Läuft die Ölförderung in Saudi Arabien auf eine kritische Situation zu?

http://omrpublic.iea.org/supply/sa_cr_ts.pdf

EK – 25.10.2004: In diesem Jahr wurde, angestossen durch den US-Investment Banker Matthiew Simmons, heftig diskutiert, ob denn Saudi Arabien überhaupt noch in der Lage sei, seine Förderung merklich auszuweiten, oder ob auch hier bereits die Kapazitätsgrenzen erreicht seien. Noch weitergehend wurden auch deutliche Zweifel geäußert, ob Saudi Arabien überhaupt noch lange auf dem derzeitigen Niveau Öl fördern könne oder ob nicht schon bald mit einem Förderrückgang zu rechnen sei.

Für unsere Leser wollen wir hier einige Aspekte eingehender diskutieren, die diese Zweifel nähren:

Die Analogie zur Ölförderung in der benachbarten Region Oman

Das Feld Yibal ist mit ca. 2 Gb Inhalt das größte Ölfeld in Oman. Es wurde 1962 entdeckt . Die Historie der Ölförderung dieses Feldes ist sehr genau bekannt. Das Feld Yibal wurde unter der betrieblichen Führung der Firma Shell erschlossen. Shell hat etwa 30% Anteil an der Ölförderung in Oman. In der folgenden Grafik ist der historische Förderverlauf des Ölfeldes Yibal eingetragen. Bis zum Jahr 1998 konnte die Förderung kontinuierlich erhöht werden. Danach ging sie innerhalb von 5 Jahren um 60% zurück, also um etwa 15% pro Jahr. Die rote Fläche in der Grafik zeigt den Verlauf der gesamten Ölförderung in Oman.

Zur Zeit des Fördermaximums trug Yibal mit etwa 20% Anteil zur Gesamtförderung bei. Nachdem Yibal in den Förderrückgang ging, konnte die landesweite Ölförderung mit großem finanziellen und technischen Aufwand nochmals für 2 Jahre ausgeweitet werden, bevor sie dann einbrach. In den letzten 2 Jahren beträgt der Förderrückgang bereits mehr als 8%, das entspricht absolut etwa dem Förderrückgang von Yibal. Dieser Rückgang konnte demnach nicht mehr durch den weiteren Anschluß neuer kleiner Felder kompensiert werden.

Bild: Ölförderung in Oman. Im Jahr 1998 ging die Förderrate des größten Ölfeldes Yibal mit etwa 10% p.a. zurück. Kurz darauf konnte das nicht mehr durch den Anschluß kleiner Felder anderswo kompensiert werden – seit 2001 geht die gesamte Landesförderung mit etwa 4% p.a. zurück.

Der starke Produktionseinbruch in Yibal seit 1998 ist eine Folge der angewandten Fördertechnik. Es wurde eine Strategie der maximalen Ölentnahme verfolgt (Maximum Reservoir Contact oder MRC). Bereits in einer relativ frühen Phase (1994) hat man versucht mit Horizontalbohrungen möglichst schnell viel Öl aus der ölhaltigen Schicht zu entnehmen. Eine Horizontalbohrung innerhalb der Öl führenden Schicht erlaubt bei entsprechender Perforierung die Entnahme von wesentlich mehr Öl je Fördersonde als die früher übliche Praxis des senkrechten Anbohrens der ölfördernden Schicht.

Parallel dazu wurde aber auch schon lange vor Erreichen der Maximalförderung mit dem Einpressen von Wasser begonnen, um den Druck in der Öl-Lagerstätte zu erhalten und das Öl effizienter auszutreiben. Sobald der Wasserspiegel die Horizontalbohrungen erreicht, sind sie in der Regel verloren und müssen durch neue Bohrungen ersetzt werden. Durch das frühzeitige Einpressen von Wasser bleibt einerseits kaum Spielraum, den Druck nach Überschreiten des Fördermaximums noch einmal anzuheben (diesen Spielraum hat man bereits vorher ausgeschöpft). Andererseits führt das übermäßige Einpressen von Wasser zu einem beschleunigten Anstieg des Wasserspiegels im Ölfeld, was dazu führt, dass das eingepresste Wasser sich schneller in Richtung der „Öl entnehmenden“ Fördersonden bewegt. Dadurch bleiben isolierte - vom Wasser vollständig umschlossene - Öleinlagerungen in den ölhaltigen Gesteinsschichten zurück. Dieses Öl, das man im Fachjargon als „bypassed oil“ bezeichnet, kann dann später ohne zusätzliche Fördersonden nicht mehr entnommen werden.

Durch die Strategie des MRC wird das Öl zwar schneller entnommen, aber in Summe wird vermutlich weniger Öl entnommen werden können als bei angepaßter langsamerer Entleerung. Als Konsequenz dieser Praxis schlug die Öl-Förderung innerhalb weniger Jahre in eine „Wasser-Förderung“ um. Um dies auch mit Zahlen zu unterlegen: Wurden 1998 noch mehr als 200 kb/Tag an Öl entnommen, so reduzierte sich die Förderung im Jahr 2003 auf weniger als 80 kb/Tag. Gemeinsam mit dem Öl wurden 2003 jedoch mehr als 700 kb/Tag Wasser gefördert – Wasser, das zuvor mühsam eingepresst wurde.

Was hat Yibal (Oman) mit Ghawar (Saudi Arabien) gemeinsam?

Genau diese Praxis der maximalen Wassereinpressung -bereits vor Ereichen des Fördermaximums unter gleichzeitig steigendem Anteil an Horizontalbohrungen- wird aber auch im weltgrößten Ölfeld Ghawar in Saudi Arabien angewandt. Diese Praxis erlaubt, das Öl möglichst schnell zu entnehmen. In Konsequenz daraus, wird die Förderrate anschließend wesentlich schneller zurückgehen als in konventionell erschlossenen Feldern.

Die Befürchtung ist nun, dass nach Überschreiten des Fördermaximums in Ghawar anschließend die Förderrate ähnlich schnell zurückgehen wird wie in Yibal. Dort beträgt die „decline“-Rate seither ca. 15% p.a.

Eine ähnliche „decline“-Rate erwartet die mexikanische Ölfirma Pemex nach Überschreiten des Fördermaximums im weltgrößten Offshore-Feld „Cantarell“ im Offshore Bereich. Ab 2006 rechnet man dort mit einem Förderrückgang von 14% p.a. (Siehe Energiekrise.de vom 31.August.2004). Daher ist zu befürchten, dass nach Überschreiten des Fördermaximums die Förderrate in Ghawar um ca. 10-15%% pro Jahr zurückgehen wird, und nicht um 2-3% wie in vielen konventionell erschlossenen Feldern.

Aus vielen Berichten weiß man, dass in Ghawar seit 1965 Wasser zur Druckerhöhung eingepresst wird. Bis heute wurden mehr als 500 horizontale Bohrungen von insgesamt etwa 3400 Bohrungen gesetzt. Heute werden etwa 4,5 Mio Barrel/Tag Öl aus dem Feld entnommen. Dies wird durch das Einpressen von etwa 7 Mio Barrel Wasser pro Tag ermöglicht. Der Anteil des geförderten Wassers beträgt in manchen Zonen des Feldes bereits mehr als 50%. Von Saudi Aramco ist ein „water cut“, also ein Wasseranteil von 33% bestätigt. Damit ist die Entwicklung des Feldes schon sehr weit fortgeschritten.

Berichte von arabischen Ölingenieuren lassen es als sicher erscheinen, dass das Feld noch in diesem Jahrzehnt das Fördermaximum überschreiten wird, wobei manche Quellen sogar von einem Überschreiten noch in diesem Jahr ausgehen. Der anschließende Förderrückgang könnte sich durchaus in der Gegend von 10% oder mehr pro Jahr bewegen.

Die dominante Abhängigkeit der Ölförderung Saudi Arabiens von einem einzigen Feld, dem 1948 gefundenen weltgrößten und seit 1951 fördernden Ölfeld Ghawar

Im Unterschied zu Oman, das „nur“ zu 20% von der Förderrate aus Yibal abhängig war, trägt Ghawar mit etwa 50% zur Ölförderung in Saudi Arabien bei. Damit wird ein Förderrückgang in Ghawar unausweichlich zu einem baldigen Förderrückgang der gesamten Region führen. Um diese dominante Abhängigkeit der Ölförderung Saudi Arabiens von einem Feld zu belegen, sind in der folgenden Grafik die größten Ölfelder Saudi Arabiens dargestellt.

Die Einschätzungen der tatsächlichen Größe von Ghawar gehen auseinander. Saudi Aramco spricht von mehr als 120 Gb. Gemäß früherer Abschätzungen von Exxon und anderen aus den 70er Jahren enthält Ghawar etwa 60 Gb an förderbarem Öl. Deffeyes schätzt den Inhalt eher auf 80 – 90 Gb. Tatsache scheint, dass bis heute etwa 45 – 55 Gb entnommen sind. Da man die bisherige Gesamtförderung von Saudi Arabien mit etwa 100 Gb recht gut kennt, kann man über die Größe und das Erschließungsdatum der anderen Felder einigermaßen abschätzen, wie weit die einzelnen Felder bereits entleert wurden. Die folgende Abbildung zeigt diese Abschätzung, die sich weitgehend (aber nicht vollständig) auf Aussagen von Aramco Mitarbeitern stützt. Diese geben die Entleerung von Ghawar mit etwa 45 Gb an.
Der Grafik kann man entnehmen, dass fast alle großen Ölfelder bereits lange Öl liefern. Deren künftige Förderausweitung ist daher bescheiden, wesentlich stärker wird der Förderrückgang in einigen dieser Felder in Zukunft sein.

Bild: Die 30 größten Ölfelder Saudi Arabiens. Die vier größten Ölfelder enthalten bereits mehr als die Hälfte von allem Öl. Diese vier Felder fördern alle seit mehr als 40 Jahren Öl und sind daher bereits weitgehend entleert.

Andererseits wissen wir von Saudischen Sprechern, dass neue Produktionskapazitäten von 800 kb pro Tag ab Oktober dazu dienen, den Förderrückgang in alten Feldern zu kompensieren (vgl. Beitrag in energiekrise vom 6. Juli 2004 "Der aktuelle Ölpreis ist fair"). Die verwendete denkwürdige Formulierung „... is only meant to offset intentional declines in older fields“ ist nichts anderes als das offizielle Eingeständnis, dass der Förderrückgang bereits eingesetzt hat. Unklar bleibt zwar, in welchem Umfang Ghawar davon betroffen ist, doch ist es äußerst unwahrscheinlich, dass nur andere alte Felder betroffen sein sollen und Ghawar nicht.

Diese Überlegungen machen deutlich, dass die künftige Saudische Ölförderung sehr eng an die Möglichkeiten im größten Feld Ghawar gebunden sind.

Die Saudi Arabischen Ölreserven sind vermutlich deutlich überschätzt.

Aramco gibt seine nachgewiesenen Ölreserven mit 262 Gb an. Allerdings wurde inzwischen bestätigt, dass nur etwa 130 Gb in bereits erschlossenen Feldern lägen und weitere 130 Gb in Feldern, von denen Aramco annimmt, dass sie als nachgewiesene Reserve betrachtet werden können, obwohl noch keine Erschließungspläne oder Probebohrungen vorliegen. Die Energiestatistik von BP übernimmt diese 262 Gb seit vielen Jahren.

Wie inzwischen oft beschrieben, wurden diese Reserven Ende der 80er Jahre um fast 50% höher bewertet - ohne dass dem neue Funde entsprechen würden. IHS-Energy hat seine eigene Statistik über die Entwicklung von Ölfunden, Ölverbrauch und Reserven an die Reservezahl von Aramco von 1990 angepaßt. Seit dieser Zeit übermittelt Aramco fast jedes Jahr dieselbe Reservezahl, während IHS-Energy die tatsächlich gemeldeten neuen Funde zu den Entdeckungen hinzuaddiert und die bereits erfolgte Förderung abzieht.

Im Unterschied zu Aramco (oder BP, das die Statistik von Aramco jedes Jahr übernimmt) sieht IHS-Energy für 2003 die Reserven nur noch bei 220 Gb (anstatt 262 Gb). Die folgende Grafik zeigt diese Zusammenhänge und Entwicklungen. Am stärksten umstritten dürfte die tatsächliche Größe des Ölfeldes Ghawar sein. IHS-Energy bringt seine Statistik dadurch mit der Aramco Statistik in Einklang, dass die Größe von Ghawar mit 120 Gb angenommen wird. Unterstellt man, dass dies übertrieben ist, und Ghawar nur 87 Gb förderbares Öl enthält – wie von Deffeyes angenommen - so reduzieren sich die gesamten arabischen Ölreserven auf etwa 170 – 180 Gb. Heute kann man hierzu keine sichere Aussage treffen. Dennoch wird sich vermutlich die tatsächliche Größe der Reserven eher im Bereich 170 – 220 Gb bewegen als bei den von Aramco angegebenen 260 Gb.

Bild Die Entwicklung der arabischen Ölreserven. Die großen Funde wurden vor mehr als 40 Jahren gemacht. Die einhüllende Kurve zeigt gemäß der Industriestatistik (IHS-Energy) die historische Entwicklung der Funde und Reserven (rote Fläche = bereits gefördertes Öl). Diese liegen deutlich niedriger als von Aramco oder BP übermittelt. Rechts sind als „LBST estimate“ die Reserven eingetragen, die sich ergeben, wenn man annimmt, dass der förderbare Ölgehalt des größten Feldes (Ghawar) nicht 120 Gb sondern nur (wie von einigen Fachleuten vermutet) etwa 85 Gb beträgt. [zum Vergrößern bitte auf das Bild klicken!]

Fazit:

Die hier diskutierten Indizien und Details legen den Verdacht nahe, dass Saudi Arabien die Ölförderung nicht mehr lange und nicht mehr stark wird ausweiten können. Es ist sogar eher wahrscheinlich, dass die Förderung schon bald und unabwendbar zurückgehen wird. Sobald dieses Ereignis eintritt, wird vermutlich auch die Weltölförderung insgesamt zurückgehen.

Möglicherweise wird das Fördermaximum in Saudi Arabien sogar schon Ende des Jahres erreicht, wenn die Einschätzung eines „Maulwurfs“ aus der Ölindustrie zutrifft, die im ASPO Newsletter 46, October 2004, Artikel Nr. 435 „The Nemesis Report“ veröffentlicht wurde. Der Autor schätzt den aktuellen Förderrückgang in den bereits produzierenden Feldern auf 50 kb pro Monat, entsprechend 600 kb pro Jahr!

Quelle: www.energiekrise.de/news/haupt.html