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Erdöl- und Erdgaslagerstätten

Das Thema zeigt die Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten entsprechend dem derzeitigen geologischen Kenntnisstand. Erdöl- bzw. Erdgaslagerstätten sind wirtschaftlich verwertbare, natürliche Akkumulationen von Erdöl bzw. Erdgas und ggf. weiteren Kohlenwasserstoffen in Speichergesteinen. Die im Datensatz dargestellten Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten repräsentieren Grenzen, die vielfältiger Natur sein können: In einem einfachen Fall handelt es sich um die Grenzfläche zwischen der Öl- bzw. Gasakkumulation und dem umgebenden Randwasser (sog. Öl- bzw. Gas-Wasser-Kontakt). In anderen geologischen Situationen können die Grenzen insgesamt oder teilweise auch durch die sich räumlich ändernden Gesteinseigenschaften oder tektonische Strukturen, wie z. B. Verwerfungen oder Diskordanzen, gebildet werden. Weiterhin ist die geologische Struktur einer Lagerstätte aus verschiedenen Gründen nicht immer ausreichend bekannt, um ihre Grenzen zweifelsfrei und präzise festzulegen. In diesen Fällen wurden für den vorliegenden Datensatz die betroffenen Grenzen nach bestem Wissen abgeschätzt, indem z. B. bekannte Gas- oder Öl-Down-to(s) oder Abschätzungen der durch die Förderung dränierten Bereiche der Lagerstätten herangezogen worden sind. Die Grenzen der Lagerstätten unterliegen ferner einer zeitlichen Variabilität, die mit der Aufnahme der Förderung und der damit verbundenen Entnahme des Erdöls oder Erdgases einsetzt. Im vorliegenden Datensatz sind, bis auf wenige Ausnahmen, die initialen Umrisse der Lagerstätten, also die Umrisse, die zu Beginn der Förderung vorgefunden wurden, wiedergegeben. Neben geologischen Grenzen können im Datensatz auch Grenzen auftreten, die einen administrativen Hintergrund haben, z. B. um Lagerstättenbereiche unterschiedlicher Betreiberfirmen voneinander abzugrenzen. Die Grundlage für den Datensatz bilden geologische Strukturkarten von den Lagerstätten, die dem LBEG von den jeweiligen Betreiberfirmen im Rahmen ihrer Berichterstattung über ihre bergbaulichen Aktivitäten regelmäßig übermittelt werden. Der Maßstab dieser Strukturkarten richtet sich nach der Größe der jeweiligen Lagerstätte und liegt im Regelfall zwischen 1:10.000 und 1:50.000. Für Anwendungen in größeren Maßstäben ist der vorliegende Datensatz daher nicht geeignet. Da dem LBEG für einige wenige kleine, bereits aufgegebene Lagerstätten keine Strukturkarten vorliegen, wurden in diesen Fällen die Umrisse der Lagerstätte über einen Schlagkreis abgeschätzt, der um die entsprechende(n) Förderbohrung(en) gelegt wurde. Die kumulativen Produktionsdaten beziehen sich auf den Stichtag 31.12. des Vorjahres und werden jeweils im 3. oder 4. Kalendermonat eines Jahres aktualisiert. Werden die kumulativen Produktionsdaten zu Gesamtsummen für Bundesländer addiert, weichen die Summen geringfügig von den im Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland“ des LBEG veröffentlichten Summen ab, da im Jahresbericht zusätzlich Testfördermengen berücksichtigt werden, die aus einzelnen Bohrungen stammen und nicht zu einer Feldesentwicklung führten. Weiterhin wird im Jahresbericht die Produktionsmenge der länderübergreifenden Erdöllagerstätte Sinstorf nach einem bestimmten Verhältnis zwischen den Ländern Niedersachen und Hamburg aufgeteilt

Erdöl- und Erdgaslagerstätten (WMS Dienst)

Das Thema zeigt die Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten entsprechend dem derzeitigen geologischen Kenntnisstand. Erdöl- bzw. Erdgaslagerstätten sind wirtschaftlich verwertbare, natürliche Akkumulationen von Erdöl bzw. Erdgas und ggf. weiteren Kohlenwasserstoffen in Speichergesteinen. Die im Datensatz dargestellten Umrisse der Erdöl- und Erdgaslagerstätten repräsentieren Grenzen, die vielfältiger Natur sein können: In einem einfachen Fall handelt es sich um die Grenzfläche zwischen der Öl- bzw. Gasakkumulation und dem umgebenden Randwasser (sog. Öl- bzw. Gas-Wasser-Kontakt). In anderen geologischen Situationen können die Grenzen insgesamt oder teilweise auch durch die sich räumlich ändernden Gesteinseigenschaften oder tektonische Strukturen, wie z. B. Verwerfungen oder Diskordanzen, gebildet werden. Weiterhin ist die geologische Struktur einer Lagerstätte aus verschiedenen Gründen nicht immer ausreichend bekannt, um ihre Grenzen zweifelsfrei und präzise festzulegen. In diesen Fällen wurden für den vorliegenden Datensatz die betroffenen Grenzen nach bestem Wissen abgeschätzt, indem z. B. bekannte Gas- oder Öl-Down-to(s) oder Abschätzungen der durch die Förderung dränierten Bereiche der Lagerstätten herangezogen worden sind. Die Grenzen der Lagerstätten unterliegen ferner einer zeitlichen Variabilität, die mit der Aufnahme der Förderung und der damit verbundenen Entnahme des Erdöls oder Erdgases einsetzt. Im vorliegenden Datensatz sind, bis auf wenige Ausnahmen, die initialen Umrisse der Lagerstätten, also die Umrisse, die zu Beginn der Förderung vorgefunden wurden, wiedergegeben. Neben geologischen Grenzen können im Datensatz auch Grenzen auftreten, die einen administrativen Hintergrund haben, z. B. um Lagerstättenbereiche unterschiedlicher Betreiberfirmen voneinander abzugrenzen. Die Grundlage für den Datensatz bilden geologische Strukturkarten von den Lagerstätten, die dem LBEG von den jeweiligen Betreiberfirmen im Rahmen ihrer Berichterstattung über ihre bergbaulichen Aktivitäten regelmäßig übermittelt werden. Der Maßstab dieser Strukturkarten richtet sich nach der Größe der jeweiligen Lagerstätte und liegt im Regelfall zwischen 1:10.000 und 1:50.000. Für Anwendungen in größeren Maßstäben ist der vorliegende Datensatz daher nicht geeignet. Da dem LBEG für einige wenige kleine, bereits aufgegebene Lagerstätten keine Strukturkarten vorliegen, wurden in diesen Fällen die Umrisse der Lagerstätte über einen Schlagkreis abgeschätzt, der um die entsprechende(n) Förderbohrung(en) gelegt wurde. Die kumulativen Produktionsdaten beziehen sich auf den Stichtag 31.12. des Vorjahres und werden jeweils im 3. oder 4. Kalendermonat eines Jahres aktualisiert. Werden die kumulativen Produktionsdaten zu Gesamtsummen für Bundesländer addiert, weichen die Summen geringfügig von den im Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland“ des LBEG veröffentlichten Summen ab, da im Jahresbericht zusätzlich Testfördermengen berücksichtigt werden, die aus einzelnen Bohrungen stammen und nicht zu einer Feldesentwicklung führten. Weiterhin wird im Jahresbericht die Produktionsmenge der länderübergreifenden Erdöllagerstätte Sinstorf nach einem bestimmten Verhältnis zwischen den Ländern Niedersachen und Hamburg aufgeteilt

Elektro-Impuls-Verfahren zur Aufwältigung eines mit Scale verengten Bohrloches

3D-Modell der geothermischen Lagerstätte Horstberg

Im Jahre 2003 hat die BGR die Bohrung Horstberg Z1, zusammen mit einer 3D Seismik, von der BEB Erdgas und Erdöl GmbH gekauft. Diese ehemalige Explorationsbohrung bietet die weltweit einmalige Möglichkeit, die geothermische Energiegewinnung aus bisher nicht nutzbaren gering permeablen Sedimentgesteinen zu untersuchen und zu erproben. Für die Beantragung der Arbeiten im Zuge des Projektes „Horstberg III“ und insbesondere auch für weitergehende Modellierungsarbeiten wurde ein digitales 3D-Modell der Struktur erstellt. Das Modell basiert im zentralen Teil auf der Auswertung eines 3D-seismischen Cubes und wurde mit Modellteilen aus dem Geotektonischen Atlas 3D (Bombien et al. 2012) erweitert.

Erdöl-Erdgas- und weitere Tiefbohrungen (WMS Dienst)

Das Thema zeigt die Lage der Erdöl- und Erdgas- und weiterer Tiefbohrungen entsprechend dem derzeitigen Kenntnisstand in den am KW-Verbund beteiligten Bundesländern. Die Bohrungen dienen dem Zweck Erdgas bzw. Erdöl oder andere Rohstoffe zugänglich zu machen.

Erdöl-Erdgas- und weitere Tiefbohrungen (WFS Dienst)

Das Thema zeigt die Lage der Erdöl- und Erdgas- und weiterer Tiefbohrungen entsprechend dem derzeitigen Kenntnisstand in den am KW-Verbund beteiligten Bundesländern. Die Bohrungen dienen dem Zweck Erdgas bzw. Erdöl oder andere Rohstoffe zugänglich zu machen.

Erdöl-Erdgas- und weitere Tiefbohrungen

Das Thema zeigt die Lage der Erdöl- und Erdgas- und weiterer Tiefbohrungen entsprechend dem derzeitigen Kenntnisstand in den am KW-Verbund beteiligten Bundesländern. Die Bohrungen dienen dem Zweck Erdgas bzw. Erdöl oder andere Rohstoffe zugänglich zu machen.

Greenpeace-Aktivisten protestieren an norwegischer Bohrplattform

Am 27. Februar 2017 demonstrierten Greenpeace-Aktivisten an einer Bohrplattform des Ölkonzerns Statoil. Sie protestierten vor der auslaufende Plattform im Fjord bei Tromsö in Kajaks und Schlauchbooten. Die Plattform soll bis zum Sommer in die äußere Barentssee fahren und dort an einer der weltweit nördlichsten Stellen nach Öl bohren. Erstmals seit mehr als 20 Jahren hat Norwegens Regierung im Sommer 2016 ein vollkommen neues Gebiet der norwegischen Barentssee für die Ölausbeutung geöffnet. Dreizehn Konzerne, darunter auch Dea Norge, Tochterfirma der Dea Deutsche Erdöl AG, sowie Chevron und Lukoil, haben sich Bohrrechte gesichert. Norwegens größte Ölfirma Statoil hat bereits angekündigt, im Sommer 2017 mit den Bohrungen zu starten. Die von Statoil hierfür gecharterte Bohrplattform Songa Enabler überwinterte in dem Fjord in der Nähe von Tromsö.

Erste Bilder vom Amazonasriff

Die Umweltschutzorganisation Greenpeace Brasilien konnte erstmals Unterwasseraufnahmen des 9500 Quadratkilometer großen Korallenriff im Mündungsgebiet des Amazonas im Atlantik machen. Die Aufnahmen zeigen eine einzigartige Welt von von Schwämmen, Hart- und Weichkorallen, Rotalgen und Millionen von Fischen. Ein Team von Experten, darunter mehrere Ozeanographen, die die Entdeckung des Riffs im 2017 bekannt gegeben haben, sind mit dem Greenpeace-Schiff "Esperanza" auf Expedition, um das gigantische Ökosystem, das vom Französisch Guyana bis zum brasilianischen Bundesstaat Maranhão reicht, zu dokumentieren.

Ölkonzerne planen Bohrung am Amazonasriff

Die Ölkonzerne Total und BP planen einem Bericht des Greenpeace-Portal Energydesk vom 30. Januar 2017 zufolge Erdölbohrungen in der Nähe eines Korallenriff, das vor der Küste Südamerikas, zwischen Französisch-Guayana und dem brasilianischen Bundesstaat Maranhão, liegt. Die Unternehmen verfügen zusammen über fünf Genehmigungen für Tiefwasser-Erkundungen im Atlantik nördlich der Mündung des Amazonas. Die Bohrarbeiten sollen 2017 beginnen, sobald die entsprechenden Umweltverträglichkeits­prüfungen durch die Regierung Brasiliens abgeschlossen sind. Vermutet werden in dem Gebiet Reserven von 14 Milliarden Barrel Öl. Eine der Tiefwasser-Bohrung soll nur acht Kilometer vom Amazonasriff entfernt stattfinden, dessen Existenz seit der genauen Beschreibung im Jahr 2016 als eine der größten Überraschungen in der Meeresforschung gilt. Wissenschaftler befürchten, dass die Ölbohrungen bzw. die Folgen einer Ölverschmutzung drastische Auswirkungen auf das knapp 1.000 Kilometer lange Riff haben könnten.

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