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Teil 1: Was ist Tight Oil? Was ist Schieferöl?

Ein Beitrag von Christoph Senz

Kaum ein Tag an dem nicht eine neue Studie erscheint, die versucht den "Tight Oil Boom" in den USA in irgendeiner Form zu bewerten. Die Meinungen reichen von:

• „Die USA werden künftig Saudi Arabien als Ölproduzent überholen“

• „Die USA werden von Ölimporten unabhängig“

• „Die USA können jetzt den Nahen Osten militärisch vernachlässigen, da sie genügend eigenes Öl haben!“

Diese Artikelserie wird einerseits versuchen, diese Aussagen basierend auf frei zugänglichen Daten zu überprüfen und andererseits die damit verbundenen Fachbegriffe erläutern.

Liest man die vielen Artikel zu diesem Thema, fällt dabei zunächst auf, dass viele Journalisten den Begriff Schieferöl verwenden, wenn sie die gestiegene Ölproduktion vor allem in North Dakota und in Texas beschreiben. Dieser Begriff ist fachlich nicht korrekt was zu erheblichen Verwirrungen führen kann. Das im Wesentlichen in North Dakota und Texas geförderte Öl heißt korrekt "Tight Oil“! Die internationale Energieagentur verwendet im World Energy Outlook 2012 präzisierend den Begriff "Light Tight Oil"! Um diesen Boom ein wenig genauer zu beleuchten ist es zunächst wichtig, die Begriffe „Schieferöl“ und „Light Tight Oil“ noch einmal sauber voneinander zu trennen.

Schieferöle sind Öle die aus kerogenhaltigen Gesteinen wie z.B. Ölschiefern gewonnen werden können. Als Ölschiefer wird ein dunkles, tonig-mergeliges Sedimentgestein bezeichnet, das bis zu 20% Kohlenwasserstoff-Verbindungen enthält, welche Kerogene genannt werden. Beim Erhitzen bis etwa 500 °C werden diese Kerogene in Gas und ein rohölähnliches Produkt umgewandelt. Schieferöl kann also lediglich aus kerogenhaltigen Gesteinen und nur mit sehr großem Aufwand durch thermische Prozesse gewonnen werden, bei denen die in der Natur in extrem langen Zeiträumen ablaufenden Prozesse künstlich im "Zeitraffer" nachgeholt werden. Auf der Welt gibt es sehr große Gebiete mit kerogenhaltigen Gesteinen, wie z.B. die Green River Formation in Utah, Wyoming und Colorado. Aktuell wird nur in Estland Ölschiefer in nennenswerten Mengen abgebaut. Allerdings nicht, um daraus Schieferöl herzustellen, sondern das Gestein wird im Tagebau abgebaut und thermisch zur Stromerzeugung verwertet.

Light Tight Oil hingegen ist „fertiges“ Erdöl, das entweder nicht aus seinem Muttergestein migrieren konnte, da die umgebenden Gesteine eine zu geringe Durchlässigkeit haben, oder das nur einen relativ kurzen Migrationsweg hinter sich hat, und dann in relativ undurchlässigen Gesteinen (meist Silte, Karbonate oder auch Sandsteine) „hängengeblieben“ ist. Zwei Begriffe, die in diesem Zusammenhang wichtig sind:

• die Porosität
• und die Permeabilität

Stellen Sie sich einen mit Flüssigkeit gefüllten Schwamm vor. Dabei entspricht die Porosität dem Anteil von Hohlräumen am Gesamtvolumen des Schwammes. Die Porosität wird dabei in Prozent angeben. Gute Speichergesteine für Erdöl und Erdgas haben Porositäten im Bereich von 20 - 30%!

Die Permeabilität hingegen beschreibt, wie gut das Gestein in der Lage ist, von Fluiden - wie Wasser, Öl oder Gas - durchströmt zu werden. Es ist also ein Maß dafür, wie gut die Hohlräume untereinander verbunden sind. In guten Speichergesteinen liegt die Permeabilität im Bereich von  0,01 Darcy bis 1 Darcy. Ein poröses Medium mit einer Permeabilität von 1 Darcy erlaubt eine Fließgeschwindigkeit von 1 cm/s für eine Flüssigkeit mit einer Viskosität von 1 Centipoise (1 mPa·s) unter einen Druckgradient von 1 atm/cm. Wasser hat beispielsweise eine Viskosität von 1 cP bei 20 °C.

Typische Permeabilitäten für Öl-und Gaslagerstätten

Bei konventionellen Öllagerstätten konnte das Öl durch seine geringe spezifische Dichte in aus den sogenannten Muttergesteinen in geologischen Zeiträumen nach oben migrieren und sich in Gesteinen mit Porositäten von 15-30% sammeln. Dabei liegt die Permeabilität meist im Bereich von 1 Millidarcy bis 1 Darcy. Diese sogenannten Speichergesteine werden meist wiederum nach oben durch sehr undurchlässige Gesteine versiegelt. Solche Strukturen nennt man auch "Erdölfallen". Wahrscheinlich sind nur relativ kleine Mengen an Öl auf diese Weise in geologischen Zeiträumen konserviert worden  - der überwiegende Teil dürfte bis an die Oberfläche gelangt sein, wo er von Bakterien wieder zersetzt wurde. Ein Prozess in dem sich beispielsweise die sog. "Ölsande" in Alberta/Kanada gerade befinden.

In den Bakken Shales liegt die Porosität im Bereich von etwa 5% und die Permeabilität im Bereich von 0,04 Millidarcy, während zum Vergleich im größten jemals gefunden Ölfeld der Welt, Ghawar in Saudi Arabien, die Porosität zwischen 20-30% liegt. In den berühmten "Super K" Horizonten des Ghawar-Feldes erreicht die Permeabilität Spitzenwerte von bis zu 70 Darcy.

Porosität versus Permeabilität     Quelle: eigene Recherche, Bildquelle: http://www.co2crc.com.au/

Die Permeabilität liegt also in den Bakken Shales um den Faktor 1000 bis 10000 niedriger als in konventionellen Öllagerstätten. Daher ließe sich ohne Fracking überhaupt kein Öl aus diesen Gesteinen gewinnen. Die Differenz in der Permeabilität spiegelt auch den Unterschied im Aufwand wieder, um an dieses Öl heranzukommen. Nur mit extremem Bohraufwand lassen sich nennenswerte Mengen Öl aus diesen Formationen gewinnen. Dieser Bohraufwand ist mit hohen Kosten und mit großem Energieaufwand verbunden. Denn die Wegsamkeiten, durch die das Öl zur Förderbohrung fließen kann, müssen künstlich geschaffen werden. Dies kann heute mit Hilfe der sogenannten Fracking-Technologie erreicht werden. Dabei werden die entsprechenden Gesteinsschichten horizontal der Länge nach angebohrt, verrohrt und zum anliegenden Gestein hin zementiert und anschließend in mehreren Abschnitten künstlich perforiert.

In der so präparierten Bohrung werden dann mit Hilfe von Wasserdrücken, die von der Oberfläche aus durch von Kompressoren aufgebracht werden, solch hohe Drücke aufgebaut, dass das Wasser durch die Perforationen in das umliegende Gestein eingepresst wird und dieses dabei aufgerissen - gefrackt - wird. Um nach dem sog. "Frac-Job" zu verhindern, dass jene künstlichen Risse sich bei sinkenden Drücken des Fracking-Fluids wieder schließen, werden Stützkörner - sogenannte Proppants - zusammen mit anderen chemischen Additiven eingeschwemmt.

Schematische Darstellung von künstlich geschaffenen Klüften, die mit Hilfe von "hydraulic fracturing" erzeugt wurden.    Quelle: North Dakota Department of Mineral Resources

Diese Technik unterscheidet sich bis hierher nicht wesentlich von der Förderung von Schiefergas. Ein signifikanter Unterschied zwischen Schiefergas und Tight Oil liegt aber in der Auswahl der Proppants. Bei Tight Oil Reservoiren kommen spezielle Proppants zum Einsatz, da Erdöl aus langkettigen Kohlenwasserstoffketten besteht, die zum Fließen durch ein poröses Medium grundsätzlich größere Porenräume und eine höhere Permeabilität benötigen, als Gase wie z.B. Methan (CH4). Dieser Umstand hat auch eine große Bedeutung für den Anteil des gewinnbaren Öls in einer solchen Lagerstätte. Die sog. "recovery rate" ist dadurch bei Light Tight Oil Reservoiren deutlich kleiner als in der Schiefergasförderung. Die "recovery rate" wird beispielsweise in den Bakken-Shales auf 3-10% geschätzt. Es können also nur rund 3-10% des gesamten im Gestein befindlichen Erdöls gefördert werden. Weitere Verbesserungen der Fracking-Technologie werden diesen Wert aber vermutlich noch ein paar Prozentpunkte steigen lassen.

Um die Fließfähigkeit des Öls in einem solchen „gefrackten“ Reservoir zu verbessern, muss also die Korngröße der verwendeten Proppants größer sein, als in einem Schiefergashorizont. Das bringt aber folgendes Problem mit sich: größere Korndurchmesser haben eine geringere Druckfestigkeit, weshalb die hoch druckfesten „Proppants“ künstlich hergestellt werden müssen. Quarzsand der definitionsgemäß eine Korngröße von 0,063 bis 2 mm hat, ist einerseits zu gering im Durchmesser und würde andererseits in den großen Tiefen (rund 3000 m), in denen beispielsweise in den Bakken Shales gefrackt wird, zerdrückt werden! Der Aufwand wird also betrieben, damit die Klüfte nicht sofort bei der Druckentlastung wieder in sich zusammenfallen können. Auf folgender Webseite kann man mehrere Werbefilme zu diesem Thema ansehen, die den Einsatz der Proppants sehr anschaulich erklären.

Die speziell gefertigten "Resin Coated Ceramic Proppants" kosten bis zu 1000$ pro Tonne. Für einen Frackingabschnitt (eine sog. Stage) braucht man etwa 200 Tonnen dieser Proppants. Für ein typisches Bohrloch mit 20 Abschnitten werden also etwa 4.000 Tonnen Proppants benötigt, die mit rund 4 Mio. US$ zu Buche schlagen können! Zusätzlich werden pro Bohrung rund 12000 - 18000 m³ Frischwasser benötigt und etwa wie hier bereits beschrieben, 9 Tonnen Guarkernmehl, dass je nach Preisniveau ebenfalls rund 300.000 US$ kostet. Weiterhin werden diverse chemische, teils giftige Zusätze verwendet, damit die neu geschaffenen Klüfte nicht von Bakterien wieder zugesetzt werden können. Auch um den Korrosionsschutz aller verwendeten Teile zu gewährleisten, werden diverse Chemikalien eingesetzt.

Das Guarkernmehl bildet zusammen mit Wasser eine Art Gel, welches dafür sorgt, dass die Proppants sich gleichmäßig in der Bohrflüssigkeit verteilen und nicht zu früh absinken. Zusätzlich sorgt die dadurch erhöhte Viskosität des Fracking-Fluids dafür, dass später beim Rückfluss durch den Einsatz sog. „chemischer Brecher“ die Proppants in der Gesteinsformation bleiben. Das Wasser muss vor Produktionsbeginn wieder abgepumpt, behandelt bzw. entsorgt werden. Problematisch sind dabei die großen Mengen und die Tatsache, dass normale Kläranlagen überhaupt nicht auf die Zusammensetzung solcher Wässer eingestellt sind. Heute wird das Wasser in speziellen mobilen Kläranlagen behandelt und in Teilen wiederverwendet. Giftige Wässer, die zum Teil direkt aus den Gesteinsformationen stammen, werden auch gezielt wieder dorthin verpresst. Die gesamte Wasserthematik ist sehr komplex und verdient eingehendere Untersuchung.

Mit dieser Technologie wird vor allem in den Bakken Shales (North Dakota und Montana), in den Eagle Ford Shales in Texas und in den Niobrara Shales (Colorado) das sogenannte "Light Tight Oil" gefördert.

Der nächste Artikel befasst sich ausführlicher mit der Geologie und der Fördercharakteristik der Bakken Shales befassen.

Mein Dank geht an Alexandre de Robaulx de Beaurieux für seinen fachlichen Rat!