Gutachterliche Stellungnahme Jernigan Mill Creek

Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
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Dipl.-Geol. Dr. Wolfgang Klotz / Nußbaumweg 1 / 64839 Münster bei Dieburg
OGI AG
Oil & Gas Invest AG
Walter- Kolb- Straße 9-11
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Tel.: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
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Sparkasse Langen- Seligenstadt
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Steuer-Nr.: 008 836 00500
Betr.:
Datum:
27.10.2015
Gutachterliche Stellungnahme
und
aktualisierte Zusammenfassung
des Projektes
Jernigan Mill Creek
für die
Oil & Gas Invest AG
Frankfurt a.M.
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
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1.) Inhalt:
2.)
Einleitung und Vorgang……………………………………………………...3
3.)
Legitimation………………………………………………………….............5
4.)
Geologische Situation…………………………………………......................7
5.)
Historischer Rückblick……………………………………………………...10
6.)
Fernerkundung (Remote Sensing)…………………………………………..11
7.)
Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance)………………………………………………12
8.)
Bekannte Bohrdaten………………………………………………………...13
9.)
Geplante 3- D- Seismik……………………………………………………..15
10.) Wirtschaftliche Einschätzungen…………………………………………….15
11.) Ausblick………………………………………………………………...…..16
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2.) Einleitung und Vorgang:
Die Oil & Gas Invest AG / Walter- Kolb- Straße 9-11 / 60594 Frankfurt am Main
hat sich der Erkundung und der Entwicklung von Erdölprojekten im Südosten der
Vereinigten Staaten von Amerika zugewandt und ist seit einigen Jahren in diesem
Bereich aktiv tätig.
Eines dieser Projekte ist das Jernigan Mill Creek Project, ein geografisch im Süden
Alabamas im Escambia County an der Grenze zu Florida gelegenes
Prospektionsgebiet. In diesem Gebiet wurden bereits früher von verschiedenen
Betreibern Erkundungsmaßnahmen auf Erdölvorkommen durchgeführt, sowie an
mehreren Bohrstellen bereits Erdöl gefördert (nähere Einzelheiten im Folgendem).
Jedoch ist in den vergangenen Jahrzehnten die Erdölförderung in diesem Gebiet aus
Kostengründen wieder eingestellt und keine weiteren Aktivitäten sowohl der
Förderung als auch der weiteren Erkundung durchgeführt worden.
Abb. 1: Lageskizze des Jernigan Mill Creek Project im Süden Alabamas.
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Aufgrund der grundlegenden Änderungen der Förderbedingungen durch neuartige
Fördermethoden und der damit verbundenen geringeren Kosten ist dieses Gebiet
wieder in die Aufmerksamkeit innovativer Unternehmen gerückt. Die OGI AG hat
sich zur Aufgabe gestellt, die Erdölförderung in diesem Gebiet wiederzubeleben
und die Erkundung auf weitere vorhandene, lokale Vorkommen auszudehnen.
Hierzu wurden die notwendigen Berechtigungen und rechtlichen Voraussetzungen
auf juristischer Basis geschaffen, sowie in umfangreichen Leasing- und
Mietverträgen die territoriale Voraussetzung zu entsprechenden Unternehmungen
erarbeitet (nähere Einzelheiten und aussagekräftige Tabellenzusammenstellungen
hierzu siehe Anlage 2).
Zur weiteren Ausweitung der Aktivitäten und dem konkreten Beginn einer neuen
Erdölförderung in diesem Gebiet plant die OGI AG eine Erweiterung ihres
finanziellen Engagements. Dabei sind den zuständigen Behörden der
Kontrollaufsicht
entsprechende
Gutachterliche
Stellungnahmen
mit
aktualisierenden Daten zur Beurteilung der Unternehmungen vorzulegen.
Die OGI AG hat den Verfasser mit der Erstellung der vorliegenden Gutachterlichen
Stellungnahme beauftragt.
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3.) Legitimation:
Die vorliegende Gutachterliche Stellungnahme wurde von Dipl.- Geol. Dr.
Wolfgang Klotz (BDG) erstellt. Als freiberuflicher Geologe bin ich seit 1992
selbständig
mit
meinem
Geologischen
Büro
in
verschiedensten
geowissenschaftlichen Fragestellungen als Gutachter tätig.
Die fachlichen Vorrausetzungen zur Bearbeitung der vorliegenden Gutachterlichen
Stellungnahme erlangte ich durch eine fundierte geologische Grundausbildung an
der Technischen Universität Darmstadt (siehe Unterlagen und Belege in Anlage 1).
Neben der klassischen Ausbildung als Allgemeingeologe erfolgte früh eine
Spezialisierung auf das Gebiet der Erdölgeologie. Als Sedimentologe für
Karbonatgesteine beschäftigte ich mich mit der Stratigrafie und der Sequenzanalyse
sedimentärer Becken und deren zyklischer Abfolgen. Während meiner
Diplomarbeit und meiner Dissertation wurden verschiedene Sedimentabfolgen
feinstratigrafisch
detailliert
untersucht
und
die
verschiedensten
geowissenschaftlichen Untersuchungsmethoden dabei angewandt. Während meiner
Diplomarbeit in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der Universität
Neuchâtel (Westschweiz) wurde ich von Herrn Dr. Daniel Zweidler betreut, der
später als geologischer Generalrepräsentant der Fa. Shell für den Gesamtbereich
Amerika zuständig war. Hier konnte ich viele wertvolle Erfahrungen und
Anregungen erhalten.
Nach meiner beruflichen Ausbildung war ich für 5 Jahre wissenschaftlicher
Mitarbeiter für Sedimentologie, sowie regionale und allgemeine Geologie am
Geologische- Paläontologischen Institut der Technischen Universität Darmstadt
tätig. In diesem Zeitraum wurden die ersten Gutachten zu aktuellen
geowissenschaftlichen Fragestellungen mit wirtschaftlichem Erfolg erstellt, so dass
ich mich dazu entschloss, ein eigenes Geologisches Büro als freiberuflicher
Geologe zu gründen, welches ich seit 1992 betreibe. Seit 1987 bin ich Mitglied im
Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG) und unterwerfe mich den
dort formulierten berufsständigen Regeln.
Ein Hauptpunkt meiner in den letzten Jahren getätigten Bearbeitungen stellt die
Beschäftigung mit mikrobiologischen Sanierungen kohlenwasserstoffhaltiger
Kontaminationen im Untergrund dar. Viele Aspekte der geologischen Verhältnisse
in Sedimentgesteinen, Porosität, Permeabilität und der Chemie von
Kohlenwasserstoffen, sowie der mikrobiologischen Vorkommnisse sind denen in
der Erdölgeologie vergleichbar.
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Die Ausfertigung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme erfolgte nach
den Vorgaben der European Securities and Markets Authority (ESMA),
insbesondere den Einzelheiten des Appendix III – Oil and Gas Competent Persons
Report.
Die Aufstellungen der rechtlichen Vereinbarungen, Leasing- und Mietverträgen,
sowie die detaillierten Verzeichnisse der festgestellten und vermuteten Ressourcen
werden nicht expliziert nochmals aufgeführt, sondern sind den nachfolgenden
Anlagen zu entnehmen. Gleichzeitig wird darauf verwiesen, dass die Erkundungen
zur Prospektion des Jernigan Mill Creek Projektes aktuell laufen und noch nicht
abschließend zu behandeln sind. Eine Bewertung nach den Vorgaben des ESMAStandards ist demnach nur eingeschränkt möglich. Der aktuelle Stand der
vorliegenden Ergebnisse ist nachfolgend beschrieben und wird in Kapitel 10 und 11
zusammengefasst.
Die verwendeten Schriften, Unterlagen und Sachdaten wurden dem Verfasser von
der OGI Invest AG ausschließlich zur Anfertigung der vorliegenden
Gutachterlichen Stellungnahme zur Verfügung gestellt. Die rechtliche
Rechtfertigung zur Verwendung der internen, aber insbesondere der externen
Schriften, Unterlagen und Sachdaten anderer Unternehmen oder Personen obliegt
nicht dem Verfasser, sondern ausschließlich der OGI Invest AG.
Verwendete Unterlagen:
a.)
(Anlage 2):
Diverse interne Unterlagen und Zusammenstellungen der bestehenden
vertraglichen Vereinbarungen und Übersichten der Leasing- und
Mietverträge der territorialen Geländenutzungen.
b.)
(Anlage 3):
A Remote Sensing Direct Detection of Hydrocarbons („Terra Ex“) /
Exploration Survey
of The Jernigan Mill Creek District, Escanbia County, Alabama, USA.
Report Number WF/2013/OGI/001 prepared by
White Falcon Petroleum Technologies AG / 17th March 2013.
c.)
(Anlage 4):
Jernigan Mill Creek Hydrocarbon Survey Project / Escambia County /
Alabama; Surveyed October- November 2014.
Passive Magnetic Resonance / Hydrocarbon Survey Report.
Prepared for Oil & Gas Invest AG
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By White Falcon Petroleum Technologies AG.
Contract Appendix No. 5 / Dated October 16, 2014
December 2014
d.)
(Anlage 5):
Interne fachspezifische Berichte:
Jernigan Mill Creek Field Prospect
Oil & Gas Invest AG
4.) Geologische Situation:
Die erkundete Erdöllagerstätte Jernigan Mill Creek Prospect entspricht einer für
den Südosten der Vereinigten Staaten typischen Lagerstättensituation. In einem
weiten Bogen spannen sich vom Südosten Texas über Lousiana und Alabama bis in
den Westen von Florida die oberjurasischen Sedimente eines ehemaligen
flachmarinen Sedimentationsbeckens. Im Randbereich eines hypersalinen
Lagunenbeckens wurden oberhalb der früher sedimentierten Evaporite der LouannSalt- Sedimente küstennahe Sandsedimente abgelagert, die die späteren Norphlet
Sandstones bildeten (siehe Abb. 2).
Abb. 2: Schematische Skizze des Sedimentationsraumes der Norphlet- Sandstones.
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Die küstennahen Ablagerungen der Norphlet Formation sind in den meisten
Bereichen der Bundesstaaten Mississippi, Alabama und Louisiana abgelagert
worden. Nach den vorliegenden seismischen Daten von geologischen
Untersuchungen
wurden
bereits
zur
Ablagerungszeit
größere
Mächtigkeitsschwankungen durch Erosionsereignisse des unterlagernden LouannSalzes erzielt, die im weiteren zeitlichen Ablauf immer größeren Einfluss auf die
Sedimentationsbedingungen der Sedimente hatte. So sind unter den damaligen
ariden Klimabedingungen mindestens drei Fazieszonen auszukartieren. So sind an
der Basis oftmals schwarze Schiefergesteine (Basal Norphlet Shale) ausgebildet,
die bis zu einer Mächtigkeit von ca. 20 Metern abgelagert sein können. Allerdings
sind die Vorkommen sehr unterschiedlich ausgebildet, manchmal können die
Schichten lateral verjüngen und manchmal sogar auskeilen. Dabei erscheint es sehr
wichtig zu bestimmen, in welchen Bereichen dieser Basisteil nicht sedimentiert
wurde, da dort durch die direkte Transgression des Smackover- Meeres mir seinen
dolomitischen Kalksedimenten grundlegend andere Faziesbedingungen zur
Ausbildung kamen.
Die mittlere Norphlet- Faziesablagerungen bestehen hauptsächlich aus arkosischen
Sandablagerungen, die der Erosion des ehemaligen Appalachian Hochlands
zugerechnet werden kann. Hier wurden vorwiegend rosa-rote Sandsedimente
abgelagert, die besonders Plagioglas- und Feldspat- reiche Sedimente erschaffen
hat. Durch spätere Erosion hat sich in diesen Bereichen eine relativ gute Porosität /
Permeabilität ausbilden können, die in manchen Bereichen bis zu 20 % des
Gesteinvolumens erreichen kann. Dies sind ideale Voraussetzungen als ErdölSpeichergestein.
Die oberste Faziesablagerungen der Norphlet- Formation werden aus äolischen,
teilweise umgelagerten älteren Sedimenten der oben beschriebenen Einheit
gebildet. Durch die bereits stark ausgebildeten tektonischen und erosionsbedingten
Umlagerungen der unterlagernden Louann- Evaporite wurden umfangreiche
morphologische Spezialbildungen wie z.B. Canyons ausgebildet, die das
Ablagerungsgebiet individuell formten. So bildete sich ein umfangreiches Areal aus
Schwemmkegeln, Inselbergen und Tälern heraus, die bereits zur Ablagerungszeit
den Sedimentationsraum relativ kleinräumig aufgliederten. Die obersten
Ablagerungen der Norphlet- Formation bestehen aus einzelnen Dünensedimenten
aus äolischen Feinsanden, die in klassischer Dünengestaltung bis zu 30 Kilometern
lang und bis zu 800 Meter breit sein können. Diese Gebilde wurden in mehreren
Untersuchungen in der Seismik nachgewiesen. Die Sedimente der NorphletFormation ziehen sich im Untergrund bis weit in den Bereich des Golfes von
Mexiko hinein, wo sie kontinuierlich in größere Tiefen abtauchen
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Neben der ursprünglichen detaillierten Aufgliederung des Sedimentationsraumes
der Ablagerungen der sandigen Ablagerungen der Norphlet- Formation haben die
nachträglichen Deformationen der Evaporittektonik der unterlagernden LouannSalze den heutigen Zustand der geologischen Gestaltung des Untergrundes
mitverantwortet. Nur so konnte eine Vielzahl von lokalen Strukturen entstehen, die
als sogenannte „Strukturfallen“ für die Bildung von Erdöllagerstädten geeignet
sind.
Im Bereich der südwestlichen USA sind die Erdölvorkommen vom Typ der
Lagerstätten der Norphlet- Formation als Standard anzusehen. In weiten Bereichen
zeigen sich an den Flanken tektonischer Hochlagen und der antiklinalen
Ausbildungen, oder bei besonderen Ablagerungsbedingungen ehemaliger
geeigneter Sedimentstrukturen, ideale Bedingungen zur Anreicherung von
Mineralölkohlenwasserstoffen. Hinzu kommt die ideale Ausbildung der NorphletSandsteine mit einer hohen Porosität / Permeabilität. Entsprechend hierzu kommt
das spezielle Auftreten der Sedimente der überlagernden Smackover- Formation.
Die organisch reichen Sedimente der späteren Dolomite sind teilweise das
Ausgangssediment der Mineralölkohlenwasserstoffe als Erdölmuttergestein,
größtenteils sind sie jedoch für die Entwicklung der Norphlet- Sedimente als
Erdölspeichergestein entscheidend.
Generell kann davon ausgegangen werden, dass die Möglichkeit der Speicherung
von Mineralölkohlenwasserstoffen in Strukturfallen der Norphlet- Formation durch
die reduzierte porositäre Durchlässigkeit der überlagernden Karbonatsedimente der
Smackover- Formation begünstigt, oder sogar erst ermöglicht werden.
Die heutige Tiefenlage der Norphletsedimente liegt im Bereich von etwa 4.500 –
4.800 Metern (14.500 – 14.800 Fuss).
Im Bereich der Ölfelder im Süden Alabamas und im beschriebenen Jernigan Mill
Creek Project ist es daher notwendig durch besondere Erkundungsverfahren die
existierenden Hot- Spots der geologischen Strukturfallen zu erkunden, an denen
sich mögliche Ansammlungen von Mineralölkohlenwasserstoffen und explizit auch
wirtschaftlich ergiebige Erdölvorkommen befinden können. Die lokalen
Vorkommen sind nach den bisherigen Erkundungen homogen statistisch entlang
der Antiklinalstrukturen verteilt und durch die verschiedenen Erkundungsmethoden
der modernen Exploration der Erdölgeologie auch relativ sicher zu bestimmen.
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5.) Historischer Rückblick:
Im Bereich des Jernigan Mill Creeks Projects wurden bereits in der Vergangenheit
umfangreiche Vorerkundungen durchgeführt und auch Produktionsbohrungen
abgeteuft.
So wurde nach Angaben von Unterlagen (siehe Anlage 5) im Bereich dieses
Erdölfeldes eine Bohrung in 15.000 Fuss durch die Wynn-Crosby Energy Inc.
abgeteuft, die erfolgreich 300 Barrel und 1.500.000 Kubikfuss Gas Kondensat pro
Tag zu Tage förderte. Gefunden wurde diese Lagerstätte Mithilfe der
Voruntersuchung durch seismische Messungen.
Besonders ergiebig war die Bohrung der Pacific Enterprises Oil Conpany (PEOC)
im Bereich der Bohrung „Jones Trust 21-7“ die in ihrem einzigen Jahr der
Produktion Werte von 93.790 Barrel Kondensat und 578.452.000 Kubikfuss Gas
förderte, bis die Produktion aus wirtschaftlichen Gründen von den Betreibern
eingestellt wurde.
Bereits 1975 wurden am Rande des Jernigan Mill Creeks Bereiches
Erkundungsbohrungen durch die Fa. Exxon ausgeführt. Ebenso erfolgte 1985 durch
die Fa. Inexco eine weitere Bohrung (Jones Trust 21-3 #1), die zwar in Produktion
ging, aber nicht so erfolgreich wie die oben beschriebene Bohrung der PEOC war.
Dies lag wahrscheinlich an der Randlage der Bohrung zu dem eigentlichen
Lagerstättenbereich, wie an späteren Bohr – und Seismikdaten nachvollzogen
werden konnte.
Durch die in weiteren Vorerkundungen erkundeten Eckdaten wurden entlang der
Linie Pickens- Pollard für die einzelnen Vorkommen potentielle Reserven von
mehr als 550 Millionen Barrels Öl und 610 Billionen Kubikfuss Gas postuliert.
In mehreren angrenzenden Ölfeldern wurden in den 1990- er Jahren erfolgreich Öl
und Gas gefördert, deren Produktion aber ebenso um 1994 eingestellt wurde.
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch die ehemaligen
Aktivitäten verschiedener Firmen das Vorkommen von Öl und Gaskondensaten im
Bereich des Jernigan Mill Creek Projects nachgewiesen ist, aber durch weitere
moderne Vorerkundungen untermauert und präzisiert werden muss.
Hierzu wurden von der OGI AG in den letzten Jahren die im Folgenden
beschriebenen Vorerkundungen durchgeführt.
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6.) Fernerkundung (Remote Sensing):
Im Jahre 2012 wurde von der White Falcon Petroleum Technologies AG im
Auftrag der OGI AG ein Großteil des Jernigan Mill Creek Prospects mit den in der
Erdölexploration etablierten Prospektionsverfahrens der Fernerkundung (Remote
Sensing) untersucht (siehe Anlage 3).
Auf einer Fläche von ca. 94 km² wurden die erarbeiteten Satelitendaten bearbeitet
und durch die Verwendung von Falschfarbenkontrasten nach Anomalien in der
Oberflächenstruktur abgescannt. Durch Vergleich und Interpretation der
unterschiedlich erstellten Karten mit anderen vorhanden Datenbeständen (z.B.
Bodenkennwerten), sowie den topographischen und geologischen Kartenwerken
können Rückschlüsse auf die potentiellen Vorkommen von Kohlenwasserstoffen
im Untergrund geschlossen werden.
Einzelheiten der verwendeten Methode sind in dem in der Anlage 3 beigefügten
Bericht genau beschrieben. Als darstellendes Ergebnis können im Jernigan Mill
Creek Prospect eine Reihe von unterschiedlichen Zonen mit verschieden großer
Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffe auskartiert werden. Die Bandbreite der
Zielgebiete reicht dabei von Bereichen mit relativ sicheren Vorkommen
(„Prospects“) über insgesamt fünf Abstufungen bis in weniger gesicherte Zonen
(„Low Prospectivity Zones“).
In den angefügten Übersichtkarten sind die einzelnen Gebiete der Vorkommen im
Umfeld der Stadt Pollard und entlang der Südwest- Nordost ausgerichteten
Flussrichtung des Conecuth Rivers gut zu erkennen, die die Antiklinalstruktur und
ihre domartigen Strukturfallen der Norphletformation an deren Flanken
wiederspiegeln. Gut zu erkennen ist auch die bereits oben erwähnte relative
homogen statistische Verteilung der Strukturen, wobei die Höffigkeit auf
Mineralölkohlenwasserstoffen im Einzelnen unterschiedlich verteilt sind (siehe
Kartenmaterial Anlage 3).
Da durch die jahrzehntelange Erfahrung dieser Methodik im Explorationsbereich
sehr viel Erfahrung in der Interpretation von Fernerkundungsdaten vorliegen, sind
die erarbeitet Ergebnisse mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit als
gegeben anzusehen. Aufgrund dieser Sicherheit werden in dem Bericht für einzelne
Prospects und Leads konkretere Angaben zu Umfang und potentieller Höffigkeit
der Vorkommen gegeben. Einzelheiten und Zahlen sind direkt dem in der Anlage
beigefügten Bericht zu entnehmen.
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7.) Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance):
Basierend auf den vorliegenden Daten wurden im Zeitraum von Oktober bis
November 2014 von der White Falcon Petroleum Technologies AG im Auftrag der
OGI AG weitere Untersuchungen im Jernigan Mill Creek Prospect mit der in der
Erdölexploration erst in den letzten Jahren entwickelten und eingesetzten
Erkundung des Passiv Magnetic Resonance Verfahrens durchgeführt. Der hierzu
erstellte Bericht ist in der Anlage 4 dieser Gutachterlichen Stellungnahme
beigefügt.
In einem ersten Schritt wurde das zu untersuchende Gebiet nördlich der Stadt
Pollard mit einem Hubschrauber in systematischem Muster überflogen und eine
Karte der existierenden Mineralölkohlenwasserstoff- Anomalien an der Oberfläche
erstellt, die Rückschlüsse auf im Untergrund existierende Vorkommen zulassen. So
konnten mehrere Anomalien nördlich der Stadt Pollard festgestellt werden, wobei
vier Anomaliebereiche besonders in Betracht gezogen wurden, die für die
geplanten Lokationen der nachfolgenden Untersuchungen mit dem Passiv Magnetic
Resonance Verfahrens als Standorte ausgesucht wurden.
Die verwendete Explorationsmethode beruht auf der natürlichen Streuung von
elektromagnetischem Verhalten einzelner Minerale die von der Oberfläche aus
gemessen und in ihrer Tiefenlage bestimmt werden können. Auf diese Weise
können vertikale Profile des anstehenden Untergrundes mit seinem
stratigraphischen Aufbau und bestehenden Anomalien aufgenommen werden, ohne
teurere Bohrungen durchführen zu müssen.
Im Jernigan Mill Creek Prospect wurden insgesamt drei lokale Standorte
ausgewählt, an denen die Messeinrichtungen eingesetzt wurden („Sounding
Locations“). Nähere Einzelheiten hierzu sind dem beigefügten Originalbericht zu
entnehmen. An den drei Standorten konnten so detaillierte Profilaufnahmen bis in
Tiefen von ca. 5.000 Metern (ca. 15.000 Fuss) erstellt werden, die den lokalen
Aufbau der Schichtenabfolge im Untergrund zeigen.
Neben der detaillierten lithologischen Erfassung der anstehenden Schichten liefern
die gewonnenen Daten auch Informationen über die mineralogische
Zusammensetzung der Sedimente, sowie die wichtigen Daten über die Verteilung
von Porosität und Permeabilität und der Bestimmung von Dichte und Wassergehalt
der relevanten Sedimentlagen im Bereich der Smackover- und NorphletSedimentformationen mit potentiellen Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen.
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Aufgrund
der
gewonnenen
Daten
können
die
Gehalte
an
Mineralölkohlenwasserstoffen annähernd erfasst werden, wobei es auch möglich ist
den Gehalt von Gasen (hauptsächlich Methangas) und flüssigen Ölbestandteilen,
sowie festen Produkten zu unterscheiden und zu bestimmen. Die Ergebnisse der
drei Untersuchungsstellen sind in dem in der Anlage 4 beigefügten Bericht in
Tabellenform detailliert aufgeführt und beschrieben. Ebenso können hiervon
untermauerte Daten zu den erkundeten Vorkommen vorgenommen werden.
Interessanterweise zeigt sich auch in dieser Untersuchungsmethode die lokal
differenzierte Ausbildung der Norphlet- Sedimente als Erdölspeichergestein.
Während in der Lokation S1 im Norden des Untersuchungsgebietes die
Mineralölkohlenwasserstoffe hauptsächlich in den sandigen Sedimenten der
Norphlet- Formation bestimmt wurden, liegen in der Lokation S2 die Vorkommen
an Mineralölkohlenwasserstoffen hauptsächlich in dem Bereich der überlagernden
Smackover- Formation. Dies wird von den Autoren des Berichtes einer lokal
ausgebildeten Störungszone zugerechnet. Auch hier zeigt sich die Abhängigkeit der
lokal begrenzten Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen von der jeweils speziellen
Ausbildung der domartigen Fallenstrukturen entlang der Antiklinalachsen, wie
bereits im geologischen Überblick beschrieben.
8.) Bekannte Bohrdaten:
Wie bereits erwähnt, liegen durch die in früherer Zeit abgeteuften Bohrungen
umfangreiche Bohrdaten des Aufbaues des anstehenden Untergrundes vor.
Insbesondere die Bohrung des Jones Trust 21-3 der Inexco Oil Co mit den in den
1990-ern produzierenden Schichten belegen die in den oben angeführten
Voruntersuchungen erlangten Eckdaten der mineralölkohlenwasserstoffführenden
Norphlet-Sedimente.
Die Zusammenstellung der Bohrdaten aus den Bohrungen Johnson 16-13 der
Exxon Corp., der Bohrung Jones Trust 21-3 der Inexco Oil Corp. und die Bohrung
Jones Trust 21-7 der Pacific Enterprises Oil Co. (siehe umseitige Abb. 3) belegen
eindeutig den idealen Sedimentaufbau im Bereich des Jernigan Mill Creek Projects
im Profilschnitt (Cross- Section) im Vergleich zu dem Standardprofil der
geologischen Gesamtsituation (siehe Abb. 2). Auch hierdurch werden die
erarbeiteten Vorerkundungen der oben beschriebenen Untersuchungsmethoden
untermauert. Daneben liegen eine Vielzahl von weiteren Explorationsdaten der
durchgeführten Bohrlochuntersuchungen vor, von denen einige ausgewählte
Datensätze in der Anlage 5 der Gutachterlichen Stellungnahme beigefügt sind.
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Abb. 3: Korrelation der existierenden Bohrdaten (Norphlet- Formation).
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9.) Geplante 3-D- Seismik:
Aufbauend auf die vorliegenden Daten ist in naher Zukunft von der OGI AG
geplant, das Jernigan Mill Creek Prospect einer weiteren Voruntersuchung zu
unterziehen. Dazu soll die ausgereifte und in der Erdölexploration erfolgreich
verwendete Aufnahme der 3- D- Seismik zum Einsatz kommen.
Ziel der Voruntersuchung wird es sein, die Erkenntnisse aus den vorangegangenen
Untersuchungen zu überprüfen und zu untermauern und aus den lokalisierten HotSpot- Bereichen diejenigen Lokalitäten auszuwählen, die für eine Bohrung zur
Produktion am besten geeignet sind. Durch Abschätzung und fachliche
Interpretation der erarbeiteten Daten insgesamt ist die Festlegung der möglichen
Bohrstellen mit hoher Wahrscheinlichkeit mit positivem Ergebnis zu erwarten.
Im Detail werden die Erkenntnisse zu den bereits bestimmten Anomalien und HotSpot- Bereichen im Untergrund überprüft und verbessert werden. Mit Hilfe der 3D- Seismik können die lokalen Verhältnisse der tektonischen Ausbildung und der
Mächtigkeitsschwankungen der einzelnen Sedimentlagen im dreidimensionalen
Raum erkundet und in Karten und Computersimulationen visualisiert werden.
10.) Wirtschaftliche Einschätzung:
Im Zuge der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme liegt der Schwerpunkt
auf der aktuellen Zusammenfassung der fachlichen geowissenschaftlichen Daten
aus den Vorerkundungen.
Aus diesem Grunde werden keine eigenen Daten zur wirtschaftlichen Einschätzung
des Jernigan Mill Creek Prospects erhoben, sondern auf die jeweiligen
Darstellungen der Bearbeiter der Voruntersuchungen verwiesen. Die dort
veröffentlichen
Einschätzungen
zur
Wirtschaftlichkeit
der
Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen sind in den einzelnen Berichten in den
Anlagen dieser Gutachterlichen Stellungnahme meist in übersichtlicher
Tabellenform vorhanden und können dort eingesehen und überprüft werden.
Generell dürfen die Annahmen der Bearbeiter unter fachlichen Gesichtspunkten als
gesichert angesehen werden, zumal in dem beschriebenen Gebiet bereits erfolgreich
Gas, Kondensat und Erdöl gefördert wurden.
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Die Existenz des Vorkommens ist in den öffentlichen Katastern für bewiesene
Vorkommen explizit ausgewiesen (siehe Anlage 6). Da seit dem Einstellen der
Förderungen aus wirtschaftlichen Gründen in den 1980er und 1990-er Jahren nun
in neuerer Zeit effizientere Fördermethoden in der Erdölindustrie vorhanden sind
(z.B. Fracking- Methoden) ist in naher Zukunft mit an Sicherheit grenzender
Wahrscheinlichkeit mit erfolgreichen Förderungen aus dem Jernigan Mill Creek
Prospect zu rechnen.
Infolge der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildung des Untergrundes am
Rand der Antiklinalen des unterlagernden Evaporites und den oben beschriebenen
Besonderheiten in der lithofaziellen Ausbildung sollte zu den erhobenen Zahlen aus
Sicherheitsgründen jedoch ein Abschlag erfolgen, der erfahrungsgemäß in der
Größenordnung von ca. 10- 20 % anzusiedeln ist. Doch auch hierdurch wird die
generelle Leistungsfähigkeit und das Entwicklungspotential des Jernigan Mill
Creek Prospects nicht in Frage gestellt.
11.) Ausblick:
Die aktualisierte Darstellung der fachlichen und geowissenschaftlichen Fakten der
beschriebenen Vorkommen ist zur Erstellung einer Übersicht nach ESMARichtlinien noch nicht vollständig gegeben. Insbesondere können zum jetzigen
Zeitpunkt noch keine Angaben zur letztlich einzusetzenden Fördermethode und den
damit verbundenen Randbedingungen abgegeben werden. Die Auswahl der
möglichen Methoden, die genaue Bestimmung der Standorte und des Equipments
werden von der OGI AG nach Abschluss der weiteren geplanten Vorerkundungen
erfolgen. Erst dann kann eine genaue Beschreibung der Rahmenbedingungen in
einer weiteren Stellungnahme erarbeitet werden.
Mit Sicherheit werden durch die OGI AG die zukünftigen Förderungen im Rahmen
der aktuellen gesetzlichen Vorgaben erfolgen und dabei Equipment nach dem
neuesten Stand der Technik zum Einsatz kommen. Hierbei werden auch die
geltenden Standards des Umweltschutzes, des Arbeitsschutzes und der sozialen
betrieblichen Abläufe eingehalten.
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