Fossile Energie - Die Welt der Rohstoffe - page 286

ton gebildet, zusammen mit Sporen, Pollen und in sehr geringer
Menge Resten von Pflanzen und Tieren. Es ist die wichtigste
Quelle von Erdöl und Erdgas. Eine Variante mit hohem Schwe-
felgehalt wird Typ 2S genannt.
Typ-3-Kerogen: Bildet sich vor allem aus Landpflanzen und
hat einen hohen Gehalt an Lignin und Zellulose. Dieser Typ ent-
spricht der typischen Kohle, aber es geht nicht zwangsläufig um
Flöze, wesentlich häufiger sind kleine versprengte Partikel inner-
halb des Sediments. Daraus wird Methan freigesetzt - das Kerogen
ist damit eine wichtige Quelle von Erdgas. Öl bildet sich keines.
Typ-4-Kerogen: Insbesondere oxidiertes Pflanzenmaterial.
Ist zwar reich an Kohlenstoff, enthält aber kaum Wasserstoff und
hat daher kein Potenzial zur Bildung von Erdöl oder Erdgas.
Die Zusammensetzungen der Kerogene und ihre weitere
Entwicklung werden üblicherweise im sogenannten Van-Kreve-
len-Diagramm ( . Abb. 6.13 ) dargestellt, in dem die Verhältnisse
H/C gegen O/C aufgetragen sind. Die diagenetische Abgabe von
biogenem Methan, Wasser und Kohlendioxid und später von Öl
und Gas verringert im Kerogen die Gehalte an H und O.
Bei zunehmender Temperatur geht bei etwa 50 °C die Diage-
nese nahtlos in die Katagenese über, die Hauptphase der Öl- und
Gasbildung, die der späten Diagenese des Sedimentgesteins ent-
spricht. Bei der Katagenese werden Bindungen der Polymere
aufgebrochen und kleinere Kohlenwasserstoffmoleküle abge-
spalten ( cracking ). Das »Ölfenster«, der Temperaturbereich, in
dem sich Erdöl bilden kann, ist relativ klein: zwischen 50 und
150°C, wobei fast alles im mittleren Drittel passiert ( . Abb. 6.14 ).
Bei Typ-2-Kerogen entsteht bei 50 °C nur wenig »nasses« Gas
(Methan mit etwas Propan, Butan usw.) und minimal Öl. Deut-
lich mehr Öl wird im Intervall zwischen 90 und 120 °C abgege-
ben. Bei einem normalen geothermischen Gradienten entspricht
das einer Tiefe zwischen 3 und 4 km, in heißeren oder kühleren
Becken etwa 1 km mehr oder weniger. Nimmt die Temperatur
weiter zu, wird immer weniger Öl, aber dafür deutlich mehr Gas
abgeben. Dabei wird selbst Öl zu kleineren Molekülen gecrackt,
zu Leichtöl ( . Abb. 6.15 ) und »nassem« Gas. Bei mehr als 150 °C
wird nur noch Gas abgegeben, wobei der Anteil an Methan
immer höher wird, das Gas wird immer »trockener«.
Bei Typ-1-Kerogen ist die Entwicklung ähnlich, aber der
Gasanteil ist gering, weil nach dem Durchlaufen des Ölfensters
nur wenig Kerogen übrig ist. Bei Typ-3-Kerogen entsteht hin-
gegen kein Öl. Anfangs kann eine kleine Menge »nasses Gas«
gebildet werden (das aber eventuell nicht entweichen kann und
dann bei höherer Temperatur gecrackt wird), bei höherer Tem-
peratur wird eine große Menge an trockenem Gas freigesetzt.
In einem geschlossenen System endet die Abgabe von Koh-
lenwasserstoffen, sobald der Wasserstoff der organischen Subs-
tanz verbraucht ist. Zurück bleibt Pyrobitumen, eine kohlen-
stoffreiche Substanz, aus der sich bei einer weiteren Überdeckung
bei der Metamorphose das Mineral Grafit bildet. Das Potenzial
zur Bildung von Kohlenwasserstoffen ist aber deutlich größer,
als der Wasserstoffgehalt der organischen Substanz nahelegt, da
auch Wasser als Quelle von Wasserstoff dient (Seewald 2003).
Andererseits oxidieren Wasser, Sulfate und eisenhaltige Mine-
rale einen Teil der organischen Substanz zu CO 2 . Die Menge der
freigesetzten Kohlenwasserstoffe ist eine Frage der Zeit, die das
Gestein im Ölfenster verbracht hat. Bleibt das Muttergestein am

Abb. 6.13 Die vier Kerogen-Typen im sogenannten Van-Krevelen-
Diagramm und ihre Veränderung bei zunehmender Reife. Während
der Diagenese werden vor allem CO 2 und H 2 O abgegeben (auch
biogenes Methan). Während der Katagenese ist zunächst Erdöl,
später Erdgas das Hauptprodukt. Nicht ablesen lassen sich hier die
abgegebenen Mengen an Öl und Gas: Bei Typ 1 ist das vor allem Öl,
bei Typ 2 sind es Öl und Gas, bei Typ 3 fast nur Gas und bei Typ 4 fast
keines von beiden. Nach North 1985.

oberen (kühlen) Rand des Ölfensters, verläuft die Ölbildung
langsam, während bei optimaler Temperatur eine große Lager-
stätte innerhalb weniger Millionen Jahre entstehen kann. Bleibt
das Gestein über einen sehr langen Zeitraum hinweg am unteren
Rand des Ölfensters, zerfällt ein guter Teil des Öls zu Gas.
An diesem Punkt haben wir zwar Erdöl und Erdgas erzeugt,
aber, wie wir gleich sehen werden, ist das Ergebnis noch keine
gute Lagerstätte. Immerhin können wir bereits abschätzen, ob ein
Sedimentbecken überhaupt nennenswerte Mengen an Kohlen-
wasserstoffen enthalten kann, und wir wissen, dass Erdöl und
Erdgas von unterschiedlicher Zusammensetzung ( 7 Kasten 6.6 )
und auch in variablen Verhältnissen gebildet werden. Bei der
Exploration ist das Wissen darüber, wo in den Sedimenten eines
Beckens Muttergesteine eingeschaltet sind und wie ihre Reife hin-
sichtlich der Öl- und Gasentstehung ist, von großer Bedeutung.

6.3 Erdöl und Erdgas:
Migration in die Falle

In der Tiefe, in der Kerogen zu Öl und Gas gecrackt wird, ist die
Diagenese des Sediments so weit fortgeschritten, dass ein kom-
paktes Gestein entstanden ist. Die Porosität ist deutlich vermin-
dert, wobei Porenwasser bereits ausgepresst wurde, und auch die
hauchdünnen Verbindungen zwischen den Poren sind wesent-
lich enger geworden. Bei feinkörnigen Gesteinen - und wir