JAHRESRÜCKBLICK2017 …...Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven hat gegenüber dem Vorjahr um 3,5 Mio. tabgenommen und betrug 28,3 Mio. t. Die Reserven haben

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276 ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 7/8

Exploration und Produktion von Erdöl undErdgas in Deutschland 2017Exploration and Production of Crude Oil and Natural Gas in Germany in 2017

AbstractThis article presents an overview of the oiland gas exploration and production acti-

vity in Germany in 2017. The information,which is regularly collected by the State Authori-ty for Mining, Energy and Geology (LBEG), isbased on data provided by oil and gas compa-nies, as well as various state mining authoritiesthroughout Germany.Compared with 2016, the total acreage of explo-ration licenses for hydrocarbons has decreasedby approx. 15.000 km² to 59.000 km². New ex-ploration licenses were only issued in the statesof Lower Saxony and North Rhine-Westphalia.Expired licenses, i.e. partial expiries were predo-minantly recorded in the states of North Rhine-Westphalia, Bavaria, Mecklenburg-Vorpom-mern, Lower Saxony and Baden-Württemberg.Following the continuous decline in geophysicalsurveys for oil and gas exploration, the year2017 saw the first increase in such activities since2013, with a total area of 247 km² of 3D seismicsurveys. In contrast, no 2D seismic or gravimetrysurveys were recorded in 2017.The number of active exploration drilling pro-jects has declined from eight in the previous yearto only four in 2017. Another 11 explorationdrilling projects reached total depth (TD) before2017, but had yet to report final results. Five ex-ploration wells completed in 2017 reported finalresults, of which only one well found hydrocar-bons.Active development wells increased from 18 inthe previous year to 20 in 2017. Again another10 wells had reached TD before 2017, but hadyet to report final results. In total, 22 wells weresuccessfully completed in 2017, including 20wells that found hydrocarbons and two supportwells that reached their target.The total meterage drilled in Germany fell by3.700 m to 33.400 m, which represents a verypoor result, when compared with the long-termaverage meterage.Gas production continued to decline due to gasfield depletion. As a result, the total annual gasproduction fell by 8.6% to 7.9 billion m³ (fieldquality).Oil production decreased likewise, with a reduc-tion by 5.8% to a total of 2.2 million t (includingcondensate).The total of the proven and probable gas reserveshas decreased further, following a trend seen inrecent years. Reserves fell by 7.0 billion m³ com-pared to the previous year and are now at 63.1billion m³ (field quality). This means that only11% of the total gas produced in 2017 has been

replaced by new reserves. The total of the provenand probable oil reserves decreased by 3.5%compared to the previous year and amounted to28.3 million t. This means that the reserves fellby a significantly greater amount than accoun-ted for by the annual oil production.

KurzfassungIm Folgenden wird ein Überblick über dieEEK rgebnisse der Exploration und Produkti-

on von Erdöl und Erdgas in Deutschland in2017 gegeben. Grundlage sind Daten der Erdöl-und Erdgasgesellschaften und der Bergbehördender Länder, die vom Landesamt für Bergbau,Energie und Geologie (LBEG), Hannover erho-ben werden.Die Gesamtfläche der Erlaubnisfelder zur Auf-suchung von Kohlenwasserstoffen hat sich ge-genüber 2016 um etwa 15.000 km² auf 59.000km² verkleinert. Neue Erlaubnisse wurden nurin Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen er-teilt. Erloschen sind Erlaubnisfelder bzw. Teilevon Erlaubnisfeldern vor allem in Nordrhein-Westfalen, Bayern, Mecklenburg-Vorpommern,Niedersachsen und Baden-Württemberg.Nachdem die geophysikalischen Explorations-aktivitäten seit 2013 stetig abgenommen hatten,war in 2017 wieder ein Anstieg zu verzeichnen.Sio wurden die 3D-seismische Messungen aufeiner Gesamtfläche von 247 km² durchgeführt.Die Anzahl der aktiven Explorationsbohrpro-jekte hat sich gegenüber dem Vorjahr von achtauf vier halbiert. Weitere elf Explorationsboh-rungen hatten ihre Endteufe bereits vor 2017erreicht, aber noch kein Ergebnis erhalten. FünfExplorationsbohrungen wurden in 2017 mitendgültigem Ergebnis abgeschlossen; davon warnur eine öl- und gasfündig.Die Anzahl der aktiven Feldesentwicklungsboh-rungen ist gegenüber 18 im Vorjahr auf 20 an-gestiegen. Weitere zehn Bohrungen hatten ihreEndteufe bereits vor 2017 erreicht, aber nochkein Ergebnis erhalten. 22 Bohrungen wurdenin 2017 mit erfolgreichem Ergebnis abgeschlos-sen; davon waren 20 ölfündig und zwei hattenals Hilfsbohrungen ihr Ziel erreicht.Die Bohrmeterleistung hat in 2017 gegenüberdem Vorjahr um 3.700 m auf etwa 33.400 mabgenommen. Dieser Wert repräsentiert imlangjährigen Vergleich eine ausgesprochen ge-ringe Bohrmeterleistung.Der Rückgang der Erdgasförderung hat sichweiter fortgesetzt. Aufgrund des natürlichenFörderabfalls der Lagerstätten hat die Jahresför-dermenge gegenüber dem Vorjahr um 8,6 %abgenommen und betrug 7,9 Mrd. m³ in Feldes-qualität. Auch die Erdölförderung war rückläu-fig. Verglichen mit dem Vorjahr hat die Förder-

menge um 5,8% abgenommen und betrug etwa2,2 Mio. t (inkl. Kondensat).Die Summe der sicheren und wahrscheinlichenErdgasreserven ist dem Trend der letzten Jahrefolgend weiter zurückgegangen. Gegenüber demVorjahr haben die Reserven um 7,0 Mrd. m³ ab-genommen und beliefen sich auf 63,1 Mrd. m³in Feldesqualität. Nur etwa 11 % der in 2017entnommenen Fördermenge konnten somitdurch zusätzliche Reserven ausgeglichen wer-den.Die Summe der sicheren und wahrscheinlichenErdölreserven hat gegenüber dem Vorjahr um3,5 Mio. t abgenommen und betrug 28,3 Mio. t.Die Reserven haben sich also um deutlich mehrals die in 2017 entnommene Fördermenge redu-ziert.

1EinleitungIm Folgenden werden die Ergebnisseder Exploration und Förderung von

Erdöl und Erdgas des Jahres 2017 inDeutschland zusammengefasst. Grundlagesind Daten, die im Rahmen der Aufsu-chung und Gewinnung von Erdöl undErdgas bei den Erdölgesellschaften gewon-nen wurden und routinemäßig vom Lan-desamt für Bergbau, Energie und Geologie(LBEG) bundesweit erhoben werden. DerBeitrag geht auf den Bericht »Erdöl undErdgas in der Bundesrepublik Deutschland2017« des LBEG zurück, der unter www.lbeg.niedersachsen.de als Download zur Ver-fügung steht. Der Schwerpunkt dieses Ar-tikels liegt auf der Bohrtätigkeit in der Ex-ploration.

2BohrtätigkeitDie inländische Bohraktivität hat ge-genüber 2016 wieder abgenommen

und erreichte somit auch in 2017 ein ver-gleichsweise sehr niedriges Niveau. So istdie Anzahl der aktiven Bohrungen (Boh-rungen, in denen Bohrmeter angefallensind) von 26 im Vorjahr auf 24 gesunken.Ohne die Bohrkampagnen in den Ölfel-dern Emlichheim und Bockstedt wäre dieBohraktivität nur halb so hoch ausgefallen.

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(Nachfolgende Doppelseiten)Abb. 1 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutsch-

land und Explorationsbohrungen desJahres 2017. Stockwerk: Rhät, Jura,Kreide und Tertiärr

Abb. 2 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutsch-land und Explorationsbohrungen desJahres 2017. Stockwerk: Paläozoikumund Buntsandstein

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Abb.1

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Karte vom Vorjahr!


ERDÖL ERDGAS KOHLE, 134 Jg. 2018, Heft 7/8 281

Die Bohrmeterleistung hat gegenüber demVorjahreswert um 10 % abgenommen(Abb. 3). Damit lag sie etwa 28 % unterdem Durchschnitt der vorangegangenenfünf Jahre. Hinsichtlich dieses Mittelwertesist zu beachten, dass dieser noch von derdeutlich umfangreicheren Bohrkampagneim Feld Emlichheim in den Jahren 2011und 2012 geprägt ist.In der Kategorie der Explorationsbohrun-gen hat sich die Anzahl der aktiven Boh-rungen von acht auf vier halbiert und dieBohrmeter sind um knapp 40% zurückge-gangen. Dagegen ist die Anzahl der aktivenFeldesentwicklungsbohrungen gegenüber18 im Vorjahr auf 20 angewachsen, wasein Bohrmeter-Plus von 8 % gegenüberdem Vorjahr bedeutet.

2.1 ExplorationsbohrungenIn der Zusammenstellung der Explorati-onsbohrungen des Jahres 2017 sind in Ta-belle 1 insgesamt 15 Bohrungen aufge-führt. Diese Zahl setzt sich aus den obengenannten vier aktiven Bohrungen undweiteren elf Bohrungen zusammen, die ih-re Endteufe bereits vor 2017 erreicht, abernoch kein Ergebnis erhalten hatten.In der Kategorie der Aufschlussbohrungen,die das Ziel haben, neue Lagerstätten nach-zuweisen, wurde eine Bohrung im GebietOder/Neiße–Elbe abgeteuft.In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrun-gen, die in der unmittelbaren Umgebungvon produzierenden oder auch aufgegebe-nen Feldern auf der Suche nach Kohlen-wasserstoffen abgeteuft werden, wurdenzwei Bohrungen niedergebracht, von de-nen eine am Jahresende 2017 noch amBohren war.In der Kategorie der Wiedererschließungs-bohrungen, die bereits aufgegebene Felderuntersuchen, wurde in Niedersachsen eineBohrung abgeteuft. Auch diese Bohrunghatte am Jahresende 2017 ihr Ziel nochnicht erreicht.Im Folgenden werden die Ziele und Ergeb-nisse der Bohrprojekte näher vorgestellt.

2.1.1 AufschlussbohrungenGebiet Oder/Neiße–ElbeMit der Bohrung Barth 11 (CEP1)) (Abb.2) wurde die Untersuchung des Staßfurt-Karbonats der Struktur Barth bei Saal inMecklenburg-Vorpommern nach über 30Jahren erneut aufgenommen. Die letzteÖlbohrung im Bereich dieser Struktur wardie Bohrung Barth 9 aus dem Jahre 1978.Die bislang einzige produzierende Sondewar die Bohrung Barth 6 aus dem Jahre1965. Die Produktion war bereits in 1986bei einer kumulativen Fördermenge vonetwas mehr als 1.000 t aufgegeben wor-den. Der Ansatzpunkt der Bohrung Barth11 liegt etwa 2 km südwestlich der ehe-mals produzierenden Sonde auf einem an-deren Störungsblock. Das Zielgebiet wurde

anhand der 2D-seismischen Untersuchun-gen aus den Jahren 2009/10 festgelegt. DieBohrung hat das Staßfurt-Karbonat wieerwartet in der Plattformhangfazies ölfüh-rend angetroffen und auf einer Streckevon knapp 1.000 m eine vertikale Mäch-tigkeit von etwa 20 m horizontal aufge-schlossen. Die Bohrung hatte ihre Endteu-fe von 3.863 m im Staßfurt-Karbonat be-reits in 2011 erreicht. In einem erstenKurzzeittest wurden 76 m³ leichtes Öl oh-ne Formationswasser mit niedrigen Zu-flussraten getestet. In 2014 wurde der ho-rizontal durchteufte Träger in zehn Bohr-lochabschnitten hintereinander hydrau-lisch stimuliert. Die geplante Testförderungsteht noch aus.In der brandenburgischen Erlaubnis Lüb-ben, etwa 6 km südlich des ehemaligenErdölfeldes Mittweide-Trebatsch, wurde in2012 die Bohrung Guhlen 1 (CEP) (Abb.2) abgeteuft. Das Ziel der Bohrung war dasStaßfurt-Karbonat in einer Antiklinal-struktur, die in den seismischen Profilender Messungen aus den Jahren 2009/10identifiziert wurde. Nebenziel war das Rot-liegend, das in einer etwa 12 km westlichgelegenen Bohrung im Jahre 1981 ölfüh-rend nachgewiesen worden war. Die Boh-rung Guhlen 1 hat das Staßfurt-Karbonatund den potenziellen Träger im Rotliegendwie geplant aufgeschlossen und wurde beieiner Endteufe von 2.910 m im sedimentä-

ren Rotliegend eingestellt. Die Bohrungwurde teilverfüllt und im Bereich des koh-lenwasserstoffführenden Staßfurt-Karbo-nats komplettiert und getestet. In 2016wurde die Bohrung etwa 600 m nach Süd-westen zur Guhlen 1a abgelenkt. DerLandepunkt der Bohrung war auf derGrundlage der 3D-seismischen Messungenfestgelegt worden, die in 2013 im Erlaub-nisfeld Lübben durchgeführt worden wa-ren. Zielhorizont war das in der Stamm-bohrung Guhlen 1 kohlenwasserstofffüh-rend nachgewiesene Staßfurt-Karbonat.Die Ablenkung Guhlen 1a hat das Staß-furt-Karbonat öl-, gas- und kondensatfüh-rend erschlossen. Anschließend wurde einTest durchgeführt. Die Testergebnisse erga-ben eine Förderrate von 1.670 boe/d. DieBohrung Guhlen 1a wurde für öl- und gas-fündig erklärt.In der brandenburgischen Erlaubnis Lüb-ben wurde nach der Bohrung Guhlen 1eine weitere Aufschlussbohrung, und zwardie Bohrung Märkische Heide 1 (CEP)(Abb. 2), abgeteuft. Bereits 2013 war indem Erlaubnisfeld eine großflächige seis-mische 3D-Messung durchgeführt worden,die neue Erkenntnisse über den tiefen Un-tergrund geliefert hatte und mehrereStrukturen hatte erkennen lassen. Einedieser Strukturen wurde mit dieser Boh-rung untersucht. Das Zielgebiet liegt etwa12 km westsüdwestlich der Bohrung Guh-

Tab. 1 Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 2017

Name Operator Zielhorizont Status

Aufschlussbohrung (A3)

Oder-Neiße-Elbe

Barth 11* CEP Staßfurt-Karb. n.k.E.

Guhlen 1* CEP Staßfurt-Karb. nicht fündig

Guhlen 1a* CEP Staßfurt-Karb. öl- und gasf.

Märkische Heide 1* CEP Rotl, Zechst. nicht fündig

Märkische Heide 1a CEP Rotl. Zechst. nicht fündig

Reudnitz Z2* Bayerngas Rotliegend n.k.E.

Reudnitz Z2a* Bayerngas Rotliegend n.k.E.

Weser–Ems

Lünne 1a* EMPG Lias Epsilon n.k.E.

Niederrhein–Münsterland

Herbern 58* HammGas Oberkarbon nicht fündig

Teilfeldsuchbohrung (A4)

Elbe–Weser

Völkersen-Nord Z4b DEA Rotliegend bohrt

Weser–Ems

Düste Z10* Wintershall Oberkarbon n.k.E.

Oberrheintal

Römerberg 5 Neptune Buntsandstein n.k.E.

Römerberg 71 Neptune Buntsandstein n.k.E.

Wiedererschließungsbohrungen (A5)

Elbe–Weser

Alfeld-Elze Z4 (2.) 5P Energy Rotliegend bohrt

Alpenvorland

RAG Ampfing 1* RDG Eozän n.k.E.

Status mit Stand vom 31. Dezember 2017; *: Endteufe vor 2017 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis

Bohrlokationen in Abb. 1 und 2

5P Energy – 5P Energy GmbH, Hannover; Bayerngas – Bayerngas GmbH,München; CEP – CEP Central European Petroleum GmbH, Berlin; DEA – DEADeutsche Erdoel AG, Hamburg; EMPG – ExxonMobil Production Deutschland GmbH, Hannover; HammGas – HammGas GmbH & Co. KG, Hamm; Nep-tune – Neptune EnergyDeutschland GmbH (2017 noch ENGIE E&P Deutschland GmbH), Lingen ; RDG – RDG GmbH & Co. KG, Hannover; Vermilion –Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG, Berlin; Wintershall –Wintershall Holding GmbH, Barnstorf

1) federführende Firma, Abkürzungen siehe Tabelle 1.




len 1 und war bereits in den 1960er und1980er Jahren durch einige Bohrungenerkundet worden. Zielhorizonte sind dasStaßfurt-Karbonat und die Sandsteine desRotliegend, die bereits 1981 in der Boh-rung Schlepzig 6 ölführend nachgewiesenwerden konnten. Die Bohrung hatte schonin 2015 begonnen. In 2016 hat sie die Ziel-horizonte erbohrt und wurde bei einerEndteufe von 3.043 m eingestellt. Auf-grund eines unerwarteten komplexen geo-logischen Oberbaus hat die Bohrung dieZielhorizonte nicht in der erwarteten Tiefeund zudem teilweise verwässert angetrof-fen. In 2017 wurde die Bohrung zur Mär-kische Heide 1a abgelenkt. Der Zielpunktder Ablenkung lag etwa 1.600 m ostsüd-östlich des Zielpunktes der StammbohrungMärkische Heide 1. Zielhorizonte warenwie in der Stammbohrung das Staßfurt-Karbonat und die Rotliegend-Sandsteine.Die Ablenkung hat das Staßfurt-Karbonatzwar kohlenwasserstoffführend, aber im-permeabel angetroffen und wurde imWer-ra-Karbonat bei 2.937 m eingestellt. DieStammbohrung wie auch deren Ablen-kung wurden für nicht fündig (KW-Anzei-chen) erklärt.Die Bohrung Reudnitz Z2 (Bayerngas)(Abb. 2) wurde bereits in 2014 abgeteuft.Sie sollte die Rotliegend-Sandsteine in ei-ner Struktur untersuchen, die bereitsdurch die knapp 6 km westnordwestlichgelegene Bohrung Birkholz/Beeskow 1Aaus dem Jahr 1964 und die knapp 4,5 kmsüdsüdöstlich gelegene Bohrung Reudnitz1 aus dem Jahr 1989 gasführend getestetworden war. Das in diesen Bohrungennachgewiesene Erdgas zeichnete sich aller-dings durch hohe Stickstoffgehalte aus, diedamals offensichtlich dazu geführt haben,die Erdgasfunde nicht weiter zu verfolgenund zu entwickeln. Um die Bohrung Reud-nitz Z2 richtig platzieren zu können, wur-den in 2013 und 2014 2D-seismische Mes-sungen durchgeführt, die das bestehendeNetz der seismischen Linien verdichtet ha-ben. Das Konzept der Bohrung sah vor, zu-nächst eine vertikale Bohrung in die Rot-liegend-Sandsteine abzuteufen und im Er-folgsfall eine horizontale Ablenkung vor-zunehmen. Die Bohrung traf dieRotliegend-Sandsteine wie prognostiziertgasführend an und wurde in einer Tiefevon 2.930 m in den Vulkaniten des Rotlie-gend eingestellt. Anschließend wurde dieBohrung zur Reudnitz Z2a ablenkt. DieAblenkung hat die gasführenden Rotlie-gend-Sandsteine auf einer Strecke von et-wa 1.000 m horizontal aufgeschlossen undwurde bei einer Endteufe von 4.407 m ein-gestellt. Im Januar 2015 wurde ein Förder-test durchgeführt. Ein Ergebnis der Boh-rung stand Ende 2017 noch nicht fest.

Gebiet Weser–EmsIm Westen der Konzession Bramsche-Er-weiterung wurde in 2011 die BohrungLünne 1 (EMPG) (Abb. 1) abgeteuft. Auch

sie gehört zum Explorationsprogramm derEMPG, mit dem das Shale-Gas-Potenzialdes Wealden und des Posidonienschiefersim Niedersächsischen Becken bewertetwerden soll. Der Wealden wurde in einerMächtigkeit von etwa 550 m angetroffen,der Posidonienschiefer in einer Mächtig-keit von knapp 25 m. In beiden Formatio-nen wurde für weiterführende Laborun-tersuchungen umfangreich gekernt. DieBohrung wurde bei 1.575 m wie geplantim Keuper eingestellt und zur Lünne 1aabgelenkt, um den Posidonienschiefer ho-rizontal aufzuschließen. Nach einer Stre-cke von knapp 250 m im Posidonienschie-fer wurde die Bohrung bei einer Endteufevon 1.677 m eingestellt. Eine hydraulischeTrägerstimulation, die zur Ermittlung desFörderpotenzials erforderlich ist und direktim Anschluss an das Abteufen in 2011 ge-plant war, steht noch aus.

Gebiet Niederrhein–MünsterlandIm nordrhein-westfälischen ErlaubnisfeldRudolf wurde in 2016 die Bohrung Her-bern 58 (HammGas) (Abb. 2) niederge-bracht. Sie hatte das Ziel, eine Kohleflöz-gas-Lagerstätte im Oberkarbon nachzuwei-sen. Zur Festlegung des Bohrzieles wurdedie Methode der tektomechanischen Ana-lyse angewendet. Diese analytische Me-thode kombiniert Erkenntnisse aus demBergbau mit wissenschaftlichen Untersu-chungen und umfangreichen Daten, umnatürliche Kluftsysteme im Untergrund zulokalisieren. Haben sich in solchen offenenund vernetzten Kluftsystemen Erdgasla-gerstätten gebildet, so sind sie ohne Frac-Behandlungen förderbar. Die Bohrung hatdie Gesteine und Kohleflöze des Westfal B

wie geplant erschlossen. Anschließendwurde ein Fördertest durchführt. Auf derGrundlage der Testergebnisse wurde dieBohrung 2017 für nicht fündig erklärt.

2.1.2 TeilfeldsuchbohrungenGebiet Elbe–WeserMit der Bohrung Völkersen-Nord Z4b(DEA) (Abb. 2) soll der Havel-Sandsteindes Rotliegend im westlichsten Teil des Fel-des Völkersen auf einer bislang nicht er-bohrten tektonischen Hochscholle gasfüh-rend bei initialen Druckbedingungen auf-geschlossen werden. Das Nebenziel derBohrung ist die Prüfung von Upside-Po-tenzialen im Wustrow- und Niendorf-Sandstein. Am Jahresende 2017 hatte dieBohrung ihre Endteufe noch nicht erreichtund stand bei 5.613 m im Zechstein-Sali-nar.

Gebiet Weser–EmsDie Bohrung Düste Z10 (Wintershall)(Abb. 2) sollte das Potenzial der bekanntenTight-Gas-Lagerstätte Düste in den Sand-steinen des Oberkarbon erneut erkunden.Die Struktur Düste wurde bereits 1995 mitder Explorationsbohrung Düste Z9a gas-führend getestet, aber technische Umstän-de machten eine detailliertere Untersu-chung der Karbon-Sandsteine und einewirtschaftliche Förderung trotz Frac-Be-handlungen mehrerer Sandstein-Horizon-te damals nicht möglich. Wichtige Ziele derBohrung Düste Z10 waren der Aufschlussvon mindestens 400 m Karbon, die Erkun-dung des Gas-Wasser-Kontaktes, des Ein-fallens und Streichens der Schichten, derPorositätsverteilung in den Sandsteinenund der Klüftigkeit der Gesteine. Der ge-

Abb. 3 Bohrmeter der Kohlenwasserstoffbohrungen 1945–2017




plante Landepunkt der Bohrung liegt etwa450 m nordwestlich von dem der Düste Z9entfernt. Bereits in 2012 hat die Bohrungdie Karbon-Sandsteine wie erwartet gas-führend angetroffen, den Gas-Wasser-Kontakt durchteuft und wurde bei 4.380m eingestellt. Zur Ermittlung der Speicher-eigenschaften der Träger wurden sechsBohrkerne mit einer Gesamtlänge vonknapp 130 m gezogen. Zur Ermittlung desFörderpotenzials sind vorab hydraulischeStimulationen der Träger erforderlich.

OberrheintalDie Bohrung Römerberg 5 (Neptune)(Abb. 2) wurde zur weiteren Entwicklungdes Erdölfeldes Römerberg abgeteuft. DerLandepunkt der Bohrung liegt im Nordteilder zentralen Scholle in strukturhoher Po-sition und nahe der westlichen Hauptstö-rung ca. 1.000 m nordnordöstlich der Pro-duktionsbohrung Römerberg 3. Damit re-präsentiert die Bohrung den bislang nörd-lichsten Zielpunkt in der Lagerstätte. DieBohrung hat den Zielhorizont, die Sand-steine im Buntsandstein, ölführend aufge-schlossen. Anschließend wurde ein Lang-zeitfördertest aufgenommen. Ein Ergebnisder Bohrung stand Ende 2017 noch nichtfest.Die Bohrung Römerberg 7 (Neptune)(Abb. 2) hatte das Ziel, den Buntsandsteinim südlichen Teil der zentralen Scholleebenfalls in strukturhoher Position undnahe der westlichen Hauptstörung zu er-schließen. Der geplante Landepunkt derBohrung an der Oberkante des Buntsand-stein lag ca. 1.600 m südsüdöstlich des An-satzpunktes und damit ca. 600 m südwest-lich des Landepunktes der Römerberg 1. In2015 hat sie ihre Endteufe bei 3.414 m imBuntsandstein erreicht. Im Anschluss wur-de ein Fördertest durchgeführt. Ein Ergeb-nis der Bohrung stand Ende 2017 nochnicht fest.

2.1.3 WiedererschließungsbohrungenGebiet Elbe–WeserIm Bewilligungsfeld Alfeld-Elze II-Erweite-rung wurde die verfüllte Bohrung Alfeld-Elze Z4 (5P Energy) (Abb. 2) zunächstaufgewältigt und anschließend in 147 mTiefe abgelenkt, um die Rotliegend-Sand-steine der Erdgaslagerstätte Alfeld-Elze/Hildesheimer-Wald im Feldesteil Alfeld-El-ze wiederzuerschließen. Die ursprünglichim Jahr 1996 aufgegebene Erdgaslagerstät-te Alfeld-Elze/Hildesheimer-Wald war be-reits in 2014 im Feldesteil Hildesheimer-Wald durch die Aufwältigung der verfüll-ten Bohrung Hildesheimer-Wald Z2 erfolg-reich wiedererschlossen worden. Die Ab-lenkung der Bohrung Alfeld-Elze Z4 hatteEnde 2017 ihre Endteufe noch nicht er-reicht.

AlpenvorlandMit der Bohrung RAG Ampfing 1 (RDG)(Abb. 1) wurde das ehemalige Feld Amp-

fing hinsichtlich einer wirtschaftlichenWiedererschließung untersucht. Ampfingwar der erste Erdöl- und Erdgasfund imdeutschen Teil des östlichen Alpenvorlan-des. Der Fund gelang bereits 1953 nachkurzer seismischer Vorerkundung. Aus derErdöllagerstätte im Ampfing-Sandstein, inder sich eine primäre Gaskappe entlösthatte, wurden seit 1954 0,55 Mio. t Erdölund 1,4 Mrd. m³ Erdölgas gefördert. 1988wurde das Feld aus wirtschaftlichen Grün-den aufgegeben. Das Ziel der Bohrung war,in den Bereich der ursprünglichen Gaskap-pe zu bohren, um zu prüfen, ob aufgrundder langjährigen Entnahme durch die För-derung Erdöl in diesen Bereich eingewan-dert ist. Die Bohrung hat das primäre Ziel,den Ampfing-Sandstein, in der erwartetenTiefe, aber geringmächtiger als erwartet er-schlossen. Beim Test auf den Ampfing-Sandstein floss Formationswasser mit Öl-und Gasspuren zu. Ob ein Test auf das Ne-benziel, den Lithothamnienkalk, durchge-führt werden soll, wurde noch nichtentschieden.

2.2 FeldesentwicklungsbohrungenDie Anzahl der aktiven Feldesentwick-lungsbohrungen ist gegenüber 18 im Vor-jahr auf 20 angestiegen. Weitere zehnBohrungen hatten ihre Endteufe bereitsvor 2017 erreicht, aber noch kein Ergebniserhalten. 22 Bohrungen wurden in 2017mit erfolgreichem Ergebnis abgeschlossen;davon waren 20 ölfündig und zwei hattenals Hilfsbohrungen ihr Ziel erreicht. Darü-ber hinaus waren vier Bohrungen nochohne Ergebnis und drei Bohrungen nichtfündig.Im Feld Mittelplate war die Deutsche Erd-oel AG mit zwei Produktionsbohrungen inden Dogger-Beta-Sandsteinen ölfündig, ei-ne dritte Bohrung war am Jahresendenoch nicht abgeschlossen.Im Gebiet Elbe–Weser hat Neptune eineProduktionsbohrung im Feld Schneeren-Süd als nicht fündig eingestuft, während inden Feldern Bötersen (EMPG) und Völker-sen (DEA) zwei Produktionsbohrungenauf Rotliegend-Sandsteine noch ohne Er-gebnis waren.Im Gebiet zwischen Weser und Ems warenbei der Bohrkampagne im Feld Bockstedt(WIAG) fünf Produktionsbohrungen imDichotomiten-Sandstein ölfündig undzwei nicht fündig, zudem war eine Rotlie-gend-Bohrung der Vermilion im Feld Leernoch ohne Ergebnis.Im Gebiet Westlich der Ems wurden alle 13Bohrungen der Wintershall im Feld Em-lichheim als ölfündig im Bentheim-Sand-stein eingestuft, zudem hatten in diesemGebiet zwei Hilfsbohrungen mit dem ZielBentheim-Sandstein ihr Ziel erreicht.Für eine Bohrung im Feld Bedernau(WIAG) im Alpenvorland lag am Jahresen-de 2017 noch kein Ergebnis vor.

2.3 Bohrmeter

In 2017 hat die Bohrmeterleistung gegen-über dem Vorjahreswert um 3.700 m aufetwa 33.400 m abgenommen und ist damitwieder auf ein historisch niedriges Niveauzurückgefallen (Abb. 3). Seit dem nachhal-tigen Rückgang in den 1980er Jahren wur-de der Wert nur zweimal unterschritten,und zwar in 2015 und 2003. Ohne dieBohrkampagnen im Feld Emlichheim, mitder bereits in 2016 begonnen wurde, undim Feld Bockstedt wäre die Bohrmeterleis-tung deutlich geringer ausgefallen.Auf den Durchschnitt der vorangegange-nen fünf Jahre bezogen lag die Bohrleis-tung in 2017 um etwa 13.300 m oder 28%unter diesem Mittelwert. In den letztenJahren hat sie sich auf einem Niveau vondeutlich unter 50.000 m eingependelt. DieAbbildung 3 veranschaulicht die histori-sche Entwicklung der Bohrtätigkeit.In den Kategorien Exploration und Feldes-entwicklung verlief die Entwicklung imVergleich zum Vorjahr wieder unterschied-lich. In der Exploration haben die Bohrme-ter gegenüber dem Vorjahr um knapp 40% bzw. 5.600 m auf 8.400 m abgenom-men. Im Vergleich zum Mittel der voran-gehenden fünf Jahre entsprach das einemRückgang um fast die Hälfte oder etwa8.100 m. Seit Einführung der aktuell gülti-gen Bohrungsklassifikation in 1981 wardie Bohrmeterleistung der Explorationnoch nie so gering. Der Anteil an den ge-samten Bohrmetern erreichte in 2017 nur25 % (Mittel seit 1981: 48 %).In der Feldesentwicklung haben die Bohr-meter im Vergleich zum Vorjahr dagegenum 8 % oder 1.900 m zugenommen. Ge-genüber dem Mittelwert der vorangehen-den fünf Jahre ergibt sich trotzdem ein Mi-nus von 17 % oder 5.200 m.In Jahren mit geringer Bohraktivität ge-winnt die kontinuierliche Feldesentwick-lung im Erdölfeld Mittelplate hinsichtlichder regionalen Verteilung der Bohrmeterdeutlich an Gewicht. Die Produktionsboh-rungen im Erdölfeld Mittelplate brachtenSchleswig-Holstein in 2017 einen Anteilvon 30 % an den gesamten Bohrmetern.Der größte Anteil der Bohrmeter entfielaber wieder auf Niedersachsen. Mit 54 %entsprach der niedersächsische Anteil ge-messen amMittel der vorangehenden Jah-re dem Durchschnitt.

3GeophysikNachdem die geophysikalischen Akti-vitäten zur Erkundung des Unter-

grundes nach Erdöl und Erdgas seit 2013stetig abgenommen hatten, war in 2017wieder ein Anstieg zu verzeichnen. 3D-seismische Messungen wurden auf einerGesamtfläche von 247 km² (Vorjahr: 52km²) durchgeführt. 2D-seismische Mes-sungen und gravimetrische Messungenwurden in 2017 nicht vorgenommen.

3.1 3D-Seismik




In 2017 wurden zwei 3D-seismische Sur-veys zur Erkundung des Untergrundesnach Erdöl- und Erdgaslagerstätten durch-geführt. Beide Surveys liegen in Süd-deutschland, und zwar je einer im Ober-rheingraben und im bayerischen Molasse-becken.Für eine neue Bewertung der geologischenVerhältnisse und des verbliebenen Förder-potenzials der Erdöllagerstätte Landau imOberrheingraben wurde im Auftrag derWintershall Holding GmbH der Survey»Landau 2017« mit einer Fläche von 58km² akquiriert.Im Rahmen der Untersuchungen zur Wie-dererschließung des Feldes Ampfing imbayerischen Molassebecken wurde derSurvey »Ampfing« durchgeführt. Er über-deckt eine Fläche von 189 km² in den Er-laubnisfeldern Salzach-Inn und Aubachder RDG GmbH & Co. KG.

4Erdgas- und ErdölproduktionIm vergangenen Jahr gingen sowohldie Erdgas- als auch die Ölförderung

in Deutschland zurück. 7,9 Mrd. m³(Vn)Rohgas bzw. 7,2 Mrd. m³(Vn) Reingas be-deuteten einen Rückgang um 0,7 Mrd.m³(Vn) Rohgas bzw. 0,6 Mrd. m³(Vn) – aufeinen Brennwert von Hs = 9,77 kWh/m³(Vn) normiertes – Reingas; zusätzlichwurden noch rund 62 Mio. m³ Erdölgasgewonnen (Abb. 4). Damit hat die inländi-sche Erdgasproduktion um 8,6 % (Rohgas)bzw. 7,9 % (Reingas) im Jahresvergleichweiter abgenommen, vor allem bedingtdurch die zunehmende Erschöpfung dergroßen Lagerstätten. Mit Bezug auf dievon der Arbeitsgemeinschaft Energiebilan-zen (AGEB) angegebene Jahresver-brauchsmenge von 101,8 Mrd. m³ konnteder Inlandsverbrauch von Erdgas nur nochzu 7 % durch heimisches Erdgas gedecktwerden.Das weitaus meiste heimische Erdgaskommt aus Niedersachsen. Mit einem An-teil von 94,4 % an der Rohgas-Gesamtpro-duktion liegt hier die ErdgasprovinzDeutschlands, bezogen auf die Reingaspro-duktion liegt der Anteil sogar bei 96,9 %.Auf Platz zwei folgt Sachsen-Anhalt mitanteilig 4,5 % oder 0,36 Mrd. m³(Vn) Roh-gas.Abbildung 5 zeigt die Aufteilung der För-dermengen auf die Regionen und die geo-logischen Formationen. Die beiden wich-tigsten Förderhorizonte sind hier die For-mationen Rotliegend und Zechstein; unter-geordnet wird noch aus Speichergesteinenim Oberkarbon, in der Trias, im Jura undim Tertiär gefördert. Aus dem Gebiet zwi-schen Weser und Ems wurden rund 4,3Mrd m³(Vn) (minus 0,3 Mrd. m³) produ-ziert, im Gebiet Elbe–Weser waren es mitrund 3,3 Mrd m³(Vn) etwa 0,4 Mrd. m³weniger als im Vorjahr.

Abb. 5 Erdgasförderung und -reserven, nach Regionen und Formationen aufgeteilt.Die Regionen sind: 1. Nordsee, 2. Gebiete Elbe–Weser, Weser–Ems und westlich derEms, 3. Thüringer Becken, 4. Alpenvorland

Abb. 4 Erdgasförderung 1945–2017←




Von den insgesamt 77 in Deutschland inProduktion stehenden Feldern deckten diezehn förderstärksten Felder im vergange-nen Jahr 66,7 % der Gesamtproduktionab.Die inländische Erdölproduktion lag auch imJahr 2017 unter Vorjahresniveau. Mit 2,22Mio. t einschließlich eines Kondensatan-teils von 0,6 % verringerte sie sich gegen-über 2016 um 140.000 t oder 5,8 % (Abb.6).Damit wurden 2 % des von der Arbeitsge-meinschaft Energiebilanzen (AGEB) für2017 angegebenen Verbrauchs an Erdöl inDeutschland gefördert.Die förderstärksten Erdölfelder liegen inSchleswig-Holstein und Niedersachsen.Aus diesen beiden Bundesländern stamm-ten mit 2,0 Mio. t rund 91 % der deut-schen Gesamtproduktion des Jahres 2017.Damit hat sich die prozentuale Aufteilungder Erdölproduktion nach Bundesländernleicht zugunsten dieser beiden Bundeslän-der verschoben. Obwohl in Schleswig-Hol-stein die Erdölförderung um 68.000 t auf1,23 Mio. t zurück ging, lag der Anteil ander Gesamtförderung hier bei 55,6 %(2016: 55,3 %). In Niedersachsen wurdenmit 788.046 t rund 14.000 t weniger geför-dert; was einem Anteil an der Gesamtför-derung von 35,5 (34,1) % entspricht. DerAnteil von Rheinland-Pfalz an der Gesamt-förderung, der 2016 noch 8 % betragenhatte, sank auf 5,7 % aufgrund einer um61.000 t auf 126.635 t gesunkenen Erdöl-produktion.Die Aufteilung der Fördermengen auf dieRegionen und die geologischen Formatio-nen ist in Abbildung 7 dargestellt. Dem-nach sind die beiden wichtigsten Förder-horizonte die Sandsteine des Dogger (Mit-telplate) und der Unterkreide (Emsland-Felder), gefolgt von den Gesteinen derTrias (Feld Römerberg).Insgesamt kamen die zehn förderstärkstenFelder auf 87,4 % der Gesamtölförderungin 2017, wobei auf das Erdölfeld Mittelpla-te/Dieksand in Schleswig-Holstein alleinrund 55,5 % der Jahresförderung entfal-len. Auf den beiden nachfolgenden Plätzenliegen Rühle (8,1 %) und Emlichheim (7,2%). Ende 2017 standen wie im Vorjahr 50Erdölfelder in Produktion. Rund 13 % derGesamtförderung an Reinöl wurden durchEOR (Enhanced Oil Recovery)-Maßnah-men gewonnen.

5Erdgas- und ErdölreservenDie Summe der sicheren und wahr-scheinlichen Erdgasreserven wurde

zum Stichtag 1. Januar 2018 auf 63,1 Mrd.m³ Rohgas geschätzt. Damit haben die ver-bleibenden Reserven gegenüber dem Vor-jahr um 7 Mrd. m³ oder 10 % abgenom-

Abb. 7 Erdölförderung und -reserven, nach Regionen und Formationen aufgeteilt (Förderunginkl. Kondensat aus der Erdgasförderung). Die Regionen sind: 1. Nordsee, 2. Gebietnördlich der Elbe, 3. Gebiet Oder/Neiße–Elbe, 4. Gebiete Elbe–Weser, Weser–Ems undwestlich der Ems, 5. Oberrheintal, 6. Alpenvorland

Abb. 6 Erdölförderung (einschließlich Kon-densat aus der Erdgasförderung)1945–2017

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men. Die rückläufige Entwicklung der letz-ten Jahre hat sich damit weiter fortgesetzt(Abb. 8). Die maßgebliche Ursache derVeränderungen waren neben der Entnah-me durch die laufende Förderung wiederNeubewertungen von Lagerstätten; nen-nenswerte Neufunde waren nicht zu ver-zeichnen.Unter Berücksichtigung der Fördermengein 2017 in Höhe von 7,9 Mrd. m³ wirddeutlich, dass nur rund 0,6 Mrd. m³ bzw.rund 7,3 % des Jahres-Fördervolumensdurch neue Reserven ersetzt werdenkonnten.Im Gebiet Elbe–Weser, das etwa 48 % derinländischen Reserven birgt und mit 3,3Mrd. m³ zu 42,5 % zur inländischen Jah-resfördermenge 2017 beigetragen hat, be-trug der Reservenverlust 2,9 Mrd. m³ oderrund 9 %. Im Gebiet Weser–Ems, das etwa50 % der inländischen Reserven birgt undmit 4,3 Mrd. m³ zu 55 % zur inländischenJahresfördermenge 2017 beigetragen hat,lag der Reservenrückgang bei 4,2 Mrd. m³oder knapp 10 %.In Abbildung 5 ist die Verteilung der Reser-ven auf die Regionen und die geologischenFormationen dargestellt. Rund 98 % der

ausgewiesenen Reserven befinden sich inniedersächsischen Lagerstätten.Die Summe der sicheren und wahrschein-lichen Erdölreserven wurde zum Stichtag 1.Januar 2018 auf 28,3 Mio. t geschätzt. Da-mit haben die verbleibenden Reserven um3,5 Mio. t oder 11,2 % gegenüber demVorjahr abgenommen (Abb. 9). Die maß-gebliche Ursache der Veränderungen wa-ren Neubewertungen von Lagerstätten.Damit ergab sich über die Jahresförder-menge in 2017 in Höhe von rund 2,2 Mio.t hinaus ein Reservenverlust in Höhe von1,3 Mio. t.Im Gebiet nördlich der Elbe, das durch dasFeld Mittelplate bestimmt wird, etwa 50 %der inländischen Reserven birgt und mit1,2 Mio. t oder zu 56 % zur inländischenJahresfördermenge 2017 beigetragen hat,waren die verbleibenden Reserven zumStichtag um 2,5 Mio. t niedriger als im Vor-jahr. Im Oberrheintal, das rund 22 % derReserven birgt und zu knapp 6 % zur jähr-lichen inländischen Fördermenge beigetra-gen hat, haben die Reserven um 1,7 Mio. tabgenommen. Im traditionellen Förderge-biet zwischen Elbe und niederländischerGrenze wurden höhere Reserven gemel-

det, und zwar imGebiet westlich derEms um 41.000 tund zwischen Weserund Ems sogar um570.000 t.Abbildung 7 zeigt dieVerteilung der Re-serven auf die Regio-nen und die geologi-schen Formationen.Bezogen auf dieBundesländer stelltsich die Verteilungder Reserven folgen-dermaßen dar: ZumJahresbeginn 2018lagen knapp 50 %(2017: 51 %) der in-ländischen Erdölre-serven in Schleswig-Holstein (Mittelpla-te), rund 22 % (25%) in Rheinland-Pfalz und etwa 26,5% (21 %) in Nieder-sachsen. Die übrigenReserven verteiltensich auf Lagerstättenin Hamburg, Bay-ern, Brandenburgund Mecklenburg-Vorpommern. n

Abb. 8 Entwicklung der Erdgasreserven in Deutschland von 1960 bis2018

Abb. 9 Entwicklung der Erdölreserven in Deutschland von 1947 bis2018


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JAHRESRÜCKBLICK2017 …...Die Summe der sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven hat gegenüber dem Vorjahr um 3,5 Mio. tabgenommen und betrug 28,3 Mio. t. Die Reserven haben