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Tonsteinhorizonten innerhalb der Sandsteine gefangen. Weitere
Fallen bildeten sich erst später durch Salzdiapire. Dazu zählt auch
das größte Gasfeld der Welt, North Dome, das offshore vor Katar
liegt und in dem Gas unter den von einem tieferen Diapir dom-
förmig aufgewölbten Khuff-Anhydriten gefangen ist. Die Struk-
tur entstand vermutlich erst während der alpidischen Gebirgs-
bildung, als das Muttergestein bereits so tief war, dass sein Öl zu
Gas gecrackt wurde.
Im Jura war die gesamte Plattform ein sehr flaches Schelf-
meer in tropischem Klima und es wurden mächtige Karbonate
abgelagert. Im mittleren Jura war das flache Wasser in drei Teil-
becken durch die geringe Umwälzung zeitweise euxinisch und
es entstanden feinkörnige Kalksteine mit sehr hohem Gehalt
an organischem Kohlenstoff, unsere nächsten Muttergesteine:
Tuwaiq- und Hanifa-Formation (Arabisches Becken und Süd-
arabisches Golfbecken) beziehungsweise Sargelu-Formation
(Gotniabecken, also Irak und Kuwait). Im späten Jura entwickel-
te sich wieder ein System von Lagunen mit wechselnder Sedi-
mentation von Karbonaten und Anhydrit, wobei die Karbonate
eine Porosität von 5-30 % aufweisen. Somit entstand ein Wechsel
aus sehr guten Reservoiren und sehr guten Siegeln (Arab-For-
mation beziehungsweise Gotnia-Formation). Über alles legte
sich noch der 150 m mächtige Hith-Anhydrit, der in der ganzen
Region alles nach oben hin abdichtete. Dies ist das wichtigste
System und für einige sehr große Ölfelder verantwortlich. Die
Ölbildung begann in den tiefsten Becken in der Kreide, das meis-
te passierte aber erst im Tertiär und hält weiter an. Dieses Öl ist
leicht bis mittelschwer und hat einen höheren Schwefelgehalt.
In der Kreidezeit verlief die Küste mit wechselndem Verlauf
quer über die Plattform und es wurden in den Küstenebenen
Sandsteine abgelagert, auf dem Schelf Sandsteine, Tonsteine und
Karbonate. Das Treibhausklima sorgte hin und wieder ebenfalls
für euxinische Bedingungen, sodass weitere Muttergesteine
(Tonsteine, Karbonate) entstanden, zum Teil sind die Tonsteine
passende Siegel. Im frühen Tertiär folgte ein weiterer Anhydrit-
Horizont (Rus-Anhydrit), der auch dieses System weiträumig
versiegelte. Die Muttergesteine der Kreide haben nur in Teilen
der Arabischen Platte ihr Reifestadium erreicht, wichtig ist dieses
System im Zagros-Gebirge und dessen Molassebecken (Iran,
Irak, Kuwait), wo Öl durch die Überschiebung und Überlage-
rung während der Gebirgsbildung entstand, und in den Vereinig-
ten Arabischen Emiraten. Auch dieses System hat einige sehr
große Ölfelder generiert, darunter das zweitgrößte der Welt, Bur-
gan in Kuwait.
Die alpidische Gebirgsbildung zum Ende der Kreide und im
Tertiär ist für die Fallen der jurassischen und kreidezeitlichen
Ölsysteme verantwortlich. Als Erstes wurde im Osten der Oman-
Ophiolith überschoben, dann begann im Norden die Kollision
mit Eurasien, bei der das Zagros-Gebirge entstand. Dort wurden
Decken des europäischen Kontinents über den Rand der Arabi-
schen Platte überschoben. Das führte dazu, dass sich der gesamte
Sedimentstapel in Bewegung setzte, weil das Hormuz-Salz an der
Basis einen perfekten Abscherhorizont bildete. Der gestauchte
Sedimentstapel wurde durch Überschiebungen zerlegt und in
große und sehr regelmäßige Falten gelegt: Der Falten- und
Überschiebungsgürtel des Zagros. Diese Falten sind wesentlich
schmaler als Gharwar und sie haben steile Schenkel, aber in den
Antiklinen ist trotzdem Platz für Weltklasse-Ölfelder. Hierzu
gehören die meisten großen Felder im Iran und im nördlichen
Irak. Die meisten Fallen der Vereinigten Arabischen Emirate
(Alsharhan 1989) sind sanft gewellte Falten im Zusammenhang
mit der Überschiebung des Oman-Ophioliths.
Die alten Strukturen wie Ghawar wurden bei diesen Kolli-
sionen erneut verstärkt. Ghawar ist mit Abstand das größte Öl-
feld der Welt. Es ist 180 km lang, 30 km breit und soll nach der
aktuellen Schätzung ursprünglich etwa 100 Milliarden Barrel
förderbares Öl enthalten haben. Weniger als die Hälfte ist noch
übrig, derzeit werden fünf Millionen Barrel pro Tag produziert,
zusammen mit täglich 57 Millionen Kubikmetern Gas. Die Sedi-
mente sind durch die in mehreren Phasen gehobenen Grund-
gebirgsblöcke zu einer riesigen Antikline aufgewölbt, deren
Schenkel nur flach nach beiden Seiten einfallen. Auf diese Weise
hat sich hier das Öl gesammelt, das in einem riesigen Gebiet
freigesetzt wurde, und zwar sowohl im tiefen paläozoischen
System als auch im jurassischen System. In Saudi Arabien und im
Irak gibt es weitere ähnliche Antiklinalen über gehobenem
Grundgebirge.
Fallen im Zusammenhang mit Salzdiapiren und Salzkissen
entstanden überall dort, wo an der Basis der Sedimente mächtige
Evaporite liegen: im Zagros-Gebirge, im Persischen Golf und im
Oman. Schließlich löste sich die Arabische Platte von Afrika
und das Rote Meer entstand - und damit weitere Ölfelder. Die
Wichtigsten liegen im Golf von Suez (Ägypten), die Mutter-
gesteine sind älter als das Grabensystem, als Siegel dient das Salz,
das während der Entstehung des Meeres abgelagert wurde.
Unmittelbar nördlich der beschriebenen Region befindet sich
mit dem Kaspischen Meer eine weitere ölreiche Region. Dieses
Becken wird erst seit dem Tertiär gefüllt, aber so schnell, dass die
Sedimente bis zu 20 km dick sind. Und noch weiter nördlich
liegen die reichen Felder Wolga-Ural und Westsibirien. Die
Großregion von der Arabischen Halbinsel bis zur Nordküste
Russlands wird manchmal als »strategische Ellipse« bezeichnet,
sie enthält etwa zwei Drittel der konventionellen Erdöl- und Erd-
gasvorkommen.
6.5 Förderung von Erdöl und Erdgas
Zu Beginn des »Ölzeitalters« hat man ein Ölfeld ganz anders er-
schlossen als heute. Damals ging es nur darum, möglichst einfach
an das Öl zu kommen. Häufig waren die Ölfelder in unzählige
Claims aufgeteilt und ein regelrechter Wald von Bohrtürmen
machte kurzfristig die Förderung großer Mengen möglich. Aller-
dings hatte das auch zur Folge, dass der Druck im Reservoir
schnell abnahm und daher der weitaus größte Teil des Öls darin
verblieb und nicht mehr förderbar war. Heute wird dagegen mit
großem Aufwand für jedes Feld eine Strategie entwickelt, die
einen möglichst großen Anteil des Öls wirtschaftlich gewinnbar
macht. Tatsächlich sind die bekannten Ölreserven ( . Abb. 6.21 )
in den letzten Jahrzehnten nur wenig durch Neufunde, aber
deutlich durch die Steigerung des Ausbeutefaktors gestiegen.
Dazu muss die Lagerstätte natürlich vor der Förderung sehr
detailliert erkundet werden. Eine kontinuierliche Überwachung
 
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