Von Andreas Paul
1. Zusammensetzung von Kohlenwasserstoffen
Abb. 1. Zwei Vertreter der Paraffine, das Methan und das Propan.
Erdöl und Erdgas sind flüssige und gasförmige Kohlenwasserstoffe. Sie werden im Grunde aus drei Gruppen komplexer Kohlenwasserstoffe aufgebaut: Den Paraffinen (Alkanen, Abb. 1) mit der allgemeinen Formel CnH2n+2, wobei für n < 5 diese Paraffine gasförmig sind und somit Erdgase bilden. Für n = 5 bis n = 15 sind sie flüssig und bilden einen Bestandteil des Erdöls. Bei n > 15 haben sich hoch viskose bis feste Wachse ausgebildet. Die zweite Gruppe sind die Napthene (Cycloalkane, Abb. 2) mit der allgemeinen Formel CnH2n. Die dritte Gruppe wird von aromatischen Bestandteilen mit der allgemeinen Formel CnHn (Abb. 3) gebildet. Von dieser Gruppe haben die flüssigen Kohlenwasserstoffe ihren typischen Geruch.
Abb. 2. Ein Vertreter der Napthene, das Cyclopentan.
2. Ursprung & Bildung von Kohlenwasserstoffen
Ihren Ursprung haben Kohlenwasserstoffe in planktischen Organismen wie Algen. Diese werden in einem sauerstoffarmen Milieu mit gleichzeitig schneller Sedimentbedeckung durch eine anaerobe, bakterielle Gärung in Methan, CO2, Wasser und Kerogen umgewandelt. Kerogen ist ein aus höheren Kohlenwasserstoffen bestehender, fester bituminöser Stoff, der später das Erdöl und das Erdgas abgibt. Dies geschieht in der sogenannten Katagenese des Kerogens, welche ab einer Überlagerungsmächtigkeit von etwa 1500 Metern (abhängig vom lokalen thermischen Tiefengradient) und einer Temperatur von etwa 100 °C abläuft, oft unterstützt durch die katalytische Wirkung des Tonminerals Montmorillonit. In dieser Phase wird das Kerogen erdölgeologisch auch als reifes Kerogen bezeichnet. Ab einer Tiefe von etwa 3500 Metern und einer Temperatur von etwa 150 °C verliert das Kerogen seine Fähigkeit zur Abspaltung schwerer Kohlenwasserstoffe und gibt ab diesem Punkt nur noch die leichten Paraffine (Erdgas) ab. Ein Erdölmuttergestein muss reich an organischer Substanz sein und eine hohe Feinkörnigkeit und damit eine geringe Permeabilität besitzen. Somit bilden Tone bzw. Tonsteine die idealen Erdölmuttergesteine.
Abb. 3. Ein Vertreter der Aromate, das Benzen.
3. Bildung von Kohlenwasserstofflagerstätten
Die Vorraussetzung der Lagerstättenbildung ist die Migration des Öles aus dem Muttergestein in ein höher permeables Nebengestein bzw. ein Speichergestein. Diese Migration wird ausgelöst durch die zunehmende Erwärmung, die zunehmende Kompaktion (Druck steigt durch die zunehmende Mächtigkeit der darüber abgelagerten Sedimente) und die dadurch hervorgerufene Entwässerung des Muttergesteins. Die Migration findet in relativ kurzen geologische Zeiträumen statt. Die Wanderung der Kohlenwasserstoffe erfolgt immer in Bereiche niedrigeren Drucks, also nach oben und in Gesteinshorizonte höherer Porosität (also höherer Permeabilität). Unterteilt wird die Migration in Primärmigration, welche der Wanderung der Kohlenwasserstoffe aus dem Muttergestein in das Speichergestein entspricht, und in die Sekundärmigration, welche wiederum der Wanderung der Kohlenwasserstoffe innerhalb des eigentlichen Speichergesteins entspricht (Abb. 4).
Abb. 4. Die Migration der Kohlenwasserstoffe: Diese werden aus dem Muttergestein ausgepresst und wandern dann im Speichergestein, aufgrund ihrer geringen Dichte und der Druckzustände in den tieferen Erdschichten, nach oben, hier dargestellt durch eine Antiklinale, dem typischen Fall einer Kohlenwasserstofflagerstätte.
Ein Speichergestein muss wie bereits beschrieben porös und damit permeabel sein. Permeabilität ist ein Begriff für die Durchlässigkeit oder auch Leitfähigkeit eines Gesteins. Ideale Speichergesteine werden somit von Sanden bzw. Sandsteinen, Karbonaten und klüftigen, porösen magmatischen oder metamorphen Gesteinen gebildet.
4. Der Begriff “Falle” im erdölgeologischen Sinne
Lagerstätten bilden sich nur, wenn eine erdölgeologische “Falle” vorhanden ist. Das heißt, ein Speichergestein ist nach oben durch ein Gestein mit geringer Permeabilität, wiederum einem Ton o.ä. abgedichtet. Außerdem muss eine geeignete Struktur vorhanden sein, in der sich die Kohlenwasserstoffe, welche sich in den Speichergesteinen meist in Richtung Erdoberfläche bewegen, anreichern können. Diese Fallen werden in drei große Gruppen unterteilt:
- Stratigraphische Fallen wie bspw. Riffe, Sandlinsen in Peliten oder Winkeldiskordanzen, welche das Speichergestein gegen das Einfallen abschneiden.
- Tektonische Fallen, wie bspw. Antiklinalen (siehe Abb. 4) oder Störungen wie Auf- oder Abschiebungen.
- Erdöllagerstätten um Salzstöcke, da das Salz eine sehr gute Abdichtung der Speichergesteine bildet.
Abb. 5. Stratigraphische Kohlenwasserstofffallen: Hier sind besonders die Rifffallen interessant, da hier das Muttergestein in etwa das gleiche Alter wie das spätere Speichergestein, dem Riffkalk, besitzt. Die Kohlenwasserstoffe werden ausgepresst und wandern in den alten Riffkörper, da dieser eine hohe Porosität und Permeabilität besitzt und somit ideal als Lagerstätte geeignet ist. Aufgrund der geringen Permeabilität des Muttergesteins können die Kohlenwasserstofffe nicht mehr zurück wandern und sammeln sich so im Riffkörper an.
5. Kohlenwasserstoffprovinzen
Kohlenwasserstoffe können bei dem Vorhandensein von Muttergesteinen, einer ausreichenden Sedimentmächtigkeit und geeigneter Fallenstrukturen in allen Sedimentationsräumen auftreten. Diese wären bspw. epikontinentale Plattformsedimente, Vortiefen von Orogenen, kontinentale Gräben mit mächtiger Sedimentfüllung, intramontane Becken, passive Kontinentalränder und Meeresbecken zwischen Inselbögen und Kontinenten. Im Allgemeinen kommen Kohlenwasserstoffe nur in relativ jungen Gesteinen vor, da die Lagerstätten durch tektonische Prozesse sehr rasch (im geologischen Sinne!) zerstört werden können. Heutige Graphitlagerstätten sind solche ehemaligen Kohlenwasserstofflagerstätten.
6. Quellen
BECKMANN: Geological Prospecting of Petroleum. Stuttgart 1976, Enke Verlag.
LEVORSEN: Geology of Petroleum. (Ort unbekannt) 1967, Freeman, W.H.
MEINHOLD: Erdöl und Erdgas – vom Plankton bis zur Pipeline. Leipzig 1979, Teubner Verl.
PERRODON: Dynamics of oil and gas accumulations. Elf Aquitaine 1983.
PETRASCHECK: Lagerstättenlehre. Stuttgart 1992, Schweitzerbart.
TISSOT & WELTE: Petroleum Formation and Occurence. Berlin 1984, Springer.
(Dieser Text ist am 24.10.2005 auf der alten Version von geoberg.de erschienen und wurde übernommen.)
Tags: Erdgas, Erdöl, Falle, geologische Falle, Kohlenwasserstoffe, Methan, Paraffine, Propan
In der Altmark wurde eine der größten Erdgaslagerstätten Deutschlands aufgeschlossen. Die Lagerstätte ist eine tektonische Antiklinale des Rotliegenden in einer Tiefe von ca 3250 bis 3500 m Tiefe. Die Lagerstätte wird durch Salze des Zechsteins nach oben abgedichtet. Das Speichergestein ist eine mächtige Wechsellagerung von permeablen, porösen Sandsteinen, schwach porösen und schwach permeablen Silt-und Schluffsteinen, und dichten Tonsteinen. Das Erdgas besteht aus einem relativ minderwertigem Gemisch von Stickstoff und Methan (CH4 Gehalt etwa 20% bis 50%).
Die Erdgaslagerstätte befindet sich gegenwärtig im Endstadium der Förderung. Die Lagerstätte wurde mit einer sehr großen Anzahl von Tiefbohrungen erschlossen, die eine sehr schnelle Gewinnung des Speicherinhalts ermöglichten.
Eine statistische Auswertung von ausgewählten geologischen Daten der Tiefbohrungen führte zum Nachweis des natürlich geschlossen Systems (s.o.g. Homepage), das der geologischen Bewertung eine axiomatische Grundlage liefert.