»Easy oil is over« – auf diese Kurzformel brachten Vorstände der OMV Exploration & Production GmbH (E&P) kürzlich das, was auf uns zukommen wird: teures Erdöl. Die Kapazität der aktuell produzierenden Rohölfelder – im Jahr 2000 lag sie bei etwas mehr als 60 Millionen Fass – wird laut Internationaler Energieagentur bis 2030 auf ein Drittel fallen. Die Folge: Immer schwierigere Förderbedingungen, immer größere Bohrtiefen. Waren es früher maximal 3.000 Meter, geht man heute bereits in Tiefen von 8.000 bis 9.000 Metern. Auch bei der Offshore-Exploration, die früher bei 100 Metern Wassertiefe möglich war, müsse man heute zum Teil in bis zu 3.000 Meter tiefes Wasser gehen, so Helmut Langanger, CEO der OMV E&P. Ein teures Geschäft, das entsprechend der Tiefe ebenfalls immer teurer wird. So musste die OMV beispielsweise beim Ölfeld Maari vor Neuseeland in 1.400 Metern unter der Erde den nachlassenden Druck in der Lagerstätte durch Wasserinjektionen erhalten. Die Temperatur des Erdöls muss mithilfe von Heizleitungen bis zur Verladung konstant bei 50° gehalten werden, das Bohrloch muss mit speziellem Zement isoliert werden. Zu den Strategien, die sinkende Ölförderrate auszugleichen, gehört die Erhöhung des Ausbeutefaktors. Der liegt bei den OMV-Feldern im Schnitt bei etwas mehr als 50 %, so Langanger. Ultima ratio ist aber die Suche nach »unkonventionellem Rohöl«. Gemeint ist damit Öl, aber auch Gas, das etwa in Sanden und im Schiefer gebunden vorkommt. Vor allem im Ölschiefer liegen hunderte Milliarden Fass. Die könnten gefördert werden, gäbe es die Technologie dazu. »Gibt es diese Technologie, dann reichen die Ölvorkommen noch mehr als 100 Jahre«, meint Langanger.  Zu hohen Preisen, versteht sich.