W. Nachtmann
Bruchstrukturen und ihre Bedeutung für die Bildung von Kohlenwasserstoff-Fallen in der oberösterreichischen Molasse

GPM 20, p. 221-230

Zusammenfassung:
Ziele der seit 1955 bis in die späteren 80er Jahre in der oberösterreichischen Molasse erfolgten Öl-Exploration waren nahezu ausschließlich seismisch kartierte Bruchstrukturen an der Tertiärbasis (Eozän bis Rupel) und im Cenoman. Diese auf Zerrungstektonik begründeten Brüche haben durch eine ab dem frühen Miozän vom S gegen die Böhmische Masse gerichtete Kompression ihre heutige Form und (Un)Dichtheit erlangt. Die Dichtheit von bzw. entlang Bruchflächen wird im wesentlichen durch das Zusammenspiel von Sprunghöhe, Mächtigkeit des Trägerhorizontes, Lithologie der diesem gegenüber liegenden Formation, Zeitpunkt der Bruchbildung im Vergleich zur Sedimentation und letztlich Verfügbarkeit von dichtendem Schmiermaterial bestimmt. Grundsätzlich kann im Hinblick auf das Abdichtungsvermögen zwischen Anti- und Synthetern kein Unterschied nachgewiesen werden ­ einzig einzelne prätertiäre Syntheter scheinen infolge tiefgreifender Verwitterung nicht dicht zu sein. Von insgesamt 56 an Brüche gebundenen Feldern bzw. eigenständigen Feldesteilen werden 42 durch Antitheter, 11 durch Syntheter und drei aus einer Kombination von Antitheter und Syntheter in einer oder mehreren Richtungen abgedichtet. In etlichen dieser Felder wird eine an sich nach einer oder mehreren Seiten offene Struktur durch das Vermergeln bzw. Auskeilen des Trägerhorizontes geschlossen. Aufgrund der durchschnittlichen Strukturgröße und der bislang festgestellten Reserven sind Antitheterstrukturen und kombinierte Antitheter- + Syntheterfallen größer und daher wirtschaftlich wesentlich attraktiver als reine Syntheterstrukturen (lediglich 2% der in Oberösterreich nachgewiesenen Ölreserven liegen an Synthetern).

Abstract:
The deeper part of the Upper Austrian molasse basin and the underlying Mesozoic are dissected by a dense grid of faults. Two generations can be observed: the NNW-SSE striking pretertiary faults on one hand and the more or less EÐW trending Oligocene faults on the other. Their vertical throws extend to more than 1000 m and 300 m respectively. There are also faults of Pretertiary origin that were reactivated during the Oligocene. All these faults were created by extension and got their present shape and final sealing by a northbound compression that has started in the Early Miocene. The Lattorfian Fischschiefer is assumed to be the predominant source rock of the molasse oil; its maturity was reached in the Late Oligocene. Almost all oil and cap gas reservoirs in the molasse and its Mesozoic basement are bounded by at least one of these normal faults Ð partly supported by the pinching or shaling out of the reservoir rocks. Depending on the position of the reservoir formation with respect to the fault(s), three major types of fault-bounded structures may be differentiated:
1. Closures along antithetic faults (i.e. dipping against the regional dip)
2. Closures along synthetic faults (i.e. dipping basinwards)
3. Closures formed by a combination of antithetic and synthetic faults In general, the seal of/along the faults depends on an interplay of vertical throw, thickness of the reservoir rock and lithology of the juxtaposed formations. Additional parameters are the age relationship of sedimentation and faulting and the availability of smearing material. From a technical standpoint, there is no difference in the sealing capacity between antithetic and synthetic faults. However, out of 56 hydrocarbon bearing structures, 42 are closed by antithetic, only 11 by synthetic faults, and 3 are defined by combinations of both fault types. Because of their average sizes and reserves, structures along antithetic and antithetic + synthetic faults are much more attractive than those bounded solely by a synthetic fault (only about 2% of Upper Austria's known oil reserves are in synthetic fault-bounded fields).


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