Prüfend schaut Gerhard Hentrich, Leiter des Erdölförderbetriebs Barenburg im niedersächsischen Landkreis Diepholz, auf ein paar mit Wasser gefüllte Flaschen. Im kurzen Hals der etwa zwölf Zentimeter hohen Flaschen schwimmt eine dünne schwarzbraune Schicht auf dem fast klaren Wasser.

Zufrieden deutet Hentrich auf eine Flasche, in der die Schicht etwa drei Millimeter dick ist. »Das ist Barenburg 55, eine prima Sonde«, erläutert er.

In einer anderen Flasche ist der schmutzfarbene Rahm nur einen Millimeter

dick. »Da, in Barenburg 10, geht es allmählich dem Ende zu«, sagt Hentrich.

Der Flaschentest führt auf die Spur der ertragschwächsten Bohrlöcher in den Ölfeldern, die zum Bereich Barenburg des hannoverschen Öl- und Gasförderers BEB gehören. Sondert eine Probe des aus der Tiefe gepumpten »Naßöls« nicht einen bestimmten Mindest-Anteil »Reinöl« ab, ist also die Förderbrühe nicht fett genug, wird die Produktion an diesem Bohrloch eingestellt.

Seit die Preise auf dem Weltölmarkt zusammengebrochen sind, achten Förderfachleute wie Hentrich besonders scharf darauf, daß ihr Naßöl, das Gemisch aus Wasser und Öl, nicht allzu wässerig ist. Bei Erlösen von 550 Mark je Tonne Öl, wie sie im Schnitt des vergangenen Jahres zu erzielen waren, lohnte selbst das Abschöpfen von ein paar Fettaugen. Bei den derzeitigen Preisen von 150 bis 180 Mark pro Tonne hingegen arbeiten die mit teurem Strom betriebenen Tiefpumpen nur noch dann mit Gewinn, wenn sie mindestens zwei bis drei Prozent Öl fördern.

An vier von 60 Fördersonden im Bereich Barenburg hat Hentrich daher in den vergangenen Monaten die Pumpen abgestellt. Insgesamt hat die BEB, die zu je 50 Prozent den Ölriesen Esso und Deutsche Shell gehört, 53 ihrer 1338 Ölfördersonden »eingeschlossen«, wie es im Fachjargon der Ölingenieure heißt.

Auch die anderen in der Bundesrepublik operierenden Ölförderer lassen den pferdekopfförmigen Pumpenantrieb über etlichen ihrer Bohrlöcher nicht mehr nicken. In 270 der insgesamt etwa 3000 Produktionsbohrungen im Emsland und im Raum Hannover, in Schleswig-Holstein und im Alpenvorland stehen derzeit die Pumpen still.

Die deutsche Öl- und Gasförderindustrie, die einst auf dem Trittbrett der Opec-Preistreiber Milliarden-Gewinne einfahren konnte, schlittert nach dem Zerfall des Kartells auf die roten Zahlen zu. Ölkonzerne wie Esso, Shell, Mobil und Texaco, die gerade erst mühsam ihren defizitären Verarbeitungs- und Vertriebsbereich abgespeckt haben, müssen jetzt auch ihren Explorations- und Produktionssektor schlanker trimmen.

Schon haben alle deutschen Ölproduzenten die Mittel gekürzt, mit denen sie neue Felder aufspüren oder bereits bekannte Ölquellen besser ausbeuten wollen. Überflüssiges Bohrgerät wird eingemottet; die meisten Pläne zur Einführung besonders aufwendiger Fördertechniken sind bereits Makulatur oder werden zumindest aufgeschoben.

Die BASF-Tochter Wintershall etwa will statt der ursprünglich vorgesehenen 300 Millionen Mark nur noch 200 Millionen Mark für die Suche nach Öl ausgeben. Weitere 45 Millionen Mark spart das Kasseler Unternehmen bei der Erschließung von Öl- und Gasfeldern ein.

Der nach der BEB zweitgrößte deutsche Ölproduzent geht zudem davon aus, daß er den Ölfluß aus über 100 inländischen Fördersonden stoppen muß. Die Bohrkapazität wird von fünf auf drei Bohranlagen zurückgefahren. Unter den gegenwärtigen Bedingungen sei es ein »wackeres Ziel«, meint BASE-Chef Hans Albers, wenn die Kasseler Tochterfirma in diesem Jahr noch ein ausgeglichenes Ergebnis zu erreichen suche.

Auch Shell und Esso haben die Investitionspläne zusammengestrichen. Ihre Fördertochter BEB darf von den geplanten 700 Millionen Mark in diesem Jahr nur noch 500 Millionen Mark ausgeben.

Mit einem Schnitt von 47 Prozent hat die deutsche Tochter des amerikanischen Mobil-Konzerns ihr Explorations- und Produktionsbudget besonders stark gestutzt. Die Bundesrepublik sei eben, sagt Herbert Detharding, Chef der Hamburger Mobil Oil, »kein besonders günstiges Terrain für die Produktion von Erdöl und Gas«.

Geradezu kümmerlich sind in der Tat die Mengen, die aus den Steigrohren deutscher Ölförderanlagen quellen Während auf der arabischen Halbinsel durchschnittlich 1000 Tonnen Öl pro Tag aus einem Bohrloch schießen, sind in der Bundesrepublik für die gleiche Menge 250 Bohrlöcher erforderlich.

»Als erste schnelle Reaktion« (Detharding) auf den Gewinnverfall im Explorations- und Produktionsbereich hat der Mobil-Vorstand beschlossen, hier 45 Arbeitsplätze einzusparen. Auch müssen alle Mobil-Führungskräfte mindestens drei Monate über die üblichen Gehaltstermine hinaus auf ihre nächste Gehaltserhöhung warten.

Die hannoversche Preussag muß nun ebenfalls kürzertreten. Der Energie- und Metall-Konzern hat die Mittel für die Suche nach Öl und Gas auf weniger als die Hälfte reduziert. Das Tochterunternehmen VTG das in den Zeiten des Ölbooms Bohrinseln und Förderplattformen in der Nordsee mit einer Flotte von Versorgungsschiffen bediente, hat zwei Versorger verkauft und 18 eingemottet.

Der Erlös-Einbruch bei der Ölgewinnung zwingt auch die Bohr- und Fördergesellschaft Deutsche Schachtbau, eine Tochter des Salzgitter-Konzerns, zum

Sparen. »Alles was nicht unbedingt notwendig ist, sollten wir erst einmal lassen«, heißt die Parole, die Salzgitter-Chef Ernst Pieper für die Explorations- und Förderaktivitäten der Tochter aus Lingen an der Ems ausgegeben hat.

Die emsländischen Schachtbauer leiden zudem darunter, daß ihr Bohrgeräte-Park nicht nur für Arbeiten in den eigenen Feldern, sondern auch für Bohraufträge von anderen Firmen dimensioniert ist. Weil zu wenig Aufträge eingehen, liegen bereits zwei der neun Bohranlagen von Schachtbau still.

Am besten stehen zur Zeit noch jene Produzenten da, die über mehr Gas- als Ölreserven verfügen. Das sind der Branchenführer BEB, der 60 Prozent des inländischen Gases und 30 Prozent des Öls fördert, und die Mobil Oil, die 22 Prozent des Inland-Gases und zwölf Prozent des Öls produziert.

Anders als Wintershall und die Deutsche Texaco, als Preussag und die Deutsche Schachtbau. die vorwiegend Erdöl fördern (siehe Graphik), profitieren BEB und Mobil noch von recht hohen Gaspreisen. Die Gastarife sind zwar an die Ölpreise gekoppelt, folgen diesen aber mit über halbjähriger Verzögerung.

Selbst wenn die Gaspreise vom Herbst an auf das niedrige Niveau der Ölpreise sacken, wollen die Unternehmen ihre Mittel für die Suche nach Gas nicht so stark reduzieren wie ihre Explorationsbudgets fürs Erdöl. Die tiefen Gesteinsschichten nämlich, in denen deutsches Erdgas lagert, sind noch nicht so gründlich erforscht wie die 1000 bis 2000 Meter höher liegenden Formationen, in denen gemeinhin Öl gefunden wird. Damit sind auch die Chancen, durch Tiefbohrungen nach Gas neue Vorkommen anzuzapfen, deutlich besser als beim Öl.

Schon seit 1969 wird in der Bundesrepublik immer weniger Öl gefördert (siehe Graphik), weil es kaum neue Felder gibt. Die Förderung wäre sogar noch stärker zurückgegangen, hätten sich die Ölfirmen nicht bemüht, mit hochentwickelten, sehr teuren Verfahren möglichst viel Öl aus alten Feldern herauszuholen.

So wird heißer Wasserdampf in die Lagerstätte gepreßt oder mit Hilfe von Chemikalien der »Entölungsgrad« schon fast erschöpfter Felder erhöht. Beim heutigen Preis sind solche Verfahren allerdings nicht mehr wirtschaftlich. Die BEB hat daher zwei geplante Dampfflut-Projekte im Emsland gestoppt, und auch Wintershall will kein Geld mehr in neue Dampfflut-Maßnahmen stecken.

Die Zeit der schönen Gewinne, die so leicht mit steigenden Preisen flossen, ist nun auch für ein Bundesland vorbei, das immer kräftig mitverdient hatte. Das Land Niedersachsen, in dem fast 99 Prozent des Erdgases und über 80 Prozent des Öls gewonnen werden, hatte 1985 noch über 2,1 Milliarden Mark Förderabgaben kassieren können.

In diesem Jahr wird das Land voraussichtlich 400 Millionen bis 500 Millionen Mark weniger einnehmen. Und im nächsten Jahr, wenn auch der Gaspreis niedrig sein wird, wird selbst bei unveränderten Abgabesätzen deutlich weniger als eine Milliarde Mark in die niedersächsische Staatskasse fließen.

Obgleich der Öl- und Gastribut in absoluten Zahlen sinkt, wird er von der Förderindustrie als immer stärkere Last empfunden. Denn der durchschnittliche Abgabensatz von 32 Prozent beim Öl und von 35 Prozent beim Gas wird nicht auf den Gewinn, sondern auf den Förderwert erhoben. Die Abgabe ist also auch dann fällig wenn die Erlöse die Förderkosten nicht mehr decken.

Die Firmen verlangen von der niedersächsischen Regierung daher, daß sie die Abgabesätze erheblich senkt und bei kostspieligen Förderverfahren sogar ganz auf die Abgabe verzichtet. »Bei steigenden Ölpreisen wurde der Abgabesatz von fünf auf 32 Prozent erhöht«, argumentiert Mobil-Chef Detharding, »da muß er bei fallenden Preisen auch deutlich herabgesetzt werden.«