Fossile Energie - Die Welt der Rohstoffe - page 289

Als Qualitätsmaßstab ist die Dichte des Rohöls gebräuchlich.
Leichtöl hat einen hohen Gehalt an kleinen Molekülen und ist
dünnflüssig, Schweröl hat einen hohen Gehalt an großen Mole-
külen, ist zähflüssig und nur schwer zu verarbeiten. Die Dichte
wird leider nicht in g/cm 3 angegeben, sondern in der vom
American Petroleum Institute erfundenen Einheit API-Grad .

Dabei ist ρ die Dichte bei 15,6 °C (= 60 °F). Die Dichte von
Wasser entspricht 10 °API, ein größerer °API bedeutet eine
kleinere Dichte. Man unterscheidet leichtes (> 31,1 °API),
mittleres (22,3-31,1 °API), schweres (10-22,3 °API) und sehr
schweres (< 10 °API) Rohöl. Tendenziell nimmt die Dichte des
Öls mit zunehmender Tiefe ab (»Tiefenregel«). Zwei leichte
Ölsorten werden im Handel als Referenz verwendet: Brent
(aus der Nordsee) und WTI (West Texas Intermediate). API-Grad = (141,5/ρ) - 131,5

meist deutlich höher als in einem durchlässigen Sandstein. Diese
Druckunterschiede haben auch zur Folge, dass die primäre
Migration nicht zwangsläufig nach oben erfolgt, sondern auf
kürzestem Weg zum nächsten permeablen Gestein, auch wenn
dieses tiefer liegt.
Als Problem kommt hinzu, dass auch Wasser in den Poren
vorhanden ist, was die Mobilität weiter einschränkt ( 7 Kasten
6.7 ). Bekanntlich ist die Löslichkeit von Öl in Wasser vernach-
lässigbar, immerhin könnte die Lösung in Wasser bei aromati-
schen Molekülen und bei hohem Druck auch bei Methan eine
Rolle spielen. Ist die Pore überwiegend mit Öl gefüllt, sodass es
von Pore zu Pore eine kontinuierliche Ölphase gibt, dann ist die
zu überwindende Kapillarkraft deutlich geringer. Das könnte bei
manchen Muttergesteinen der Fall sein. Ist das Muttergestein ein
Kalkstein, können bei der Ölentstehung freigesetzte organische
Säuren und Kohlensäure die Permeabilität erhöhen (Heydari &
Wade 2002). Ansonsten bleibt nur die Diffusion als Erklärung,
die sicherlich immer entlang des Druckgradienten abläuft, aber
sehr langsam ist. Die primäre Migration aus dem Muttergestein
kann ein wiederholt in Schüben ablaufender Prozess sein oder
langsam über einen langen Zeitraum ablaufen. Auf jeden Fall
wird ein großer Teil der organischen Substanz im Gestein zu-
rückbleiben, insbesondere die größeren, hochviskosen Moleküle.
Sobald unsere Kohlenwasserstoffe in einem durchlässigen
Gestein sind, bewegen sie sich relativ schnell, und zwar, weil die
Dichte geringer als das in den Poren vorhandene Wasser ist, nach
oben, soweit das die Lage der Gesteinsschicht zulässt. Dies ist die
sekundäre Migration . Auch hierbei ist eine durchgehende Öl-
phase von Pore zu Pore die Voraussetzung für ein effektives
Fließen, was in einem Sandstein bei einer größeren Ölmenge
leicht gegeben ist. Innerhalb der permeablen Gesteinsschicht
kann das Öl einige Kilometer, sogar Hunderte Kilometer zurück-
legen. Falls Methan als eigene Gasphase auftritt, kommt es mög-
licherweise zu einer Trennung beider Phasen. Die Löslichkeit
von Methan in Öl ist abhängig vom Druck und nimmt daher
während der sekundären Migration ab.
Wenn wir Pech haben, steigt das Öl so lange auf, bis es irgend-
wo an der Erdoberfläche austritt ( . Abb. 6.18 ) und damit ver-
loren geht. Haben wir Glück, landet es in einer Falle , die nach
oben durch ein undurchlässiges Gestein versiegelt ist. Sobald
eine Falle gefüllt ist, fließt weiter aufsteigendes Öl daran vorbei
und kann eine höher gelegene Falle auffüllen.
Salz, Anhydrit ( 7 Abschn. 5.7 ) und Tonstein sind die besten
Siegel für eine Falle. Tonsteine können immerhin durch Ver-
werfungen undicht werden, aber Salz fließt unter Druck so leicht,
dass Poren und Risse sofort geschlossen werden. In der Falle

sammeln sich die Kohlenwasserstoffe im höchstmöglichen Teil
des permeablen Gesteins (Speichergestein) an, das an dieser
Stelle Reservoir genannt wird und ein möglichst großes Poren-
volumen haben sollte - damit viel Öl und Gas in die Falle passen
- und möglichst permeabel sein sollte - damit der Inhalt bei der
Förderung zur Bohrung strömen kann. Gute Reservoire sind
Sandsteine, Riffkalke, stark geklüftete Kalksteine und auch ver-
karstete Kalksteine (wobei ölgefüllte Höhlen eher eine seltene
Ausnahme sind). Ist eine Gasphase vorhanden, bildet sie eine
Gaskappe über dem Öl. Unter dem Öl sind die Poren mit Wasser
gefüllt. Natürlich gibt es auch Fallen, die nur Gas enthalten.
Genau genommen sind aber auch in den gas- und ölgefüllten
Poren kleine Mengen an Wasser vorhanden, was bei der Förde-
rung noch eine Rolle spielt.
Die Fallen werden in strukturelle und stratigrafische Fallen
unterteilt ( . Abb. 6.19 ). Strukturelle Fallen sind durch tektoni-
sche Bewegungen entstanden. Der weitaus größte Teil des kon-
ventionellen Erdöls ist in Antiklinalen (Faltensättel) gefangen.
Viele Antiklinalen mit gefangenem Öl gibt es zum Beispiel im
Zagros-Gebirge im Iran. Dieses entstand, als bei der Kollision
zwischen der Arabischen Platte und Asien (die Naht verläuft
durch den nordöstlichen Teil des Gebirges) der Sedimentstapel
auf dem Schelf der Arabischen Platte zusammengeschoben
wurde. Es entstand der Faltengürtel des Zagros-Gebirges, in dem
die Sedimente in große, sehr regelmäßige Falten gelegt sind. In
anderen Teilen der Welt sind die Antiklinen nicht immer
morphologisch als Berge auszumachen. Es gibt auch sehr seltene
Beispiele von Falten, bei denen sich das Öl in einer nahezu
wasserfreien Schicht in der Synklinale (Faltenmulde) angesam-
melt hat.
Auch an einer Verwerfung kann eine Falle entstehen, wenn
permeable und impermeable Schichten gegeneinander versetzt
werden. Allerdings sind aktive Verwerfungen oft zu einem gewis-
sen Grad durchlässig und ermöglichen die Migration in höhere
Schichten beziehungsweise ein Entweichen, solange die Verwer-
fung nicht durch Bildung neuer Minerale versiegelt wird. Fallen
können sowohl an Abschiebungen als auch an Aufschiebungen
entstehen. Große Fallen dieses Typs gibt es in Graben- und
Horststrukturen, zum Beispiel in der Nordsee im Vikinggraben
zwischen Norwegen und Schottland. Die Lagerstätten im Niger-
delta (Nigeria) sind hingegen Fallen in einem System von Auf-
schiebungen an der Front einer überschobenen Decke.
Salzdiapire bieten besonders viele Möglichkeiten zur Entste-
hung von Fallen. Die Sedimentgesteine der Umgebung werden
vom aufsteigenden Salz durchbrochen, verbogen und verformt.
Über dem Salzdiapir bilden sich Antiklinalen beziehungsweise