Technologie nutzen, um intelligenter zu bohren und die Zukunft zu versorgen

Die Öl- und Gasindustrie ist einer der größten Sektoren der Welt, bewertet mit 6,10 Billionen US‑Dollar im Jahr 2024 und voraussichtlich 8,79 Billionen US‑Dollar bis 2034 zu überschreiten. Der Sektor erzielte im vergangenen Jahr zudem mehr als 4,2 Billionen US‑Dollar an geschätzten globalen Einnahmen.

Alles von unserem morgendlichen Pendelverkehr bis zu den Fabriken, die unsere Produkte herstellen, wird von Öl angetrieben – Öl ist das Rückgrat der modernen Gesellschaft. Es heizt unsere Gebäude, erzeugt Strom und hält die Industrie am Laufen. Über die Energie hinaus dient Öl als Rohstoff für Produkte, auf die wir täglich angewiesen sind. Medikamente, die uns gesund halten, Kunststoffe in allem, was wir berühren, und Chemikalien, die unzählige Produkte ermöglichen, lassen sich alle auf Öl zurückführen. Öl bewegt die Welt buchstäblich.

Öl ist jedoch ein nicht erneuerbarer fossiler Brennstoff, der erhebliche Umweltauswirkungen hat, darunter Treibhausgas‑Emissionen (THG) und Klimawandel. Es stellt geopolitische Herausforderungen dar, weil die Ölreserven in wenigen Ländern konzentriert sind, was die globale Energiesicherheit bedroht.

Öl ist endlich: Was das für Produktion und Preise bedeutet

Da es sich um eine nicht erneuerbare Ressource handelt, kann Rohöl nicht auf natürliche Weise in dem Tempo ersetzt werden, wie es verbraucht wird. Dies liegt daran, dass die endliche und schnell erschöpfende Ressource über Millionen von Jahren aus dem Zerfall organischer Materie, Pflanzen und Tieren, unter extremen Hitze‑ und Druckbedingungen entsteht.

Es ist eine Kohlenwasserstoff‑Ressource, das heißt ein organischer Stoff, der ausschließlich aus Kohlenstoff‑ und Wasserstoffatomen besteht. Kohlenwasserstoffe bilden die Basis von Öl, Erdgas und Kohle, die natürlich vorkommende Substanzen sind, die in Gestein der Erdkruste gefunden werden. 

Die Gesamtmenge an Öl auf der Erde ist begrenzt. Und während Öl gefördert und genutzt wird, nimmt die verfügbare Reserve ab, was Bedenken hinsichtlich der zukünftigen Versorgung aufwirft.

Ganz zu schweigen davon, dass nicht das gesamte Öl in einer Lagerstätte gefördert wird. Ein Reservoir gewinnt typischerweise zwischen wenigen Prozent und über 50 % seines Öls, abhängig von Reservoirdruck, der Menge an gelöstem Gas, Gesteinseigenschaften wie Porosität und Permeabilität sowie den eingesetzten Erholungsmethoden.

Die Primärförderung, also die anfängliche Extraktion, liefert oft nur etwa 20 % des Öls. Verbesserte Erholungsmethoden wie Wasserinjektion oder Gasinjektion können die Gesamtausbeute deutlich steigern. Unternehmen nutzen Computersimulationen, um das Verhalten von Reservoirs zu modellieren, verschiedene Produktionsszenarien zu bewerten, Injektionsstrategien zu entwickeln und die Öl‑Erholung über die Zeit zu schätzen.

Obwohl begrenzt, werden ständig neue Reserven entdeckt und mit neuer und verbesserter Technologie gefördert, die es ermöglicht, mehr Öl aus bestehenden Feldern zu gewinnen.

Um Rohöl zu fördern, bringen Bohr‑ und Pumptechniken es aus unterirdischen Lagerstätten an die Oberfläche. Zuerst werden Werkzeuge eingesetzt, um Lagerstätten zu lokalisieren und zu beurteilen. Sobald eine geeignete gefunden ist, erzeugen Bohrtechniken ein Bohrloch, aus dem das Öl gepumpt wird, häufig unter Verwendung von Strukturen wie Ölplattformen.

Ölplattformen bohren tiefe Löcher in die Erde, um Bohrungen zu schaffen, die Erdöl extrahieren. Wenn jedoch beim Bohren unzureichende Kohlenwasserstoffe gefunden werden, die für den Betreiber rentabel sind, spricht man von einer trockenen Bohrung.

Interessanterweise kann ein Ölbohrloch trocken laufen, obwohl Messungen zeigen, dass noch Öl vorhanden ist. Um festzustellen, ob ein Bohrloch Öl enthält, werden mehrere Methoden eingesetzt, von großflächigen regionalen Erhebungen bis hin zu direkten Proben am Bohrstandort. 

Bevor mit dem Bohren begonnen wird, nutzen Betreiber geologische und geophysikalische Untersuchungen, um Gebiete mit Potenzial für Kohlenwasserstoffe zu identifizieren. Geologen untersuchen Oberflächenmerkmale, Untergrundstrukturen und Gesteinsarten, um potenzielle Öl‑ und Gasvorkommen zu lokalisieren.

Weitere Techniken umfassen Gravimetrie, die subtile Änderungen der Erdgravitation misst, und Magnetik, die magnetische Anomalien erfasst. Geologen analysieren zudem Oberflächenböden und Vegetation, um Spuren von Kohlenwasserstoffen zu finden, die aus tieferen Lagerstätten an die Oberfläche gesickert sein könnten.

Unter diesen Methoden sind seismische Untersuchungen besonders wichtig. Sie verwenden Schallwellen, die durch die Erde reisen, um die Lage von Ölvorkommen zu enthüllen und Schätzungen über die ungefähre Größe einer Reserve zu liefern.

Dennoch ist es ziemlich häufig, dass ein Ölbohrloch trocken läuft, kurz nachdem ein Teil des erwarteten Öls gefördert wurde. 

Warum ‚trockene‘ Bohrungen passieren – und wie 4D‑Seismik das behebt

Öl zu finden, eine kritische und begrenzte Ressource, ist komplex. Darüber hinaus erhöht die negative Umweltauswirkung der Öl‑ und Gasförderung die Dringlichkeit: Das Bohren muss intelligenter und effizienter sein. Das erfordert genauere Messungen darüber, wie viel Öl ein Reservoir tatsächlich enthält.

Eine Forschergruppe der Penn State University entwickelte präzisere Berechnungen darüber, wie viel Öl ein bestimmtes Bohrloch tatsächlich produzieren wird. Ihre Arbeit beantwortet eine zentrale Frage: Warum wird ein Bohrloch trocken, obwohl seismische Scans zeigen, dass noch Öl im Untergrund vorhanden ist?

“Wir haben tatsächlich … Daten aus der Nordsee getestet. Sie begannen 2008 zu bohren und schätzten … sie könnten Öl 20 Jahre, 30 Jahre produzieren. Aber leider war nach zwei Jahren nichts mehr da. Ihr Bohrloch ist trocken. Sie waren einfach verwirrt. Wo ist das Öl? Weg? Das eigentliche Problem ist die Komplexität der Geologie im Reservoir.”

– Studienautor Tieyuan Zhu, Geophysiker von Penn State

Also beschlossen Zhu, seine Studenten und Post‑Doc‑Fellow‑Kollegen, mehr Details über die Daten aus Schallmessungen zu untersuchen als bisher verwendet.

Das bedeutete, dass das Team mehr Rechenleistung sowie großen Speicher benötigte, um Teile des Problems in den Prozessoren des Computers zu speichern und zeitraubende, kostspielige Rückläufe zu Datenlagern zu vermeiden.

Die Lösung war PSCs Flaggschiff, der vom National Science Foundation geförderte Supercomputer Bridges‑2, der datenintensive Forschung ermöglicht, indem er neue Technologien für konvergentes, skalierbares HPC, maschinelles Lernen und Datenanalyse integriert.

Er verfügt über mehr als tausend leistungsstarke CPUs in seinen Hunderten regulärer Speicherknoten, die Geschwindigkeit für allgemeine Berechnungen und Datenanalysen bereitstellen. Der Supercomputer kann auch den Speicher bereitstellen, da jeder seiner CPU‑Knoten 256 GB bis 512 GB RAM enthält – das 8‑ bis 16‑mal mehr ist als bei einem fortschrittlichen Gaming‑Laptop.

Zusätzlich gibt es Extreme‑Memory‑ (EM‑)Knoten, die 4 TB gemeinsamen Speicher bieten, sowie GPU‑Knoten für außergewöhnliche Leistung und Skalierbarkeit beim Deep Learning und beschleunigtem Rechnen.

Mit dieser Rechenleistung nutzten die Forscher Bridges‑2, um einer Zeitdimension zu den seismischen Messungen hinzuzufügen und zu analysieren, wie Öl die Lautstärke von Schall, der durch es hindurchgeht, dämpft.

Die erste Analyse des Teams ergab, dass verborgene Gesteinsstrukturen in Ölvorkommen verantwortlich dafür sind, dass nicht das gesamte Öl daraus gefördert werden kann. Um praktische große Ölfelder zu bewältigen, arbeiten die Forscher derzeit daran, ihr System zu skalieren.

Die Forscher berichteten erstmals¹ ihre Ergebnisse im Fachjournal Geophysics im letzten Jahr und dann erneut in diesem Jahr mit umfangreicheren² Resultaten.

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Versteckte unterirdische Strukturen: Der wahre Grund, warum Bohrungen unterdurchschnittlich abschneiden

Öl sitzt nicht einfach in Pools unter der Erde, bereit, herausgezogen zu werden. Es wird tatsächlich in poröses Sedimentgestein aufgenommen und wandert dann durch dieses zum Erdboden hin. Wenn Öl jedoch unter weniger porösem Deckgestein eingeschlossen wird, entsteht ein Reservoir.

Hier kommt der Schall ins Spiel. Festes Gestein überträgt Schall schneller als Gestein, das mit Öl gesättigt ist. Durch Messung, wie stark Öl den Schall verlangsamt, können Experten Ölvorkommen identifizieren.

Diese seismischen Methoden erzeugen 3‑D‑Bilder davon, wo das ölgesättigte Gestein liegt, ähnlich wie ein medizinischer Ultraschall Ihre Muskeln und inneren Organe abbildet.

Trotz dieser Fähigkeiten produzieren Bohrungen, die auf diesen hochentwickelten Bildern basieren, oft weniger Öl als erwartet. Das liegt daran, dass die 3‑D‑Abbildung nicht das vollständige Bild liefert. Wesentliche Informationen fehlen.

Das Forschungsteam vermutet, dass die Abbildung derselben Reserven zu unterschiedlichen Zeiten eine 4‑D‑Animation erzeugen würde, die ein genaueres Bild liefert. Die Nutzung weiterer Aspekte der seismischen Daten in ihrer Analyse würde ebenfalls ein besseres Verständnis dessen ermöglichen, was geschieht.

Früher wurden Ölvorkommen auf Basis der längeren Zeit, die Schall dafür benötigt, detektiert. Jetzt haben die Forscher die Amplitude des Signals, also wie Öl die Lautstärke dämpft, zu den Zeitdaten hinzugefügt.

Um alle Berechnungen schnell durchzuführen und verschiedene Komponenten des Problems temporär im Speicher zu halten, nutzte das Team Bridges‑2. 

Der Supercomputer wurde in zwei Phasen eingesetzt. Die erste Phase umfasste die Parallelisierung des Forschungscodes und dessen Praktikabilität. Die zweite Phase beinhaltete die Implementierung des Codes in Felddaten.

“PSC garantierte mir hunderttausend Rechenstunden und auch den Speicher, um meine Daten, meine Felddaten … zu speichern. Das kann mit unseren lokalen Ressourcen nicht erreicht werden.”

– Zhu

All diese erweiterte Analyse und wiederholte Messungen zahlten sich aus. Die Wissenschaftler von Penn State stellten fest, dass bei einer rein zeitbasierten Abbildung in einer einzigen Messung die Bilder die Strukturen innerhalb des Ölvorkommens nicht erfassten.

Das liegt daran, dass einige dieser Strukturen, wie eine Schicht festeres Gestein innerhalb des Reservats, die Schallgeschwindigkeit nicht ausreichend beeinflussen, um erkannt zu werden, sie jedoch das Abpumpen des darunter liegenden Öls verhindern.

In manchen Fällen kann das Bohren etwas tiefer dieses Problem lösen und den Rest des Öls im Bohrloch erschließen.

Die Forscher haben ihren Ansatz jedoch nur auf ein relativ kleines geologisches Gebiet von etwa 9 Quadratmeilen angewendet. Derzeit ist die Arbeit der Penn‑State‑Wissenschaftler nur ein Machbarkeitsnachweis. Das Team konzentriert sich nun darauf, ihre Berechnungen auf mehr Knoten auszuweiten, um genaue Karten für wesentlich größere Gebiete zu erstellen.

Das Team hat eine weitere Möglichkeit, ihre Arbeit zu skalieren, die sie möglicherweise erkunden werden, und zwar die Nutzung der Extreme‑Memory‑Knoten von Bridges‑2, die jeweils 4.000 Gigabyte (GB) RAM haben.

Von erschöpften Bohrungen zur Energiespeicherung: CAES & Geothermie

Öl war über ein Jahrhundert lang eine dominierende Energiequelle. Die Welt wandelt sich jedoch von fossilen Brennstoffen zu erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Sonne, getrieben von Bedenken hinsichtlich des Klimawandels, der Luft‑ und Wasserverschmutzung sowie der Zerstörung von Lebensräumen durch nicht erneuerbare Ressourcen.

Erneuerbare Energiequellen sind von Natur aus intermittierend und benötigen bessere Methoden, um Energie für spätere Nutzung zu speichern. Interessanterweise könnten erschöpfte Öl‑ und Gasbohrungen hierfür eine Lösung bieten.
Diese Bohrungen sind tatsächlich eine bedeutende Quelle natürlicher geothermischer Wärme, und eine Studie³ von Penn‑State‑Forschern aus dem letzten Jahr zeigte, dass diese Wärme genutzt werden kann, um die Effizienz von Druckluft‑Energiespeichern (CAES) um 9,5 % zu steigern, wodurch mehr der gespeicherten Energie zurückgewonnen und in Strom umgewandelt werden kann.

“Diese Effizienzsteigerung kann ein Wendepunkt sein, um die Wirtschaftlichkeit von Druckluft‑Energiespeicherprojekten zu rechtfertigen. Und darüber hinaus könnten wir die Anfangskosten erheblich senken, indem wir bestehende, nicht mehr produktive Öl‑ und Gasbohrungen nutzen. Das könnte eine Win‑Win‑Situation sein.“

– Studienmitautor Arash Dahi Taleghani

Umwidmung erschöpfter Öl‑ und Gasbohrungen kann auch dazu beitragen, die negativen Auswirkungen verlassener Bohrungen zu reduzieren. Diese Bohrungen werden nicht mehr von ihren Eigentümern gewartet, weil sie wirtschaftlich nicht rentabel sind.

Ohne Aufsicht können diese Bohrköpfe giftige Substanzen wie Methan lecken, das über einen Zeitraum von 20 Jahren eine 84‑mal höhere Erwärmungswirkung als CO₂ hat. Sie setzen zudem Substanzen wie Schwefelwasserstoff, Arsen und Benzol frei, die in lokale Luft‑, Wasser‑ und Bodensysteme eindringen und erhebliche Umweltverschmutzungen verursachen.

Es gibt mindestens 29 Millionen verlassene Bohrungen weltweit, laut einer Schätzung von 2020 von Reuters. 

Ein Bericht⁴ aus dem letzten Jahr schätzt die Gesamtzahl verlassener Öl‑ und Gasbohrungen (AOG) auf 4 499 000, wobei 3 557 000 Bohrungen in den USA liegen. Außerdem schätzen sie, dass die Methanemissionen von fast 4,5 Millionen Bohrungen weltweit im Jahr 2022 etwa 0,4 Millionen Tonnen (Mt) betrugen, was einer Äquivalenz von 10,5 Mt CO₂ über einen Zeitraum von 100 Jahren entspricht.

Nicht alle verwaisten Bohrungen sind dokumentiert. Tatsächlich sind viele nicht einmal in offiziellen Aufzeichnungen verzeichnet und haben keinen bekannten Betreiber.

Um dieses Problem anzugehen, nutzten Forscher des Department of Energy’s Lawrence Berkeley National Laboratory moderne Werkzeuge⁵, darunter Sensoren, Laser‑Imaging, Drohnen und KI, um diese undokumentierten verwaisten Bohrungen (UOWs) zu finden.

“Während KI eine zeitgenössische und sich schnell entwickelnde Technologie ist, sollte sie nicht ausschließlich mit modernen Datenquellen assoziiert werden. KI kann unser Verständnis der Vergangenheit erweitern, indem sie Informationen aus historischen Daten in einem Ausmaß extrahiert, das vor wenigen Jahren noch undenkbar war. Je weiter wir in die Zukunft gehen, desto mehr können wir auch die Vergangenheit nutzen.“

In ihrer Forschung durchkämmten sie vier interessierende Landkreise mit früher Ölproduktion und fanden etwa 1 300 potenzielle UOWs. Neunundzwanzig wurden mittels Satellitenbildern verifiziert, während Felduntersuchungen weitere 15 bestätigten.

Diese KI‑gesteuerte Kartierung und Verifizierung ist Teil einer größeren Initiative, um undokumentierte verwaiste Bohrungen zu adressieren. Das Konsortium „Advancing Technology for Assessment of Lost Oil & Gas Wells“ (CATALOG) ist ein Kooperationsprogramm zur Verbesserung von Methoden zur Bohrungsfindung, Methanerfassung, Zustandsbewertung, Priorisierung von Verschließungen und zur Entwicklung kostengünstiger Werkzeuge für den breiten Einsatz.

“Es gibt jetzt die Anforderung, Emissionen vor und nach der Verschließung eines Öl‑ und Gasbohrlochs zu quantifizieren. Sowohl weil man sicherstellen will, dass die Verschließung korrekt durchgeführt wird, als auch weil man die Auswirkungen des Programms selbst auf unsere Klimaschutzstrategien quantifizieren möchte – insbesondere für Methanemissionen, die die globale Erwärmung schneller vorantreiben als Kohlendioxid.“

– Wissenschaftler Sebastien Biraud, der das CATALOG‑Projekt am Berkeley Lab leitet

Investition in intelligente Energieexploration

Wenn es um intelligentes Bohren geht, ist Baker Hughes (BKR ) bekannt für die Führung im Bereich Energietechnologiedienstleistungen. Das Unternehmen nutzt fortschrittliche Sensoren, Cloud‑Computing, digitale Zwillinge und KI zur Bohroptimierung. Es bietet zudem Methanerkennungs‑ und Emissionsreduktions‑technologien.

Baker Hughes (BKR )

Mit einer Marktkapitalisierung von 47,8 Milliarden US‑Dollar werden BKR‑Aktien zu 48,50 US‑Dollar gehandelt, ein Anstieg von 18,24 % in diesem Jahr. Das Unternehmen erzielt ein EPS (TTM) von 2,93 und ein KGV (TTM) von 16,58. Baker Hughes zahlt eine Dividendenrendite von 1,90 %.

Bezüglich seiner finanziellen Position meldete das Unternehmen einen Umsatz von 6,9 Milliarden US‑Dollar für das 2. Quartal 2025. Der zuordenbare Nettogewinn betrug 701 Millionen US‑Dollar. Das GAAP‑verwässerte EPS für das Quartal lag bei 0,71 US‑Dollar, und das bereinigte verwässerte EPS betrug 0,63 US‑Dollar.

“Wir haben starke Ergebnisse für das zweite Quartal geliefert, wobei die bereinigte EBITDA‑Marge im Jahresvergleich um 170 Basispunkte auf 17,5 % gestiegen ist, trotz eines leichten Rückgangs der Einnahmen. Diese Leistung spiegelt die Vorteile struktureller Kosteneinsparungen und die fortgesetzte Implementierung unseres Geschäftssystems wider, das höhere Produktivität, stärkere operative Hebelwirkung und nachhaltigere Erträge im gesamten Unternehmen vorantreibt.”

– CEO Lorenzo Simonelli

In diesem Zeitraum meldete das Unternehmen einen Rekord‑Backlog von 3,5 Milliarden US‑Dollar für seinen Sektor Industrial & Energy Technology (IET), der Dienstleistungen für Stromerzeugungsanwendungen in der gesamten Energiebranche bereitstellt.
Es generierte außerdem 510 Millionen US‑Dollar an Cash‑Flows aus operativen Aktivitäten, während der freie Cash‑Flow 239 Millionen US‑Dollar betrug. Baker Hughes gab im 2. Quartal 2025 423 Millionen US‑Dollar an seine Aktionäre zurück, darunter 196 Millionen US‑Dollar durch Aktienrückkäufe.

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Fazit

Rohöl bleibt eine der wichtigsten Energiequellen der Welt, da es einen bedeutenden Teil der globalen Wirtschaft ausmacht. Es ist jedoch eine endliche Ressource, die zukünftige Herausforderungen mit sich bringen könnte.

Und während das leicht zugängliche Öl zur Neige geht, bohren Unternehmen tiefer denn je, und nur hochentwickelte Technologie kann diesen Stillstand aufbrechen. Das erfordert Hochleistungs‑Computing, fortschrittliche seismische Analytik, Sensoren, Data‑Science und KI. Diese Werkzeuge verändern, wie wir Öl finden, extrahieren und sogar alte Bohrungen umnutzen.

Das Ziel ist also nicht nur, mehr Öl aus dem Boden zu holen; es soll auch mit weniger Umweltschäden geschehen. Und in manchen Fällen können dieselben Technologien dazu beitragen, erschöpfte Bohrungen in saubere Energiespeicherlösungen zu verwandeln.

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Referenzen

<sup>1. Xing, G., & Zhu, T. (2024). Fortschrittliche Dämpfungsschätzung durch Integration der Hessematrix in die multiparametrische viskoakustische Vollwellinversion. Geophysics, 89(5), r429. Veröffentlicht am 1. September 2024. https://doi.org/10.1190/geo2023-0634.1
2. Kim, D., & Zhu, T. (2025). Warum verbessern seismische Dämpfungsmodelle die Zeitlupen‑Bildgebung? Eine 2‑D‑viskoakustische Vollwellinversions‑Fallstudie aus dem Volve‑Feld. Geophysics, 90(4), b193. Veröffentlicht am 1. Juli 2025. https://doi.org/10.1190/geo2024-0793.1
3. Zhang, Q., Taleghani, A. D., & Elsworth, D. (2025). Unterirdische Energiespeicherung mittels aufgegebener Öl‑ & Gasbohrungen unterstützt durch Geothermie. Journal of Energy Storage, 60, 115317. Veröffentlicht am 8. Januar 2025. https://doi.org/10.1016/j.est.2025.115317
4. Lei, T., Chen, X., Ma, S., Jing, L., & Guan, D. (2025). Ein globales Inventar der Methanemissionen aus aufgegebenen Öl‑ und Gasbohrungen und mögliche Minderungswege. National Science Review, 12(7), nwaf184. Veröffentlicht im Juli 2025. https://doi.org/10.1093/nsr/nwaf184
5. Ciulla, F., Santos, A., Jordan, P., Kneafsey, T., Biraud, S. C., & Varadharajan, C. (2024). Ein Deep‑Learning‑basiertes Rahmenwerk zur Identifizierung undokumentierter verwaister Öl‑ und Gasbohrungen aus historischen Karten: Eine Fallstudie für Kalifornien und Oklahoma. Environmental Science & Technology, 58(50). Veröffentlicht im Dezember 2024. https://doi.org/10.1021/acs.est.4c04413</sup>