705 52.376.510 6 Summe Gebiet 1.792 8.991 ST Sachsen-Anhalt NI/HH Groß Hamburg 1960 Preussag 3.279 1.899.580 56.534 33.991.406 1 TH Thüringen NI/HH Meckelfeld-West 1960 Preussag 6.287 705.127 108.440 12.757.059 3 12 Oberrheintal NI/HH Sottorf-Ost 1960 Preussag 1.608 311.576 27.731 5.628.045 2 RP Eich / Königsgarten 1959 BEB 30.884 1.197.967 746.876 26.304.690 11 DNS Deutsche Nordsee NI Thönse * 1952 BEB 4.772 171.302 0 0 * RP Landau 1955 Wintershall 33.637 4.186.415 545.479 11.283.552 78 NI Vorhop 1952 Preussag 20.120 2.707.012 3.476.044 146.327.851 23 RP Rülzheim 1984 Wintershall 1.240 31.479 593.058 9.636.770 1 Operator NI Wittingen-Südost 1970 Preussag 992 71.626 0 1.048.152 1 aus aufgegebenen Vorkommen 1.643.169 36.228.316 BEB BEB Erdgas und Erdöl GmbH NI Kondensat aus der Erdgasförderung 3.559 35.958 Summe Gebiet 65.761 7.059.030 1.885.413 83.453.328 90 EEG EEG - Erdgas Erdöl GmbH aus aufgegebenen Vorkommen 37.961.940 1.327.523.393 MEEG Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Summe Gebiet 248.658 75.090.879 7.364.657 4.910.264.953 203 13 Alpenvorland Preussag Preussag Energie GmbH BY Aitingen 28.539 1.078.954 1.938.831 72.484.065 4 RWE-DEA RWE-DEA AG für Mineraloel und Chemie 7 Zwischen Weser und Ems BY Aitingen 1976 Wintershall 27.777 1.042.561 1.938.831 72.484.065 4 Wintershall Wintershall AG NI Barenburg 1953 BEB 53.798 6.566.956 2.318.041 486.874.936 31 BY Aitingen (Erdölgas-Kondensat) 1976 Wintershall 762 36.393 0 NI Bockstedt 1954 Wintershall 23.162 3.376.901 841.386 60.046.513 16 BY Darching 4.388 112.034 854.700 21.221.700 1 NI Börger / Werlte 1977 Preussag 383 124.073 17.200 6.166.267 1 BY Holzkirchen 1969 RWE-DEA 4.388 112.034 854.700 21.221.700 1 NI Bramberge 247.803 17.911.472 17.059.800 925.947.050 46 BY Hebertshausen 1982 RWE-DEA 3.983 109.553 0 1 2 NI Bramhar 1957 Preussag 188.550 13.454.192 13.172.161 723.337.124 36 Leichtöl / Reinöl (Gasspeicher) 1.332 8.741 NI Osterbrock 1958 Preussag 9.511 1.250.655 586.148 56.554.534 3 aus aufgegebenen Vorkommen 8.338.295 2.359.431.422 NI Wettrup 1958 Preussag 49.742 3.206.626 3.301.491 146.055.392 7 Summe Gebiet 38.242 9.647.577 2.793.531 2.453.137.188 7 NI Düste 26.595 6.130.736 807.869 195.110.857 46 NI Aldorf 1952 Wintershall 6.553 2.392.003 234.677 119.608.092 14 NI Düste-Valendis 1954 Wintershall 9.806 1.693.078 353.997 28.725.092 24 46 ** Summe 3.444.300 258.038.686 152.156.798 19.102.050.444 1.153 NI Wietingsmoor 1954 BEB 10.236 2.045.655 219.195 46.777.673 8 NLfB Hannover, N 3.06, Bearbeitungsstand: 20.3.2002 33

Tab. 11: Verteilung der Erdölförderung 1999 bis 2001 auf die Produktionsgebiete. Erdölförderung Gebiet 1999 2000 2001 kumulativ [ t ] (%) [ t ] (%) [ t ] (%) [ t ] (%) Nordsee 0 0 36.591 1,2 153.420 4,5 190.012 0,1 Nördlich der Elbe 924.375 33,7 1.337.513 42,9 1.653.035 48,0 33.673.530 13,1 Zwischen Oder/Neiße und Elbe 16.326 0,6 28.520 0,9 30.758 0,9 2.989.780 1,2 Zwischen Elbe und Weser 295.718 10,8 275.405 8,8 248.658 7,2 75062.584 29,1 Zwischen Weser und Ems 508.989 18,6 500.772 16,1 464.619 13,5 55.937.652 21,7 Westlich der Ems 861.214 31,4 825.643 26,5 788.014 22,9 73.411.271 28,5 Thüringer Becken 0 0 0 0 0 0 49.365 0,0 Niederrhein-Münsterland 1.110 0,0 1.421 0,0 1.792 0,1 8.991 0,0 Oberrheintal 92.103 3,4 76.671 2,5 65.761 1,9 7.059.030 2,7 Alpenvorland 40.239 1,5 37.057 1,2 38.242 1,1 9.649.511 3,7 Summe 2.740.074 100 3.119.593 100 3.444.300 100 258.038.686 100

Tab. 12: Jahresförderungen 2000 und 2001 der förderstärksten Erdölfelder in Deutschland. Erdölförderung Förder- Land Lagerstätte 2000 2001 kumulativ sonden [ t ] (%) * [ t ] (%)* [ t ] (%) * in 2001 SH Mittelplate 1.294.684 41,5 1.632.637 47,4 7.806.021 3,0 18 NI Rühle 335.777 10,8 321.109 9,3 31.311.470 12,1 197 NI Bramberge 267.556 8,6 247.803 7,2 17.911.473 6,9 46 NI Georgsdorf 169.276 5,4 162.616 4,7 17.407.268 6,7 147 NI Emlichheim 172.966 5,5 160.931 4,7 8.433.125 3,3 90 NI Hankensbüttel 69.838 2,2 61.529 1,8 14.584.113 5,7 31 NI Meppen 65.519 2,1 57.132 1,7 2.823.680 1,1 22 NI Scheerhorn 61.168 2,0 55.614 1,6 8.398.733 3,3 61 NI Barenburg 56.207 1,8 53.798 1,6 6.566.956 2,5 31 NI Rühme 42.814 1,4 38.844 1,1 1.876.684 0,7 34 *Anteil an der Gesamtförderung in Deutschland

4.2 Erdgas

3 Die gesamte Erdgasförderung lag mit 21,7 Mrd. m (Vn) Rohgas (natürlicher Brennwert) bzw. 3 rd. 20,1 Mrd. m (Vn) Reingas auf dem Niveau des Vorjahres. Tabelle 13 zeigt die Entwicklung der Naturgasförderung der letzten 5 Jahre. Ende des Jahres 2001 waren insgesamt 91 Erdgasfelder mit 578 Sonden in Betrieb (Tab. 13, Anl. 6). Eingestellt wurde der Förderbetrieb in dem Feld Manslagt. Das bereits in den 70er Jahren entdeckte und in 2000 in Produktion genommene Offshore- Feld Nordsee A6/B4 hat in 2001 erstmals ganzjährig gefördert und die geplante Jahresför- dermenge von 1,2 Mrd. m3 erreicht. Tabelle 14 zeigt eine Aufstellung aller zurzeit in Produk- tion stehenden Erdgasfelder, einschließlich vorhandener Teilfelder. Die überwiegende Zahl der produzierenden Erdgasfelder (88 %) und fördernden Erdgassonden (60 %) lag in Nie- dersachsen, und zwar in den Gebieten Elbe-Weser, Weser-Ems und westlich der Ems (Tab. 14). 34

Tab. 13: Erdgas- und Erdölgasförderung in Deutschland von 1997 bis 2001. Erdgasförderung (Rohgas) in Betrieb Jahr Erdgas Erdölgas Gesamt (Naturgas) Erdgas- 3 3 3 [1000 m (Vn)] [1000 m (Vn)] [1000 m (Vn)] Felder Fördersonden 1997 22.472.829 141.974 22.614.804 111 563 1998 21.823.780 142.864 21.966.644 108 574 1999 22.932.997 139.227 23.072.224 93* 549 2000 21.576.441 143.750 21.720.191 92 556 2001 21.545.384 152.157 21.697.540 91 578 * 1999 Neuordnung der Erdgasfelder bzw. Teilfelder

Tabelle 16 zeigt die Jahresförderung 2001 und die kumulative Produktion der zehn förder- stärksten Lagerstätten. Wie im Vorjahr lagen die Felder Rotenburg-Taaken und Golden- stedt/Visbek an der Spitze, gefolgt von Salzwedel und Söhlingen, die in 2001 etwa die glei- che Menge förderten. Bei den mit natürlichem Brennwert angegebenen Rohgasmengen ist zu berücksichtigen, dass das Erdgas von Salzwedel einen um mehr als die Hälfte geringeren Energieinhalt aufweist als z.B. das von Söhlingen. Die deutsche Erdgasförderung stammte zu rd. 41 % aus dem Zechstein und zu rd. 42 % aus dem Rotliegend des Perm; ca. 17 % wurden aus Sandsteinen des Jura, der Trias und des Karbon produziert (Anl. 10).

Tab. 15: Verteilung der Erdgasförderung 1999 bis 2001 auf die Produktionsgebiete. Erdgasförderung (Rohgas) Gebiet 1999 2000 2001 3 3 3 [1000 m (Vn)] (%) [1000 m (Vn)] (%) [1000 m (Vn)] (%) Nordsee 0 0 306.956 1,42 1.221.461 5,67 Zwischen Elbe und Weser 11.097.966 48,39 10.045.132 46,56 9.554.692 44,35 Zwischen Weser und Ems 11.416.873 49,78 10.792.696 50,02 10.287.422 47,75 Westlich der Ems 337.407 1,47 345.240 1,60 364.004 1,69 Thüringer Becken 51.729 0,23 53.070 0,25 51.899 0,24 Niederrhein-Münsterland 25.808 0,11 33.347 0,15 54.971 0,26 Alpenvorland 3.214 0,01 0 0,00 10.934 0,05 Summe 22.932.997 100 21.576.441 100 21.545.384 100

Tab. 16: Jahresförderungen 2000 und 2001 der förderstärksten Erdgasfelder in Deutschland. Erdgasförderung (Rohgas) Förder- Land Lagerstätte 2000 2001 kumulativ sonden

3 3 3 [1000 m (Vn)] (%) * [1000 m (Vn)] (%) * [1000 m (Vn)] (%) * in 2001 NI Rotenburg-Taaken 2.769.468 12,8 2.305.674 10,7 31.486.105 4,0 29 NI Goldenstedt/Visbek 2.024.190 9,4 2.085.831 9,7 42.790.632 5,4 20 ST Salzwedel 1.739.921 8,1 1.762.073 8,2 200.636.792 25,5 194 NI Söhlingen 1.856.214 8,6 1.730.161 8,0 27.346.647 3,5 19 NI Hemmelte/Kneheim/Vahren 1.684.133 7,8 1.605.461 7,5 21.601.501 2,7 10 DNS Nordsee A6/B4 306.956 1,4 1.221.461 5,7 1.552.545 0,2 3 NI Völkersen 748.502 3,5 1.117.367 5,2 4.803.687 0,6 9 NI Siedenburg-West/Hesterberg 864.211 4,0 1.005.748 4,7 19.163.782 2,4 9 NI Hengstlage 1.231.269 5,7 874.472 4,1 57.167.327 7,3 14 NI Walsrode/Idsingen 895.741 4,2 860.596 4,0 4.414.855 0,6 9 *Anteil an der Gesamtförderung in Deutschland Tabelle 14

Erdgasförderung 2001 (Rohgas ohne Erdölgas)

Förderung Förder- Förderung Förder- Förderung Förder- 3 3 3 Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Rohgas in m (Vn) sonden am Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Rohgas in m (Vn) sonden am Land Gebiet / Lagerstätte Fundjahr Operator Rohgas in m (Vn) sonden am 2001 kumulativ 31.12.2001 2001 kumulativ 31.12.2001 2001 kumulativ 31.12.2001

1 Deutsche Ostsee 7 Zwischen Weser und Ems 8 Westlich der Ems NI Apeldorn 1964 Preussag 117.206.800 4.145.212.060 3 NI Adorf (Buntsandstein) 1955 Preussag 6.710.900 617.739.830 1 2 Deutsche Nordsee NI Bahrenborstel / Uchte 39.110.236 2.649.383.028 4 NI Adorf-Ringe * 6.309.700 2.432.688.300 3 DNS Nordsee A6 / B4 1982 Wintershall 1.221.461.070 1.552.545.446 3 NI Bahrenborstel (Buntsandstein) 1962 MEEG 32.828.699 2.427.184.052 3 NI Adorf (Zechstein) * 1955 Preussag 6.309.700 2.430.059.9002 Summe Gebiet 1.221.461.070 1.552.545.446 3 NI Uchte (Buntsandstein) 1981 MEEG 6.281.537 222.198.976 1 NI Ringe (Zechstein) * 1998 Preussag 0 2.628.400 1 NI Bahrenborstel / Burgmoor / Uchte 619.944.096 9.163.267.648 7 NI Annaveen (Buntsandstein) 1963 BEB 4.589.568 763.584.019 2 3 Nördlich der Elbe NI Bahrenborstel (Zechstein) 1962 MEEG 95.824.808 3.272.229.819 2 NI Bentheim (Zechstein) 1938 Preussag 14.709.400 3.469.974.600 2 HH aus aufgegebenen Vorkommen 231.000.000 NI Burgmoor (Zechstein) 1993 MEEG 249.473.075 1.581.236.817 2 NI Emlichheim (Zechstein) * 1956 Wintershall 22.291.395 3.114.482.624 4 Summe Gebiet 231.000.000 NI Uchte (Zechstein) 1981 MEEG 274.646.213 4.309.801.012 3 NI Emlichheim (Karbon) * 1956 Wintershall 17.705.616 851.340.159 2 NI Barenburg / Buchhorst (sm) 83.583.548 4.231.048.698 4 NI Emlichheim-Nord / Laarwald * 7.381.953 3.554.072.015 3 4 Zwischen Oder / Neiße und Elbe NI Barenburg (Buntsandstein) 1961 MEEG 11.918.846 325.445.218 1 NI Emlichheim-Nord (Zechstein) * 1967 Wintershall 6.860.825 3.532.713.993 2 aus aufgegebenen Vorkommen 947.602.968 NI Buchhorst (Buntsandstein) 1959 MEEG 71.664.702 3.905.603.480 3 NI Laarwald (Zechstein) * 1996 Wintershall 521.128 21.358.022 1 Summe Gebiet 947.602.968 NI Barenburg / Buchhorst (z) 326.516.668 15.452.777.917 7 NI Emlichheim-Nord / Laarwald * 7.190.436 160.713.069 1 NI Barenburg (Zechstein) 1961 MEEG 90.864.435 8.094.514.874 3 NI Emlichheim-Nord (Karbon) * 1967 Wintershall 6.669.308 139.355.047 1 5 Zwischen Elbe und Weser (Ost) jetzt unter Gebiet 6 NI Buchhorst (Zechstein) 1959 MEEG 235.652.233 7.358.263.043 4 NI Laarwald (Karbon) * 1996 Wintershall 521.128 21.358.022 0 NI Barrien (Buntsandstein) 1964 Wintershall 169.138.400 11.722.414.204 7 NI Fehndorf (Karbon) 1965 Wintershall 13.712.644 836.579.177 2 6 Zwischen Elbe und Weser NI Brettorf / Brinkholz / Neerstedt 1977 BEB 325.488.301 7.208.995.462 5 NI Frenswegen (Karbon) 1951 Preussag 4.010.000 196.183.900 1 NI Alvern / Munsterlager 1.724.835 295.423.593 0 NI Brettorf (Zechstein) 1977 BEB 29.473.291 1.102.312.576 1 NI Hohenkörben (Kreide) 1963 Preussag 1.250.500 148.907.400 0 NI Bahnsen 1969 Wintershall 63.980 137.684.990 1 NI Brinkholz (Zechstein) 1982 BEB 221.172.882 2.391.499.119 3 NI Itterbeck-Halle (Zechstein) * 1951 Preussag 14.127.500 1.268.210.200 2 NI Becklingen / Wardböhmen * 113.306.300 1.655.026.288 3 NI Neerstedt (Zechstein) 1981 BEB 74.842.128 3.715.183.767 1 NI Itterbeck-Halle / Getelo * 88.487.000 5.070.674.900 6 NI Becklingen * 1985 RWE-DEA 31.879.156 940.672.329 1 NI Cappeln (Zechstein) 1970 BEB 103.337.255 7.817.449.878 4 NI Itterbeck-Halle (Karbon) * 1951 Preussag 85.943.500 4.800.127.200 5 NI Bleckmar 1999 RWE-DEA 58.252.626 68.370.651 1 NI Cappeln (Karbon) 1970 BEB 9.015.873 285.440.283 1 NI Getelo (Karbon) * 1965 Preussag 2.543.500 270.547.700 1 NI Wardböhmen * 1987 RWE-DEA 23.174.518 645.983.308 1 NI Deblinghausen (Zechstein) 1958 MEEG 60.578.776 2.099.950.813 1 NI Kalle (Zechstein) * 1958 Preussag 14.802.900 3.306.480.300 2 NI Dethlingen * 495.559.482 18.419.535.998 7 NI Dötlingen (Zechstein) 1965 BEB 332.144.439 14.892.511.067 5 NI Kalle (Karbon) * 1958 Preussag 8.664.300 427.347.600 1 NI Munster / -Nord / -SW (Dethl.-New) * 1978 BEB 448.481.830 15.947.209.893 5 NI Düste (Buntsandstein) 1957 Wintershall 16.377.140 698.573.704 5 NI Ratzel (Zechstein) * 6.510.900 853.961.000 1 NI Osterheide 1998 RWE-DEA 12.472.574 121.226.329 1 Ni Düste (Karbon) 1996 Wintershall 3.870.500 29.193.255 1 NI Ratzel (Karbon) * 1960 Preussag 928.400 436.588.500 0 NI Schmarbeck * 1971 BEB 34.605.078 2.351.099.776 1 NI Goldenstedt (Buntsandstein) 1959 BEB 21.363.530 1.202.919.008 2 NI Ringe (Karbon) 1998 Preussag 56.252.600 61.126.900 1 NI Dreilingen 1978 Wintershall 5.927.700 258.700.941 1 NI Goldenstedt / Visbek * 2.085.831.465 42.790.632.499 20 NI Rütenbrock (Zechstein) * 1969 Wintershall 29.608.498 2.676.079.509 4 NI Einloh * 1988 MEEG 10.844.530 241.665.415 1 NI Goldenstedt (Zechstein) 1959 BEB 871.474.339 10.052.099.499 9 NI Rütenbrock (Rotliegend) * 1969 Wintershall 12.198.529 494.547.183 2 ST Großer Fallstein 1961 EEG 8.612.927 274.453.893 2 NI Visbek (Zechstein) 1963 BEB 1.214.357.126 32.738.533.000 11 NI Wielen (Zechstein) * 1959 Preussag 26.112.000 2.954.983.400 2 NI Hamwiede * 53.465.434 1.584.113.893 3 NI Goldenstedt / Oythe * 85.542.470 2.116.694.733 4 NI Wielen (Karbon) * 1959 Preussag 449.700 310.488.600 2 NI Hamwiede (Karbon) 1978 BEB 53.465.434 1.584.113.893 3 NI Goldenstedt (Karbon) * 1959 BEB 66.318.445 1.606.105.956 3 NI aus aufgegebenen Vorkommen 3.253.626.086 NI Husum / Schneeren 560.973.816 5.184.938.330 8 NI Oythe (Karbon) 1968 BEB 19.224.025 510.588.777 1 Summe Gebiet 364.004.439 37.260.379.270 44 NI Husum (Karbon) 1986 BEB 406.746.616 3.719.572.930 3 NI Großes Meer (Rotliegend) * 1978 Preussag 6.907.500 356.972.000 0 NI Schneeren (Karbon) 1991 Preussag 72.951.200 907.066.100 4 NI Hemmelte (Buntsandstein) 1964 BEB 1.750.135 202.439.698 1 9 Thüringer Becken NI Schneeren-Ost (Zechstein/Karbon) 1991 Preussag 62.875.600 434.814.300 1 NI Hemmelte / Kneheim / Vahren 1.605.460.675 21.601.501.020 10 TH Behringen * 1962 EEG 37.458 2.838.076.532 0 NI Schneeren-West (Karbon) 1991 Preussag 18.400.400 123.485.000 0 NI Hemmelte (Zechstein) 1980 BEB 1.178.449.452 15.078.910.177 6 TH Fahner Höhe * 1960 EEG 3.119.215 63.429.110 4 NI Imbrock 1995 BEB 85.921.770 589.593.862 2 NI Kneheim (Zechstein) 1985 BEB 378.416.778 2.609.795.759 3 TH Kirchheilingen-Süd / -Südost * 1958 EEG 1.392.607 291.713.374 6 NI Ostervesede * 1983 MEEG 7.536.376 124.774.688 1 NI Vahren (Zechstein) 1981 BEB 48.594.445 3.912.795.084 1 TH Langensalza-Nord * 1935 EEG 2.531.783 248.373.758 7 NI Rotenburg-Taaken * 2.305.673.786 31.486.104.936 29 NI Hengstlage-Buntsandstein 874.471.609 57.167.327.494 14 TH Mühlhausen * 1932 EEG 44.817.840 1.655.730.644 10 NI Teilgebiet Bornkamp * 5.351.721 212.047.076 1 NI Hengstlage / Hengstlage-Nord 1963 BEB 874.471.609 57.167.327.494 14 TH aus aufgegebenen Vorkommen 747.918.000 NI Bornkamp * 1987 BEB 5.351.721 212.047.076 1 NI Hengstlage / Sage / Sagermeer (z) * 444.923.404 22.530.798.043 12 Summe Gebiet 51.898.903 5.845.241.418 27 NI Teilgebiet Taaken * 166.273.612 3.522.438.532 3 NI Hengstlage-Nord / Sage / Sagermeer * 1969 BEB 126.314.874 20.890.427.595 10 NI Taaken * 1982 BEB 118.584.424 2.761.451.152 2 NI Sagermeer-Süd (Zechstein) * 1973 BEB 23.476.894 1.015.139.071 1 10 Niederrhein-Münsterland NI Mulmshorn Z3a * 1996 BEB 47.689.188 760.987.380 1 NI Sagermeer Süd-West (Zechstein) 1998 BEB 295.131.636 625.231.377 1 NW Ochtrup * 1990 Preussag 54.970.800 225.446.200 1 NI Teilgebiet Bötersen * 1.244.264.339 13.571.781.422 14 NI Klosterseelte / Kirchseelte / Ortholz 427.399.236 7.001.961.251 2 Summe Gebiet 54.970.800 225.446.200 1 NI Bötersen (BEB Anteil) * 1987 BEB 431.237.113 5.147.429.620 5 NI Kirchseelte (Zechstein) 1985 BEB 350 771.613.540 0 NI Bötersen (RWE-DEA Anteil) * 1991 RWE-DEA 226.922.822 2.542.636.001 3 NI Klosterseelte (Zechstein) 1985 BEB 427.398.886 6.230.347.711 2 12 Oberrheintal NI Mulmshorn (Z1 - Z5) / Borchel * 1984 BEB 550.905.898 5.588.914.963 4 NI Kneheim (Buntsandstein) 1985 BEB 7.879.998 111.254.411 1 aus aufgegebenen Vorkommen 1.052.191.946 NI Mulmshorn Z6 * 1996 BEB 35.198.506 292.800.838 1 NI Leer (Rotliegend) * 1984 Preussag 35.491.400 225.302.800 1 Summe Gebiet 1.052.191.946 NI Teilgebiet Hemsbünde * 880.388.836 13.846.411.930 10 NI Löningen-Südost / Menslage 1960 BEB 10.024.243 2.242.527.587 1 NI Hemsbünde (He./Hö./La./ We) * 1986 RWE-DEA 785.435.247 12.603.133.920 9 NI Lön.-West / Holte / Menslage-Westr. 1961 BEB 17.695.128 370.274.561 5 13 Alpenvorland NI Worth * 1988 BEB 94.953.589 1.243.278.010 1 NI Manslagt (Rotliegend) * 1990 BEB 0 1.082.367.387 0 Inzenham-West (Förderfeld) 1971 RWE-DEA 10.934.230 844.254.230 3 NI Teilgebiet Preyersmühle-Hastedt * 9.395.278 333.425.976 1 NI Neubruchhausen (Zechstein) 1993 MEEG 3.955.685 384.327.462 0 aus aufgegebenen Vorkommen 16.406.910.535 NI Preyersmühle-Hastedt * 1984 BEB 9.395.278 333.425.976 1 NI Rehden (Buntsandstein) 1952 Wintershall 18.609.000 2.437.926.044 11 Summe Gebiet 10.934.230 17.251.164.765 3 ST Salzwedel 1.762.073.000 200.454.665.775 194 NI Rehden (Zechstein) 1952 Wintershall 0 5.809.580.274 0 ST Altensalzwedel 1976 EEG 121.069.865 9.159.425.793 12 NI Rehden (Karbon) 1952 Wintershall 44.058.710 8.154.993.342 6 ST Heidberg-Mellin 1971 EEG 268.845.744 32.622.901.691 60 NI Siedenburg / Staffhorst (sm) 213.346.171 11.163.354.798 10 91 ** Summe 21.545.383.697 808.655.619.362 578 ST Mellin-Süd 1971 EEG 10.206.781 385.713.010 1 NI Siedenburg (Buntsandstein) 1963 MEEG 160.879.261 10.001.611.188 8 ST Riebau 1972 EEG 172.590.103 13.043.200.510 14 NI Staffhorst (Buntsandstein) 1964 Wintershall 52.466.910 1.161.743.610 2 ST Salzwedel-Peckensen 1968 EEG 1.084.700.074 140.656.387.898 93 NI Siedenburg / Staffhorst (z) 204.927.253 30.667.278.126 7 aus aufgegebenen Vorkommen = nicht mehr in Förderung befindliche Lagerstätten ST Winkelstedt 1971 EEG 99.869.190 3.727.171.749 12 NI Siedenburg-Ost (Zechstein) 1963 MEEG 154.198.760 19.127.635.525 4 * Erdgasfeld mit Kondensatproduktion (Kondenstfördermengen, z.T. summiert, s. Tab. 10) ST Zethlingen 1971 EEG 4.791.243 859.865.124 2 NI Staffhorst / Borstel (Zechstein) 1964 Wintershall 50.728.493 11.539.642.601 3 ** Anzahl der Erdgasfelder, 2001 in Betrieb ST Sanne 1981 EEG 8.127.377 287.679.857 1 NI Siedenburg-West / Hesterberg 1.005.747.665 19.163.781.653 9 NI Söhlingen * 1.730.161.123 27.346.646.583 19 NI Siedenburg-West (Zechstein) 1963 MEEG 804.586.375 13.673.515.169 7 Abkürzungen NI Söhlingen * 1980 MEEG 1.305.266.807 16.983.610.626 11 NI Hesterberg (Zechstein) 1967 MEEG 201.161.290 5.490.266.484 2 NI Söhlingen-Ost / Grauen * 1981 BEB 424.894.316 10.363.035.957 8 NI Staffhorst-Nord / Päpsen (Zechstein) 1973 Wintershall 16.710.520 736.470.910 2 Bundesland Operator NI Soltau / Friedrichseck * 243.674.121 5.115.530.669 6 NI Uphuser Meer (Rotliegend) * 1981 Preussag 5.881.100 131.688.000 1 BB Brandenburg BEB BEB Erdgas und Erdöl GmbH NI Soltau * 1984 BEB 41.705.194 3.103.590.580 3 NI Uttum / Greetsiel / Leybucht * 51.771.200 3.016.501.346 3 BW Baden-Württemberg EEG EEG - Erdgas Erdöl GmbH NI Friedrichseck * 1990 BEB 201.968.927 2.011.940.089 3 NI Uttum (Rotliegend) * 1970 BEB 20.758.833 874.273.724 1 BY Bayern MEEG Mobil Erdgas-Erdöl GmbH NI Thönse (Jura und Rhät) * 1952 BEB 85.737.305 3.123.640.265 8 NI Greetsiel (Rotliegend) * 1972 BEB 23.985.167 1.609.675.640 1 HE Hessen Preussag Preussag Energie GmbH NI Völkersen / Völkersen-Nord * 1.117.367.369 4.804.202.938 9 NI Leybucht (Rotliegend) * 1976 Preussag 7.027.200 532.551.982 1 HH Hamburg RWE-DEA RWE-DEA AG für Mineraloel und Chemie NI Völkersen * 1992 RWE-DEA 949.138.875 3.853.693.239 5 NI Varenesch (Karbon) * 1993 BEB 6.005.222 83.523.930 1 MV Mecklenburg-Vorpommern Wintershall Wintershall AG NI Völkersen-Nord * 1993 RWE-DEA 168.228.494 950.509.699 4 NI Varnhorn / Quaadm. / Rechterf. / Wöstendöll. 766.661.129 17.969.939.168 14 NI Niedersachsen NI Walsrode / Idsingen * 860.596.191 4.414.855.219 9 NI Varnhorn (Zechstein) 1968 BEB 295.254.543 10.633.461.453 7 NW Nordrhein-Westfalen NI Idsingen 1996 BEB 256.851.829 1.109.277.409 2 NI Quaadmoor / Wöstendöllen (Zechst.) 1969 BEB 371.846.245 6.833.531.232 6 RP Rheinland-Pfalz NI Walsrode * 1980 MEEG 299.863.960 2.696.516.861 4 NI Rechterfeld (Zechstein) 1988 BEB 99.560.341 502.946.483 1 SH Schleswig-Holstein NI Walsrode-West * 1990 MEEG 303.880.402 1.718.338.358 3 NI Wietingsmoor (Zechstein) 1968 MEEG 115.943.940 3.414.338.671 3 ST Sachsen-Anhalt NI Weissenmoor * 1997 RWE-DEA 97.344.513 360.702.568 1 NI Wietingsmoor (Karbon) 1968 MEEG 2.751.900 428.269.225 1 TH Thüringen NI aus aufgegebenen Vorkommen 14.861.336.610 NI aus aufgegebenen Vorkommen 80.307.606.580 NI Summe Gebiet 9.554.691.935 321.021.277.311 305 NI Summe Gebiet 10.287.422.320 423.268.770.038 195 DNS Deutsche Nordsee NLfB Hannover, N 3.06 37

5 Erdöl- und Erdgasreserven

5.1 Reservendefinitionen

In Anlehnung an internationale Standards (SPE/WPC 1997 & UN/ECE 1997) erfasst das NLfB jährlich die Erdöl- und Erdgasreserven der Felder der Bundesrepublik Deutschland als sichere und wahrscheinliche Reserven und veröffentlicht diese Daten zusammengefasst nach Fördergebieten, Bundesländern und geologischen Formationen. Erdgasreserven werden in der deutschen Förderindustrie sowohl lagerstättentechnisch als "Rohgasmengen" als auch gaswirtschaftlich als "Reingasmengen" angegeben. Die Rohgas- menge entspricht dem aus der Lagerstätte entnommenen Volumen mit natürlichem Brenn- 3 wert, der von Lagerstätte zu Lagerstätte in Deutschland zwischen 2 und 12 kWh/m (Vn) schwanken kann. Die Reingasmenge ist eher eine kaufmännisch relevante Größe, da Erd- gas nicht nach seinem Volumen, sondern nach seinem Energieinhalt verkauft wird. Die An- gaben zum Reingas in diesem Reservenbericht beziehen sich einheitlich auf einen oberen 3 Heizwert (Brennwert) Ho von 9,7692 kWh/m (Vn), der in der Förderindustrie früher als "Groningen-Brennwert" bezeichnet wurde und eine Bezugsgröße in der Gaswirtschaft darstellt. Das NLfB berichtet die verbleibenden Rohgasreserven und in Anlehnung an die sechs För- dergesellschaften und den Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (WEG) auch die Reingasreserven, damit die Angaben sowohl für lagerstättentechnisch / geologische als auch für energiewirtschaftliche Fragestellungen genutzt werden können. 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 Reservenklassen hängen somit unmittelbar von den jeweiligen Erdöl- bzw. Erd- gaspreisen ab. Die schwierige, langfristige Prognose dieser Preise bestimmt daher entscheidend die Förderdauer der Felder und somit auch die Höhe der verbleibenden Reserven. Die Wirtschaftlichkeitsgrenze einer Lagerstätte wird entscheidend durch die Förderraten bestimmt. In Deutschland ist der Gaspreis derzeit noch an den Ölpreis gekoppelt und folgt seinem Trend mit einigen Monaten Zeitverzögerung. Steigen Öl- und Gaspreis, folgen niedrigere Grenzraten für eine wirtschaftliche Förderung der Sonden. Die erwartete Lebensdauer der Felder sowie die verbleibenden Reserven steigen und fallen also gleichzeitig. Neben den Fördererlösen spielen für die Lebensdauer der Lagerstätten auch andere Fakto- ren wie Alter und Zustand der Übertageanlagen, Feldleitungen und Infrastruktur (Transport- kosten) eine wichtige Rolle. Die Summe aus sicheren und wahrscheinlichen Reserven und ihre Abgrenzung voneinander unterliegen daher einem ständigen Wechsel und sind als dy- namische Größen zu betrachten. 38

5.2 Erdölreserven am 1. Januar 2002

Die inländischen Erdölreserven zum 1. Januar 2002 liegen mit rd. 46,8 Mio. t um ca. 3 Mio. t niedriger als im Vorjahr (Anl. 11). Die Jahresproduktion von 3,4 Mio. t konnte also nur zu einem geringen Teil durch Reservenzugewinne ausgeglichen werden. Die statische Reich- weite der deutschen Erdölreserven (Quotient aus den derzeitigen Reserven und der letzten Jahresförderung) liegt zurzeit bei noch knapp 14 Jahren (Vorjahreswert 16 Jahre). Die Tabellen 17 und 18 sowie die Anlage 9 zeigen die Aufteilung der verbleibenden sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven per 1. Januar 2002 und der Förderung 2001, getrennt nach Fördergebieten, Bundesländern und geologischen Formationen.

Tab. 17: Erdölreserven nach Gebieten per 1. Januar 2002 (in Millionen Tonnen). Gebiete 1. Jan. 2001 2001 1. Jan. 2002 sicher wahrsch. Gesamt Produktion sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 0,563 0,080 0,643 0,153 0,349 0,030 0,379 Nördlich der Elbe 26,921 2,400 29,321 1,653 24,961 3,422 28,383 Oder/Neiße-Elbe 0,286 0 0,286 0,031 0,093 0,137 0,230 Elbe-Weser 2,021 0,213 2,234 0,249 1,796 0,126 1,922 Weser-Ems 3,187 1,390 4,577 0,465 2,841 1,400 4,241 Westlich der Ems 8,888 2,272 11,160 0,788 8,330 1,896 10,226 Oberrheintal 0,886 0,055 0,941 0,066 0,822 0,055 0,877 Alpenvorland 0,467 0,075 0,542 0,038 0,431 0,061 0,492 Summe 43,221 6,485 49,705 3,444* 39,623 7,127 46,750

Tab. 18: Erdölreserven nach Bundesländern per 1. Januar 2002 (in Millionen Tonnen). Bundesländer 1. Jan. 2001 2001 1. Jan. 2002 sicher wahrsch. gesamt Produktion sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 0,563 0,080 0,643 0,153 0,349 0,030 0,379 Bayern 0,467 0,075 0,542 0,038 0,431 0,061 0,492 Brandenburg 0,244 0 0,244 0,021 0,061 0,037 0,198 Hamburg 0,163 0,300 0,463 0,030 0,140 0,341 0,481 Mecklenburg-Vorpommern 0,042 0 0,042 0,010 0,031 0 0,031 Niedersachsen 14,055 3,875 17,930 1,491 12,927 3,401 16,328 Rheinland-Pfalz 0,886 0,055 0,941 0,066 0,822 0,055 0,877 Schleswig-Holstein 26,800 2,100 28,900 1,633 24,862 3,102 27,964 Summe 43,221 6,485 49,705 3,444* 39,623 7,127 46,750 * Summe der Produktion inkl. Niederrhein bzw. Nordrhein-Westfalen

Die Hauptanteile der Erdölreserven liegen mit 60 % in Schleswig-Holstein und 35 % in Nie- dersachsen. Wichtigste Trägerhorizonte für deutsches Erdöl sind Sandsteine des Dogger (Lagerstätten in Schleswig-Holstein und östlich von Hannover) und der Unterkreide (Schwerölfelder im Emsland, Anlage 9). Die Erdölproduktion und -reserven werden in den nächsten Jahren erlösabhängig von einem weiteren Rückbau der Erdölfelder infolge natürlicher Erschöpfung beeinflusst sein. Bis zum Erreichen der geplanten Plateauförderung des Feldes Mittelplate wird dessen Fördersteige- rung den allgemeinen Rückgang der inländischen Förderung mehr als ausgleichen. Eine 39 weitere Steigerung der heutigen Reserven ist bei positiver Ausbeuteentwicklung dieser La- gerstätte nicht auszuschließen.

5.3 Erdgasreserven am 1. Januar 2002

Bezogen auf den natürlichen Brennwert (Rohgas) betrugen die Erdgasreserven am Stichtag 3 3 342,9 Mrd. m (Vn) und lagen damit 34,4 Mrd. m (Vn) oder rd. 9 % niedriger als im Vorjahr 3 (Anl. 11). Unter Berücksichtigung der Jahresproduktion in Höhe von 21,5 Mrd. m (Vn) ergibt sich eine Abnahme der ursprünglichen Reserven, die auf Neubewertungen von Lagerstätten zurückgeht. Die statische Reichweite der deutschen Erdgasreserven liegt somit zurzeit bei noch rund 16 Jahren (Vorjahr: 17 Jahre). Tabellen 19 und 20 sowie Anlage 10 zeigen die Rohgasreserven und -förderung, aufgeteilt nach Gebieten, Ländern und Formationen. Niedersachsen ist mit rd. 85 % der Rohgasförde- rung und 95 % der Rohgasreserven weiterhin das führende Bundesland bei der Deckung der inländischen Erdgasversorgung.

3 Tab. 19: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Januar 2002 (in Mrd. m (Vn) Rohgas). Gebiete 1. Jan. 2001 2001 1. Jan. 2002 Sicher wahrsch. gesamt Produktion sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 8,169 3,400 11,569 1,221 6,948 3,400 10,348 Elbe-Weser 119,916 66,314 186,230 9,555 113,842 45,089 158,931 Weser-Ems 133,618 42,978 176,596 10,287 131,473 38,847 170,320 Westlich der Ems 1,284 0,525 1,809 0,364 1,357 0,956 2,313 Thüringer Becken 0,231 0,066 0,297 0,052 0,210 0,031 0,241 Niederrhein-Münsterland 0,434 0,116 0,550 0,055 0,379 0,116 0,495 Alpenvorland 0,276 0 0,276 0,011 0,265 0 0,265 Summe 263,928 113,399 377,327 21,545 254,474 88,439 342,913

3 Tab. 20: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Januar 2002 (in Mrd. m (Vn ) Rohgas). Bundesländer 1. Jan. 2001 2001 1. Jan. 2002 Sicher wahrsch. gesamt Produktion sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 8,169 3,400 11,569 1,221 6,948 3,400 10,348 Bayern 0,276 0 0,276 0,011 0,265 0 0,265 Niedersachsen 243,311 97,167 340,478 18,427 240,171 84,750 324,921 Nordrhein-Westfalen 0,434 0,116 0,550 0,055 0,379 0,116 0,495 Sachsen-Anhalt 11,507 12,650 24,157 1,779 6,501 0,142 6,643 Thüringen 0,231 0,066 0,297 0,052 0,210 0,031 0,241 Summe 263,928 113,399 377,327 21,545 254,474 88,439 342,913

Etwa 83 % der deutschen Erdgasreserven befinden sich in Lagerstätten des Perm. Davon liegen je die Hälfte in Sandsteinen des Rotliegend und in Karbonatgesteinen des Zechstein (Anl. 10). 40

Tabellen 21 und 22 zeigen die Reingasreserven und -förderung aufgeteilt nach Gebieten und 3 Bundesländern. Die auf den Energieinhalt von 9,77 kWh/m (Vn) normierten Reserven lagen 3 am 1. Januar 2002 in der Größenordnung von 319 Mrd. m (Vn). Die Reserven lagen damit 3 um 24 Mrd. m (Vn) niedriger als im Vorjahr.

3 3 Tab. 21: Erdgasreserven nach Gebieten per 1. Jan. 2002 (in Mrd. m (Vn ) Reingas (9,77 kWh/m (Vn)). Gebiete 1. Jan. 2001 2001 1. Jan. 2002 Sicher wahrsch. gesamt Produktion sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 9,947 4,140 14,086 1,477 8,459 4,140 12,599 Elbe-Weser * 115,241 59,069 174,310 8,549 113,144 46,444 159,588 Weser-Ems 116,488 35,550 152,037 9,607 112,402 31,207 143,609 Westlich der Ems 1,331 0,516 1,846 0,383 1,420 0,970 2,390 Thüringer Becken 0,151 0,043 0,194 0,032 0,119 0,021 0,140 Niederrhein-Münsterland 0,506 0,135 0,641 0,064 0,442 0,135 0,577 Alpenvorland 0,311 0 0,311 0,012 0,299 0 0,299 Summe * 243,974 99,452 343,426 20,124 236,285 82,917 319,202

3 3 Tab. 22: Erdgasreserven nach Bundesländern per 1. Jan. 2002 (in Mrd. m (Vn) Reingas (9,77 kWh/m (Vn)). Bundesländer 1. Jan. 2001 2001 1. Jan. 2002 Sicher wahrsch. gesamt Produktion sicher wahrsch. gesamt Deutsche Nordsee 9,947 4,140 14,086 1,477 8,459 4,140 12,599 Bayern 0,311 0 0,311 0,012 0,299 0 0,299 Niedersachsen * 228,842 90,454 319,296 17,898 224,560 78,559 303,119 Nordrhein-Westfalen 0,506 0,135 0,641 0,064 0,442 0,135 0,577 Sachsen-Anhalt 4,218 4,680 8,898 0,641 2,405 0,062 2,467 Thüringen 0,151 0,043 0,194 0,032 0,119 0,021 0,140 Summe * 243,974 99,452 343,426 20,124 236,285 82,917 319,202 * korrigierte Reservenzahlen für 2001

Die zukünftige Entwicklung der Erdgasreserven in der Bundesrepublik Deutschland wird weiterhin in erheblichem Umfang von den Erfolgen beim Einsatz neuer Technologien zur Optimierung von Bohrprozessen und Förderung, insbesondere bei der Erschließung von Erdgas in dichten Formationen (sog. tight gas), geprägt sein. Inwieweit eine Liberalisierung des Erdgasmarktes auch eine Auswirkung auf Exploration und Produktion haben wird, bleibt abzuwarten. Die gemeinsam mit dem WEG erarbeiteten Mengen für „unentdeckte Ressourcen und po- 3 tenzielle Ressourcen in dichten Formationen“ von 50 bis 150 Mrd. m (Vn) wird vorläufig fort- geschrieben. 41

6 Untertage-Erdgasspeicherung

Der Primärenergieverbrauch (PEV) in der Bundesrepublik Deutschland stieg nach Angaben des Deutschen Institutes für Wirtschaftsforschung (DIW 2002) gegenüber dem Vorjahr um 1,6 %. Ursache war die deutlich kühlere Witterung. Ohne den Temperatureinfluss wäre der PEV aber um ca. 0,8 % niedriger ausgefallen, welches einer insgesamt schwachen Kon- junktur zugeordnet wird. Die Anteile der Energieträger am PEV im Jahr 2001 sind in nachfolgender Tabelle aufge- führt.

Tab. 23: Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch im Jahr 2001 in Deutschland. Energieträger Anteile in %

2001 2000

Mineralöl 38,5 38,4

Erdgas 21,5 21,0

Steinkohle 13,1 14,1

Braunkohle 11,2 10,8

Kernenergie 12,9 13,0

Wasser- und Windkraft 0,8 0,7

Sonstige 2,0 2,0 nach DIW (2002)

Die Anteile haben sich auch im vergangenen Jahr kaum verändert. Erdgas bleibt in der Rangfolge hinter dem Erdöl der zweitwichtigste Energieträger. Entsprechend dem witterungsbedingten Anstieg des PEV stiegen auch das Erdgasaufkom- men und der Verbrauch gegenüber dem Vorjahr an Das Erdgasaufkommen (Importe und 3 heimische Förderung) Deutschlands wurde im Jahr 2001 durch 20,1 Mrd. m (Vn) inländische 1 3 2 Förderung aus 91 Erdgaslagerstätten und zu 89,4 Mrd. m (Vn) durch Importe aus 5 Ländern 3 (Tab. 24) dargestellt. Der Gasverbrauch betrug rd. 98 Mrd. m (Vn). Tabelle 25 zeigt die Erd- gasförderung, -importe, -aufkommen und -verbrauch in Deutschland.

1 3 alle Volumenangaben beziehen sich auf einen oberen Heizwert (Brennwert) Ho mit 9,77 kWh/m (Vn). In der Förderindustrie wird dieser Referenzwert häufig als „Reingas“ oder „Groningen-Brennwert“ bezeichnet. Daneben ist in Statistiken auch ein 3 Bezugswert von 11,5 kWh/m (Vn) gebräuchlich, der sich auf die durchschnittliche Qualität von Nordseegas bezieht. Bei der An- gabe von Wärmeinhalten für Erdgase wird gelegentlich auch der untere Heizwert Hu als Bezugsgröße verwendet. 2 vorläufige Zahlen nach DIW, www.diw.de (Rubriken: Publikationen, Wochenberichte). 42

Tab. 24: Bezugsquellen zur Deckung des Erdgasaufkommens in Deutschland. Bezugsland Anteil in % 2001 2000 Deutschland 18 19 Niederlande 19 17 Norwegen 21 21 Russland 36 37 Dänemark/Großbritannien 6 6 nach DIW (2002), Bundesamt für Wirtschaft, BGW, Ruhrgas AG, Verbundnetz Gas AG.

Tab. 25: Erdgasförderung, -import, -export und -verbrauch in Deutschland. Einheit Jahr Veränderung 2000 2001 in % Inländische Erdgasförderung Mrd. kWh 196,3 198,2 1 Einfuhr Mrd. kWh 825,5 873,4 5,8 Erdgasaufkommen Mrd. kWh 1021,8 1071,6 4,9 Ausfuhr Mrd. kWh 90 129,1 43,4 Speichersaldo Mrd. kWh -10,4 19 - Verbrauch Mrd. kWh 921,5 961,5 4,3 Primärenergieverbrauch von Erdgas Mill. t. SKE 101,2 106,6 4,3

1 3 Erdgasaufkommen Mrd. m (Vn) 104,6 109,7 4,9

1 3 Verbrauch Mrd. m (Vn) 94,3 98,4 4,3 nach DIW (2002) 1 durch NLfB ergänzt. Zum Vergleich der Energieträger werden in Bilanzen die entsprechenden Energieinhalte z.B. in kWh, Petajoule oder Steinkohleneinheiten (SKE) angegeben. Für die Darstellung der Erdgasvolumina wurde ein theoretisches Gas- 3 volumen errechnet, das einem Erdgas der "Groningen-Qualität" mit einem Heizwert von H0 von 9,77 m (Vn) entspricht. Dies ermöglicht die volumenbezogene Darstellung von Speichermengen in Relation zum Gasaufkommen und -verbrauch.

Die inländische Produktion von Erdgas unterliegt im Jahresverlauf grundsätzlich nur begrenzten, technisch bedingten Schwankungen, da Erdgas-Aufbereitungsanlagen für bestimmte Förderkapazitäten ausgelegt sind und die in ihnen durchgesetzten Mengen nicht beliebig nach oben bzw. unten verändert werden können. Die Importmengen für Erdgas sind vertraglich im Voraus festgelegt und orientieren sich an der jahreszeitlich unterschiedlichen – in ihrer tatsächlich eintretenden Höhe nicht genau vorhersagbaren - Nachfrage der einzelnen Energieversorger. In einer Großstadt wie etwa Berlin können Bedarfsspitzen im Winter das Fünfzehnfache des Sommerbedarfes betragen. Die Vertragspartner verpflichten sich in der Regel zur Lieferung und Abnahme der für den jeweiligen Zeitraum festgelegten Menge. Das Erdgasangebot (Importe und Eigenförderung) ist über eine bestimmte Periode damit vergleichsweise konstant. Da der Erdgasverbrauch besonders temperaturabhängig großen saisonalen und tageszeitlichen Veränderungen unterliegt, ist zwischen Versorger und Verbrau- cher ein Ausgleichsvolumen durch Untertage-Erdgasspeicher erforderlich. Diese werden vom Typ her in Poren- und Kavernenspeicher unterschieden und in der Regel in warmen Monaten (bei reduzierter Gasnachfrage) befüllt, bei kalter Witterung zur Deckung von Mehr- bedarf dagegen entleert. In einigen Staaten (z. B. den USA) sind auch Mehrfachumschläge pro Jahr üblich. 43

Als Porenspeicher dienen ehemalige Erdöl- oder Erdgaslagerstätten sowie Aquifere in Sedi- mentbecken von Nord-, Ost- und Süddeutschland, bei denen Sandsteine als poröse Spei- cherhorizonte dominieren. Salzkavernenspeicher werden durch Aussolen zylindrischer Hohl- räume hergestellt. Ihre Lage ist durch die Vorkommen besonders mächtiger Salinare des Zechsteins (Salzstöcke) auf Norddeutschland beschränkt. Die geographische Lage aller deutschen Untertagespeicher zeigt Anlage 14. Als ergänzende Information zu den Erdgas- speichern wurden auch die Kavernenspeicher für flüssige Kohlenwasserstoffe berücksichtigt. Die Tabellen 28 bis 30 sowie die Anlagen 14 und 15 zeigen den aktuellen Status für Betrieb, Planung und Bau von Untertagespeichern in Deutschland. Die für den Stichtag 31.12.2001 gültigen Angaben beruhen auf den jährlichen Meldungen der jeweiligen Speichergesellschaften an das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung. Das maximal zulässige Gesamtvolumen der Speicher stellt die Summe von Arbeitsgas- und Kissengasvolumen dar. Als Arbeitsgasvolumen wird das aktiv eingespeiste oder entnomme- ne maximale Gasvolumen bezeichnet. Das Kissengas bildet das Energiepolster eines Spei- chers und soll konstant hohe Entnahmeraten über einen möglichst langen Zeitraum sicher- stellen. Arbeitsgasvolumen und maximale Entnahmerate sind ein Maßstab für die Lei- stungsfähigkeit eines Speichers und für die Sicherheit der nationalen Energieversorgung. Beide Größen müssen die Differenz zwischen Angebot und Nachfrage, aber auch strategi- sche Risiken, wie z.B. den Ausfall eines Versorgers, abpuffern. Je länger eine Versorgung mit konstanter und hoher Rate erfolgen kann, desto leistungsfähiger ist ein Speicher und umso sicherer ist die Erdgasversorgung. Theoretisch werden Porenspeicher zur saisonalen Grundlastabdeckung und Kavernenspeicher besonders für Spitzenlastabdeckungen (bei Mi- nusgraden) genutzt. Der tatsächliche Einsatz hängt von vielerlei Faktoren ab wie z.B. Liefer- und Abnahmeverträgen, Einbindung in das Ferngasnetz, Gaspreisen, Förderpotenzial heimi- scher Lagerstätten, usw. Ein wichtiger Punkt bei Kavernenspeichern ist die optimierte Fahrwei- se bei der Befüllung und Entnahme sowie das resultierende Druckspiel. Grundsätzlich führt ein über lange Zeiträume zu tief abgesenkter Speicherdruck zu einer stärkeren Volumenverringe- rung (Konvergenz) des Salzes, die nicht reversibel ist. Bei Porenspeichern stehen dagegen lagerstättentechnische Aspekte wie Förderpotenzial der Sonden, Zufluss von Lagerstätten- wasser u.a. Faktoren im Vordergrund. Die deutsche Erdgasspeicherung wird durch folgende Daten beschrieben:

Tab. 26: Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung. Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

3 13,0 6,1 19,1 Arbeitsgasvolumen ”in Betrieb” [Mrd. m (Vn)] 3 188,3 236,2 424,5 Maximale Entnahmerate/Tag [Mio. m (Vn)] Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases [Tage] * 69 26 45

Anzahl der Speicher ”in Betrieb” 23 19 42

3 Arbeitsgasvolumen ”in Planung oder Bau” [Mrd. m (Vn)] 0,6 3,8 4,5 Anzahl der Speicher (Planung und Bau) ** 21214

3 13,6 9,9 23,5 Summe Arbeitsgas [Mrd. m (Vn)] Stand: 31.12.2001, * rechnerischer Wert. In der Praxis fällt die Entnahmerate nach gewisser Zeit druckabhängig. ** einschließlich Speichererweiterungen bestehender Betriebe. 44

Im Jahr 2001 waren für Erdgas 23 Porenspeicher und 19 Kavernenspeicher, letztere mit insgesamt 140 Einzelkavernen, in Betrieb. Diese Anzahl entspricht dem Stand des Vorjahres. 3 3 Das Arbeitsgasvolumen hat sich um 0,5 Mrd. m (Vn) auf 19,1 Mrd. m (Vn) erhöht. Etwa 2/3 des Arbeitsgases sind in Porenspeichern- und 1/3 in Kavernenspeichern verfügbar. Trotz des klei- neren Anteils der Kavernenspeicher weisen diese eine deutlich höhere Entnahmerate auf als Porenspeicher. Anders als in Porenspeichern haben Kavernenspeicher keine Fließrestriktio- nen durch den natürlichen Porenraum der genutzten Speichergesteine. Die historische Ent- wicklung des Arbeitsgasvolumens zeigt Anlage 15. Die Arbeitsgasmenge ist gegenüber dem Vorjahr in o.g. Umfang gestiegen. Ursache für den steilen Anstieg der letzten Jahre war u.a. der Ausbau der ehemaligen Erdgaslagerstätte Rehden zu einem der größten Gasspeicher in Europa sowie die Realisierung einiger anderer Poren- und Kavernenspeicherprojekte. Auf dem Sektor der Porenspeicher (Tab. 28) gab es keine größeren Aktivitäten. Die Erhö- 3 hung des Arbeitsgasvolumens gegenüber dem Vorjahr um rd. 0,6 Mrd. m (Vn) ist wesentlich durch die abgeschlossene Erweiterung des Speichers Breitbrunn-Eggstätt und die Inbetrieb- nahme des Speichers Lehrte begründet. Letzterer wird während der Befüllphase bereits zur Deckung von Bedarfsspitzen im Winter genutzt und wurde in die Rubrik "in Betrieb" aufgenommen. In einigen Speichern wurden neue Speicherbohrungen zur Sicherung oder Erhö- hung der Einpress- und Entnahmekapazität abgeteuft. Nach Pressemitteilungen soll die Eig- nung des derzeit produzierenden Erdölfeldes Eich im Oberrheintal untersucht werden. Die geplanten oder im Bau befindlichen Porenspeicher-Projekte sollen ein zusätzliches Ar- 3 beitsgasvolumen von 0,6 Mrd. m (Vn) zur Verfügung stellen. Gegenüber dem Vorjahr war durch die Realisierung der Projekte Breitbrunn-Eggstätt und Lehrte ein Abgang von 0,6 3 Mrd. m (Vn) in der Rubrik "in Planung oder Bau" zu verbuchen, welcher die Erhöhung des aktuellen Arbeitsgasvolumens zur Folge hatte. Die Projekte Allmenhausen und Frankenthal sind bestehende Speicher, die erweitert werden sollen. Albaching-Rechtmehring hat Planungssta- tus, wobei ein Zeitpunkt des Baubeginns gegenwärtig nicht absehbar ist. Bei den Kavernenspeichern in Betrieb (Tab. 29) gab es keine nennenswerte Veränderung des summarischen Arbeitsgasvolumens. Bei einzelnen Speichern erfolgten Veränderungen in der Höhe des Arbeitsgasvolumens sowie der maximalen Entnahmerate. Hervorzuheben ist der Speicher Epe (Thyssengas GmbH), für den die Inbetriebnahme eines sog. Wirbelrohr- Trocknungsverfahrens zu einer erheblichen Steigerung der Entnahmerate und damit der Spei- cherleistung führte. Viele der Speicher sollen durch den Bau zusätzlicher Kavernen erweitert werden (Tab. 29, Rubrik: in Planung oder Bau, S. 50). Das zusätzliche Arbeitsgasvolumen soll 3 3,8 Mrd. m (Vn) betragen und zu einem wesentlich höheren Anstieg führen als bei den Poren- speichern. Gegenüber dem Vorjahr sind die Speichererweiterungen in Reckrod und Kiel- Rönne in der aktuellen Planung nicht mehr enthalten. Presseberichten zufolge wird über eine Erweiterung des Speichers Empelde nachgedacht. Nach Realisierung aller Porenspeicher- und Kavernenprojekte könnte in den nächsten Jahren 3 ein Anstieg des maximalen Arbeitsgasvolumens auf 23,5 Mrd. m (Vn) erfolgen. Nach wie vor schwer zu prognostizieren sind die Auswirkungen der Liberalisierung des Gasmarktes auf den Speicherbedarf. Obwohl für die nächsten zwei Jahrzehnte für Deutschland ein leicht sinkender Primärener- gieverbrauch vorhergesagt wird (PROGNOS 1999 für das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, PFINGSTEN 2000), bleibt das Erdgas auf Wachstumskurs. Sein Anteil am 45

Tab. 27: Arbeitsgasvolumen und Anzahl der Speicher im internationalen Vergleich. Land Anzahl der Speicher max. Arbeitsgasvolumen 3 (in Betrieb) in Mrd. m (Vn) GUS 46 ca. 126

USA 410 107

Deutschland 42 19,1

Italien 8 15,1

Kanada 42 10,5-12,5

Frankreich 15 10,8

Andere* 61 18,0**

Welt 610-620 ca. 300

Angaben z.T. nach Cornot-Gandolphe (1995), Carlson (1998) und EIA-US (Department of Energy, 1999) sowie nach UN-ECE (1999) und IGU-WOC 9 (2002), GUS per 31.12.1999, Deutschland per 31.12.2001. * Argentinien (1), Australien (4) Belgien (2), Bulgarien (1), Dänemark (2), England (7), Kroatien (1), Niederlande (3), Japan (6), Österreich (5), Polen (7), Rumänien (4), Slowakische Rep. (4), Spanien (2), Tschechische Rep. (7), Ungarn (5). ** ohne die Staaten Argentinien, Australien und Japan

PEV könnte von derzeit 21,5 % auf 24 bis 25 % im Jahr 2010 und auf 27 % im Jahr 2020 3 ansteigen. Der Erdgasverbrauch könnte im Jahr 2010 etwa 110 Mrd. m (Vn) und 120 3 Mrd. m (Vn) im Jahr 2020 betragen. Dieser Zuwachs soll zu Lasten von Mineralöl, Steinkohle und Kernenergie gehen (PROGNOS 1999). Tabelle 27 gibt einen Überblick über die Anzahl der Erdgasspeicher in der Welt. Im weltweiten Vergleich liegt Deutschland auf dem dritten Platz und ist eine der führenden Nationen auf dem Erdgasspeichersektor. Wegen der Bedeutung der Untertage-Erdgasspeicherung wurde seit dem Jahr 2001 unter Federführung der Internationalen Gas Union eine Arbeitsgruppe einge- richtet, die eine Untersuchung der UGS-Kapazitäten, neuer Projekte und Technologien zum Ziel hat. Durch diese Studie wird eine fundierte Datenbasis, wie sie in diesem Artikel für Deutschland dargestellt ist, auch für andere Staaten verfügbar. Soweit vorhanden, wurden aktuelle Daten der zurzeit laufenden Studie der Internationalen Gas Union mit in Tabelle 27 aufgenommen. Die künftige Entwicklung des verfügbaren Arbeitsgasvolumens in Deutschland hängt nicht von geologischen Faktoren ab. In Norddeutschland steht zusätzliches Speicherpotenzial in nachnutzbaren Erdgaslagerstätten und Salzstöcken sowie – bei entsprechender Exploration – in Aquiferen in ausreichender Höhe zur Verfügung. Auch in den anderen Fördergebieten könnten existierende Erdöl- und Erdgaslagerstätten nach entsprechenden Eignungsuntersu- chungen in begrenztem Umfang zusätzliches Speicherpotenzial bieten. Die Entwicklung des künftigen Arbeitsgasvolumens und der Anzahl der betriebenen Speicher wird künftig einerseits vom (sicheren) Anstieg des Erdgasverbrauches (Speichereinsatz zur Deckung von saisonalen und tageszeitlichen Bedarfsspitzen), von spekulativen Gesichtspunkten (schwankende saiso- nale Gaspreise) und Fragen der Bezugsoptimierung geprägt sein. 46

Durch das derzeit hohe Speicherpotenzial und die Verteilung des Erdgasbezuges auf mehrere Länder ist unter dem Aspekt einer Krisenvorsorge eine hohe Versorgungssicherheit für Erdgas in Deutschland gegeben. Als ergänzende Information zu den Untertage-Erdgasspeichern sind in Anlage 14 die Loka- tionen und in Tabelle 30 die Kenndaten der im Jahr 2001 in Betrieb befindlichen 12 Spei- cheranlagen für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas mit insgesamt 111 Kavernen und einem stillgelegten Bergwerk dargestellt. Diese Speicher dienen der Krisenbevorratung für Motorbenzine, Mitteldestillate, Schweröle und Rohöl nach dem im Jahr 1998 novellierten Erdölbevorratungsgesetz (Erhöhung der Vorratspflicht von 80 auf 90 Tage) sowie zum Aus- gleich von Produktionsschwankungen für verarbeitende Betriebe. Nach Angaben des Erdöl- bevorratungsverbandes (EBV 2001), der als Körperschaft des öffentlichen Rechts die Institu- tion zur Krisenbevorratung darstellt, betrug die Vorratsmenge auch im Zeitraum 2000/2001 rd. 24 Mio. t Rohöl und Mineralölprodukte.

Literatur und nützliche Links:

AMERICAN GAS ASSOCIATION (1997): Survey of Underground Storage of Natural Gas in the United States and Canada 1996. – Arlington.

CARLSON, U. (1998): Die aktuelle Situation der Untertagespeicherung von Erdgas in der Welt. - VDF Führungskraft, 1.2.98; Essen.

CORNOT-GANDOLPHE, S. (1995): Underground Gas Storage in the World. - Cedigaz, Rueil- Malmaison.

DEUTSCHES INSTITUT FÜR WIRTSCHAFTSFORSCHUNG (DIW) (2002): Wochenbericht 7/02, der Primärenergieverbrauch in Deutschland im Jahre 2001 - Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Berlin. Download unter www.diw.de (Publikationen, Wochenbe- richte, WB 7/02).

ECONOMIC COMMISSION FOR EUROPE (1999): Underground Storage in Europe and Central Asia, Survey 1996-1999. – United Nations, Geneva.

ERDÖLBEVORRATUNGSVERBAND (EBV) (2001): Geschäftsbericht 2000/2001 Hamburg. www.ebv-oil.de. PROGNOS (1999): Die längerfristige Entwicklung der Energiemärkte im Zeichen von Wettbewerb und Umwelt. - Studie im Auftrag des BMWi, Basel. www.bmwi.de.

PFINGSTEN, M. (2000): Die Rolle des Erdgases im liberalisierten Energiemarkt. - Vortrag anlässlich des Forums E-world of Energy, 8.-9.2.2000, Essen.

WIRTSCHAFTVERBAND ERDÖL- UND ERDGASGEWINNUNG E.V. (W.E.G.) (2002): Jahresbericht 2001, Hannover. Download unter www.erdoel-erdgas.de. Tabelle 28

Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland Porenspeicher

1. in Betrieb max./zugel. max. Arbeits- Kissengas max. Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicherformation Gesamt- gaskapazität Entnahmerate m volumen 3 3 3 3 Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) 1000 m /h Allmenhausen CONTIGAS Deutsche Energie-AG Gaslagerstätte 350 Buntsandstein 269 40 229 40 Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG Gaslagerstätte rd. 800 Rotliegend 657 426 231 238 Berlin Berliner Gaswerke AG Aquifer 750-1000 Buntsandstein 1000 695 305 450 Bierwang Ruhrgas AG Gaslagerstätte 1560 Tertiär (Chatt) 2457 1300 1157 1200 Breitbrunn/Eggstätt RWE-DEA AG, Mobil Erdgas-Erdöl GmbH, Gaslagerstätte ca. 1900 Tertiär (Chatt) 2075 1080 995 520 Ruhrgas AG Buchholz Verbundnetz Gas AG Aquifer 570-610 Buntsandstein 210 160 50 100 Dötlingen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte 2650 Buntsandstein 4383 2025 2358 840 Eschenfelden Ruhrgas AG, Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 96 130 Energie- und Wasserversorgungs AG Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 600 Tertiär 170 63 107 100 Fronhofen Preussag Energie GmbH für Öllagerstätte 1750-1800 Muschelkalk 120 70 50 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) 880 500 380 300 Kalle RWE-Gas AG Aquifer 2100 Buntsandstein 630 315 315 400 Kirchheilingen Verbundnetz Gas AG Gaslagerstätte rd. 900 Zechstein 250 200 50 187 Lehrte / Hannover Preussag Energie GmbH für Avacon Öllagerstätte 1000-1150 Dogger (Cornbrash) 120 74 46 130 Rehden WINGAS GmbH Gaslagerstätte 1900-2250 Zechstein 7000 4200 2800 2400 Reitbrook Preussag Energie GmbH u. Mobil Erdgas- Öllagerstätte 640-725 Oberkreide 500 350 150 350 Erdöl GmbH für Hamburger Gaswerke mit Gaskappe Sandhausen Ruhrgas AG/Gasversorgung Süddeutschland Aquifer 600 Tertiär60303045 Schmidhausen Preussag, Mobil und BEB für Stadtwerke Gaslagerstätte 1000 Tertiär (Aquitan) 300 150 150 150 München Stockstadt Ruhrgas AG Gaslagerstätte 500 Tertiär (Pliozän) 94 45 49 135 Stockstadt Ruhrgas AG Aquifer 450 Tertiär (Pliozän) 180 90 90 } Uelsen BEB Erdgas und Erdöl GmbH Gaslagerstätte rd. 1500 Buntsandstein 1220 660 560 310 Wolfersberg RWE-DEA AG für Bayerngas Gaslagerstätte 2930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 618 400 218 210 Summe 23 521 13 025 10 496

Stand 31. Dez. 2001 Quelle: Betreiberfirmen Tabelle 28 (Fortsetzung) 2. in Planung oder Bau zusätzl. oder geplantes max. Arbeitsgas- Kissengas Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicherformation Speichervolumen kapazität 3 3 Mio. m3(V ) m Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) n

Allmenhausen Contigas deutsche Energie-AG Gaslagerstätte 420 Buntsandstein 104 20 84 Albaching-Rechtmehring Mobil Erdgas-Erdöl GmbH Gaslagerstätte rd. 1950 Lithothamnienkalk 1350 600 750 Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 975 Tertiär

Summe 1 454 620 834

Stand 31. Dez. 2001 Quelle: Betreiberfirmen Tabelle 29

Erdgasspeicher in der Bundesrepublik Deutschland Kavernenspeicher

1. in Betrieb gesamtes max. max. Ort Gesellschaft Anzahl der Speicher- Teufe Speicher- Arbeitsgas- Entnahme- Einzelspeicher formation m volumen kapazität rate

3 3 3 Mio. m (Vn) Mio. m (Vn) 1000 m /h

Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG 18 Zechstein 2 780-950 900 784 929 Bernburg Verbundnetz Gas AG 27 Zechstein 2 500-700 937 831 1458 Bremen-Lesum Mobil Erdgas-Erdöl GmbH 1 Zechstein 1250-1750 134 100 120 Bremen-Lesum swb Norvia GmbH & Co KG 2 Zechstein 1050-1350 94 78 160 Burggraf-Bernsdorf Verbundnetz Gas AG stillgelegtes Zechstein 2 rd. 580 5,1 3,4 40 Bergwerk Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 3 Zechstein 2 1300-1800 183 146 300 Epe Ruhrgas AG 32 Zechstein 1 1090-1420 2200 1567 2125 Epe Thyssengas GmbH 5 Zechstein 1 1100-1420 236 185 520 Etzel IVG Logistik GmbH 9 Zechstein 2 900-1100 890 534 1310 Harsefeld BEB Erdgas und Erdöl GmbH 2 Zechstein 1150-1450 186 140 300 Huntorf EWE Aktiengesellschaft 4 Zechstein 650-850 120 65 350 Kiel-Rönne Stadtwerke Kiel AG 2 Rotliegend 1250-1600 113 74 180 Kraak Hamburger Gaswerke GmbH 1 Zechstein 900-1100 56 50 250 Krummhörn Ruhrgas AG 3 Zechstein 2 1500-1800 172 82 100 Neuenhuntorf EWE AG für E.ON Kraftwerke GmbH 1 Zechstein 750-1000 32 20 100 Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 16 Zechstein 950-1300 1300 1040 1000 Reckrod Gas-Union GmbH 2 Zechstein 1 800-1100 130 82 100 Staßfurt Kavernenspeicher Staßfurt GmbH 3 Zechstein 400-1130 125 100 220 Xanten Thyssengas GmbH 8 Zechstein 1000 223 193 280

Summe 140 8 036 6 074

Stand 31. Dez. 2001 Quelle: Betreiberfirmen Tabelle 29 (Fortsetzung) 2. in Planung und Bau zugelassenes max. Arbeits- Ort Gesellschaft Anzahl der Speicher- Teufe Speicher- gaskapazität Einzelspeicher formation m volumen

3 3 Mio. m (Vn) Mio. m (Vn)

Bernburg Verbundnetz Gas AG 9 Zechstein 2 500-700 504 375 Bremen-Lesum Mobil Erdgas-Erdöl GmbH 2 Zechstein 1250-1750 ca. 240 ca. 260 Epe Thyssengas GmbH 4 Zechstein 1 1 300 ca. 300 ca. 240 Huntorf EWE Aktiengesellschaft 2 Zechstein 1000-1400 ca. 250 ca. 150 Jemgum/Holtgaste Wintershall AG 10 Zechstein 1000-1300 ca. 1000 ca. 700 Kraak Hamburger Gaswerke GmbH 2 Zechstein 900-1 100 ca. 150 ca. 120 Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 2 Zechstein 950-1300 ca. 210 ca. 140 Peckensen EEG - Erdgas Erdöl GmbH 10 Zechstein 1100-1400 1100 ca. 800 Reckrod-Wölf Wintershall AG 2 Zechstein 1 700-900 ca. 150 ca. 120 Rüdersdorf EWE Aktiengesellschaft 4 Zechstein ca. 900-1200 ca. 400 ca. 300 Staßfurt Kavernenspeicher Staßfurt GmbH 4 Zechstein 850-1150 500 500 Xanten Thyssengas GmbH 5 Zechstein 1000 ca. 150 ca. 125

Summe 58 4 954 3 830

Stand 31. Dez. 2001 Quelle: Betreiberfirmen 51

Tabelle 30

Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas

Anzahl der Ort Gesellschaft Speicher- Teufe Einzelspei- Füllung Zustand typ m cher

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 Rohölin Betrieb Westfalen mbH für Aral Logi- Kavernen stik Service GmbH

Etzel IVG Logistik GmbH Salzstock- 800-1600 30 Rohölin 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 (1) Rohölin 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 Dow Central Germany Salzlager- 700-800 2 Ethylen in Betrieb Kavernen 1 Propylen in Bau

Wilhelmshaven- Nord-West Kavernen GmbH Salzstock- 1200-2000 35 Rohöl, in Betrieb Rüstringen (NWKG) für Erdölbevorra- Kavernen Mineralöl- tungsverband (EBV) produkte

Summe 111

Stand 31. Dez. 2001 Quelle: Betreiberfirmen Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland Rhät, Jura, Kreide und Tertiär

6° 8° 10° 12° 14°

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

Kiel

D g Kiel o r Stralsund R r

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

d t d w Plön Ost i c s g l e n o S r e o T H Rostock 54° 54° R Block Mittelplate Boostedth Plön t in s te N O ls o O h Lübeck t R s e D W BramstedtD - e E N d a J U T S Hamburg Stettin Allermöhe C E Etzel Reitbrook-W. Sinstorf R.-Alt Hohenhorn -N. Curslack H Trog von Etzel Sottorf Pötrau P E N Varel o m Meckelfeld E Emden p Neuengamme - e B L Jader- c S S ra Elsfleth k c n j ’ h d berger s w e c Volkensen e n h l b Trog e B le u rg E Bremen S c E h Elbe O o D l l C Em e

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

Tertiärbedeckung (Süddeutschland) Eger L

U Wiesbaden Ausbiss Grenze Wealden/Malm übertage ~~~~~~~ Praha (NW- Deutschland) X Frankfurt 50° 50° t r E a Ausbiss Dogger unter Jüngerem (Norddeutschland) Gr.Gerau s M el os Mainzer Darmstadt s M Wolfskehlen Gefaltete Molasse B Becken Darmstadt SW e Stockstadt p n Eich/Königsgarten Pfungstadt Mai U S Helvetikum Eich Würzburg R Wattenheim Osthofen Worms G Hofheim Flysch Frankenthal Kristallines Grundgebirge und Eppstein Nürnberg varistisch gefaltetes GebirgeM Deidesheim oldau t rd a Explorationsbohrung 2001 Saarbücken Dudenhofen a

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

d P Saar l k a f TSCHECHISCHE e n r a h f N ä BAYER. WALDl - R h r u Z o REPUBLIK c Ries F J n e E B r ru Stuttgart a B u A B - n r hein h au a e R A c on La u n s D n r i ds Isar e Passau e h r N R b ut b ä -N a e B Z w u e G D ö Offenburg h 0 tt c K Neckar c in k L g S e e Ulm r n A Velden Teising H o Dona 500 Haimhausen c u R N N Dorfen h W Hebertshausen I -Ost Weitermühle- Ampfing Inn E Isen Mühldorf-Süd Z Aitingen 1000 Steink. S Schnaupping Haag Waldkr. E Schwabmünchen Hohenlinden Ödgassen Gendorf Tittmoning R1 EE R München Anzing Bierwang G Arlesried 1500 H Kirchdorf 2000 Alba.-Rechtmehring A Moosham C1 O Freiburg Boos Lauben Wolfersberg 48° Mönchsrot Moosach Schnaitsee 48° Lauberhart D Mattenhofen Trostberg I R W Oberschwarzach Niederrieden 2000 N V Heimertingen A Hofolding Wald Ellwangen L Aßling Irlach Pierling Bromberg Hoßkirch Traunreut H R 2500 Höhenrain Schmidhausen Breitbrun- R Hauerz Iller Almertsham Pfullendorf- O Kinsau 3000 Egstätt C C Ostrach V Inzenham-W. Inzenham- Wurzach 3500 Darching Zaißberg Gaisbeuren N 4000 H E S Fronhofen- Salzburg Illmensee E Lech e e n P a s s c k C B o l e H L M Tegernsee Markdorf l p i n e D A s u b a i n e n I O e p e t a l t r E a l e f r a n d d Basel e d R G r R ns o E En N S T Anlage 1 W Ö S C H E I Z Salzach Aare

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 Gez.: B. Herrmann Anl_01 Jura-Kreide.FH9 Stand: 31.12.2001 Kohlenwasserstoff-Vorkommen in Deutschland Paläozoikum und Buntsandstein

6° 8° 10° 12° 14°

D Ä N E K M A R E E

Flensburg 4 0 S 0 0 4000 T

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

D O 6000 M M D E E R N N U 4000 T Leybucht S Greetsiel Hamburg Stettin Emshörn Engerhafe Blaukirchen Z1 C E Manslagt Uttum Groothusen Großes Meer H Wybelsum Uphuser Meer Lindhoop Z1a N E E Emden - „Grenzbereich” B Emtinghausen-West Z1 L S S ra c n tenburg-T h d o Mulmshorn a w e R a e n Leer Taaken k Ostervesede b e ll n e u Einloh rg

E Wardenburg Bremen Bötersen Söh l

Grauen B 4000 i

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

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

Nord Emslage Siedenb. Staffhorst Aller Ha

Goldenst./Visb. Zethlingen v 00 L 40 Wisselshorst Z1 Adorf - Dalum Buchhorst Siedenburg/Staffh. e

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

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

Uelsen e Schneeren

00 l

r 0 Sch.-W. 4 K E Itterbeck- Frenswegen Uchte Verden-Ost Z1 l AR Halle TM Fürstenwalde

e AL F Bentheim 2000 L w E Pillgram D C Spree Hohne Z1 h HT Hannover c I E Ochtrup Burgmoor Z3 NGEN S -R O P R O V I N Z - S - Leibsch I W Märkisch- Mittweide-Trebatsch

k S K

Alfeld-Elze 0 Buchholz Ratzdorf

0 L

0 r

2 A 2 0 0 U 0 Wellmitz a E Dornswalde Steinsdorf Breslack N R S I 52° 52° 2000 m C Schenkendöbern-Ost Guben H II R t Gr. Fallstein O Atterwasch h l L B Tauer ein LE R Lübben NO A Kl. Fallstein A N Drewitz Schlagsdorf D E U S I T Z

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

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

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

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

Nürnberg M Kristallines Grundgebirge undoldau varistisch gefaltetes Gebirge Saarbücken Explorationsbohrung 2001 Regen 0 100km

Altmühl F

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

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

8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 Gez.: B. Herrmann Anl_02 Buntsandstein.FH9 Stand: 31.12.2001 Anlage 3

6° 8° 10° 12° 14°

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

D D E Trias U G T S

C H O R Od E H Zechstein

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

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

E Würzburg Produktiver

B Saar Horizont Moldau

A Quartiär

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

s Basel Enn

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - anl_03 Gebiete und Erdölstrukturen.fh9 Stand: 31.12.2001

Prospektive Gebiete, Erdölfelder und charakteristische Erdölstrukturen. Anlage 4

6° 8° 10° 12° 14°

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

54° Rostock 54° Lübeck

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

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

L 52° e Zechstein 1300 bis 52° Rhein Förderteufen Quartär-Tertiär in Ca2 1500m e Oberkreide Rotliegend

800 bis 1500m Unterkreide

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

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

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

- Alttertiär N Molasse 1500 bis I (Jung- 4500m Regen E N + Alttertiär) A H E ltm Kreide R B ühl 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 E - Do S S nau L A Inn M O München

48° 48° Iller

Salzburg

Lech

s Basel Enn

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - anl_03 Gebiete und Erdgasstrukturen.fh9 Stand: 31.12.2001

Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen. Anlage 5

Anzahl

150 Erdölfelder

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 01

Mio. t

9 Erdölförderung

8 + Kondensat

4 3,44 Mio. t

1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 01

Erdölförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 2001.

Hannover - N 3.06 Stand: 31.12.2001 anl_05 Erdölfelder -förderrung.FH9 Anlage 6

Anzahl

150 Erdgasfelder

100

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 01 1999 Neuzuordnung der Erdgasfelder

3 Mrd. m (Vn)

Erdgasförderung (Rohgas)

3 21,55 Mrd. m (Vn)

0 1945 1950 1960 1970 1980 1990 2000 01

Erdgasförderung und Anzahl der produzierenden Felder 1945 - 2001.

Hannover - N 3.06 Stand: 31.12.2001 anl_06 Erdgasfelder -förderrung.FH9 Perm Trias Jura Kreide Tertiär

Erdöllagerstätten

Oligozän

Paläozän Miozän Eozän Rotliegend Zechstein Buntsandstein Muschelkalk Pliozän Dogger Malm Unterkreide Obekreide Lias Keuper Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.2001 Stratigraphie Deutschland in Wealden Valendis Apt/Hauterive Lattorf Rupel Chatt Mittlerer Keuper Rhät Alpha Posidoniensch. Beta Gamma Delta Epsilon Zeta Oxford Kimmeridge Obermalm 1 Obermalm 2 Obermalm 5-3 Obermalm 6 Maastricht nördlich der Elbe

Mittelplate/Dieksand Reitbrook

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

Kietz Mesekenhagen (Kirchdorf) Lütow

Eddesse - Nord Eldingen

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

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

rö Gaskappe Erdöl Eich-Königsgarten Landau Rülzheim

Aitingen Hebertshausen

Holzkirchen (Darching) Anlage 7 Anlage Anlage 8

Nordsee Elbe-Weser Weser- Ems

Erdgaslagerstätten in Deutschland

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

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

Erdgaslagerstätten in Deutschland

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

Hannover - N 3.06 - Stand: 31.12.2001 Anl_08 Stratigraphie Erdgas in Deutschland.FH9 Erdgas Erdgas mit hohem Kondensatanteil

Stratigraphische Tabelle der produzierenden Erdgaslagerstätten in Deutschland. Anlage 9

6° 8° 10° 12° 14° 1 653 E E S T Malm Flensburg S O Oberkreide

379 153 G N E O I R E E T T S IN S TE L D LS G O O O 54° R H 54° O ST H R N E T T - W S Rostock E O Lübeck D A J Dogger Hamburg

Emden HAMBURGER JURATROG

Elbe N O R

D D E 28 383 U G T S Zechstein

C H O 31 E R Oder

1 503 S Ha T v e l Aller 230 R B E E C Berlin N K ERSÄC E ED HSI Hannover R Spree NI SCHES N BECKEN O H W F e I s Dogger e G r 52° 52° Ems L A U S I Lias Leine T Z

Malm Ne iss T e Ruhr H Elbe Unterkreide Ü R Trias I N Leipzig Kassel G Perm E R Karbon R h B e 16 388 E i n C K E N

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

N Main Förderung

66 E Würzburg 2001 Erdöl

Tertiär B (in 1000 t) Saar Vorräte Moldau 877 A Tertiär 01.01.2002

R 38 0 100km G 492 A - ltm ühl N I E Stuttgart H au on Rhein D R Isar R D Neckar A N E L R D O ona B V u N Inn O E P L München 48° A 48° Iller

Salzburg

Lech

s Basel Enn

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Anl_09 Erdölförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen.FH9 Stand: 31.12.2001

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

6° 8° 10° 12° 14°

E E S Flensburg Jura T S 10 348 1 221 O E E N S O 54° Rostock 54° D R R D Lübeck O D N E U Hamburg T S C H Emden E S W B e E se Elbe C r K 20 261 Ems E N

Oder

H Aller a v

e l Berlin Jura Hannover Spree Rotliegend

Trias L 52° e 52° Rhein in e

52 Oberkarbon

Zechstein 242 Ne iss e Elbe T H Leipzig Rotliegend Ü R I Kassel N G E N Zechstein E R B E C K

S aa Werra le hn La 332 059 Prospektive Gebiete Eger Frankfurt Erdgasfeld Praha 50° 50°

el os Feld nicht mehr in Förderung M n Mai Förderung Würzburg 2001 Erdgas (in Mio. m3(V ) Saar Moldau n Tertiär Vorräte - Rohgas - - 01.01.2002 N 11 265 I Regen 0 100km E N A H E ltm R B ühl 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

ns Basel En

Salzach Aare 8° 10° 12° 14°

Hannover - N3.06 - Anl_10 Erdgasförderung und Vorräte Gebiete nach Formationen.FH9 Stand: 31.12.2001

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

Mio. t 120 Erdöl

wahrscheinliche Reserven

100 sichere Reserven

60 46,75 Mio. t

0 49 52 56 1960 1970 1980 1990 2000 47 1950 54 58 02

Mrd. m3(Vn) 400 342,91 Mrd. m³(Vn) Erdgas (Rohgas) wahrscheinliche Reserven sichere Reserven

300

200

100

0 1960 1970 1980 1990 2000 02

Hannover - N 3.06 Anl_11 Erdöl- Erdgasreserven.FH9 Anlage 12 Erdöl in der Bundesrepublik Deutschland

bereits gewonnen rd. 258 Mio. t (30,5 %)

s icher rven e und wahrscheinliche Rese rd. 47 Mio. t (5,5 %) Mio. t 846 (100 %) rd.

zur Zeit nicht gewinnbar

rd. 541 Mio. t ursprüngliche Gesamtmenge in den Lagerstätten (64 %)

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_12 Fass.FH9 Stand: 31.12.2001 Anlage 13

Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland

bereits gewonnen ) n 3

rd. 808 Mrd. m (Vn) (V (55,8 %) 3 Mrd. m Mrd. (100 %) sichere und wahrscheinliche 1 447 Reserven

3 rd. rd. 343 Mrd. m (Vn) (23,7 %)

zur Zeit nicht gewinnbar

3 rd. 296 Mrd. m (Vn) (20,5 %) ursprüngliche Gesamtmenge in den Lagerstätten

unentdeckte Ressourcen

3 50-150 Mrd. m (Vn)

Rohgas (natürlicher Brennwert)

Hannover - N3.06 -Gez.: B. Herrmann Anl_13 Flamme.FH9 Stand: 31.12.2001 Anlage 14

E E S E FLENSBURG T E S S O D O R N Kiel-Rönne 10 Heide 74 ROSTOCK 0 100km LÜBECK

Wilhelmshaven- Rüstringen 35 HAMBURG Krummhörn 140 Kraak Etzel 534 82 8 Harsefeld (120) (140) 30 Blexen 9 Reitbrook 50 Huntorf Bremen- 3 350 65 Sottorf (150) Lesum Ohrensen/ 5 Elbe Jemgum/ Nüttermoor (240)178 Harsefeld Holtgaste 1040 20 (700) Neuenhuntorf BREMEN Dötlingen Oder 2025 Ha v Peckensen e Kalle l 4200 1 Aller (800) 695 315 Rehden Hülsen BERLIN Uelsen Rüdersdorf 660 HANNOVER (300) Berlin Lehrte Spree Empelde 74 1752 W e Buchholz s Epe e r 146 160 37 (240) Ems L eine 100 Staßfurt (500) 831 Bernburg (375) Xanten Ne B.- Gnetsch 2 iss e 193(125) E Ruhr 784 1 2 Teutschenthal lb Bad e KASSEL Lauchstädt LEIPZIG Kirchheilingen 426 3 DRESDEN R Allmen- h 200 e hausen i n 40(20) Burggraf - Bernsdorf

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

FRANKFURT

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

STUTTGART nau Do Rhein o na D Isar u

Neckar

Albaching/ Inn MÜNCHEN Rechtmehring Bierwang (600) 1300 Wolfersberg Schmidhausen FREIBURG Fronhofen- Iller 400 Illmensee 150 1080Breitbrunn/ 70 Inzenham-West Eggstätt 500 Lech

s Enn

Salzach Aare

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

Hannover - N 3.06 - Anl_14 Untertagespeicher.fh9 Stand: 31.12.2001

Übersichtskarte der Untertagespeicher für Erdgas, Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas. Maximale verfügbare Arbeitsgasmenge in Untertage-Erdgasspeichern in Deutschland von 1955 bis 2001 3 Mrd. m (Vn)

Arbeitsgaskapazität 4

0 1955 60 65 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

Ehemalige Öl / Gas-Lagerstätten Quelle: Firmenmeldungen an das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung, Hannover; Berichte des LBA Clausthal-Zellerfeld; Bergbau-Jahrbücher, Glückauf-Verlag, Essen Aquifer Anlage 15 Kavernen Betrieb Planung

- N 3.06 - Hannover Anl_15 Arbeitsgaskapazität.FH9 Stand: 31.12.2001