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Exploration und Produktion von Erdöl undErdgas in Deutschland 2013Exploration and Production of Crude Oil and Natural Gas in Germany in 2013

Von M. PASTERNAK*

AbstractThis article presents an overview of oiland gas exploration and production in

Germany in 2013. The report is based ondata gathered on a regular basis by the StateAuthority for Mining, Energy and Geology(LBEG) from the oil and gas companies andthe other state mining offices.Due to the granting of new licences in thelast years, a significant increase of geophysi-cal prospecting of the subsurface for oil andgas deposits was observed in 2012. In 2013the activities went down, but still exceededthe average of the last years.The number of exploration wells decreasedonce again. In 2013 six exploration wellswere drilled, compared to nine in the previ-ous year. In addition to that number, anothereleven exploration wells were drilled to totaldepth already before 2013, but not com-pleted by final well results before 2013. Twoexploration wells were completed with a fi-nal result in 2013. Both of them were dry.The number of development wells decreasedsignificantly. In 2013 21 wells were drilled,compared to 31 in 2012. Another seven wellswere drilled to total depth already before2013, but not completed by final well resultsbefore 2013. Twelve wells were completedsuccessfully and encountered oil or gas payzones in 2013.After drilling meterage was above average inthe both preceding years it decreased drasti-cally in 2013 by 23,000 m and onlyamounted to almost 43,500 m.The natural gas production continued itsdownward trend. Mainly due to the depletionof gas fields, the annual natural gas produc-tion dropped by 8.8% compared to the previ-ous year and amounted to 10.7 billion m³(field quality).The annual oil production remained rela-tively stable. Compared to 2012, the produc-tion increased slightly by 0.6% to 2.6 million t(including gas condensate). Increasing pro-duction in 2013 in more than one third of theoil fields, primarily in the Mittelplate field,could compensate the decrease in produc-tion in the other fields.As in the last years, the total remaining

proven and probable natural gas reservesdropped. Compared to 2012, the reservesdecreased by 19.7 billion m³ to 103.6 billionm³ (field quality). Thus the decline was morethan the annual production.The total remaining proven and probable oilreserves fell by 1 million tons to 31.5 million t.Thus a portion of the total annual oil pro-duction could be replaced by new reserves.

KurzfassungDer vorliegende Artikel gibt einenÜberblick über die Ergebnisse der Ex-

ploration und Produktion von Erdöl und Erd-gas in Deutschland im Jahre 2013. Grundla-ge sind Daten der Erdöl- und Erdgasgesell-schaften und der Bergbehörden der Länder,die vom LBEG regelmäßig erhoben werden.Infolge der Vergabe von neuen Erlaubnissenzur Aufsuchung von Kohlenwasserstoffen inden letzten Jahren waren die geophysikali-schen Aktivitäten zur Erkundung des Unter-grundes nach Erdöl- und Erdgaslagerstät-ten in 2012 deutlich anstiegen. In 2013 sinddie Aktivitäten zwar zurückgegangen, lagenaber immer noch über dem Durchschnitt derletzten Jahre.Die Anzahl der aktiven Explorationsbohr-projekte ist nochmals gesunken, und zwarvon neun im Vorjahr auf nunmehr sechs.Weitere elf Explorationsbohrungen hattenihre Endteufe bereits vor 2013 erreicht, abernoch kein Ergebnis erhalten. Zwei Explora-tionsbohrungen wurden in 2013 mit endgül-tigem Ergebnis abgeschlossen; beide warennicht fündig.Die Anzahl der aktiven Feldesentwicklungs-bohrungen ist gegenüber 2012 deutlich von31 auf 21 zurückgegangen. Weitere siebenBohrungen hatten ihre Endteufe bereits vor2013 erreicht, aber noch kein Ergebnis er-halten. Zwölf Bohrungen wurden in 2013 miterfolgreichem Ergebnis abgeschlossen; da-von waren neun öl- oder gasfündig und dreihatten ihr Ziel erreicht.Nachdem die Bohrmeterleistung in den bei-den Vorjahren überdurchschnittlich hochausgefallen war, hat sie in 2013 drastisch um23.000 m abgenommen und belief sich aufnur noch knapp 43.500 m.Der negative Trend der Erdgasförderung hatsich fortgesetzt. Vor allem aufgrund des na-türlichen Förderabfalls der Lagerstättenwurden gegenüber dem Vorjahr 8,8 % weni-

ger gefördert. Die Jahresfördermenge be-trug 10,7 Mrd. m³ in Feldesqualität.Die Erdölförderung blieb annähernd stabil.Gegenüber dem Vorjahr ist sie geringfügigum 0,6 % auf etwa 2,6 Mio. t (inkl. Konden-sat) angestiegen. In 2013 konnten höhereFördermengen in mehr als einem Drittel derFelder, besonders in Mittelplate, den För-derrückgang in den anderen Ölfeldern kom-pensieren.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdgasreserven ist wie in den letzenJahren weiter zurückgegangen. Gegenüberdem Vorjahr haben die Reserven um19,6 Mrd. m³ abgenommen und beliefen sichauf 103,6 Mrd. m³ in Feldesqualität. Sie ha-ben also überproportional zur Fördermengeabgenommen.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdölreserven ist um 1 Mio. t gesunkenund betrug 31,5 Mio. t. Ein Teil der Förder-menge konnte also durch zusätzliche Reser-ven ausgeglichen werden.

1 EinleitungDieser Artikel fasst die Ergebnisse derExploration und Förderung von Erdöl

und Erdgas des Jahres 2013 in Deutschlandzusammen. Grundlage des Beitrages sindDaten, die im Rahmen der Aufsuchung undGewinnung von Erdöl und Erdgas bei denErdölgesellschaften gewonnen wurden undroutinemäßig vom Landesamt für Bergbau,Energie und Geologie (LBEG) bundesweiterhoben werden. Der Beitrag stellt einen Ab-riss des Berichtes »Erdöl und Erdgas in derBundesrepublik Deutschland 2013« desLBEG dar, der mit zahlreichen detailliertenTabellen ausgestattet ist und im Internet un-ter der Adresse www.lbeg.niedersachsen.deals Download zur Verfügung steht. DerSchwerpunkt dieses Abrisses liegt auf derBohrtätigkeit der Exploration.

EXPLORATION & PRODUKTION

260 ERDÖL ERDGAS KOHLE 130. Jg. 2014, Heft 7/8

0179-3187/14/7-8© 2014 URBAN-VERLAG Hamburg/Wien GmbH

* Michael Pasternak, Landesamt für Bergbau, Energie undGeologie, Stilleweg 2, Hannover.E–mail: [email protected]

(Nachfolgende Doppelseiten)

Abb. 1 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutschlandund Explorationsbohrungen des Jahres2013. Stockwerk: Rhät, Jura, Kreide undTertiär

Abb. 2 Erdöl- und Erdgasfelder in Deutschlandund Explorationsbohrungen des Jahres2013. Stockwerk: Paläozoikum und Bunt-sandstein

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Abb. 1

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Abb. 2

2 BohrtätigkeitDie Bohraktivität ist, gemessen an derAnzahl der Bohrungen sowie der

Bohrmeter, drastisch zurückgegangen. Sohat die Anzahl der aktiven Bohrungen (Boh-rungen, in denen Bohrmeter angefallensind) von 40 im Vorjahr auf 27 abgenom-men. Die Bohrmeterleistung verzeichnetegegenüber dem Vorjahreswert einen Rück-gang um fast 40 % und hat einen der gering-sten Werte seit Bestehen der Bundesrepublikerreicht.Dabei waren die relativen Änderungen inden unterschiedlichen Bohrungskategorienfast identisch. In der Kategorie der Explora-tionsbohrungen ist die Anzahl der aktivenBohrungen gegenüber dem Vorjahr vonneun um 33 % auf sechs zurückgegangenund die Bohrmeter haben um 38 % abge-nommen.Eine einfache Analyse des Rückganges derExplorationsbohrtätigkeit ist nicht möglich,da aufgrund der geringen Bohrungsanzahlund der großen jährlichen Schwankungenkeine klaren Trends auszumachen sind. Si-cherlich haben aber die Folgen der öffentli-chen Diskussion um die Erdgasförderungund hydraulische Stimulationen der letzenJahre, insbesondere in Niedersachsen, zumRückgang der Bohrtätigkeit beigetragen.Wäre nicht ein Teil des Rückganges durchdie wieder aufgelebten Aktivitäten z. B. imOberrheintal oder in Nordostdeutschlandaufgefangen worden, sähe die jüngste Ent-wicklung der Explorationsbohrtätigkeitnoch deutlich schlechter aus.In der Kategorie der Feldesentwicklungs-bohrungen ist die Anzahl der aktiven Boh-rungen von 31 im Vorjahr um 32 % auf 21zurückgegangen. In der Folge waren auchdie Bohrmeter in dieser Kategorie entspre-chend rückläufig, und zwar um 40 %.Mit verantwortlich für den drastischen Rück-gang der Bohraktivität in der Feldesentwic-klung ist ein statistischer Basiseffekt, derauf die Bohrkampagne im Feld Emlichheimzurückzuführen ist. Diese Kampagne wurdein 2012 abgeschlossen und war für eineüberdurchschnittlich hohe Bohraktivität inden Jahren 2011 und 2012 verantwortlich:Wurden im Feld Emlichheim in 2012 noch14 Bohrungen gebohrt, so waren es in 2013nur noch drei Bohrungen. Hinsichtlich derBohrmeter in der Feldesentwicklung war dierückläufige Anzahl der Emlichheim-Boh-rungen für etwa die Hälfte des Rückgangsverantwortlich.

2.1 ExplorationsbohrungenExplorationsbohrungen haben das Ziel,neue Felder bzw. Teilfelder zu erschließen,den Untergrund zu erkunden oder aufgege-bene Felder wieder zu erschließen. In derZusammenstellung der Explorationsboh-rungen des Jahres 2013 werden insgesamt17 Bohrungen geführt (Tab. 1). Diese Zahlsetzt sich aus den oben genannten sechs akti-ven Bohrungen und weiteren elf Bohrungenzusammen, die ihre Endteufe bereits vor

2013 erreicht, aber noch kein Ergebniserhalten hatten.In der Kategorie der Aufschlussbohrungen,die das Ziel haben, neue Lagerstätten nach-zuweisen, wurden drei Bohrungen abge-teuft; das war eine weniger als im Vorjahr.Erstmals seit 1992 wurden wieder Auf-schlussbohrungen für Kohlenwasserstoffeim Oberrheintal niedergebracht. Dort soll-ten zwei Bohrungen in den PechelbronnerSchichten beziehungsweise im Buntsand-stein Erdöllagerstätten nachweisen. Mit ei-ner weiteren Bohrung, deren Bohrarbeitenbereits in 2012 begonnen hatten, wurde imsüdwestlichen Niedersachsen in den Sand-steinen des Oberkarbon eine Gaslagerstättegesucht.

In der Kategorie der Teilfeldsuchbohrun-gen, die in der unmittelbaren Umgebung vonproduzierenden Feldern nach Kohlenwas-serstoffen suchen, wurden zwei Bohrungenabgeteuft. Je eine Bohrung wurde in der Pe-ripherie der norddeutschen Gasfelder Weis-senmoor und Deblinghausen niederge-bracht.In der Kategorie der Wiedererschließungs-bohrungen, die bereits aufgegebene Felderuntersuchen, wurde nach 2009 in der bayeri-schen Westmolasse nunmehr auch im Ober-rheintal eine Bohrung abgeteuft, und zwarum das bereits 1994 aufgegebene ÖlfeldStockstadt erneut zu erschließen.Im Folgenden sollen die Ziele und Ergebnis-se der Bohrprojekte näher vorgestellt wer-

ERDÖL ERDGAS KOHLE 130. Jg. 2014, Heft 7/8 265

JAHRESRÜCKBLICK 2013

Tabelle 1 Übersicht der Explorationsbohrungen des Jahres 2013

Name Operator Ziel/ StatusFundhorizont

Aufschlussbohrungen (A3)

Oder/Neiße–ElbeBarth 11* CEP Staßfurt-Karbonat n.k.E.Guhlen 1* CEP Staßfurt-Karbonat n.k.E.Lütow 51* CEP Staßfurt-Karbonat n.k.E.Pudagla 2* CEP Staßfurt-Karbonat n.k.E.

Weser–ElbeBöstlingen Z1* RWE Dea Rotliegend n.k.E.

Weser–EmsDamme 2a* EMPG Lias Epsilon n.k.E.Damme 3* EMPG Wealden n.k.E.Lünne 1a* EMPG Lias Epsilon n.k.E.Oppenwehe 1* EMPG Wealden, Lias n.k.E.

Westlich der EmsRavenshorst Z1 GDF SUEZ Oberkarbon fehl

OberrheintalAllmend 1 Rhein Petrol. Pechelbronner Sch. n.k.E.Leopoldshafen 20 GDF SUEZ Buntsandstein n.k.E.

Teilfeldsuchbohrungen (A4)

Weser–ElbeWeissenmoor Z2 RWE Dea Rotliegend bohrt

Weser–EmsDeblinghausen Z7 EMPG Staßfurt-Karbonat bohrtDüste Z10* Wintershall Oberkarbon n.k.E.

Wiedererschließungsbohrungen (A5)OberrheintalStockstadt 2001 Rhein Petrol. Pechelbronner Sch. n.k.E.

AlpenvorlandBedernau 1* Wintershall Baustein-Sch. fehl

Status mit Stand vom 31. Dezember 2013;*: Endteufe vor 2013 erreicht; n.k.E.: noch kein Ergebnis.

CEP – CEP Central European Petroleum GmbH; EMPG – ExxonMobil ProductionDeutschland GmbH; GDF SUEZ – GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH;Rhein Petrol. – Rhein Petroleum GmbH; RWE Dea – RWE Dea AG;Wintershall – Wintershall Holding GmbH



den. Die Lagepunkte der Bohrungen sindmit in den Abbildungen 1 und 2 dargestellt.

2.1.1 AufschlussbohrungenGebiet Oder/Neiße–ElbeMit der Bohrung Barth 11 (CEP1)) (Abb. 2)wurde die Untersuchung des Staßfurt-Kar-bonats der Struktur Barth bei Saal in Meck-lenburg-Vorpommern nach über 30 Jahrenerneut aufgenommen. Die letzte Ölbohrungim Bereich dieser Struktur war die BohrungBarth 9 aus dem Jahre 1978. Die bislang ein-zige produzierende Sonde war die BohrungBarth 6 aus dem Jahre 1965. Die Produktionwar bereits in 1986 bei einer kumulativenFördermenge von etwas mehr als 1000 t auf-gegeben worden. Der Ansatzpunkt der Boh-rung Barth 11 liegt etwa 2 km südwestlichder ehemals produzierenden Sonde auf ei-nem anderen Störungsblock. Das Zielgebietwurde anhand der 2D-seismischen Untersu-chungen aus den Jahren 2009/10 festgelegt.Die Bohrung hat das Staßfurt-Karbonat wieerwartet in der Plattformhangfazies ölfüh-rend angetroffen und auf einer Strecke vonknapp 1.000 m eine vertikale Mächtigkeitvon etwa 20 m horizontal aufgeschlossen.Die Bohrung hatte ihre Endteufe von3.863 m im Staßfurt-Karbonat bereits in2011 erreicht. In einem ersten Kurzzeittestwurden 76 m³ leichtes Öl ohne Formations-wasser mit niedrigen Zuflussraten getestet.Die Bohrung ist gegenwärtig in Vorberei-tung weiterer Testarbeiten vorübergehendeingeschlossen.In der brandenburgischen Erlaubnis Lüb-ben, etwa 6 km südlich des ehemaligen Erd-ölfeldes Mittweide-Trebatsch, wurde dieBohrung Guhlen 1 (CEP) (Abb. 2) abge-teuft. Das Ziel der Bohrung war das Staß-furt-Karbonat in einer Antiklinalstruktur,die in den seismischen Profilen der Messun-gen aus den Jahren 2009/10 identifiziertwurde. Nebenziel war das Rotliegend, das ineiner etwa 12 km westlich gelegenen Boh-rung im Jahre 1981 ölführend nachgewiesenworden war. Die Bohrung Guhlen 1 hat dasStaßfurt-Karbonat und den potenziellenTräger im Rotliegend wie geplant aufge-schlossen und wurde bei einer Endteufe von2.910 m im sedimentären Rotliegend einge-stellt. Die Bohrung wurde teilverfüllt und imBereich des ölführenden Staßfurt-Karbo-nats komplettiert und getestet. Die Auswer-tung und Bewertung der Bohrergebnisse warzum Jahresende 2013 noch nicht abge-schlossen.Auf der Insel Usedom wurde die BohrungLütow 51 (CEP) (Abb. 2) niedergebracht.Der Ansatzpunkt liegt am Westufer des Ach-terwassers etwa 1.000 m nordöstlich desgrößten ostdeutschen Erdölfeldes Lütow,das sich seit 1966 in Produktion befindet.Das Zielgebiet der Bohrung ist durch einelokale Hochlage des Staßfurt-Karbonatsetwa 2 km nordöstlich des Feldes Lütow de-finiert. Da das Zielgebiet der Bohrung unter

dem Achterwasser liegt, wurde die Bohrunggerichtet von Land aus gebohrt. Die Boh-rung hat das Staßfurt-Karbonat mit Ölanzei-chen aufgeschlossen und wurde bei einerEndteufe von 2.930 m im Werra-Anhydriteingestellt. Die Auswertung und Bewertungder Bohrergebnisse war zum Jahresende2013 noch nicht abgeschlossen.Etwa 10 km weiter südöstlich, am Ostuferdes Achterwassers, wurde die Bohrung Pu-dagla 2 (CEP) (Abb. 2) auf das Staßfurt-Karbonat abgeteuft. Das Zielgebiet der Boh-rung ist durch eine lokale Hochlage 1,7 kmwestlich des Ölfundes Bansin definiert. Diewenig ergiebige Lagerstätte wurde in denJahren 1983 bis 1988 durch drei Bohrungen(Bansin 4, 5 und 6) getestet und hat bis zurAufgabe 1988 kumulativ knapp 200 t geför-dert. Da das Ziel der Bohrung etwa 2.700 munterhalb des Achterwassers liegt, wurdedie Bohrung als Richtbohrung von Land ausdurchgeführt. Aufgrund technischer Proble-me konnte die Bohrung nicht vor dem Errei-chen des Zeitfensters, für das Bohrarbeitenaus Naturschutzgründen ausgeschlossenwaren, und somit nicht in 2011 zum Ab-schluss gebracht werden. Deshalb wurde dieBohrung bei 3.126 m im unteren Salz derLeine-Folge stehend eingeschlossen. DieBohrarbeiten wurden Anfang April 2012wieder aufgenommen. In einer Entfernungvon etwa 1750 m nordwestlich des Ansatz-punktes wurde das Staßfurt-Karbonat ölfüh-rend in anderer struktureller Situation als imbenachbarten Bansin-Fund aufgeschlossen.Die Bohrung wurde bei einer Endteufe von3.830 m im Werra-Anhydrit eingestellt. ImDezember 2012 wurde ein Fördertest aufdas ölführende Staßfurt-Karbonat durchge-führt. Die Auswertung und Bewertung derBohrergebnisse war zum Jahresende 2013noch nicht abgeschlossen.

Gebiet Elbe–WeserEtwa 12 km südwestlich des GasfundesBleckmar wurde die Bohrung Böstlin-gen Z1 (RWE Dea) (Abb. 2) auf das Rotlie-gend angesetzt. Ziel waren die Sandsteineeines synsedimentären Halbgrabens in derVerlängerung des Schneverdingen-Grabens.Mit dem Prospekt wurde der mögliche Re-servoirfaziestrend der Lagerstätten Völker-sen und Walsrode/Idsingen nach Südostenverfolgt. Entsprechend der Verhältnisse amSüdrand des Rotliegend-Fairways wurdenSandsteine mit ähnlicher Reservoir-Ausbil-dung wie in Walsrode oder Bleckmar/Ward-böhmen erwartet. Der Zielbereich ist durcheine seismische Amplitudenanomalie cha-rakterisiert, die als positive Indikation füreine gute Reservoir-Ausbildung gewertetwird. Aufgrund der örtlichen Gegebenhei-ten liegt der Ansatzpunkt mehr als 2 km süd-lich vom Zielgebiet entfernt. Die Bohrungbegann bereits in 2006 und erreichte ihreEndteufe von 5.912 m in 2007. Die Sandstei-ne des Rotliegend wurden zwar tiefer als er-wartet, aber gasführend angetroffen. Mehre-re Teste auf unterschiedliche Reservoirab-

schnitte erbrachten nicht die Ergebnisse, dienach den Befunden während des Bohrensund der Logauswertung erwartet werdenkonnten. Auch anschließende Frac-Behand-lungen konnten das Projekt nicht zu einemwirtschaftlichen Erdgasfund führen. Überdas weitere Vorgehen wurde noch nicht ent-schieden. Die Bohrung hat noch kein end-gültiges Ergebnis erhalten.

Gebiet Weser–EmsAn der Grenze der Konzessionen Münster-land und Bramsche-Erweiterung wurde in2008 die Bohrung Damme 2 (EMPG)(Abb. 1) mit dem Ziel abgeteuft, das Shale-Gas-Potenzial des Wealden und des Posido-nienschiefers zu bewerten. Nachdem dieBohrung einen knapp 700 m mächtigenWealden und einen etwa 30 m mächtigen Po-sidonienschiefer durchteuft hatte, wurde siein einer Teufe von 3.340 m im Lias Delta ein-gestellt. Um den Posidonienschiefer optimalkernen zu können, wurde die Bohrung zurDamme 2a abgelenkt. Auch die Ablenkunghatte ihre Endteufe bereits in 2008 erreicht,und zwar in einer Teufe von 3.333 m im LiasDelta. Der Wealden und der Posidonien-schiefer wurden für weiterführende Labor-untersuchungen mit insgesamt drei Kernenbeprobt. Bislang hat die Bohrung kein end-gültiges Ergebnis erhalten.Etwa 70 m südwestlich der Damme 2 wurdein 2008 die Bohrung Damme 3 (EMPG)(Abb. 1) abgeteuft. Sie hatte ebenfalls dasZiel, das Shale-Gas-Potenzial des Wealdenzu bewerten. Die Bohrung hat entsprechendder Damme 2 einen knapp 700 m mächtigenWealden aufgeschlossen und wurde bei ei-ner Endteufe von 1.610 m unterhalb desWealden in der Serpulit-Folge eingestellt.Der Wealden wurde für weiterführende La-boruntersuchungen umfangreich gekernt.Nachdem im Bereich des Wealden in dreistratigraphischen Niveaus Frac-Behandlun-gen durchgeführt worden waren, wurde die-ser Abschnitt zur Abschätzung des Förder-potenzials getestet. Bislang hat die Bohrungkein endgültiges Ergebnis erhalten.Im Westen der Konzession Bramsche-Er-weiterung wurde in 2011 die Bohrung Lün-ne 1 (EMPG) (Abb. 1) abgeteuft. Auch siegehört zum Explorationsprogramm derEMPG, mit dem das Shale-Gas-Potenzialdes Wealden und des Posidonienschiefersim Niedersächsischen Becken bewertet wer-den soll. Der Wealden wurde in einer Mäch-tigkeit von etwa 550 m angetroffen, der Posi-donienschiefer in einer Mächtigkeit vonknapp 25 m. In beiden Formationen wurdefür weiterführende Laboruntersuchungenumfangreich gekernt. Die Bohrung wurdebei 1.575 m wie geplant im Keuper einge-stellt und zur Lünne 1a abgelenkt, um denPosidonienschiefer horizontal aufzuschlie-ßen. Nach einer Strecke von knapp 250 m imPosidonienschiefer wurde die Bohrung beieiner Endteufe von 1.677 m eingestellt. Einehydraulische Trägerstimulation, die zur Er-mittlung des Förderpotenzials erforderlich1) federführende Firma, Abkürzungen siehe Tabelle 1.

ist und direkt im Anschluss an das Abteufenin 2011 geplant war, steht noch aus.Bereits in 2008 wurde in der nordrhein-westfälischen Erlaubnis Minden, etwa1,5 km südlich der Grenze zu Niedersach-sen, die Bohrung Oppenwehe 1 (EMPG)(Abb. 1) mit dem Ziel abgeteuft, das Shale-Gas-Potenzial des Wealden und des Posido-nienschiefers zu bewerten. Die Bohrung hateinen etwa 600 m mächtigen Wealden undeinen etwa 35 m mächtigen Posidonien-schiefer durchteuft und wurde bei einer End-teufe von 2.660 m im Lias Delta eingestellt.Im Bereich des Wealden und des Posido-nienschiefers wurden für weiterführendeLaboruntersuchungen elf Kerne gezogen.Die Bohrung hat bislang kein endgültigesErgebnis erhalten.

Gebiet westlich der EmsIn der Erlaubnis Lingen haben Ende des Jah-res 2012 die Bohrarbeiten der Bohrung Ra-venshorst Z1 (GDF SUEZ) (Abb. 2) begon-nen. Die Bohrung sollte die Sandsteine desOberkarbon in einer Monoklinalstruktur un-tersuchen, die in der 3D-Seismik »Twente«kartiert wurde. Die Struktur Ravenshorstliegt auf dem nordwestlich streichendenStrukturzug Ochtrup/Bardel. Auf diesemStrukturzug konnte im Jahr 1990 etwa 6 kmsüdöstlich des Ansatzpunktes der Ravens-horst Z1 die nordrhein-westfälische Erdgas-lagerstätte Ochtrup nachgewiesen werden.Es war geplant, zunächst ein Pilotloch zubohren, das die nordöstlich einfallendenSandsteine des Oberkarbon mit einem ge-neigten Bohrloch »auffädelt«. Im Erfolgs-fall sollte die Bohrung zu einem horizonta-len Bohrloch, das die Sandsteine auf einerStrecke von etwa 1.000 m aufschließt, abge-lenkt werden. Zum Jahresende 2012 standdie Bohrung bei 1.957 m im Leine-Karbo-nat. Anfang 2013 hat die Bohrung die Ziel-horizonte erreicht und wurde bei 2.866 m imKarbon eingestellt. Die Bohrung hatte zwarGasanzeichen, doch die Ergebnisse der Log-interpretation hinsichtlich Speichereigen-schaften und Gassättigung konnten keinenTest rechtfertigen. Die Bohrung ist damitnicht fündig.

OberrheintalMit den Bohrungen Allmend 1 der Rhein Pe-troleum GmbH und Leopoldshafen 20 derGDF SUEZ E&P Deutschland GmbH wur-den seit mehr als 20 Jahren wieder Auf-schlussbohrungen zum Nachweis neuerKW-Lagerstätten im Oberrheingraben nie-dergebracht.Die Bohrung Allmend 1 (Rhein Petrol.)(Abb. 1) hatte das Ziel, eine Aufwölbungs-struktur an einer mehr oder weniger parallelzum Grabenrand verlaufenden Abschie-bung zu erkunden. Zielhorizont waren diePechelbronner Schichten, die analog zumwestlich benachbarten ehemaligen ÖlfeldStockstadt, aber eine Grabenscholle tiefer,ölführend erhofft wurden. Nebenziel wardas weitgehend unerkundete Rotliegend di-

rekt unterhalb der Pechelbronner Schichten.Die Bohrung wurde vom gleichen Bohrplatzwie die Bohrung Stockstadt 2001 (siehe Ab-schnitt Wiedererschließungsbohrungen) ge-bohrt. Der geplante Landepunkt der Boh-rung Allmend 1 liegt etwa 1 km südöstlichdes gemeinsamen Bohrplatzes. Die Boh-rung hat die Pechelbronner Schichten mitz. T. guten Ölanzeichen aufgeschlossen undwurde bei einer Endteufe von 2.885 m imRotliegend eingestellt. Für den Anfang desJahres 2014 waren zusätzliche Messungenim Bohrloch geplant, deren Ergebnisse dieEntscheidungsgrundlage für eine längereTestförderung liefern sollten.Mit der Bohrung Leopoldshafen 20 (GDFSUEZ) (Abb. 2) wurde eine Hochlage desBuntsandstein - analog zum Ölfund Römer-berg - in ca. 2.500 m Tiefe westlich des Alt-feldes Leopoldshafen auf Ölführung hin un-tersucht. Die geologische Struktur konntemittels der im Jahre 2012 gemessenen 3D-seismischen Daten im Detail nachgewiesenund kartiert werden. Aufgrund von obertä-gigen Gegebenheiten liegt der Ansatzpunktder Bohrung etwa 1,5 km südöstlich vomLandepunkt entfernt. Nachdem die Bohrungihren Zielhorizont, den Buntsandstein, er-reicht hatte, wurde sie bei 3.731 m Endteufe– aufgrund der starken Ablenkung ent-spricht das 3.224 m unter Geländeoberkante– eingestellt. Nach einem Gestängetest aufden Oberen Buntsandstein wurde der tiefereTeil des Bohrloches im Bereich des Bunt-sandstein verfüllt. Das Ergebnis der Boh-rung stand zum Jahresende 2013 noch nichtfest.

2.1.2 TeilfeldsuchbohrungenGebiet Elbe–WeserZiel der Bohrung Weissenmoor Z2 (RWEDea) (Abb. 2) ist die Erschließung zusätzli-cher Reserven auf einer Hochscholle an dersüdwestlichen Flanke des Gasfeldes Weis-senmoor. Primärziel der geplanten Bohrungsind die Rotliegend-Sandsteine der Havel-

Subgruppe. Zusätzliches Potenzial wird denSandsteinen des stratigrafisch höher liegen-den Niendorf-Member zugeschrieben. Ausdiesen Sandsteinen fördert die etwa 1,5 kmnördlich liegende Bohrung Weissen-moor Z1, nachdem der Havel-Sandsteinnach kurzer Förderdauer verwässert war.Bohrbeginn war im Dezember 2013. ZumJahresende 2013 stand die Bohrung bei1.355 m in der Oberkreide.

Gebiet Weser–EmsDie Bohrung Deblinghausen Z7 (EMPG)(Abb. 2) sollte das autochthone Staßfurt-Karbonat auf einem durch Störungen abge-trennten, ungetesteten Block südlich derproduzierenden Bohrungen DeblinghausenZ5 und Z6a auf Gasführung untersuchen.Zum Jahresende 2013 stand die Bohrung bei3.153 m im Zechstein-Salinar. Anfang 2014traf die Bohrung im Bereich des Leine-An-hydrits eine Störungszone an, die vermut-lich mit einem im Druck abgesenkten Staß-furt-Karbonat im Liegenden in dynamischerVerbindung steht, und hatte starke Spü-lungsverluste. Daraufhin wurde die Boh-rung eingestellt und zur Deblinghausen Z7aabgelenkt.Die 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 gasfüh-rend getestet, aber technische Umständemachten eine detailliertere Untersuchung derKarbon-Sandsteine und eine wirtschaftlicheFörderung trotz Frac-Behandlungen mehre-rer Sandstein-Horizonte damals nicht mög-lich. Wichtige Ziele der Bohrung Düste Z10waren der Aufschluss von mindestens 400 mKarbon, die Erkundung des Gas-Wasser-Kontaktes, des Einfallens und Streichens derSchichten, der Porositätsverteilung in denSandsteinen und der Klüftigkeit der Gestei-ne. Der geplante Landepunkt der Bohrung



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Abb. 3 Bohrmeter der Kohlenwasserstoffbohrungen 1945–2013



liegt etwa 450 m nordwestlich von dem derDüste Z9 entfernt. Die Bohrung hat die Kar-bon-Sandsteine wie erwartet gasführend an-getroffen, den Gas-Wasser-Kontakt durch-teuft und wurde bei 4.380 m eingestellt. ZurErmittlung der Speichereigenschaften derTräger wurden sechs Bohrkerne mit einerGesamtlänge von knapp 130 m gezogen. ZurErmittlung des Förderpotenzials sind vorabhydraulische Stimulationen der Träger er-forderlich. Entsprechende bergrechtlicheGenehmigungen wurden beantragt.

2.1.3 WiedererschließungsbohrungenOberrheintalDie Bohrung Stockstadt 2001 (Rhein Pe-trol.) (Abb. 1) diente der Untersuchung derbis 1994 geförderten Erdöllagerstatte Stock-stadt. Die Erdöllagerstätte Stockstadt hatteseit 1952 etwa 1 Mio. t Erdöl gefördert undliegt mit dieser Fördermenge hinter den im-mer noch fördernden Lagerstätten Landauund Eich auf Platz drei in der Rangfolge derförderstärksten Erdölfelder des Oberrhein-tales. Das Zielgebiet der Bohrung liegt imstrukturhöchsten Teil der Lagerstätte. Insbe-sondere sollten sowohl Beschaffenheit undPoreninhalt des ölführenden Speicherge-steins, den Pechelbronner Schichten, mitmodernen Bohrlochmessinstrumenten ge-prüft als auch eine zeitlich begrenzte Test-produktion gefahren werden, die Aufschlussüber die Gewinnbarkeit des Erdöls erbrin-gen sollte. Die Bohrung hat die Pechelbron-ner Schichten in der prognostizierten Tiefevon etwa 1.600 m ölführend angetroffen undwurde nach 2.215 m Bohrstrecke im Rotlie-gend eingestellt. Eine Testförderung war fürAnfang 2014 geplant. Ein endgültiges Er-gebnis der Bohrung steht noch aus.

AlpenvorlandMit der Bohrung Bedernau 1 (Wintershall)(Abb. 1) wurde in 2009 nach ungefähr 25Jahren erstmals wieder eine Wiedererschlie-ßungsbohrung abgeteuft. Die letzen Boh-rungen zur Wiedererschließung bereits auf-gegebener Felder wurden in der Folge derzweiten Ölkrise Anfang der 1980er Jahre,also zu Zeiten eines hohen Ölpreises, ge-bohrt. Die Bohrung Bedernau 1 hatte dasZiel, im zentralen Teil des ehemaligen Ölfel-des Arlesried in den Sandsteinen der Bau-steinschichten noch verbliebene Ölreservennachzuweisen und in Produktion zu neh-men. Das Ölfeld Arlesried war bereits 1964entdeckt worden und hatte bis zur Aufgabe1995 etwa 2 Mio. t Erdöl gefördert; damit istes das bislang ergiebigste Ölfeld im deut-schen Teil des Alpenvorlandes. Das Zielge-biet der Bohrung war ein Bereich im zentra-len Teil der Lagerstätte, der nach den Ergeb-nissen einer Lagerstättensimulation gerin-ger entölt war als der Großteil der Lagerstät-te und noch wirtschaftlich gewinnbare Öl-

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

Abb. 4 Erdgasförderung 1945–2013⇐

mengen erwarten ließ. Die Bohrung hat dasReservoir einige Meter höher und mächtigerals erwartet angetroffen und wurde bei1.525 m in den tieferen Bausteinschichteneingestellt. Anfang des Jahres 2010 wurdeein Fördertest durchgeführt. Nach den Test-ergebnissen ist der Träger entgegen den Er-wartungen hoch verwässert. In 2013 wurdedie Bohrung für nicht fündig erklärt.

2.2 FeldesentwicklungsbohrungenIn der Kategorie der Feldesentwicklungs-bohrungen, die Erweiterungs-, Produktions-und Hilfsbohrungen umfasst, ist die Anzahlder aktiven Bohrungen wie bereits weiteroben erwähnt gegenüber 2012 nochmalsdeutlich von 31 auf 21 zurückgegangen. Da-rüber hinaus waren sieben weitere Bohrpro-jekte in Bearbeitung, die bereits vor 2013ihre Endteufe erreicht hatten, aber vor 2013noch kein endgültiges Ergebnis erhaltenhatten.Insgesamt wurden 12 Bohrungen mit einemerfolgreichen Ergebnis abgeschlossen; da-von waren neun öl- bzw. gasfündig und dreihatten ihr Ziel erreicht. Zwei Bohrungengingen fehl. Das Ergebnis »Ziel erreicht« er-halten im Falle eines erfolgreichen Ab-schlusses Hilfsbohrungen, die ohnehin kei-ne Fündigkeit erzielen sollen, Pilotlöchervon horizontalen Ablenkungen und anderesogenannte »spy holes« sowie technischbedingte Ablenkungen bereits fündigerBohrungen.Im Gebiet nördlich der Elbe waren in der Öl-lagerstätte Mittelplate/Dieksand zwei Boh-rungen fündig und ein »spy hole« hat seinZiel erreicht.Im Gebiet Elbe–Weser, dem Revier der Rot-liegend-Gasfelder, waren in den beiden Fel-dern Becklingen und Völkersen je eine Boh-rung fündig.Im Gebiet Weser–Ems, dem Revier derBuntsandstein-, Zechstein- und Karbon-Gasfelder, wurden drei Bohrungen gasfün-dig und zwar je eine Bohrung in den Zech-stein-Lagerstätten Brettorf/Brinkholz/Neer-stedt, Goldenstedt/Visbek und Staffhorst-Nord/Päpsen.In der Erdölregion westlich der Ems war imFeld Emlichheim eine Bohrung ölfündigund zwei technische Ablenkungen defekterSonden hatten ihr Ziel erreicht.Im Alpenvorland wurde eine Bohrung imÖlfeld Schwabmünchen fündig gemeldet.

2.3 BohrmeterNachdem die jährliche Bohrmeterleistungin 2011 den höchsten Wert seit 1998 erreichthatte und in 2012 nur geringfügig zurückge-gangen war, hat sie in 2013 drastisch um23.000 m abgenommen und belief sich aufnur noch knapp 43.500 m.Aufgrund der meist hohen jährlichenSchwankungen, insbesondere bei der Auf-teilung der Bohrmeterleistung auf die unter-schiedlichen Bohrungskategorien, wird indiesem Artikel zur Betrachtung der Entwick-lung der Bohraktivität auch das willkürlich

gewählte Mittel der vorangegangenen fünfJahre herangezogen. In 2013 lag die Bohr-leistung um etwa 20.000 m oder 39 % unterdiesem Mittelwert und hat einen der gering-sten Werte seit Bestehen der Bundesrepublikerreicht. Die Grafik in Abbildung 3 veran-schaulicht die historische Entwicklung derBohrtätigkeit anhand der Bohrmeter.Die Entwicklung verlief in den KategorienExploration und Feldesentwicklung unge-wöhnlich gleichförmig. In beiden Katego-rien ist die Bohrmeterleistung im Vergleichzum Vorjahreswert um knapp 40 % zurück-gegangen.In der Exploration sind die Bohrmeter ge-genüber dem Vorjahr um etwa 8.700 m oder38,1 % auf etwa 14.000 m gesunken und la-gen damit auch deutlich unter dem Mittelder vorangehenden fünf Jahre, und zwar um37,2 % oder mehr als 8.000 m.In der Feldesentwicklung haben die Bohr-meter gegenüber dem Vorjahr um mehr als19.000 m oder 39,7 % abgenommen undsind auch erheblich hinter dem Mittelwertder vorangehenden fünf Jahre zurückgeblie-ben, und zwar um 29,4 % oder mehr als12.000 m.Der Anteil der Feldesentwicklung von 67 %an den gesamten Bohrmetern war gemessenam Mittel der vorangehenden fünf Jahre inHöhe von 65 % in etwa durchschnittlich.Die regionale Verteilung der Bohrmeter istdeutlich von den wieder aufgelebten Bohr-aktivitäten der Exploration im Oberrheintalgeprägt. Diese in Hessen und Baden-Würt-temberg gelegenen Bohrungen stellten in2013 einen Anteil von 20 % der gesamtenBohrmeter. Ebenfalls etwa 20 % der Bohr-meter trugen Produktionsbohrungen ausSchleswig-Holstein (Mittelplate) bei. Dergrößte Anteil der Bohrmeter entfiel aberwieder auf Niedersachsen. Aufgrund derüberdurchschnittlichen Werte in Hessen undSchleswig-Holstein war der niedersächsi-sche Anteil mit 59 % jedoch unterdurch-schnittlich.

3 GeophysikDie Vergabe von neuen Erlaubnissenzur Aufsuchung von Kohlenwasser-

stoffen in den letzten Jahren hatte in 2012 zueinem deutlichen Anstieg der geophysikali-schen Aktivitäten zur Erkundung des Unter-grundes nach Erdöl und Erdgas geführt. DerUmfang der Aktivitäten ist in 2013 gegen-über dem Vorjahr zwar zurückgegangen, lagaber immer noch über dem Durchschnitt derletzten Jahre. 3D-seismische Messungenwurden auf einer Gesamtfläche von 649 km²durchgeführt und 2D-seismische Messungenauf einer Länge von 106 Profilkilometern.Darüber hinaus wurden gravimetrische Da-ten auf einer Fläche von 250 km² mit 1.352Messpunkten erhoben. Verglichen mit demfünfjährigen Mittel in Höhe von etwa 440km² 3D-Seismik und knapp 190 Profilkilo-metern 2D-Seismik war auch 2013 ein über-durchschnittliches Jahr.

3.1 3D-SeismikIn 2013 wurden drei 3D-seismische Surveyszur Erkundung des Untergrundes nach Erd-öl- und Erdgaslagerstätten durchgeführt.Nach den umfangreichen 3D-seismischenMessungen im Oberrheintal in 2012 wurdeim laufenden Jahr die Datenakquisition desSurveys »Mittlerer-Oberrhein-West«, diebereits in 2012 begonnen hatte, fortgesetzt(Anteil 2013: 241 km²). Der gesamte Surveyhat eine Fläche von 375 km² und wurde vonder GDF SUEZ E&P Deutschland GmbHoperiert. Er überdeckt die ErlaubnisgebieteBergzabern, Germersheim, Hagenbach, Herx-heimweyher, Hochstadt, Kandel, Kuhardt,Maximiliansau, Offenbach/Pfalz, Römer-berg und Steinfeld, bzw. Teile davon. Ur-sprünglich war der Survey auf eine Flächevon etwa 550 km² ausgelegt. Aufgrund vonBelangen des Naturschutzes (Beginn der Ve-getationsperiode sowie der Setz- und Brut-zeiten) mussten die Feldarbeiten jedoch imFrühjahr 2013 zunächst beendet werden. Ei-nige Gebiete im Westen der geplanten Flä-che konnten deshalb bisher nicht mit in dieUntersuchungen einbezogen werden, u.a.das Gebiet des Erdölfeldes Landau.In Niedersachsen wurde der Survey »Wet-trup/Hümmling« in den ErlaubnisgebietenHümmling und Wettrup-Verkleinerung derGDF SUEZ E&P Deutschland GmbH jah-resübergreifend von 2012 nach 2013 mit ei-ner Fläche von 207 km² (Anteil 2013: 134km²) aufgenommen.In Brandenburg wurde im ErlaubnisgebietLübben der CEP Central European Petro-leum GmbH der Survey »Lübben 3D« miteiner Fläche von 274 km² durchgeführt.

3.2 2D-Seismik2D-seismische Messungen wurden nur inBrandenburg im Erlaubnisgebiet Reudnitzder Bayerngas GmbH im Umfang von 106Profilkilometern akquiriert.

3.3 GravimetrieIn 2013 wurden zwei gravimetrische Sur-veys durchgeführt. Sie lagen beide in Nie-dersachsen. In den Erlaubnisgebieten Ah-rensheide und Hamwiede wurde im Auftragder ExxonMobil Production DeutschlandGmbH der Survey Ahrensheide-Hamwiede2013 mit einer Fläche von 125 km² und 986Messpunkten durchgeführt.In den Erlaubnisgebieten Hümmling undWettrup-Verkleinerung der GDF SUEZE&P Deutschland GmbH wurde in Ergän-zung zur 3D-Seismik Hümmling/Wettrupder Survey Hümmling auf einer Fläche von125 km² mit 366 Messpunkten aufgenom-men.

4 Erdgas- und Erdölproduktion und-verbrauchDie inländische Erdgasförderung2)

war auch in 2013 weiterhin rückläufig. Ge-genüber dem Vorjahr hat sie um 1 Mrd. m³oder 8,8 % auf 10,7 Mrd. m³ abgenommen





(Abb. 4). Zusätzlich wurden etwa 73 Mio. m³Erdölgas bei der Ölförderung gewonnen. InReingasqualität3) entspricht die Summe die-ser beiden Fördermengen einem Volumenvon 9,8 Mrd. m³. Die rückläufige Erdgas-Fördermenge ist vor allem auf den natürli-chen Förderabfall angesichts der zunehmen-den Erschöpfung der Lagerstätten in denbeiden wichtigsten Fördergebieten, Weser–Ems und Elbe–Weser, also in den Gebietender norddeutschen Zechstein/Buntsandstein/Karbon-Lagerstätten einerseits und Rotlie-gend-Lagerstätten andererseits, zurückzu-führen. Entgegen diesem Trend konnten inmehr als einem Viertel aller inländischenFelder die Fördermengen gegenüber demVorjahr angehoben werden. Allerdings be-traf dies überwiegend produktionsschwä-chere Felder, die die Rückgänge in den pro-duktionsstärkeren Feldern nicht kompensie-ren konnten. So war unter den zehn produk-tionsstärksten Feldern, die zwei Drittel derinländischen Fördermenge stellen, nur einFeld, in dem die Fördermenge gesteigertwerden konnte, und zwar das Feld Golden-stedt/Visbek. Etwa 44 % des Förderrück-ganges geht auf die Gruppe dieser zehn Fel-der zurück.Im Berichtszeitraum waren 78 Erdgasfelderin Betrieb, also drei weniger als im Vorjahr.Im Vergleich zu 2012 standen die nieder-sächsischen Lagerstätten Adorf-Dalum-Ringe und Großes Meer sowie die bayeri-sche Lagerstätte Assing nicht in Förderung.Die inländische Erdgasproduktion verteiltesich folgendermaßen auf die Länder (Vor-jahreswerte in Klammern): Niedersachsen94,9 % (94,5 %), Sachsen-Anhalt 4,1 %(3,9 %) und Schleswig-Holstein 0,8 % (1,4%). Die restlichen Mengen entfielen aufThüringen und Bayern. Aufgrund der unter-schiedlichen Gasqualitäten in den Regionenergibt sich auf Basis der Reingasqualität fol-gende Verteilung: Niedersachsen 97 %(96,4 %), Sachsen-Anhalt 1,6 % (1,5 %)Schleswig-Holstein 1,1 % (1,8 %).Nach wie vor wurde das Erdgas also über-wiegend in Niedersachsen gewonnen. Ent-sprechend ist die rückläufige Förderung derniedersächsischen Lagerstätten entschei-dend für den bundesweiten (durchschnittli-chen) Förderrückgang. In Niedersachsenwar der Förderrückgang mit 8,4 % gegen-über dem Vorjahr sogar leicht unterdurch-schnittlich. Ebenfalls unterdurchschnittlichwar er in Sachsen-Anhalt (4,4 %). In Schles-wig-Holstein (Nordsee) und Thüringen warder Rückgang mit 44,4 % bzw. 37,2 % deut-lich höher als der Durchschnitt. In Bayernwurden dagegen 60,1 % mehr produziert alsim Vorjahr.

2) Gasvolumina der Produktion und der Reserven beziehensich auf Normalbedingungen.3) Reingas: auf einen Brennwert von 9,7692 kWh/m3 nor-miertes Erdgas bei Normalbedingungen.

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Abb. 6 Erdölförderung (einschließlich Kondensataus der Erdgasförderung) 1945–2013

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Abb. 7 Erdölförderung und -reserven, nach Regionen und Formationen aufgeteilt (Förderung inkl. Kon-densat aus der Erdgasförderung). Die Regionen sind: 1. Nordsee, 2. Gebiet nördlich der Elbe,3. Gebiet Oder/Neiße–Elbe, 4. Gebiete Elbe–Weser, Weser–Ems und westlich der Ems,5. Oberrheintal, 6. Alpenvorland

Die Abbildung 5 zeigt die Aufteilung derFördermengen auf die Regionen und diegeologischen Formationen. Die wichtigstenFörderhorizonte sind die permischen Reser-voirs im Zechstein mit 44 % anteiliger För-dermenge und im Rotliegend mit 39 % an-teiliger Fördermenge in 2013. Die verblei-benden Mengen verteilten sich auf die Spei-chergesteine der Trias, des Oberkarbon, Juraund Tertiär.Die inländische Erdölförderung blieb annä-hernd stabil. Gegenüber dem Vorjahr ist siegeringfügig um 17.000 t oder 0,6 % auf2,64 Mio. t einschließlich der Kondensat-mengen aus den Erdgasfeldern angestiegen(Abb. 6). Ursache des Anstieges waren vorallem die höheren Fördermengen im pro-duktionsstärksten Feld Mittelplate/Diek-sand (Schleswig-Holstein). Unterstütztdurch Produktionssteigerungen in den Fel-dern Emlichheim in Niedersachsen, Aitin-gen in Bayern, Ringe in Niedersachsen undweiteren 15 Feldern konnte die Abnahmeder Fördermengen in den übrigen Feldernmehr als ausgeglichen werden.In 2013 standen in Deutschland wie im Vor-jahr 49 Felder in Produktion. Veränderungenim Bestand der produzierenden Felder gabes nicht.Aufgrund der unterschiedlichen Förderent-wicklung in den Feldern hat sich die Auftei-lung der Fördermenge auf die Bundesländerleicht verändert. Auf das Feld Mittelplateentfielen 54,8 % des inländisch produzier-ten Erdöls gegenüber 52,9 % im Vorjahr.Zusammen mit den Kondensatmengen ausdem Erdgasfeld Nordsee A6/B4 hat sich derAnteil Schleswig-Holsteins um 1,7 Prozent-punkte auf 55,1 % erhöht. In Niedersachsenist die Jahresfördermenge wiederum umknapp 4 % gesunken und in der Folge derAnteil Niedersachsens um 1,5 Prozentpunk-te auf 34 %. In Rheinland-Pfalz, dessen Öl-förderung wesentlich durch das junge FeldRömerberg getragen wird, ist die Förder-menge annähernd stabil geblieben. Sie sankgeringfügig um 1 % und in der Folge der An-teil des Landes um 0,2 Prozentpunkte auf

7,9 %. Die verbleibenden Mengen verteiltensich in der Reihenfolge abnehmender Men-gen auf die Länder Bayern, Hamburg, Bran-denburg und Mecklenburg-Vorpommern.Die Aufteilung der Fördermengen auf dieRegionen und die geologischen Formatio-nen ist in Abbildung 7 dargestellt. Die bei-den wichtigsten Förderhorizonte sind dieDogger- und Unterkreide-Sandsteine. Ausden Dogger-Sandsteinen (z.B. Mittelplate)wurden 61 % der Fördermengen gewonnen,aus den Unterkreide-Sandsteinen (vor allemEmsland) knapp 26 %. Auf die Träger in derTrias (Römerberg) entfielen wiederum etwa7 %.Nach dem Bericht »Energieverbrauch inDeutschland im Jahr 2013« der Arbeitsge-meinschaft Energiebilanzen (AGEB) ist derPrimärenergieverbrauch nach vorläufigenBerechnungen stark beeinflusst von derkühleren Witterung des ersten Halbjahresum 2,5 % gegenüber dem Vorjahreswert ge-stiegen. Der Erdgasverbrauch ist nachAGEB um 6,4 % auf 956 Mrd. kWh ange-stiegen. Umgerechnet auf das Volumen be-trug der Verbrauch 98,0 Mrd. m³ Reingas.Der statistisch erfasste Mineralölverbrauchist nach AGEB um 2,2 % auf 108 Mio. t an-gewachsen. Auf Basis dieser Verbrauchs-werte ergeben sich rechnerische Anteile derinländischen Fördermengen von 10 % amErdgasverbrauch und 2,4 % am Mineralöl-verbrauch.

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

zum Stichtag 1. Januar 2014 auf103,6 Mrd. m³ in Feldesqualität geschätzt.Die verbleibenden Reserven haben damit ge-genüber dem Vorjahr um 19,6 Mrd. m³ oder15,9 % abgenommen. Die rückläufige Ent-wicklung der letzten Jahre hat sich damitweiter fortgesetzt (Abb. 8).Unter Berücksichtigung der Fördermenge in2013 in Höhe von 10,7 Mrd. m³ wird deut-lich, dass die Abnahme der Reserven fast

doppelt so groß war wie die entnommeneFördermenge. Werden die Zahlen auf dieProduktionsgebiete heruntergebrochen,zeigt sich, dass in keinem der Gebiete auchnur Teile der durch die Förderung ver-brauchten Reserven ersetzt werden konnten.Die größten Verluste waren im Gebiet Elbe–Weser zu verzeichnen, also im Gebiet dernorddeutschen Rotliegend-Gasfelder, dasetwa 40 % der inländischen Reserven birgt.88 % der Reservenverluste, die nicht das Re-sultat der entnommen Fördermengen waren,entfielen auf dieses Gebiet. Auf das GebietWeser-Ems, also auf das wichtigste Gebietder Region norddeutscher Zechstein-, Bunt-sandstein- und Karbon-Felder, das etwa58 % der inländischen Reserven birgt, ent-fielen 10 % dieser Verluste. Die maßgebli-che Ursache dieser Verluste waren Neube-wertungen von Feldern, die teils höhere,teils geringere Feldesreserven zur Folge hat-ten und trotz zusätzlicher Reserven aus neu-en Bohrungen zu einer negativen Bilanzführten.In Abbildung 5 ist die Verteilung der Reser-ven auf die Regionen und die geologischenFormationen dargestellt.98,4 % der ausgewiesenen Reserven befin-den sich in niedersächsischen Lagerstätten.Die übrigen Reserven verteilen sich in derReihenfolge abnehmender Mengen auf La-gerstätten in Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein (Nordsee), Bayern und Thüringen.Die Summe der sicheren und wahrscheinli-chen Erdölreserven wurde zum Stichtag 1.Januar 2014 auf 31,5 Mio. t geschätzt. Damithaben die verbleibenden Reserven um1,0 Mio. t oder 3,2 % gegenüber dem Vor-jahr abgenommen (Abb. 9).Unter Berücksichtigung der Jahresförde-rung in 2013 in Höhe von 2,6 Mio. t zeigtsich, dass ein Teil der Fördermenge, nämlich1,6 Mio. t, durch zusätzliche Reserven aus-geglichen werden konnte. Die Entwicklungder Reserven verhielt sich in den Produk-tionsgebieten aber unterschiedlich. In denGebieten Weser–Ems, Oberrheintal, Elbe–Weser und Oder/Neiße–Elbe, die zusammen



Abb. 9 Entwicklung der Erdölreserven in der Bundesrepublik Deutschland von1947 bis 2014

Abb. 8 Entwicklung der Erdgasreserven in der BundesrepublikDeutschland von 1960 bis 2014

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etwa 42 % der inländischen Reserven ber-gen, waren die verbleibenden Reserven zumStichtag höher als im Vorjahr; d. h. die zu-sätzlichen Reserven waren größer als dieVerluste durch die Förderung. Im GebietWeser–Ems lag das Plus der Reserven bei0,256 Mio. t (plus 8,6 %), im Oberrheintalbei 0,214 Mio. t (plus 2,5 %), im GebietElbe–Weser bei 0,045 Mio. t (plus 4,1 %)und im Gebiet Oder/Neiße–Elbe bei 0,001Mio. t (plus 1,6 %).In den Gebieten nördlich der Elbe und west-lich der Ems, in denen zusammen etwa 57 %der inländischen Reserven liegen, haben dieverbleibenden Reserven zwar abgenommen,aber die Fördermengen konnten zumindestteilweise durch zusätzliche Reserven ausge-glichen werden. Im Gebiet nördlich derElbe, das durch das Feld Mittelplate be-stimmt wird, gingen die Reserven um 1,327Mio. t (minus 9,8 %) zurück; es konnten alsonur 0,132 Mio. t der Fördermenge in Höhe1,459 Mio. t durch zusätzliche Reservenausgeglichen werden. Der Reservenrück-gang in diesem Gebiet war ausschlagge-bend für die bundesweite Entwicklung. ImGebiet westlich der Ems haben die Reservenzwar um 0,141 Mio. t (minus 2,4 %) abge-nommen, aber immerhin konnten 0,425Mio. t der Fördermenge in Höhe von 0,567Mio. t durch zusätzliche Reserven ersetztwerden.In der Nordsee (Kondensat des ErdgasfeldesA6/B4) haben die Reserven genau um dieFördermenge und im Alpenvorland um0,019 Mio. t mehr als die Fördermenge ab-genommen. Diese beiden Gebiete stellen le-diglich 1 % der inländischen Erdölreserven.Abbildung 7 zeigt die Verteilung der Reser-ven auf die Regionen und die geologischenFormationen.Bezogen auf die Bundesländer stellt sich dieVerteilung der Reserven folgendermaßendar: Zum Jahresbeginn lagen 38,6 % der in-ländischen Erdölreserven in Schleswig-Holstein (Mittelplate), 32,3 % in Nieder-sachsen und 27,4 % in Rheinland-Pfalz. Dieübrigen Reserven verteilten sich in der Rei-henfolge abnehmender Mengen auf Lager-stätten in Bayern, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg.

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