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Teil 2: Die Bakken Shales - Prototyp einer neuen "Ölrevolution"?

Ein Beitrag von Christoph Senz

Nachdem der letzte Artikel sich vor allem mit den physikalischen Restriktionen der Fracking-Technologie auseinandergesetzt hat, soll es heute um die geographische Lage, die Geologie und die aktuelle Ölfördersituation in North-Dakota gehen. Denn die sog. Bakken Shales in North Dakota gelten als der Prototyp einer neuen "Ölrevolution" - der Förderung von Erdöl aus sehr undurchlässigen Gesteinen mit Hilfe der "Fracking-Technologie". Schauen wir uns zunächst ihre geographische Lage an.

Lage des Williston Basins und der Bakken Shales. Quelle: The Oildrum

Die Bakken Shales sind Teil des Williston Basins, das sich über die Staaten South Dakota, North Dakota und Montana in den USA und über die Staaten Manitoba und Saskatchewan in Kanada erstreckt. Das Williston Basin ist eine Beckenstruktur, in die ab dem Ordivizium, also vor etwa 490 Mio. Jahren, große Mengen an Sedimenten abgelagert wurden. Das Williston Basin umfasst rund 390.000 km² und ist damit in etwa so groß wie die Bundesrepublik Deutschland. In diesem Becken wurden viele marine Sedimente abgelagert, wenn auch nicht kontinuierlich. Die Sedimente, die ursprünglich in größeren Wassertiefen und unter anoxischen Bedingungen abgelagert wurden und die einen relativ hohen Anteil an organischer Substanz enthielten, waren ideale "Muttergesteine" für diverse Kohlenwasserstoffe, darunter auch Erdöl. Solches Erdöl kann unter den richtigen geologischen Bedingungen und bei "richtigem Timing" entlang von natürlichen Wegsamkeiten im Gestein nach oben "wandern" und sich in anderen, sogenannten Speichergesteinen, zu konventionellen Öllagerstätten sammeln. Im Falle der Bakken Shales ist das Erdöl aber aufgrund der niedrigen Permeabilität quasi in seinem Muttergestein hängengeblieben und formt somit eine sogenannte unkonventionelle Erdöllagerstätte.

In North Dakota wird seit 1951 Erdöl gefördert und etwa Mitte der 1980er Jahre wurde ein vorläufiges Fördermaximum von etwa 150.000 Fass Erdöl pro Tag erreicht. Damals gab es rund 60-100 aktive Erdölbohrungen in North Dakota. Folgende Abbildung zeigt die Stratigraphie, also die zeitliche Abfolge der verschiedenen Gesteinshorizonte des Williston Basins, wobei sich unten links der älteste Gesteins- und oben links der jüngste Gesteinshorizont befindet. Aus blau eingefärbten Horizonten wurde bzw. wird Erdöl, aus roten Erdgas gefördert.

Stratigraphie des Williston Basins. In Blau gekennzeichnet die Horizonte aus denen Erdöl, in Rot die Horizonte aus den Erdgas gefördert wurde bzw. wird. Quelle: North Dakota Department of Mineral Resources

Die Grafik verdeutlicht, dass aus vielen verschiedenen Gesteinsschichten bereits Öl gefördert wurde. Zwischen "Devonian" (auf deutsch Devon) und Mississipian (auf deutsch Karbon) liegt die Bakken Formation. Auch aus den Bakken Shales war lange bekannt, dass dort Öl zu finden ist. Es handelt sich also nicht wie vielfach suggeriert um einen plötzlichen Sensationsfund! Die folgende Skizze zeigt stark vereinfacht die geologische Situation der Bakken Shales und eine hydraulisch gefrackte Bohrung. In der Realität haben solche Bohrungen 20 und mehr Abschnitte, sogenannte Stages.

Schematisches Profil der Bakken Shales Quelle: eigene Recherche, angelehnt an EPRINC

Schauen wir uns die Situation genauer an. Das amerikanische Energieministerium hat folgende Karte mit allen bisherigen Bohrlokationen in den Bakken Shales in North Dakota, Montana, Saskatchewan und Manitoba veröffentlicht. Dabei fällt auf, dass es nur relative kleine Bereiche sind, in denen sich die Ölförderbohrungen konzentrieren. Dies sind die sog."sweet spots", Bereiche in denen sich die Ölförderung als besonders ergiebig, bzw. als überhaupt rentabel herausgestellt hat.

Ausdehnung der Bakken Shales in North Dakota und die wichtigsten Ölfördergebiete (sweet spots) Quelle: Energy Information Administration (EIA)

Hier wird bereits deutlich, dass die geologischen Verhältnisse im Untergrund niemals so homogen sind, wie es in Karten gerne dargestellt wird. Das musste auch der Branchenriese "Chesapeake" leidvoll erfahren. Er hatte im südwestlichen "Stark County" in North Dakota 8 Bohrungen abgeteuft, um aus einem Ausläufer der Bakken Shales Öl zu fördern. Von den 8 Bohrungen konnte nur aus 3 Bohrungen Öl gefördert werden, allerdings so wenig, dass eine weitere Förderung unökonomisch wäre. Donnel Preskey hat das Thema für KXNews ausführlich behandelt. Auch der dort verlinkte Filmbeitrag verschafft einen guten Einblick in das harte Geschäft des "Frackings". Interessant sind die Aussagen von Lynn Helms, Direktor des North Dakota Department of Mineral Resources:

"Geologisch gesehen gab es ein paar Überraschungen. Wir wussten, dass in diesem Gebiet keine untere Bakken-Formation existiert. Wir mussten aber überrascht feststellen, dass auch keine obere Bakken-Formation existiert."

Diese Aussage zeigt, dass Ressourcenabschätzungen immer sehr kritisch zu sehen sind, solange keine Bohrergebnisse vorliegen.

Aus ökonomischen Gründen werden also die "sweet spots" immer zuerst ausgebeutet. Denn die einfach zu erschließenden, ergiebigsten, qualitativ hochwertigsten Bereiche einer Lagerstätte werden in Abhängigkeit vom Kenntnisstand immer zuerst ausgebeutet! Dieses Grundprinzip menschlichen Handelns nennt man auch "Best-First-Prinzip". Wir werden später sehen, welche Konsequenzen diese Vorgehensweise mit sich bringt.

Schauen wir uns die aktuelle Erdölförderung in North Dakota genauer an. Im November 2012 wurden in North Dakota etwa 669.000 Barrel Öl pro Tag aus 4910 Bohrungen gefördert, die fast ausschließlich aus der Bakken- bzw. aus der Three Forks-Formation stammen. Plottet man die Ölförderung und die Anzahl der Bohrungen ergibt sich folgendes Bild:

Ölförderung in Barrel pro Tag (schwarz, linke Achse) und Anzahl Förderbohrungen (blau, rechte Achse) Quelle: North Dakota Department of Mineral Resources

Auffällig ist die in den Wintermonaten stets rückläufige Ölförderung. Sie hat aber lediglich mit den harten, winterlichen Bedingungen in North Dakota zu tun. Auch für diesen Winter sind wieder leichte Förderrückgänge zu erwarten. Zudem warten aktuell 410 bereits fertig gestellte Bohrungen auf ihren "Frac Job"! Beim eigentlichen Fracking-Prozess liegt also aktuell das "Nadelöhr": Die Frac-Leute sind langsamer als die Bohr-Leute.

Förderverläufe

Kommen wir nun zum wesentlichen Punkt: dem Förderverlauf einer gefrackten Bohrung. Nach offiziell veröffentlichten Angaben des North Dakota Department of Mineral Resources sieht die durchschnittliche Förderkurve einer gefrackten Tight-Oil Bohrung wie folgt aus:

Durchschnittlicher Förderverlauf einer Tight Oil Bohrung in den Bakken Shales Quelle: North Dakota Department of Mineral Resources

Hier wird das Dilemma unkonventioneller Öl-und Gaslagerstätten deutlich: Die unglaublich steilen Förderabfallraten. In den ersten 12 Monaten beträgt der Rückgang der Förderung bereits rund 50%. Nach 4 Jahren ist gar nur rund ein Zehntel der Initialproduktion übrig. Dieser Förderverlauf ist eine direkte Konsequenz der Fracking-Technik und der durch sie geschaffenen bzw. erweiterten Risse im Gestein. Denn in den ersten Momenten nach dem hydraulischen "Fracken", sind die künstlich geschaffenen Risse am größten. Zudem muss das Öl zu Beginn der Förderung nur das Produktionswasser im Bohrloch verdrängen, später jedoch muss weiter nachströmendes Öl ebenfalls Öl mit seiner erhöhten Viskosität im Bohrloch verdrängen. Zudem sind die künstlich geöffneten Risse durch den Druckabbau wieder sehr viel "enger" geworden. Die Risse werden ja nur noch von den Stützkörnern aus Keramik oder Quarzsand minimal offengehalten. Die Fließrate des Öls sinkt daher mit zunehmender Zeit rapide. Aus den genannten Gründen haben gefrackte Bohrungen immer solch einen mehr oder weniger steilen Förderrückgang.

Wichtig ist auch zu verstehen, dass lediglich aus dem hydraulisch gefrackten Bereich nennenswerte Ölmengen gefördert werden können! Jeder durch Fracking beanspruchte Bereich entspricht somit einem "Mini-Reservoir". Da aber - im Gegensatz zu gewöhnlichen Ölreservoirs - kein Öl aus anderen, ungefrackten Bereichen in erheblichem Maße nachmigrieren kann, sind jene "Mini-Reservoirs" auch schnell erschöpft. Um die Effektivität des Frackings zu erhöhen, versuchen die Bohringenieure bereits vor dem Fracken existierende, untereinander verbundene Kluftsysteme, optimal zu durchteufen, um die erhöhte Permeabilität dieser Kluftsysteme auszunutzen. Ziel dabei ist es, möglichst viele natürlich vorhandene Klüfte, durch die künstlichen Fracs miteinander zu verbinden. In der Theorie können Bohringenieure erklären, in welche Richtung sich die künstlichen Risse ausbreiten werden. Messungen in der Praxis haben aber gezeigt, das der Einfluss der Bohringenieure auf die Ausbreitungsrichtung der neu geschaffenen Fracs nahe Null ist, da im Endeffekt Inhomogenitäten im Gestein darüber entscheiden, in welche Richtung sich die neuen Risse ausbreiten. Genau aus diesem Grund ist der Einsatz von Fracking in der Nähe von Trinkwasserschutzgebieten in jedem Fall abzulehnen!

Weiterhin ist zu bemerken, dass - entgegen der Projektionen der Ölindustrie - die Fördermengen einer solchen Bohrung sich nicht auf einem niedrigen Förderniveau "einpendeln"! Empirische Studien haben belegt, dass die Fördermengen nach einer hyperbolen Phase weiterhin linear abnehmen.

Ein weiteres, interessantes Bild erhält man, wenn man die Anzahl der Förderbohrungen in North Dakota und die Ölförderung pro Bohrung und Tag in einem Diagramm aufträgt.

Anzahl der Ölförderbohrungen in North Dakota (schwarz, linke Achse) und Ölförderung pro Förderbohrung und Tag (blau, rechte Achse)  Quelle: North Dakota Department of Mineral Resources

Dabei fällt auf, dass die Erdölförderung pro Bohrung und Tag ihr Maximum bereits im Oktober 2008 hatte. Es scheint sich also ein Plateau im Bereich von rund 140 Fass pro Bohrung und Tag zu bilden. Dies sind - in Litern ausgedrückt - etwa 22.260 Liter Öl pro Bohrung pro Tag. Drückt man es als Fließgeschwindigkeit aus, wird das Dilemma dieser Technologie deutlich: Teilt man die 22.260 Liter durch die 86.400 Sekunden eines Tages kommt auf  eine Fließgeschwindigkeit von etwa 0,25 Liter/Sekunde: Also pro Bohrung etwa die Menge eines kleinen Milch- oder Bierglases pro Sekunde! Hier wird nochmal sehr schön deutlich, dass eine nennenswerte Gesamtförderung nur mit einem immensen Bohraufwand erreicht werden kann!

Aufgrund der steilen Förderrückgänge kann die Anzahl neuer Bohrungen also gerade einmal die Tagesförderung im Mittel über alle Bohrungen im Bereich von etwa 140 -150 Fass pro Tag stabilisieren! Schauen wir uns nun die Produktivität der Bohrungen im Zeitverlauf an. Rune Livkern hat sich sehr ausführlich mit der Erdölförderung aus den Bakken Shales auseinandergesetzt. Bezüglich der Produktivität dieser Bohrungen im Zeitverlauf zeigt er  folgende Grafik:

Produktivität von Bakken Bohrungen in North Dakota die im Januar 2010 oder später gebohrt wurden.(gelbe Kreise verbunden mit einer schwarzen Linie) Die dunkle rote Linie zeigt den gleitenden Durchschnitt der letzten 50 Bohrlöcher mit einer 12 monatigen Förderhistorie. Quelle: Rune Livkern, The Oildrum

Hatten die im Jahr 2010 begonnenen Bohrungen in den ersten 12 Monaten eine durchschnittliche Förderung von 124.000 Fass, waren es bei den 2011 begonnenen nur noch 84.000 Fass. Ein Rückgang um rund 30 % innerhalb eines Jahres. Wer mehr Hintergründe erfahren will, dem sei dieser  hervorragende Artikel von Rune Livkern in "The Oildrum" ans Herz gelegt.

Es könnte also sein, dass sich das oben erwähnte "Best-First Prinzip" bereits heute schon gnadenlos bemerkbar macht: Zu Beginn des Fracking-Booms in den Bakken Shales wurden die besten Bereiche abgegrast, danach waren es die zweitbesten und für die Zukunft bleiben Bereiche übrig, deren Ausbeute noch tiefer liegt. Die Zeit wird es zeigen!

Der nächste Artikel wird sich mit verschiedenen Szenarien der Ölförderung aus den Bakken-Shales beschäftigen.

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

Weitergehend:

• SPON: Fracking wird zum Wahlkampf-Aufreger
• Manager-Magazin: "US-Ölboom sorgt für Export-Infarkt in Kanada"