Quelltext der Seite Ölschiefer

[[Datei:Jürgen-Fischer-Schieferwerk-Jura-Ölschiefer.jpg|mini|Ölschiefer in [[Holzmaden]]]]
[[Datei:Cliff at Kimmeridge Bay - geograph.org.uk - 165326.jpg|mini|Ölschiefer bei Kimmeridge]]
[[Datei:OilShaleEstonia.jpg|mini|[[Aufschluss (Geologie)|Aufschluss]] in estnischem Ölschiefer ([[Kuckersit]])]]
[[Datei:OilShaleFossilsEstonia.jpg|mini|Fossilführender Kuckersit aus Estland]]

Als '''Ölschiefer''' werden dunkelgraue bis schwarze, [[Ton (Bodenart)|tonig]] und [[mergel]]ige [[Sedimente und Sedimentgesteine#Klastische Sedimentgesteine|Sedimentgesteine]] bezeichnet, die bis zu 20 %, in einigen Vorkommen bis 30 % [[Kerogen]], eine Vorstufe von [[Erdöl]], enthalten.
Die Kerogene werden durch Erhitzen auf 340 bis 530&nbsp;°C in rohölähnliche Substanzen (Schiefer- oder Schwelöl) und Gas umgewandelt.<ref name="Energierohstoffe - Ölschiefer">{{Webarchiv |text=Energierohstoffe – Ölschiefer |url=http://www.bgr.de/rohstoffportal_sgd/energierohstoffe_oelschiefer.shtml |wayback=20121209085109}}. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, abgerufen am 16. Januar 2013.</ref><ref>[http://www.rand.org/content/dam/rand/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf Oil Shale Development in the United States – Prospects an Policy Issues, S. 13, 17] (PDF; 413&nbsp;kB), abgerufen am 16. Januar 2013.</ref>

Ölschiefer ist nach heutiger [[Petrographie|petrographisch]] korrekter Bezeichnung kein [[Schiefer]] im eigentlichen Sinne, sondern ein geschichtetes, aber nicht geschiefertes [[Sedimentgestein]]. Die Kerogene bilden sich unter Sauerstoffabschluss aus abgestorbenem [[Plankton]], [[Alge|Meerwasser- und Süßwasseralgen]] sowie [[Bakterien]]. Bei [[Gaschromatografie|chromatographischen]] Untersuchungen lassen sich [[Aminosäuren]] und [[Chlorophyll]]-Abbauprodukte feststellen.
Unter bestimmten geologischen Bedingungen können sich aus Ölschiefern im Laufe der [[Erdgeschichte]] durch zunehmende Überlagerung und Temperaturerhöhung Erdölmuttergesteine bilden.

Ölschiefer gehört zu den sogenannten „[[Ölvorkommen#Verschiedene Formen von Reserven|unkonventionellen Vorkommen]]“, deren [[Ausbeutung]] aufgrund hoher Förderkosten nur bei höheren Ölpreisen lohnend ist.

== Entstehung ==
Ölschiefer können sich aus Kleinstlebewesen (Algen, Plankton und Bakterien) bilden, die ursprünglich in [[Sumpf|Sümpfen]], [[Süßwassersee|Süß-]] und [[Salzwassersee]]n sowie in [[Ablagerungsmilieu|flachmarinen, subtidalen]] Bereichen abgelagert wurden, wenn diese nach dem Absterben auf einen schlecht durchlüfteten, [[Anoxisch|sauerstoffarmen]] See- oder Meeresboden sinken. Unter Sauerstoffabschluss konnte die organische [[Biomasse]] nicht [[Verwesung|verwesen]], sondern durchlief einen biochemischen [[Fäulnis]]- und Umbauprozess. Die organische Substanz wurde dabei in ihre Bestandteile ([[Protein]]e, [[Fette]] und [[Kohlenhydrate]] mit geringen Anteilen von [[Schwefel]] und [[Stickstoff]]) aufgespalten, aus denen sich im Laufe der Erdgeschichte Kerogene als Vorstufe von Erdöl bilden können.<ref name="Energierohstoffe - Ölschiefer" /> Im Gegensatz zum Erdöl wurden beim Ölschiefer noch nicht alle Stufen des [[Bitumen]]bildungsprozess durchlaufen und er wird daher als unreifes Erdölmuttergestein bezeichnet.<ref name="bgr.bund.de">Energierohstoffe 2009, BGR, S. 65 [http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Produkte/energierohstoffe_2009.html?nn=1542330], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>

== Eigenschaften ==
Der [[Heizwert]] der Rohsubstanz schwankt in Abhängigkeit vom Kerogengehalt zwischen 3,3&nbsp;[[Megajoule|MJ]]/[[Kilogramm|kg]] und 8&nbsp;MJ/kg. Der spezifische Schwefelgehalt in Bezug auf die Brennsubstanz kann bis zu 10 % betragen.
Die Kerogene werden durch eine thermische Behandlung ([[in situ]] oder in Schwelreaktoren, so genannten Retorten) aus dem Gestein gelöst und so Schwel- oder Schieferöl gewonnen.<ref name="Knut Bjørlykke 2010">Knut Bjørlykke: ''Petroleum Geoscience – From Sedimentary Environment to Rock Physics''. Springer, 2010, ISBN 978-3-642-02331-6, S. 462.</ref> Das aus Ölschiefer gewonnene Öl zeichnet sich gegenüber natürlichem Erdöl durch einen geringeren Wasserstoff- und einen höheren Sauerstoffanteil aus.
Um Ölschiefer ökonomisch nutzen zu können, ist ein Mindestgehalt von 4 % Kerogen im Gestein erforderlich. Der Ölgehalt des Gesteins wird in den unterschiedlichen Vorkommen im Labor mit Hilfe eines standardisierten Schwelverfahrens, das von [[Franz Fischer (Chemiker)|Franz Fischer]] und Hans Schrader ''(Fischer Assay)'' entwickelt wurde, verglichen.<ref name="bgr.bund.de" />

Ölschiefer kann [[Radioaktivität|radioaktiv]] sein.

== Vorkommen ==
Weltweit gibt es in 40 Ländern eine große Anzahl von Ölschiefer-Lagerstätten aus verschiedenen Erdzeitaltern. Die deutsche [[Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe]] (BGR) schätzt die Menge der weltweiten Ölschiefer-Ressourcen aktuell auf 97&nbsp;[[Tonne (Einheit)|Gigatonnen]] (Datenstand: Ende 2011),<ref>DERA Rohstoffinformationen 15: Energiestudie 2012 – Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen, [http://www.bgr.bund.de/DE/Gemeinsames/Produkte/Downloads/DERA_Rohstoffinformationen/rohstoffinformationen-15.pdf?__blob=publicationFile&v=6], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref> wobei festgestellt werden muss, dass die Abschätzung der Ressourcen seit 2009 (119 GT<ref>Energierohstoffe 2009, BGR, S. 12 [http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Produkte/energierohstoffe_2009.html?nn=1542330], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>) mehrfach (2011: 112 GT<ref>DERA Rohstoffinformationen 15: Energiestudie 2012 – Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen,[http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/Energiestudie-Kurzf-2011.pdf?__blob=publicationFile&v=3], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>) nach unten korrigiert werden musste. Eine Abschätzung der förderbaren Ressourcen ist aufgrund der fehlenden und vagen Datenlage sowie der unterschiedlichen Energiegehalte der einzelnen Vorkommen in vielen Ländern nach Angaben der BGR und des USGS nicht möglich.
Die größten Vorkommen befinden sich in den USA (73 %), gefolgt von Russland (10 %) und Brasilien, Italien und der Republik Kongo (zusammen 9 %).<ref>Energierohstoffe 2009, BGR, [http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Produkte/energierohstoffe_2009.html?nn=1542330], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>
Das größte Vorkommen befindet sich im [[Green-River-Formation|Green-River-Gebiet]] in den USA. Die Lagerstätte erstreckt sich über 65.000&nbsp;km².

=== Europa ===
==== Deutschland ====
In Deutschland wurde Ölschiefer in den letzten Jahren des [[Zweiter Weltkrieg|Zweiten Weltkrieges]] in einem größeren Umfang abgebaut. Gegenwärtig wird er lediglich bei [[Dormettingen]] in Baden-Württemberg von einem Zementwerk gewonnen und vor Ort zur Stromerzeugung verwendet. Nach Angaben der [[Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe]] (BGR) ist die energetische Nutzung nur deshalb wirtschaftlich, weil der gebrannte Ölschiefer als Ausgangsprodukt für spezielle [[Zement#Portlandzement|Portlandzemente]] verwendet wird.<ref name="Energierohstoffe - Ölschiefer" />

Im südöstlichen [[Niedersachsen]] im Bereich von [[Schandelah]] nahe [[Braunschweig]] gibt es ein Vorkommen von ca. 2&nbsp;Mrd. Tonnen bei einem Ölgehalt von weniger als 10 %. Auch dieses Vorkommen erschließt [[Sedimentgesteine]] des [[Unterjura|Lias]].<ref>[https://www.zeit.de/1975/16/hoffnung-auf-oel/seite-1 Zeit.de Hoffnung auf Öl, 11. April 1975], abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>

Im südlichen [[Emsland]] in der Region um [[Salzbergen]] findet man Ölschiefer. Dieser war Anlass, 1860 die [[Raffinerie Salzbergen]] zu gründen. Die Ölschieferverarbeitung wurde jedoch 1861 aufgegeben. Als spätere Erdölraffinerie und heutige Schmierstoffraffinerie existiert sie noch.

Die [[Grube Messel]] in [[Hessen]] im [[Landkreis Darmstadt-Dieburg]] ist ein Beispiel eines Ölschiefervorkommens mit einem bedeutenden Fossilienvorkommen. Anders als die nachfolgenden Beispiele fand die Bildung hier in einem [[Maarsee]] statt, also unter Süßwasserbedingungen. Die Fossilien dieser [[Fossillagerstätte]] gehören in die Zeit des [[Eozän]]s.

Im Oberen [[Isar]]tal wurde am [[Unterer Ölgraben|Unteren Ölgraben]], unterhalb es Unteren Grasberges seit 1749 mit Unterbrechungen bis 1961 Ölschiefer abgebaut, der in [[Schröfeln]] verarbeitet wurde.<ref>Peter Schwarz: ''Der Ölschiefer-Bergbau an der oberen Isar bei Wallgau und Krün''. In: ''Lech-Isar-Land'' 2007, Heimatverband Lech-Isar-Land e.&nbsp;V. Weilheim i.&nbsp;Oberbayern, S. 201 f.</ref><ref>Jost Gudelius: ''Die Jachenau''. Jachenau 2008, ISBN 978-3-939751-97-7, S. 140–141.</ref>

==== Andere ====
[[Datei:Seefeld-Formation.JPG|mini|hochkant|[[Seefeld-Formation]]]]
Die größten europäischen Vorkommen befinden sich in [[Russland]]. Hier wurden im [[Olenjok]]-Becken, im Baltischen Ölschiefer-Becken bei [[St. Petersburg]], im [[Wolga]]-Becken und im [[Wytschegodski]]-Becken Ölschiefer abgebaut und bis 2005 nach Estland zum Verstromen exportiert.<ref>Energierohstoffe 2009, BGR, S. 67 [http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Produkte/energierohstoffe_2009.html?nn=1542330], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>

In [[Estland]] befindet sich bei [[Narva (Stadt)|Narva]] sowie bei [[Kohtla-Järve]] das bedeutendste Vorkommen von [[Kukersit]]. Dieser, benannt nach dem ehemaligen [[Deutsch-Balten|deutschbaltischen]] Gut [[Kukruse]] (deutsch ''Kuckers''), ist eine marine [[Gyttja]]. Dieses fossilreiche Tonmergelsediment wechsellagert mit Einschaltungen aus [[Kalkstein|Kalk]], der ebenfalls [[Fossilien]] aus dem [[Ordovizium]] enthält.

Auf [[Sizilien]] sind große Vorkommen bekannt.<ref>[https://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/pdf/sir5294_508.pdf] (PDF; 2,4&nbsp;MB), abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>

In Tirol gibt es Ölschiefervorkommen in den [[Seefelder Schichten]] Raum [[Scharnitz]], [[Seefeld in Tirol|Seefeld]] und [[Reith bei Seefeld|Reith]] sowie im Bereich des [[Achensee]]s im [[Bächental]]. Die Gesteine bei Seefeld wurden ab Mitte des 14. Jahrhunderts zur Gewinnung von [[Tiroler Steinöl]] genutzt, das weithin vertrieben wird und im 19.&nbsp;Jahrhundert auch industriell zur [[Asphalt]]produktion verwendet wurde. Die Hoffnung, mit der ab 1858 betriebenen [[Destillation]] des gefragten Lampenbrennstoffs [[Petroleum]] große Gewinne zu machen, zerschlug sich mit dem wenig später importierten, günstigeren Petroleum aus [[Erdöl#Historisches|Erdöl]]. Die industrielle Produktion wurde aufgegeben und ab Mitte der 1860er Jahre die Steinölbrennerei wieder handwerklich von Ortsansässigen betrieben.<ref>[[Ludwig Hörmann von Hörbach|Ludwig Hörmann]]: ''[https://www.sagen.at/doku/hoermann_beitraege/steinoelbrenner.html Steinölträger und Steinölbrenner]'', in: Der Alpenfreund, Monatshefte für Verbreitung von Alpenkunde unter Jung und Alt in populären Schilderungen aus dem Gesammtgebiet der Alpenwelt und mit praktischen Winken zur genußvollen Bereisung derselben. HG Dr. Ed. Amthor, 4. Band, Gera 1872, S. 321ff. (online auf sagen.at).</ref> Ab 1884 wurde dann mit der [[Sulfonierung]] des Steinöls der Grundstein für die Vermarktung unter dem Markennamen ''[[Ichthyol]]'' gelegt. Die Förderung wurde 1964 eingestellt, die Produktion vor Ort verarbeitet nun Gesteine aus Frankreich. Die Ölschiefervorkommen im Bereich des Achensees werden seit Anfang des 20. Jahrhunderts ausgebeutet und in [[Pertisau]] zu Steinöl verarbeitet. Dieses findet bei der Produktion von speziellen Kosmetika und medizinischen Produkten Anwendung.

Kleinere, teilweise historisch genutzte Ölschiefervorkommen sind aus [[Rumänien]] ([[Anina]]-Mine), Großbritannien in verschiedenen Vorkommen in [[Schottland]], [[Frankreich]] (Autun, [[Sévérac-le-Château]]), [[Schweiz]] ([[Meride]]), [[Schweden]] (Kvarntorp) bekannt.<ref>Jean Laherrere: ''Review on Oil shale data'', 2005, S. 2 {{Webarchiv|url=http://www.hubbertpeak.com/laherrere/OilShaleReview200509.pdf |wayback=20070928004607 |text=Review on Oil shale data – Jean Laherrere,  September 2005 }} (PDF; 612&nbsp;kB), abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>

=== Weltweit ===
Die mit großem Abstand größte Ölschieferlagerstätte der Welt ist die [[eozän]]e [[Green-River-Formation]], die sich über Teile der US-Bundesstaaten [[Utah]], [[Colorado]] und [[Wyoming]] erstreckt. Der [[United States Geological Survey|Amerikanische Geologische Dienst (USGS)]] gibt die ''total in place reserves'', also die gesamte im Erdreich vermutete Menge an Schieferöl in der Formation mit rund 4,29&nbsp;Billionen [[Barrel]] an, wobei davon auf das Greater Green River Basin 1,44&nbsp;Billionen Barrel, auf das Uinta-Basin 1,32&nbsp;Billionen Barrel sowie auf die größte Lagerstätte, das Piceance Basin, 1,53&nbsp;Billionen Barrel entfallen.<ref name="Fact Sheet">https://pubs.usgs.gov/fs/2011/3063/pdf/FS11-3063.pdf Oil Shale Assessment Project Fact Sheet, S. 1, Juni 2011, abgerufen am 16. Januar 2013.</ref>
Die tatsächlich förderbare Menge Schieferöl in der Green-River-Formation kann derzeit nicht abgeschätzt werden, da nach Angaben des USGS bisher noch keine Methode entwickelt wurde, ihr Öl kostendeckend zu fördern.<ref name="Fact Sheet" />

Größere Vorkommen von Ölschiefer werden derzeit in Brasilien, China, Kanada, Israel, Jordanien, Libyen, Marokko, Syrien und Thailand erkundet und abgebaut.<ref>Energierohstoffe 2009, BGR, S. 68 [http://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Produkte/energierohstoffe_2009.html?nn=1542330], abgerufen am 17. Januar 2013.</ref><ref>John R. Dyni: [https://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/ ''Geology and Resources of some world Oil-shale deposits''], S. 5–42, abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>
2010 wurde bekannt, dass in [[Anatolien]] ([[Türkei]]) ein größeres Ölschiefer-Vorkommen entdeckt wurde.<ref>{{Webarchiv |url=http://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/nachrichten-nachrichten/1967252.html |text=''Ölschiefer in der Türkei gefunden'' |wayback=20160305003821}}. In: ''Tagesspiegel'', Nachrichten, 26. Oktober 2010, abgerufen am 20. Januar 2013.</ref>
In Südamerika, insbesondere in [[Patagonien]] ([[Argentinien]]) ist in den vergangenen Jahren in der [[Vaca Muerta|Vaca-Muerta]]-Formation ein großes Vorkommen von Ölschiefer erbohrt worden, das zu den größten Lagerstätten zählt, die in den letzten drei Jahrzehnten entdeckt wurden.<ref>[http://www.bloomberg.com/news/2012-02-09/repsol-says-argentine-shale-to-require-250-billion-investment.html Ölschiefer-Funde in Südamerika], bloomberg.com, abgerufen am 20. Januar 2013.</ref>

== Gewinnung, Extraktion und Verwendung von Ölschiefer ==
[[Datei:Kilvebrickretort.jpg|mini|hochkant|Eine Retorte zum Extrahieren von Kerogen aus den 1920er Jahren bei Kilve (West-Somerset)]]
=== Abbau ===
Der Abbau von Ölschiefer kann bei geringer Lockergesteinsüberdeckung von bis zu 40&nbsp;m im offenen Tagebau erfolgen. Als derzeit ökonomisch vertretbar wird ein Abraum-Ölschiefer-Verhältnis von kleiner 5:1, bei einer Mindestmächtigkeit der Ölschieferschicht von 3&nbsp;m angesehen.<ref name="bgr.bund.de"/> Die Lagerstätten in Estland, China und Brasilien gehören derzeit zu den größten Ölschiefer-Tagebauen.

In tieferliegenden Ölschiefervorkommen sollen zukünftig die Kerogene in situ in der Lagerstätte herausgelöst werden, ohne das Nebengestein abzubauen. Derzeit befinden sich diverse Pilotanlagen mit unterschiedlichen Extraktionsverfahren in der Testphase.<ref name="rand.org">In-situ Retorting [http://www.rand.org/content/dam/rand/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf Oil Shale Development in the United States – Prospects an Policy Issues, S. 17] (PDF; 413&nbsp;kB), abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>

=== Extraktionsverfahren ===
Bei diesem Prozess wird das Kerogen in Ölschiefer durch [[Pyrolyse]], [[Hydrierung]] oder [[thermische Zersetzung]] in Schieferöl verwandelt. Das so gewonnene Schieferöl kann als Kraftstoff verwendet werden oder in einer Raffinerie durch Zufuhr von Wasserstoff und Entfernung von Schwefel und Stickstoff weiter veredelt werden.

==== Pyrolyse und Vergasung von Kerogen aus Ölschiefer ====
Die zahlreichen Verfahren zur Extraktion von Kerogen aus Ölschiefern, die im Tagebau gewonnen wurden, lassen sich in zwei Gruppen einteilen: Horizontale und vertikale Retorten. Zu den Beispielen für vertikale Retorten gehören das ''Paraho''-Verfahren, das ''Petrosix''-Verfahren, ''Fushun''-Verfahren (China) und das ''Kiviter''-Verfahren (Estland). Beim horizontalen Retortenverfahren werden die Ölschiefer in einem horizontalen Brennofen erhitzt. Beispiele für Extraktionsverfahren mit horizontalen Retorten sind das ''TOSCO II''-Verfahren, das ''ATP''-Verfahren und das [[Galoter-Verfahren]].
Das im Ölschiefer enthaltene Kerogen wird größtenteils durch Pyrolyse zu Schieferöl (synthetisches Rohöl) und Ölschiefer-Gas extrahiert. Die Zersetzung des Kerogens beginnt bei 300&nbsp;°C und läuft bei Temperaturen zwischen 450&nbsp;°C und 530&nbsp;°C optimal ab. Bei den meisten Verfahren erfolgt die pyrolytische Zersetzung in sauerstofffreier Umgebung. Neben dem kondensierbaren, synthetischen Öl entstehen bei diesem Prozess auch Ölschiefer-Gas und feste Rückstände, die teilweise entsorgt, teilweise weiter genutzt werden können.
<!-- Beschreibung der Verfahren folgt

* Lurgi-Verfahren
* Hamburger Pyrolyseverfahren
* Kiviter-Verfahren
…
* -->

==== In-situ-Verfahren ====
[[Datei:Shell insitu.gif|mini|Shell In-Situ-Versuchsanlage im Piceance-Becken, Colorado]]
Um den [[Flächenverbrauch]] zu minimieren, werden gegenwärtig zahlreiche Verfahren getestet, um das Kerogen in situ aus dem Gestein zu lösen. Dabei kann die Untertage-Verschwelung entweder durch eine elektrische Aufheizung des Gesteins oder durch Zufuhr von Sauerstoff durch Bohrungen in den Bereich von entzündeten Ölschiefern erreicht werden. Letztere Methode erwies sich aufgrund der schweren Kontrollierbarkeit der unterirdischen Verbrennung und der Luftverschmutzung als nur bedingt tauglich.<ref name="rand.org"/>
Bei dem vom [[Royal Dutch Shell|Shell-Konzern]] entwickelten In-situ-Konversionsprozess (Shell In-Situ Conversion Process)<ref>{{Webarchiv |text=''Researching Shell’s patented In situ Conversion has yielded exciting results'' |url=http://www.shell.us/aboutshell/projects-locations/mahogany/technology.html |wayback=20130123233255}}, abgerufen am 17. Januar 2013.</ref> soll ein Gesteinspaket mit einem Volumen von etwa 0,6&nbsp;[[Kubikmeter#Kubikkilometer|Kubikkilometern]] für einen Zeitraum von 4 Jahren auf eine Temperatur von rund 350–370&nbsp;°C elektrisch erhitzt werden. Shell geht davon aus, dass die steuerbare, elektrische Aufheizung des Gesteins den Katageneseprozess günstig beeinflussen kann.

Dazu ist es erforderlich, etwa 50 Bohrungen pro Hektar abzuteufen. Laut RAND-Studie wird für das oben genannte Gesteinspaket eine elektrische Dauerleistung von rund 1,2&nbsp;[[Gigawatt]] benötigt.<ref>Shell In-Situ Conversion Process [http://www.rand.org/content/dam/rand/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf Oil Shale Development in the United States – Prospects an Policy Issues, S. 21] (PDF; 413&nbsp;kB), abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>
Um die umliegenden grundwasserführenden Schichten nicht zu erwärmen, soll bei diesem Verfahren das Gestein rund um das erhitzte Gesteinspaket eingefroren werden, durch eine sogenannte [[Gefrierverfahren|Gefrierwand]]. Bei dieser aus dem Schachtbau stammenden Technik lässt man eine rund −50&nbsp;°C kalte Flüssigkeit durch speziell dafür angelegte Bohrungen zirkulieren, damit das um die Bohrungen liegende Gestein langsam einfriert und dadurch hydraulisch undurchlässig wird.

Auch von anderen Mineralölkonzernen wurden verschiedene Verfahren zur In-situ-Verschwelung entwickelt, die sich derzeit im Labor- oder Pilotstadium befinden, so beispielsweise das ''Electrofrac''-Verfahren von [[ExxonMobil]]. Bei diesem Verfahren werden Trennflächen durch [[Hydraulic Fracturing]] im Ölschiefer erzeugt bzw. aufgeweitet und mit einem elektrisch leitfähigen Zement, in dem ein Heizelement implementiert ist, verfüllt. Über das Heizelement wird in situ das Kerogen aus dem Gestein gelöst und über Förderbohrungen an die Oberfläche geführt.<ref>William A. Symington, David L. Olgaard, Glenn A. Otten, Tom C. Phillips, Michele M. Thomas, Jesse D. Yeakel: [https://www.researchgate.net/publication/237407504_ExxonMobil's_Electrofrac_Process_for_In_Situ_Oil_Shale_Conversion/citation/download ''ExxonMobil’s Electrofrac Process for In Situ Oil Shale Conversion''.] [[American Association of Petroleum Geologists]] Annual Convention, San Antonio 2010, S. 28f.</ref>

Das von der [[Chevron Corporation]] zusammen mit dem [[Los Alamos National Laboratory]] entwickelte Verfahren ''Chevron Crush'' befand sich 2006 in einer Pilotphase. Bei diesem Verfahren werden ähnlich wie beim Electrofrac die Trennflächen im Ölschiefer mit Hilfe von Hydraulic Fracturing erweitert. Durch Injektionsbohrungen wird in den Untergrund heißes Kohlendioxid verpresst, das das Kerogen im Untergrund erhitzt und aus dem Gestein löst. Zur Überwachung der tiefliegenden [[Grundwasserleiter]] werden im Umfeld [[Monitoring]]-Bohrungen niedergebracht.

Alle In-situ-Verfahren sind dadurch gekennzeichnet, dass von der ersten Bohrung bis zur Produktion ein Zeitraum von mindestens 5 bis 6 Jahren vergeht, worauf auf den Aufheizungsprozess 12 bis 18 Monate entfällt.<ref>Chevron USA Inc.: {{Webarchiv|text=Oil Shale Research, Development & Demonstration Project Plan of Operations, 2006, S. 24 |wayback =20090509152734|url =http://www.blm.gov/pgdata/etc/medialib/blm/co/field_offices/white_river_field/oil_shale.Par.37256.File.dat/OILSHALEPLANOFOPERATIONS.pdf}}</ref>

Für einige Ölschiefervorkommen, wie beispielsweise die ''Devonian Black Shale-Formation'' im Osten der USA, kommen aufgrund der Tiefenlage der Lagerstätte für die Exploration nur In-situ-Verfahren in Betracht.

=== Verwendung ===
[[Datei:Oilshale.jpg|mini|hochkant|Brennender Ölschiefer]]Ölschiefer wird seit 1837 abgebaut und verarbeitet. Der erste Abbau fand in [[Autun]], Frankreich, statt.<ref>Jean Laherrere: ''Review on Oil shale data'', 2005 {{Webarchiv|url=http://www.hubbertpeak.com/laherrere/OilShaleReview200509.pdf |wayback=20070928004607 |text=Review on Oil shale data – Jean Laherrere,  September 2005 }} (PDF; 612&nbsp;kB), abgerufen am 18. Januar 2013</ref><ref>Björn Pieprzyk, Norbert Kortlüke, Paula Rojas Hilje:Auswirkungen fossiler Kraftstoffe – Treibhausgasemissionen, Umweltfolgen und sozioökonomische Effekte, Endbericht der ERA, November 2009, S. 35 [http://www.bee-ev.de/1:377/Publikationen/Studien/2009/Auswirkungen-fossiler-Kraftstoffe.html], abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>

Gegen Ende des Zweiten Weltkriegs versuchten die [[NS-Staat|Nationalsozialisten]] im sogenannten ''[[Unternehmen Wüste]]'' aus den Ölschiefervorkommen im Vorland der [[Schwäbische Alb|Schwäbischen Alb]] Mineralöl für Panzer und Flugzeuge zu gewinnen, was aber nicht den gewünschten Erfolg brachte. Das Öl war so minderwertig, dass es nur in speziellen Motoren verbrannt werden konnte. Außerdem war das angewendete Meilerverfahren ineffizient. Um eine Tonne Öl zu gewinnen, benötigte man 35&nbsp;t Schiefer. Bis Kriegsende wurden trotzdem rund 1500&nbsp;t Öl gewonnen. Der Abbau des Schiefers wurde durch Häftlinge [[Unternehmen Wüste#Unternehmen „Wüste“|mehrerer Außenlager]] des [[KZ Natzweiler-Struthof]] in [[Zwangsarbeit]] geleistet.

Die wirtschaftliche Nutzung ist ökonomischer, wenn der Ölschiefer direkt verbrannt wird. Bei einer Extraktion der organischen Substanzen mittels [[Destillation|Abdestillation]] bleiben erhebliche Restbestände im Schiefer. Bei einer großtechnischen Nutzung bleibt bei beiden Verfahren ein erheblicher Gesteinsrest, der als Abraum gelagert werden muss. Aus einer Tonne Ölschiefer lassen sich rund 50&nbsp;Liter Öl gewinnen.

Das größte [[Elektrizitätswerke Narva|Kraftwerk]], das mit Ölschiefer befeuert wird, befindet sich im [[Estland|estnischen]] [[Narva (Stadt)|Narva]]. Ein [[Zement]]werk in [[Dotternhausen]] (Baden-Württemberg) stellt in kleinem Umfang für den Eigenbedarf Strom aus Ölschiefer her. Andere Projekte wie die [[Suncor]]-Erschließung in [[Australien]] sind 2004 aufgrund der geringen Energieausbeute und Insolvenz des Betreibers wieder eingestellt worden.

Angesichts des möglichen globalen [[Ölfördermaximum]]s ist Ölschiefer eine mögliche Alternative zur Treibstoffgewinnung. Finanziell kann bei steigenden [[Ölpreis]]en die Gewinnung von Erdöl aus Ölschiefer wieder sinnvoll erscheinen.
<!-- Anteil der Ölschiefer an der Kraftstoffherstellung, weltweit, aktuelle Zahlen -->[[Datei:Production of oil shale.svg|mini|Produktion von Ölschiefer, nach Pierre Allix, Alan K. Burnham<ref>Pierre Allix, Alan K. Burnham: {{Webarchiv|url=http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors10/win10/coaxing.ashx |wayback=20150106093639 |text=''Coaxing Oil from Shale''}}. In: Oilfield Review, [[Schlumberger (Unternehmen)|Schlumberger]] 2010, Band 4/22, S. 6, abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>]]

Außerdem wird aus Schieferöl [[Ammoniumbituminosulfonat]] durch [[Sulfonierung]] sowie nachfolgende Neutralisation bestimmter Fraktionen des Schieferöls gewonnen. Dieses wird in der Medizin gegen Hautkrankheiten und als [[Zugsalbe]] verwendet und als ''Ichthammol'' oder ''Ichthyol'' vermarktet.

=== Umweltaspekte ===
Abhängig von der Gewinnungsmethode wird die Umwelt mehr oder weniger durch Ölschieferabbau und -verarbeitung beeinträchtigt. Beim Abbau in einem offenen Tagebau sind besonders der Flächenverbrauch der Landschaft und der hohe Bedarf an Wasser zu bedenkende Faktoren. Einige Autoren<ref name="Knut Bjørlykke 2010"/> gehen davon aus, dass in wasserarmen Gebieten die Verfügbarkeit von Wasser zum limitierenden Faktor für die Gewinnung von Ölschiefern werden kann. Beim Verbrennen von Ölschiefern zur Stromerzeugung wird eine große Menge des [[Treibhausgas]]es CO<sub>2</sub> freigesetzt sowie die Luftqualität negativ beeinflusst. Der Kalkgehalt des Nebengesteins besitzt eine große Bedeutung für die CO<sub>2</sub>-Bilanz, da bei Temperaturen von 700–1100&nbsp;°C das Karbonat vollständig zersetzt wird und zu hohen Emissionswerten führen kann. Im Vergleich zu modernen Kohlekraftwerken treten bei der Verbrennung von karbonatreichen Ölschiefern in Estland rund 60 % höhere CO<sub>2</sub>-Emissionen (1.600&nbsp;g CO<sub>2</sub>eq/kWh) auf. Auch im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen führt die Produktion von Kraftstoffen aus Ölschiefern zu 30 bis 75 % höheren Treibhausgasemissionen. Die energetisch aufwendige Extraktion von Kerogenen aus den Ölschiefern führt auch dazu, dass die Emissionsbilanz an CO<sub>2</sub> gegenüber konventionell gefördertem Erdöl rund 75 % höher liegt.<ref>Björn Pieprzyk, Norbert Kortlüke, Paula Rojas Hilje: [http://www.bee-ev.de/1:377/Publikationen/Studien/2009/Auswirkungen-fossiler-Kraftstoffe.html ''Auswirkungen fossiler Kraftstoffe – Treibhausgasemissionen, Umweltfolgen und sozioökonomische Effekte''.] Endbericht der ERA, November 2009, S. 35, abgerufen am 18. Januar 2013.</ref>

Die Rand-Studie gibt an, dass für ein [[Barrel]] Schwelöl etwa 3&nbsp;Barrel Wasser benötigt werden.<ref>Wasserverbrauch bei der Ölschieferproduktion [http://www.rand.org/content/dam/rand/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf] (PDF; 413&nbsp;kB), abgerufen am 17. Januar 2013.</ref> Bei der Verbrennung von Ölschiefer bleiben Rückstände, Schlacken und Aschen übrig, die zum Teil mit [[Schwermetall]]en, wie [[Blei]], [[Zink]], [[Cadmium]], [[Chrom]], aber auch [[Uran]] und [[Vanadium]] und wassergefährdenden Stoffen, [[Phenol]]en sowie Schwefelverbindungen angereichert sein können.<ref>Yuri Zhiryakov: ''Ecological aspects of Oil Shale Processing''. 26. Oil Shale Symposium, Colorado 2006, [http://www.ceri-mines.org/documents/Poster03-YuriZhiryakov-paper.pdf] (PDF; 468&nbsp;kB), abgerufen am 17. Januar 2013.</ref> Für die Entsorgung dieser Verbrennungsrückstände gibt es in vielen Vorkommen derzeit noch keine Szenarien. Teilweise können diese Nebenprodukte auch ökonomisch genutzt werden, da die meisten Schwarzschiefer [[geogen]] signifikante Anreicherungen von Schwermetallen sowie [[Silber]] und seltener [[Gold]] aber auch Uran und Vanadium aufweisen.<ref>Olubunmi M. Ogunsola: ''Value added products from oil shale''. 26. Oil Shale Symposium, Colorado 2006, [http://www.ceri-mines.org/documents/Poster17-OlubunmiOgunsolaJB.pdf] (PDF; 94&nbsp;kB), abgerufen am 17. Januar 2013.</ref>

== Aktuelle Entwicklungen ==
In den vergangenen Jahren wurden zahlreiche neue Ölschiefer-Vorkommen neu prospektiert und die Extraktionsverfahren optimiert. Zahlreiche Verfahren zur In-situ-Gewinnung des Schieferöls befinden sich gegenwärtig im Stadium der Entwicklung, erste Pilotanlagen in den USA liefern die ersten großtechnischen Ergebnisse.
Die pyrolytische Zersetzung in Retorten wurde dahingehend optimiert, dass die Extraktionskosten um 30&nbsp;US-Dollar/Barrel liegen, um zukünftig besser mit dem konventionellen Erdöl konkurrieren zu können.<ref>{{Webarchiv|url=http://www.hardfacts-online.de/content/view/247/91/ |wayback=20130206123452 |text=www.hardfacts-online.de – Accel-Energie: Rohöl aus Ölschiefer }}, abgerufen am 20. Januar 2013.</ref>
Größere Ölschiefer-Vorkommen sind in den letzten Jahren in [[Argentinien]] in der [[Vaca Muerta|Vaca-Muerta-Formation]] entdeckt worden. Gegenwärtig wird erkundet, inwieweit sich die Vorkommen wirtschaftlich abbauen lassen.<ref>[https://www.sueddeutsche.de/wirtschaft/riesiges-vorkommen-in-argentinien-entdeckt-oelrausch-in-der-pampa-1.1183372 SZ: Ölrausch in der Pampa], abgerufen am 20. Januar 2013.</ref><ref>{{Webarchiv | url=http://www.france24.com/en/20121229-argentinas-ypf-bridas-exploit-shale | archive-is=20130216025300 | text=Argentina’s YPF, Bridas to exploit shale}}, abgerufen am 20. Januar 2013.</ref>

== Literatur ==
* [[Landolt-Börnstein]]: ''Thermodynamische Eigenschaften von Gemischen, Verbrennung, Wärmeübertragung''. 4. Teil, Bandteil b, Berlin 1972.
* Immo Opfermann, Robert Orlik: ''Ölschieferwerk Frommern – Industriereprotage (1947)''. Hrsg. Schwäbisches Kulturarchiv des Schwäbischen Albvereins. SP-Verlag, Albstadt 2002, ISBN 978-3-9807873-1-4.
* James T. Bartis, Tom Latourette, D. J. Peterson, Gary Cecchine: ''Oil Shale Development in the United States: Prospects and Policy Issues''. RAND 2005, ISBN 978-0-8330-3848-7.
* [[Steffen Bukold]]: ''Öl im 21. Jahrhundert'', Band 2: ''Alternativen und Strategien''. Oldenbourg-Wissenschaftsverlag, 2008, ISBN 978-3-486-58898-9.
* Knut Bjørlykke: ''Petroleum Geoscience – From Sedimentary Environment to Rock Physics''. Springer, 2010, ISBN 978-3-642-02331-6.
* James G. Speigh: ''Shale Oil Production Processes''. Elsevier, 2012, ISBN 978-0-12-401721-4.
* [[Environmental Protection Agency]], U.S. Geological Survey, U.S. Government, [[Department of Energy]]: 2013 Complete Guide to Hydraulic Fracturing ([[Fracking]]) for Shale Oil and Natural Gas: Encyclopedic Coverage of Production Issues, Protection of Drinking Water, Underground Injection Control (UIC), Progressive Management 2012.

== Weblinks ==
{{Commonscat|Oil shale|Ölschiefer}}
{{Wiktionary}}
* J. R. Dyni: [https://pubs.usgs.gov/of/2008/1220/ ''Preliminary stratigraphic cross sections of oil shale in the Eocene Green River Formation, Uinta Basin, Utah''. U.S. Geological Survey Open-File Report 2008-1220, 13 S.], abgerufen am 16. Januar 2013
* R.C. Johnson, T.J. Mercier, M.E. Brownfield, J.G. Self: [https://pubs.usgs.gov/fs/2010/3010/ ''Assessment of in-place oil shale resources of the Green River Formation, Uinta Basin, Utah and Colorado''. U.S. Geological Survey Fact Sheet FS-2010-3010, 4 S.], abgerufen am 16. Januar 2013
* [https://oelschiefer.twoday.net/ Basisinformationen zum Ölschiefer <small>Entwicklung des Ölschiefermarktes, Stand: 2006</small>], abgerufen am 16. Januar 2013
* {{Webarchiv |url=http://www.planet-schule.de/wissenspool/geomorphologie/inhalt/wissen/jurassic-alb-der-schwaebische-oelschiefer/oelschiefer-nach-1945.html |text=''Ölschiefer nach 1945'' |wayback=20160409132121}}. Wissenspool Geomorphologie, abgerufen am 16. Januar 2013
* [http://www.southampton.ac.uk/~imw/Kimmeridge-Oil-Shale.htm Kimmeridge-Ölschiefer mit zahlreichen Aufschlussbildern], abgerufen am 18. Januar 2013

== Einzelnachweise ==
<references />

{{Normdaten|TYP=s|GND=4043248-8}}

{{SORTIERUNG:Olschiefer}}
[[Kategorie:Biogenes Sedimentgestein]]
[[Kategorie:Fossiler Brennstoff]]
[[Kategorie:Festbrennstoff]]
[[Kategorie:Erdölgewinnung]]