Geodynamische Entwicklung und Kohlenwasserstoffpotential des Tamtsag Beckens/Mongolei
Zusammenfassung der Projektergebnisse
Das Tamtsag-Becken im Nordosten der Mongolei gehört zu einem großräumigen System von Sedimentbecken, das im späten Jura und in der frühen Kreide gebildet wurde. Die Beckenfüllung aus kontinentalen Sedimenten und Vulkaniten erreicht eine Mächtigkeit von bis zu 4 Kilometern. Rifting und anschließende Inversion führten zu einer komplexen, durch Horst- und Grabenstrukturen charakterisierten Beckenarchitektur. Aufgrund von Erdölfunden ist das Tamtsag-Becken in den letzten Jahren intensiv exploriert worden. Aus diesem Datenbestand wurden von der mongolischen Bergbaubehörde MRPAM für das vorliegende Projekt 13 Bohrungen und ca. 1600 km seismische Profile zur wissenschaftlichen Bearbeitung freigegeben. In einer ersten Projektphase wurden zwei Gebiete in der Nähe der westlichen Randstörung des Tamtsag-Beckens detailliert kartiert, der Großteil der Seismik ausgewertet sowie 1D und 2D Maturitätsmodellierungen für den Zentralteil des Beckens durchgeführt. In der zweiten Projektphase wurden alle erarbeiteten Daten (Oberflächengeologie, Satellitenbildern, Seismik und Bohrungen) in einem 3D-Beckenmodell integriert. Insbesondere wurde durch die Kombination von Oberflächenaufschlüssen und Tiefbohrungen die gesamte Füllung des Beckens einschließlich des Basements und der prä-rift-Phase erfasst. Die Mächtigkeit bereits erodierter Abschnitte der Beckenfüllung konnten durch die Analyse der Tonsteinkompaktion quantifiziert werden. Zur Quantifizierung des Kohlenwasserstoffpotentials wurden 1D und 2D Maturitätsmodellierungen für Bohrungen und Profilschnitte durchgeführt. Die Modellprognosen wurden anhand von gemessenen Vitrinit-Reflektivitäten und Bohrlochtemperaturen kalibriert. Die Modellierungen zeigen, dass die Muttergesteine im Tamtsag-Becken ihre maximale Aufheizung bereits gegen Ende der Unterkreide erfahren haben. Allerdings haben nur die älteren Abschnitte der Beckenfüllung den Erdölbildungsbereich erreicht, während die jüngeren Sedimente noch im immaturen Stadium sind. Dennoch ist die Erdölhöffigkeit des Tamtsag-Beckens aufgrund des Auftretens von TOC-reichen Muttergesteinen und der günstigen zeitlichen Abfolge der Bildung von Speichergesteinen und Fangstrukturen vor dem Beginn der Erdölbildung grundsätzlich als positiv zu bewerten. Abschließend wurden die neu erarbeiteten Daten aus dem Tamtsag-Becken in die überregionale Beckenentwicklung und die polyphase Deformationsgeschichte Ostasiens seit dem Jura integriert werden.
Projektbezogene Publikationen (Auswahl)
- Evolution of the Tamtsag Basin / NE Mongolia - part I: basin fill. – 11. Symposium “Tektonik, Struktur- und Kristallingeologie”, 22. - 24.03.06, Göttingen: 63-65
Geerdts, P., Vogler, M., Davaa, B., & Henk, A.
- Evolution of the Tamtsag Basin / NE Mongolia - part II: structure and hydrocarbon potential. – 11. Symposium “Tektonik, Struktur- und Kristallingeologie”, 22. - 24.03.06, Göttingen: 34-35
Davaa, B., Geerdts, P., Vogler, M. & Henk, A.
- Structure and geodynamic evolution of the Tamtsag Basin / Mongolia. – EGU General Assembly, 15. - 20.04.07, Wien
Henk, A., Davaa, B., Geerdts, P., Vogler, M. & Wemmer, K.
- (2010): Geodynamic development and hydrocarbon potential of the Tamtsag Basin, Eastern Mongolia. – Dissertation, Fakultät für Chemie, Pharmazie und Geowissenschaften, Albert-Ludwigs-Universität Freiburg: 271 S., Freiburg
Davaa, B.
- Tectonics and sedimentation of the Tamtsag Basin / NE Mongolia. – GeoDarmstadt, 12.10.10, Darmstadt
Henk, A. & Davaa, B.
