ALBERT

Description: The precise knowledge of aircraft position, velocity, and acceleration is a mandatory prerequisite for airborne gravimetry. For the determination of these quantities the Global Navigation Satellite System (GNSS) plays an important role. However, kinematic positioning over Antarctica is a challenging task which is different from positioning in low-latitude regions. The main reason is the sparse distribution of International GNSS Service (IGS) ground stations which is also difficult or impractical to be densified by setting up dedicated reference stations because of its hostile environment. Therefore, traditional double-differenced (DD) positioning using Global Positioning System (GPS) may be difficult to be applied. Precise Point Positioning (PPP) using a stand-alone receiver is recognized as a helpful tool for obtaining reliable and accurate trajectories of moving platforms based on precise orbit and clock products derived from a global reference network. Therefore, it is necessary to study the special characteristics of positioning over Antarctica and to exploit innovative and reliable approaches for precise position, velocity and acceleration determination. An extended precise positioning method called Precise Orbit Positioning (POP), which was originally developed in Salazar et al. (2009), is further developed towards application with multi-GNSS data. This approach takes advantage of a widely spaced network of ground stations to estimate satellite clock offsets and drifts and only relies on precise orbit information. It is illustrated that POP has the potential to achieve centimeter-level accuracy for the vertical component with sparse distributed reference stations. The aforesaid POP method is extended further to derive reliable and high accurate velocity and acceleration which are more important than position for airborne gravimetry. A GPS+GLONASS+Galileo+BDS four-system model is presented and proper weighting of different types of observations is investigated. The PPP solutions are also calculated with multi-GNSS observations for comparison. During static tests over Antarctica, it was found that POP derived velocity and acceleration tend to have much lower noise than the PPP solutions. Moreover, the addition of GLONASS, Galileo and BDS data can increase the accuracy of velocity and acceleration estimates by 32% and 43% with POP compared to a GPS-only solution when using data of 30-second sampling interval and the improvements are 28% and 31% with respect to the PPP solutions.

Description: Die genaue Kenntnis der Flugzeugposition, -geschwindigkeit und -beschleunigung ist eine zwingende Voraussetzung für die gravimetrische Vermessung aus der Luft. Für die Bestimmung dieser Größen spielt das Global Navigation Satellite System (GNSS) eine wichtige Rolle. Die kinematische Positionierung über der Antarktis ist jedoch eine anspruchsvolle Aufgabe, die sich von der Positionierung in Regionen mit niedriger Breite unterscheidet. Der Hauptgrund ist die spärliche Verteilung der Bodenstationen des Internationalen GNSS-Dienstes (IGS), die zudem aufgrund der widrigen Bedingungen in der Antarktis nur sehr schwierig durch die Einrichtung spezieller Referenzstationen verdichtet werden kann. Daher ist es schwierig, die traditionelle Doppeldifferenzmessung (DD) mit dem Global Positioning System (GPS) anzuwenden. Die präzise Punktpositionierung (PPP) mit einem eigenständigen Empfänger ist als hilfreiche Methode zur Erzielung zuverlässiger und genauer Trajektorien von bewegten Plattformen auf der Grundlage von präzisen Orbit- und Uhrenprodukten aus einem globalen Referenznetzwerk anerkannt. Einerseits kann die Genauigkeit von Echtzeitprodukten die Anforderung an die Trajektoriengewinnung für die luftgestützte Gravimetrie noch nicht erfüllen, andererseits weisen die IGS-Endprodukte noch eine tagesgebundene Diskontinuität auf. Zudem wurden bei Produkten neuerer GNSS-Systeme regionale Verzerrungen nachgewiesen, die die ganzzahlige Mehrdeutigkeitsauflösung der PPP erheblich verschlechtern können. Daher ist es notwendig, die besonderen Eigenschaften der Positionierung über der Antarktis zu untersuchen und innovative und zuverlässige Ansätze zur präzisen Positions-, Geschwindigkeits- und Beschleunigungsbestimmung zu entwickeln. Eine erweiterte präzise Positionierungsmethode namens Precise Orbit Positioning (POP), die ursprünglich in Salazar et al. (2009) entwickelt wurde, wurde in Richtung der Anwendung mit Multi-GNSS-Daten weiterentwickelt. Dieser Ansatz nutzt ein weit verzweigtes Netz von Bodenstationen, um Versatz und Drift der Satellitenuhren zu schätzen und stützt sich nur auf präzise Orbitinformationen. Die vorgenannte POP-Methode wurde weiter ausgebaut, um zuverlässige und hochpräzise Geschwindigkeit und Beschleunigung abzuleiten, die für die luftgestützte Gravimetrie wichtiger sind als die Position. Ein GPS+GLONASS+Galileo+BeiDou Viersystemmodell wird vorgestellt und die richtige Gewichtung verschiedener Arten von Beobachtungen untersucht. Die PPP-Lösungen werden auch mit Multi-GNSS-Beobachtungen zum Vergleich berechnet. Bei statischen Tests über der Antarktis wurde festgestellt, dass die von POP abgeleitete Geschwindigkeit und Beschleunigung tendenziell viel weniger verrauscht sind als die PPP-Lösungen. Darüber hinaus kann die Hinzufügung von GLONASS-, Galileo- und BDS-Daten die Genauigkeit der Geschwindigkeits- und Beschleunigungsschätzungen um 32% bzw. 43% gegenüber einer reinen GPS-Lösung bei Verwendung von Daten mit einem Abtastintervall von 30 Sekunden erhöht werden. Die Verbesserungen liegen dann bei 28% bzw. 31% gegenüber den PPP-Lösungen.

Description: Establishing genetic correlations between oils and between oils and their source rocks is especially difficult in basins with multiple source rocks where oil mixing has occurred. It is therefore of paramount importance to employ multiparameter approaches based on a combination of source-related molecular markers across different fractions of oils and source rock extracts in order to perform meaningful oil-oil and oil-source correlations rather than simply relying on classical correlation protocols based on biomarkers. Furthermore, the complexity of petroleum mixtures demands that compound-specific isotope analysis (CSIA) rather than bulk isotope analysis are implemented, as CSIA enables the identification of multiple organic matter sources in oils, condensates and source rock extracts by comparing the isotopic compositions of individual hydrocarbons of different chain length. The main objective of this dissertation has been to investigate the source, maturation, alteration and mixing of petroleum in two basin-specific case studies, (1) the Hammerfest Basin (HB), Norwegian Barents Sea and (2) the South Viking Graben (SVG), Norwegian North Sea. For this purpose, multiparameter approaches that combine the molecular composition of different petroleum components, such as light hydrocarbons, n-alkanes, sterane and triterpane biomarkers, resin-derived biomarkers, heterocyclic and polycyclic aromatic hydrocarbons in conjunction with compound-specific stable carbon and hydrogen isotope compositions of alkanes have been employed. The present research work also addresses the issue of how best to unravel and quantify the relative input of different source rocks contributing to mixed oils using δ13C values of individual petroleum hydrocarbons. Molecular and isotopic evidence revealed distinct petroleum mixing processes involving source, age and thermal maturity variations in reservoirs of the HB. The mixtures originated from hydrocarbons derived from Type-II and Type-III kerogen-rich source rocks, which displayed only small maturity variation within the main stage of oil generation or between the peak and late-oil generation stages. Nonetheless, mixtures of hydrocarbons generated from source rocks at multiple levels of maturity were identified in the Goliat field. δ13C values of n-alkanes (〉C15) were valuable for oil-source rock correlation and even quantification of the relative contribution from distinct source rocks. They enabled the differentiation of Triassic and Jurassic source contribution and also provided new insights into an additional Paleozoic-source input in the HB. Moreover, several petroleum alteration processes were recognized in Jurassic and Triassic reservoirs, including microbial degradation, water washing, evaporative fractionation, influx of gas-condensate charge and advance level of thermal maturation. In the SVG, heterocyclic and polycyclic aromatic compounds proved useful in the differentiation of mixed petroleum from Jurassic source rocks of distinct organic matter types, depositional environments and lithologies. According to the relative contribution of oils from Type-III kerogen rich source rocks, seven populations of mixed petroleum were identified by combining source-related ratios of heterocyclic and polycyclic hydrocarbons and δ13C values of n-alkanes, pristane (Pr) and phytane (Ph). The 13C-enrichments of (C10-C14) n-alkanes, and Pr and Ph were good indicators of the scale of the terrigenous source contribution and allowed the quantitative determination of the proportional contribution of hydrocarbons from Jurassic source rocks enriched in Type-II and Type-III kerogens to complex mixtures of petroleum. The estimated mixing proportions correlated linearly with concentration data, supporting the use of compound-specific stable carbon isotope composition for quantitative assignment of sources in mixed oils generated at moderate thermal maturity. Furthermore, hydrogen CSIA of n-alkanes proved to be a powerful tool to discriminate petroleum mixtures and provided an improved resolution to unravel complex petroleum mixtures from multiple Jurassic source rocks in the SVG. Multiparameter approaches that include the molecular composition of different petroleum fractions as well as δ13C and δD values of individual alkanes allowed to gain new insights into the source origins of petroleum mixtures and the assessment of diverse secondary alteration processes as well as a more complete and comprehensive understanding of the multiple petroleum systems in the HB and SVG.

Description: Die Herstellung genetischer Korrelationen zwischen Ölen und zwischen Ölen und ihren Quellgesteinen wird in einem Becken mit mehreren Quellgesteinen aufgrund der Ölmischung im Reservoir schwieriger. Es ist daher von größter Bedeutung, Multiparameter-Ansätze zu verwenden, die auf einer Kombination von quell-bezogenen molekularen Markern in verschiedenen Fraktionen von Ölen und Quellgesteinsextrakten basieren, um aussagekräftige Öl zu Öl- und Öl zu Quellen-Korrelationen anstelle der auf Biomarkern basierenden klassischen Korrelationsstudien aufzuzeigen. Darüber hinaus erfordert das Auftreten komplexer Erdölmischungen die Durchführung einer verbindungsspezifischen Isotopenanalyse (CSIA) anstelle einer Massenisotopenanalyse, da CSIA die Identifizierung mehrerer Quellen organischer Stoffe in Ölen, Kondensaten und Quellgesteinsextrakten durch Vergleich der Isotopenzusammensetzungen von einzelnen Kohlenwasserstoffen unterschiedlicher Kettenlänge ermöglicht. Das Hauptziel dieser Dissertation ist es, die Herkunft, Reifung, Veränderung und Vermischung von Erdöl in zwei beckenbezogenen Fallstudien zu untersuchen: (1) das Hammerfest-Becken (HB) in der norwegischen Barentssee und (2) dem Süd-Viking-Graben (SVG) in der norwegischen Nordsee. Zu diesem Zweck werden Multiparameter-Ansätze verwendet, die die molekulare Zusammensetzung verschiedener Erdölkomponenten wie leichte Kohlenwasserstoffe, n-Alkane, Steran- und Triterpan-Biomarker, von Harz abgeleitete Biomarker, heterocyclische und polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe in Verbindung mit verbindungsspezifischem stabilem Kohlenstoff und Wasserstoff Isotopenzusammensetzungen von Alkanen betrachten. Die vorliegende Forschungsarbeit befasst sich auch mit dem Problem der Entschlüsselung und Quantifizierung des relativen Beitrags verschiedener Quellgesteine zu den gemischten Ölen unter Verwendung von δ13C-Werten einzelner Erdölkohlenwasserstoffe. Molekulare und isotopische Hinweise ergaben unterschiedliche Erdölmischprozesse, bei denen Schwankungen der Quelle, des Alters und der thermischen Reife in den HB-Reservoirs auftreten. Gemische resultierten aus Kohlenwasserstoffen, die aus kerogenreichen Quellgesteinen vom Typ II und Typ III mit geringen Reifegradschwankungen innerhalb der Hauptstufe der Ölentstehung oder zwischen der Spitzen- und der späten Ölentstehungsstufe stammen. Dennoch wurden im Goliat-Feld Gemische von Kohlenwasserstoffen identifiziert, die aus Quellgesteinen mit unterschiedlichen Reifegraden entsprangen. δ13C-Werte von n-Alkanen (〉C15) waren für die Korrelation von Ölquellgesteinen und sogar für die Quantifizierung des relativen Beitrags von verschiedenen Quellgesteinen hilfreich. Sie ermöglichten die Unterscheidung des Beitrags von Trias- und Juraquellen und lieferten neue Einblicke in einen zusätzlichen Beitrag aus paläozoischen Quellen in der HB. Darüber hinaus wurden in jurassischen und triassischen Reservoirsverschiedene Erdölveränderungsprozesse erkannt, darunter mikrobieller Abbau, Wasserauswaschungen, Verdunstungsfraktionierung, Einströmen von Gaskondensatladungen und fortschreitende thermische Reifung. In dem SVG erwiesen sich heterocyclische und polycyclische aromatische Verbindungen als nützlich bei der Differenzierung von gemischtem Erdöl aus jurassischen Quellgesteinen mit unterschiedlichen Arten organischer Stoffe, Ablagerungsumgebungen und Lithologien. Entsprechend dem relativen Beitrag von Ölen aus kerogenreichen Quellgesteinen des Typs III wurden sieben Populationen von gemischtem Erdöl identifiziert, indem quellbezogene Verhältnisse von heterocyclischen und polycyclischen Kohlenwasserstoffen und δ13C-Werten von n-Alkanen, Pristan (Pr) und Phytan (Ph) kombiniert wurden. Die 13C-Anreicherungen von (C10-C14) n-Alkanen sowie Pr und Ph waren gute Indikatoren für das Ausmaß des Beitrags der terrigenen Quelle und ermöglichten die quantitative Bestimmung des proportionalen Beitrags von Kohlenwasserstoffen aus jurassischen Quellgesteinen, die mit Typ II und Typ III Kerogenen zu komplexen Erdölmischungen angereichert sind. Die geschätzten Mischungsverhältnisse korrelierten linear mit den Konzentrationsdaten, was die Verwendung einer verbindungsspezifischen stabilen Kohlenstoffisotopenzusammensetzung für die quantitative Zuordnung von Quellen in gemischten Ölen unterstützt, die bei mäßiger thermischer Reife erzeugt wurden. Darüber hinaus erwies sich die Wasserstoff-CSIA von n-Alkanen als leistungsstarkes Instrument zur Unterscheidung von Erdölmischungen und bot eine verbesserte Auflösung, um komplexe Erdölmischungen aus mehreren jurassischen Quellgesteinen im SVG zu entschlüsseln. Multiparameter-Ansätze, die molekulare Zusammensetzung verschiedener Erdölfraktionen sowie δ13C- und δD-Werte einzelner Alkane umfassen, ermöglichten neue Einblicke in die Herkunft von Erdölgemischen und die Bewertung verschiedener sekundärer Alterationsprozesse sowie ein vollständigeres und umfassenderes Verständnis der vielfältigen Erdölsysteme in der HB und SVG.

Description: Oil-bearing fluid inclusions (FIs) are a widespread phenomenon in veins and vugs of petroleum systems. The occluded oils provide invaluable information on the composition and physical as well as chemical properties of these oils and on geochemical processes within the respective petroleum system. A specific advantage of fluid inclusions is that the trapped oils are protected against secondary processes impacting the petroleum system such as water washing, biodegradation, migration and drill mud contamination and, thus, fluid inclusions provide information on the original pristine petroleum charge. From an analytical point of view generally gas chromatography-flame ionization detector (GC-FID), gas chromatography-mass spectrometry (GC-MS) and gas chromatography-isotope ratio mass spectrometry (GC-IRMS) are applied to analyze the aliphatic and aromatic compounds of the FI oils and to solve the geological issues of the petroleum system. Less is known about co-occurring nitrogen, sulfur and oxygen (NSO)-containing compounds. NSO-compounds are components, which, due to their polarity, are prone to physical, chemical and biological interaction processes and therefore, are promising compounds for unravelling secondary alteration processes in petroleum systems. To explore the potential of the NSO fraction in FI oil research, a relatively new analytical technique has been applied here: the Fourier transform-ion cyclotron resonance-mass spectrometry (FT-ICR-MS) in combination with Atmospheric Pressure Photoionization in positive ion mode (APPI (+)) and Electrospray Ionization in negative ion mode (ESI (–)). The technique allows an extension of the analytical window of NSO components into the high molecular weight compound range. Due to the high sensitivity of the FT-ICR-MS it was first necessary to develop an extremely thorough FI clean-up and sample preparation method. Then, in a second step, the application potential of the NSO fractions measured by FT-ICR-MS for FI research was explored in two case studies addressing the charge and leakage history in petroleum systems and petroleum fractionation during oil primary migration. In these studies, the data of the newly introduced FT-ICR-MS technique are combined in a multi-analytical approach with microscopy, GC-MS and GC-IRMS data. Due to the low compound yield in FIs, the FI compound inventory can easily be contaminated by compounds from outer surfaces and a thorough cleaning protocol is a prerequisite for FI oil research. Previous clean-up methods for host minerals are not suitable for the FT-ICR-MS analysis, and a more rigorous clean-up method had to be developed. For this purpose, two fluorite and two quartz samples, containing a high number of oil FIs, were selected to develop an improved clean up method for host minerals using Soxhlet and sonication apparatus with various inorganic and organic solvents used in sequence. Although not all contaminants from surrounding host mineral surfaces could be eliminated, the procedure enabled the external contaminants to be identified and thus to assess the level of contamination of individual NSO-compound classes. This allows a well-considered interpretation of the FT-results of FI samples including their contamination levels, especially for compounds measured in the APPI (+) but also in the ESI (–) mode. Furthermore, it was demonstrated that previously established NSO parameters developed for crude oils and sediment extracts can also be utilized in FI oil research. In the first case study the oil charge and leakage history of the Skarv field A reservoir segment in the Haltenbanken region offshore Norway was elucidated. FI oils in quartz cements from the Jurassic Garn and Tilje Formation (Fm) sandstones representing the initial oil charge were compared to the corresponding adsorbed (Ad) residual oils on host mineral surfaces representing the current reservoir oil filling. The comprehensive biomarker, stable carbon isotope and NSO-compound analyses shows that both FI oils from the Garn and Tilje Fm and the Ad oil from the Tilje Fm derive from a similar source of similar age, whereas the Ad oil from the Garn Fm shows a lower maturity level and differences in facies indicators. The similar geochemical signals for the FI oils from the Tilje and Garn Fm point to a first charging from the same source rock most likely the late-Jurassic/earliest-Cretaceous Spekk Fm. The fact that the Ad oil in the Tilje Fm is similar to the respective FI oil indicates that the Tilje Fm was charged only once. In contrast, differences between the FI and Ad oils in the Garn Fm suggest that first charge oil has leaked and was replenished by a later oil charge presumably from another less mature source of the Spekk Fm. The NSO data confirm the similarity between the FI oils of the Garn and Tilje Fm. However, due to very low NSO-compound contents in the Ad oils a comparison between the FI and Ad oil NSO-compounds for the two reservoirs using FT-ICR-MS was not possible in this case. In the second case study, the fractionation of hydrocarbon (HC) and NSO-compounds during oil primary migration of the Hosszúhetény Calcareous Marl Formation (HCMF) in the Mecsek Mountains area (Hungary) was revealed, where FI oils represent expelled fluids and extracts from the HCMF source rock (SR) represent retained bitumen as verified by the similar biomarker proxies and stable carbon isotope data. The comparison of FT-ICR-MS results from the FI oils and SR extracts shows that O1, N1, N1O1 and S1O1 compound classes are preferentially retained in the SR bitumen, while S1 compounds are preferentially expelled from SR. O2 and HC compounds seem to show at first glance no preference. In addition, a deeper look into the FT-NSO-compound classes reveals that compounds with a higher aromaticity are preferentially retained in SRs, which is especially true for compounds with a high number of double bond equivalents (DBEs) in the lower carbon number range. This indicates shorter alkyl side chains attached to the aromatic structures and thus a less pronounced shielding effect. Overall, this study provides significant indication that HC and NSO-compound fractionation during primary migration is influenced by the different functional groups with their associated polarities and by their molecular shape and size especially the degree of aromaticity.

Description: Ölhaltige Flüssigkeitseinschlüsse sind ein weit verbreitetes Phänomen in Gängen und Klüften von Erdölsystemen. Die eingeschlossenen Öle liefern wertvolle Informationen über die Zusammensetzung und physikalischen wie chemischen Eigenschaften dieser Öle sowie über geochemische Prozesse im entsprechenden Erdölsystem. Ein besonderer Vorteil von Flüssigkeitseinschlüssen besteht darin, dass die eingeschlossenen Öle vor verändernden sekundären Prozessen wie z. B. der Wasserauswaschung von Komponenten, dem biologischen Abbau, der Migration von Ölen und der Verunreinigung durch Bohrschlamm geschützt sind. Flüssigkeitseinschlüsse können damit unverfälschte Informationen über die ursprüngliche Erdölfüllung liefern. Aus analytischer Sicht werden im Allgemeinen Techniken wie die Gaschromatographie (mit einem Flammenionisationsdetektor, GC-FID), die Gaschromatographie-Massenspektrometrie (GC-MS) und die Gaschromatographie-Isotopenverhältnis-Massenspektrometrie (GC-IRMS) eingesetzt, um die aliphatischen und aromatischen Verbindungen der Öle in Flüssigkeitseinschlüssen zu analysieren und die geologischen Fragestellungen des Erdölsystems zu beantworten. Im Gegensatz zu aliphatischen und aromatischen Verbindungen ist nur sehr wenig über Stickstoff, Schwefel und Sauerstoff (NSO) enthaltende Verbindungen bekannt. Bei den NSO-Verbindungen handelt es sich um Komponenten, die aufgrund ihrer Polarität stark dazu neigen, physikalische, chemische und biologische Wechselwirkungsprozesse mit der Umgebung einzugehen. Sie sind daher vielversprechende Verbindungen, um anhand der Veränderung ihrer relativen Zusammensetzung sekundäre Alterationsprozesse in Erdölsystemen aufzudecken. Um das Potenzial der NSO-Komponenten in der Erforschung von Ölflüssigkeitseinschlüssen zu untersuchen, wird in dieser Arbeit eine relativ neue Analysetechnik angewandt: die Fourier-Transform-Ionen Zyklotron Resonanz-Massenspektrometrie (FT-ICR-MS) in Kombination mit Atmosphärendruck-Photoionisation im positiven Ionenmodus (APPI (+)) und Elektrospray-Ionisation im negativen Ionenmodus (ESI (–)). Gleichzeitig ermöglicht diese Technik eine Erweiterung des Analysefensters von NSO-Komponenten in den vorher nicht erfassten hochmolekularen Bereich. Aufgrund der hohen Empfindlichkeit des FT-ICR-MS ist es zunächst erforderlich, eine neue Reinigungs- und Probenvorbereitungsmethode für die Untersuchung von Flüssigkeitseinschlüssen zu entwickeln. In einem zweiten Schritt wird das Anwendungspotenzial der mit der FT-ICR-MS Technik bestimmten NSO Komponenten in zwei Fallstudien untersucht, die sich mit der Befüllungs- und Leckagegeschichte in einem Erdölsystem und der Erdölfraktionierung während der primären Ölmigration befassen. In diesen Studien werden die Daten der neu eingeführten FT-ICR-MS Methode mit herkömmlichen Daten der Flüssigkeitseinschlussanalyse wie der Mikroskopie, GC-MS und GC-IRMS kombiniert. Aufgrund der in der Regel geringeren Menge an Verbindungen in Flüssigkeitseinschlüssen kann diese Zusammensetzung leicht durch Komponenten von der äußeren Oberfläche des Wirtsminerals verunreinigt werden. Aus diesem Grund ist ein gründliches Reinigungsprotokoll eine zentrale Voraussetzung für die Erforschung von Flüssigkeitseinschlüssen. Bisherige Reinigungsmethoden für Wirtsminerale sind für die FT-ICR-MS Analyse nicht geeignet, und es musste eine rigorosere Reinigungsmethode entwickelt werden. Es wurden zwei Fluorit- und zwei Quarzproben, die eine große Anzahl von Ölflüssigkeitseinschlüssen enthielten, ausgewählt, um eine verbesserte Reinigungsmethode für die Wirtsmineralien zu entwickeln. Bei dieser Methode kommen verschiedene Extraktionsverfahren wie Soxhlet- und Ultraschallextraktion mit unterschiedlichen anorganischen und organischen Lösungsmitteln zum Einsatz. Obwohl nicht immer alle Verunreinigungen vollständig von den Wirtsmineraloberflächen entfernt werden konnten, ermöglicht das Verfahren die Identifizierung externer Verunreinigungen und damit die Bewertung des Verunreinigungsgrads einzelner NSO-Verbindungsklassen. Dies erlaubt eine ausgewogene Interpretation der FT-Ergebnisse aus Flüssigkeitseinschlüssen unter Berücksichtigung des Verunreinigungsgrades insbesondere für Verbindungen, die im APPI (+) aber auch im ESI (–) Modus gemessen wurden. Darüber hinaus konnte gezeigt werden, dass die zuvor bei der FT-Untersuchung von Rohölen und Sedimentextrakten entwickelten NSO-Parameter auch in der Erforschung von Ölflüssigkeitseinschlüssen verwendet werden können. In der ersten Fallstudie wurde die Ölfüllungs- und Leckagegeschichte des Skarv-Feldes A in der Haltenbanken-Region vor der norwegischen Küste untersucht. Ölflüssigkeitseinschlüsse in Quarzen aus den Sandsteinen der jurassischen Garn- und Tilje Formation (Fm), die die ursprüngliche Ölfüllung darstellen, wurden mit den entsprechenden adsorbierten Resten von Ölen auf den Wirtsmineraloberflächen verglichen, die die aktuelle Ölfüllung des Reservoirs repräsentieren. Die umfassenden Analysen von Biomarkern, stabilen Kohlenstoffisotopen und NSO-Verbindungen zeigen, dass sowohl die Ölflüssigkeitseinschlüsse aus der Garn- und Tilje Fm als auch das adsorbierte Öl aus der Tilje Fm aus einer ähnlichen Quelle mit vergleichbarem Alter stammen, während das adsorbierte Öl aus der Garn Fm einen niedrigeren Reifegrad und Unterschiede bei den Faziesindikatoren aufweist. Die ähnlichen geochemischen Signale für die Ölflüssigkeitseinschlüsse aus der Tilje- und Garn Fm deuten darauf hin, dass die Öle aus demselben Muttergestein stammen, höchstwahrscheinlich der spätjurassischen/frühkreidezeitlichen Spekk Fm. Die Tatsache, dass das adsorbierte Öl in der Tilje Fm dem aus den entsprechenden Flüssigkeitseinschlüssen ähnelt, deutet darauf hin, dass die Tilje Fm nur einmal befüllt wurde. Im Gegensatz dazu weisen die Unterschiede zwischen dem adsorbierten Öl und dem Öl aus den Flüssigkeitseinschlüssen in der Garn Fm darauf hin, dass das Öl der ersten Reservoirbefüllung bereits mittels tertiärer Migration aus der Fm migriert ist und durch eine spätere Ölcharge aufgefüllt wurde, die vermutlich aus einem anderen, weniger reifen Muttergestein der Spekk Fm stammt. Die FT-ICR-MS NSO-Daten bestätigen die Ähnlichkeit zwischen den Flüssigkeitseinschlussölen der Garn und Tilje Fm. Aufgrund der sehr geringen Gehalte an NSO-Verbindungen in den adsorbierten Ölen war ein Vergleich zwischen den NSO-Verbindungen der Flüssigkeitseinschluss- und adsorbierten Öle mittels FT-ICR-MS für die beiden Öllagerstätten in diesem Fall nicht möglich. In der zweiten Fallstudie wurde das Fraktionierungsverhalten von Kohlenwasserstoffen und NSO-Verbindungen während der primären Ölmigration in der kalkhaltigen Hosszúhetény Marl Formation (HCMF) im Mecsek-Gebirge (Ungarn) untersucht. Hierbei repräsentieren die Ölflüssigkeitseinschlüsse die primäre Ölmigrationsphase und die Extrakte aus dem HCMF-Muttergestein das zurückgehaltene Bitumen. Diese Öl-Muttergesteinsbeziehung wurde durch die Ähnlichkeit von Biomarkerparametern und stabilen Kohlenstoff-Isotopendaten bestätigt. Der Vergleich der Ergebnisse von Ölflüssigkeitseinschlüssen und Muttergesteinsextrakten zeigt, dass die Verbindungsklassen der O1-, N1-, N1O1- und S1O1-Komponenten bevorzugt im Muttergesteinsbitumen zurückgehalten werden, während S1-Verbindungen bevorzugt aus dem Muttergestein migrieren. O2- und Kohlenwasserstoffverbindungen scheinen auf den ersten Blick keine Präferenz zu zeigen. Darüber hinaus zeigt ein tieferer Blick in die NSO-Verbindungsklassen, dass Verbindungen mit einer höheren Aromatizität bevorzugt im Muttergestein zurückgehalten werden, was insbesondere für Verbindungen mit einer hohen Anzahl von Doppelbindungsäquivalenten (DBEs) im unteren Kohlenstoffzahlbereich gilt. Dies deutet auf kürzere Alkylketten an den aromatischen Strukturen und damit auf einen weniger stark ausgeprägten Abschirmungseffekt durch die Alkylseitenketten hin. Insgesamt liefert diese Studie deutliche Hinweise darauf, dass die Fraktionierung von Kohlenwasserstoffen und NSO-Verbindungen während der primären Migration von den verschiedenen funktionellen Gruppen und deren Polaritäten sowie von der Molekülform und -größe insbesondere dem Grad der Aromatizität beeinflusst wird.