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Wissenswertes über Schieferöl und Schiefergas.

Übersicht nicht-konventionelle Vorkommen

Bei den Kohlenwasserstoffen (KW) Erdöl und Erdgas ist eine Unterscheidung nach konventionellen und nicht-konventionellen Vorkommen üblich. Nicht-konventionelle Erdöle sind KWs, die entweder in der Lagerstätte nur bedingt oder nicht fließfähig sind. Dies können Schwerstöl oder Bitumen mit einem spezifischen Gewicht über 1 g pro cm³ sein. Oder Leichtöle die auf Grund der Dichtheit des Speichergesteins nicht fließen können (Schieferöl, Erdöl in dichten Gesteinen). Im Fall von Ölschiefer liegt Erdöl erst in einem Vorstadium als Kerogen vor.

Klassifizierung fossiler EnergieträgerKlassifizierung fossiler Energieträger

Beim nicht-konventionellen Erdgas ist die Definition klarer und bezieht sich auf den Typ des Vorkommens bzw. der Lagerstätte und wird daher auch in korrekter Weise als Erdgas aus nicht-konventionellen Vorkommen bezeichnet. Die bekanntesten Vorkommen sind Tight Gas, Schiefergas und Kohleflözgas (Coalbed Methan – CBM). Diese Vorkommen strömen nicht ohne weitere technische Maßnahmen (meist Fracking-Verfahren) in ausreichender Menge einer Förderbohrung zu, weil es entweder nicht in freier Gasphase im Gestein vorkommt oder das Speichergestein nicht ausreichend durchlässig ist. Weitere Formen von nicht-konventionellem Erdgas sind Aquifergas und Gashydrate. Als Aquifergas wird im Grundwasser gelöstes Erdgas bezeichnet, das bei der Förderung des Wassers freigesetzt wird. Gashydrat ist eine feste, eisförmige Verbindung aus Methan und Wasser, das sich unter niedrigen Temperaturen und hohen Druckbedingungen bilden kann.

Was ist Schieferöl und Schiefergas?

Erdöl und Erdgas können in der Natur auch in dichten Tongesteinen – sogenannten Erdölmuttergesteinen – vorkommen. Diese werden häufig als Schiefer bezeichnet, wie z.B. Posidonienschiefer. Daher wird für Erdöl bzw. Erdgas aus solchen Tongesteinen im Sprachgebrauch häufig der Begriff Schieferöl bzw. Schiefergas verwendet. Beides unterscheidet sich in seiner Bildung und Zusammensetzung nicht von Erdöl und Erdgas aus konventionellen Lagerstätten. In Deutschland könnten bedeutende Schiefergaspotenziale bestehen, Schieferölpotentiale nur untergeordnet. Dies hat die Ressourcenabschätzung im Rahmen des NIKO-Projektes ergeben (2016).

Tongesteine entstehen durch die Ablagerung von feinkörnigen Mineralkomponenten in den tiefen Bereichen von Gewässern mit geringer Strömung. In diese Ablagerungen können unter anoxischen Bedingungen größere Mengen an organischem Material eingebettet werden. So sinkt organisches Material (z.B. Algen) auf den Grund und kann durch Ablagerung weiterer Mineralkomponenten im Sediment eingeschlossen werden. Der fehlende Sauerstoff verhindert einen Abbau des organischen Materials. Im Verlauf von Jahrmillionen entstehen auf diese Weise mächtige Sedimentabfolgen, die durch den Druck der aufliegenden Gesteine verdichtet werden und dann als Tongesteine bezeichnet werden können. Durch weitere Absenkung gelangen Tongesteine in Tiefenbereiche mit höheren Temperaturen. Je nach Zusammensetzung des organischen Materials entsteht mit der Temperaturerhöhung zunächst überwiegend Erdöl. Später bildet sich auch Erdgas und bereits entstandenes Erdöl kann zu Erdgas umgebildet werden. Solche Tongesteine werden als Muttergesteine bezeichnet. Der Großteil der gebildeten Kohlenwasserstoffe entweicht aus diesen Muttergesteinen und kann konventionelle Lagerstätten füllen. Die in den Tongesteinen verbleibenden Kohlenwasserstoffe werden als Schieferöl und Schiefergas bezeichnet.


Schieferöl- und Schiefergasressourcen in Deutschland

Im Rahmen des NIKO-Projektes wurden die geologischen Ressourcen an Schieferöl und Schiefergas in Deutschland detailliert untersucht. Danach werden die nach heutigem technologischem Stand förderbaren Mengen auf 320 bis 2030 Milliarden Kubikmeter Erdgas aus Schiefergesteinen beziffert. Die Größenordnung dieser als nicht-konventionell bezeichneten Vorkommen übersteigt damit deutlich Deutschlands konventionelle Erdgasreserven und -ressourcen von rund 90 Mrd. m³ bzw. 110 Mrd. m³ (inklusive Tight Gas). In Bezug auf Schieferöl-Ressourcen verfügt Deutschland mit 13 bis 164 Millionen Tonnen über ein Potenzial, das in etwa der Größenordnung der konventionellen Erdölreserven (31 Millionen Tonnen) und Ressourcen (20 Millionen Tonnen) entspricht.

Schieferöl und -gas weltweit

Vorkommen von Schieferöl und -gas sind oft mit konventionellen Lagerstätten verbunden, da die organikreichen Tongesteine als Muttergesteine dienen. Heute sind auf allen Kontinenten geologische Becken identifiziert, die ein Schieferöl bzw. Schiefergas-Potenzial aufweisen oder wo ein Potenzial wahrscheinlich ist.
Hauptsächlich in Nordamerika wird derzeit Schiefergas als auch Schieferöl in verschiedenen Becken gefördert. In China und Argentinien ist die Erschließung von Schiefergasvorkommen ebenfalls angelaufen. Auch in Europa hat eine steigende Aktivität in der Aufsuchung von möglichen Schiefergas-Lagerstätten begonnen. Erste Erkundungsbohrungen wurden unter anderem in Polen, England und Deutschland abgeteuft. In England und Polen wird die Suche nach Schiefergas politisch unterstützt. In einigen anderen europäischen Ländern wird die Schiefergas-Exploration aufgrund der öffentlichen Debatte über mögliche Umweltauswirkungen untersagt.

Erschließung von Schiefergas

Die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus dem Untergrund erfordert generell eine bohrtechnische Erschließung der potentiellen Gesteinshorizonte. In Deutschland prüfen staatliche Bergbehörden in diesem Zusammenhang nicht nur die für die Exploration und Produktion relevanten technischen Fragestellungen, sondern betrachten auch verschiedene Umweltaspekte, die Emissionen, Abfallmanagement, Wassernutzung und –entsorgung sowie die Naturerhaltung umfassen. Die Grundlagen für diese Genehmigungsverfahren sind durch das Bundesberggesetz, sowie in verschiedenen anderen Bundes- und Ländergesetzen bzw. Verordnungen geregelt.

Der Bohrplatz und Bohrung

Schematische Darstellung einer Rohrtour und Zementierung des BohrlochesSchematische Darstellung einer Rohrtour und Zementierung des Bohrloches

Für einen Bohrplatz ist üblicherweise eine Fläche von etwa einem Hektar erforderlich. Von einem Bohrplatz aus können, je nach den geologischen Gegebenheiten, ungefähr 2 bis 7 km² des Untergrundes erschlossen werden. Von Bohrplätzen, die auf Schiefergas abzielen, werden mehrere Bohrungen (bis zu 20) abgeteuft. Bohrplätze werden nach deutschen Regularien mit wasserdichtem Beton ausgeführt, sodass keine wassergefährdenden Flüssigkeiten in den Untergrund gelangen können. Für die Abwasserbehandlung und -entsorgung gelten strenge Vorschriften, deren Einhaltung von den Aufsichtsbehörden überwacht wird. Für Transport und Lagerung von wassergefährdenden Stoffen auf dem Bohrplatz gelten die allgemein üblichen Vorschriften, die ggf. besonders stabile Behälter oder doppelwandige Tanks vorsehen.
Während der Bohrarbeiten wird das Bohrloch abschnittsweise mit Stahlrohren abgedichtet. Die oberste Rohrtour, das sogenannte Standrohr, wird für gewöhnlich gerammt und schützt in erster Linie die oberflächennahen Grundwasserleiter. Dann werden Schutzrohr- und Ankerrohrtouren eingebaut. Neben diesen können je nach Tiefe und Beschaffenheit des Bohrloches weitere Zwischenrohrtouren installiert werden. Erdgas und Erdöl werden über die Produktionsrohrtour gefördert . Der Zwischenraum zwischen der Bohrlochwand und der Außenseite der Rohre wird mit Zement verfüllt und abgedichtet, um die Rohre fest im Gestein zu verankern und den Übertritt von Flüssigkeiten oder Gasen in höher gelegene Schichten zu verhindern. Erst wenn ein derartig gesichertes Bohrloch hergestellt ist, kann und darf bei Bedarf eine Fracking-Maßnahme durchgeführt werden.

Hydraulische Stimulation; Fracking

Ziel der hydraulischen Risserzeugung (hydraulic fracturing; Fracking) ist die Verbesserung des Gasflusses aus dichten Gesteinen zum Bohrloch hin durch die Schaffung von Wegsamkeiten. Die Risse sollen sich ausschließlich innerhalb der Zielformation ausbreiten. Eine größere vertikale Ausbreitung des hydraulischen Risses ist nicht beabsichtigt und kann sogar die Produktivität einer Bohrung gefährden. Weitere Informationen zum Thema bietet finden Sie auf Fracking: Wissenswertes zur Technologie.

Was sind Fracking-Flüssigkeiten?

Die beim Fracking eingesetzten Flüssigkeiten sind Suspensionen aus Wasser, Stützmitteln wie Quarzsand oder keramischen Stützkörnern sowie Additiven. Die Konzentration und Anzahl der eingesetzten Chemikalien wird standortspezifisch ausgewählt. Meist liegt der Anteil der Zusatzstoffe bei unter 1 % bis 5 % an der Gesamtflüssigkeit. Die Feststoffe sollen die künstlich erzeugten Risse nach der Stimulation offen halten, damit das Erdgas der Bohrung zuströmen kann.
Nach einer Veröffentlichung der US-amerikanischen Umweltbehörde EPA wurden in den USA bis zu 600 unterschiedliche organische und anorganische Substanzen eingesetzt. Dies repräsentiert die Palette, aus der die Zusammensetzungen standort-spezifisch gewählt werden. In einer Stimulation wurden bis zu circa 20 verschiedene Stoffe eingesetzt. In Deutschland sind für den Zeitraum von 1983 bis 2011 insgesamt circa 120 eingesetzte Chemikalien bekannt. Zurzeit entwickeln die Unternehmen neue Fluide, bei denen die Zahl der zum Einsatz kommenden Chemikalien reduziert wird und die eingesetzten Zusatzstoffe die Wassergefährdungsklasse 1 nicht übersteigen.

Umweltaspekte

Die Erschließung von Schiefergas aus dichten Tonsteinen erfordert den Einsatz von Hydraulic Fracturing. Diese Technologie steht in der Kritik, da negative Einflüsse auf das nutzbare Grundwasser befürchtet werden. Aber auch eine Gefahr von induzierten Erdbeben wird gesehen. In den folgenden Abschnitten soll darauf eingegangen werden.

Grundwasser-Aspekte beim Einsatz von Fracking-Flüssigkeiten

Prinzipiell sind drei Kontaminationspfade des Grundwassers möglich. Zum einen besteht die theoretische Möglichkeit, dass durch den Frac-Vorgang hydraulische Verbindungen zu wasserleitenden Schichten geschaffen werden und somit Frac-Flüssigkeiten in oberflächennahe Grundwasser eindringen könnten. Aufgrund der geologischen Situation in Norddeutschland wird dieses als extrem unwahrscheinlich betrachtet. Zudem könnte ein Versagen der Zementierung der Bohrlochwand ebenfalls zu einem Aufstieg der Frac-Flüssigkeit entlang der Bohrung führen. Die größte Gefahr entsteht durch unsachgemäße Lagerung, Transport und Handhabung der Chemikalien auf dem Bohrplatz. Im Falle einer Leckage können diese in den oberflächennahen Untergrund und damit in das Grundwasser gelangen.

Generell wird allen möglichen Kontaminationspfaden durch den Genehmigungsprozess Rechnung getragen. Zu berücksichtigen sind die betreffenden Paragrafen des Bergrechtes, des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG), der Landeswassergesetze und im Falle von Bohrungen in Schutzzonen die entsprechenden Schutzzonenverordnungen.

Im Sinne des WHG muss nachgewiesen werden, dass das Niederbringen einer Tiefbohrung, das Fracking sowie die Erdgasförderung die Wasserqualität nicht nachteilig beeinflussen. Trinkwassergewinnungsanlagen ebenso wie Heil- und Mineralquellen unterliegen einem besonderen, durch Landesgesetze geregelten, weitergehenden Schutz. Schutzgebietsverordnungen regeln den Einsatz wassergefährdender Substanzen in Schutzzonen.

Risswachstum

Die Risserzeugung im Untergrund wird in der öffentlichen Diskussion als eine mögliche Ursache für Grundwasserverunreinigung angesehen. Im Zusammenhang mit der Schiefergas-Förderung in den USA aus Tiefen von wenigen hundert Metern entsteht die Vorstellung, dass sich ein Riss über die Zielformation hinaus nach oben, in Trinkwasser führende Schichten ausbreiten könnte.












Seismizität

Als ein weiteres Gefahrenpotenzial wird induzierte seismische Aktivität ausgelöst durch Hydraulic Fracturing diskutiert. Man unterscheidet hier zwischen natürlicher und induzierter Seismizität. Bei natürlichen Erdbeben handelt es sich um Bewegungen der Erdkruste entlang vorhandener Schwächezonen. Als induzierte Seismizität bezeichnet man Bewegungen der Erdkruste, die als Folge der Maßnahme entstehen. Diese Art der seismischen Aktivität ist beim Fracking gewünscht und liegt in der Regel deutlich unter der Wahrnehmungsgrenze und nur knapp über der Messbarkeitsgrenze. Aus der Kenntnis der standortspezifischen Bedingungen in der Lagerstätte ist es möglich, die zu erwartende induzierte Seismizität abzuschätzen. 

Seismische Ereignisse werden in Deutschland durch die Staatlichen Geologischen Dienste und die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe überwacht. Die vorhandenen Stationsnetze sind im Allgemeinen jedoch nicht für die sehr niedrigen Magnituden ausgelegt. Sowohl Epizentrum als auch Herdtiefe eines künstlich ausgelösten Erdbebens können aus diesem Grund meist nur annähernd bestimmt werden.

Wasserbedarf und Abwasserbehandlung

Der Wasserbedarf pro Frac-Stage bei Schiefergas-Projekten wird in der Regel um die 2500 m³ Wasser angenommen.  Das benötigte Wasser wird dem Grundwasser oder Oberflächengewässern entnommen. Ein erheblicher Anteil der eingepressten Fracking-Flüssigkeit wird mit dem geförderten Erdgas wieder ausgetragen (Flowback) und nur ein geringer Anteil verbleibt gebunden in der Zielformation. Während der Förderung kann es zum Austrag von sogenanntem Lagerstättenwasser kommen. Hierbei handelt es sich um hochsalinare Tiefenwässer, die nicht am meteorologischen Wasserkreislauf teilnehmen. In der Vergangenheit wurden die „produzierten“ Wässer über Versenkungsbohrungen in tiefliegende Gesteinsschichten weit unterhalb nutzbarer Grundwasserleiter eingebracht. Die Überwachung dieser Arbeiten unterliegt der Bergaufsicht. Für Schiefergas-Projekte sollen diese Wässer nach Möglichkeit recycled und final soweit aufgereinigt werden, dass sie wieder in den Wasserkreislauf eingeleitet werden können.


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