Mud Gas Logging ist seit über 70 Jahren ein fester Bestandteil des Mud Loggings. Mit der technischen Weiterentwicklung der Gasextraktion und der Messtechnik hat die Methode im Laufe der Jahre zahlreiche Fortschritte und Verbesserungen erfahren. Trotzdem ist die Interpretation der Daten oftmals mehrdeutig, da viele Prozesse die Messdaten beeinflussen. Ziel dieser Studie ist die Evaluierung der Anwendung von Mud Gasdaten aus Bohrungen der RAG im Wiener Becken und der Molasse Zone um kohlenwasserstoffführende Horizonte zu identifizieren. In einem ersten Schritt wurde die von RAG angewandte Normalisierungsmethode getestet. Das Ziel dieser Normalisierung ist Einflüsse verschiedener Bohrparameter (Bohrfortschritt, Zirkulation der Spülung und Meißeldurchmesser) zu eliminieren. Das Ergebnis zeigt, dass Änderungen des Bohrfortschritts die größten Auswirkungen auf die normalisierten Gasdaten haben. Zum einen führte die Normalisierung zur Eliminierung von Gas Shows aus Gas Reservoirs und zum anderen zu unrealistisch hohen Gaswerten. Dies zeigt, dass die absoluten Gasdaten nur in Verbindung mit Gasverhältnissen zur Interpretation herangezogen werden sollten. Der Einfluss der Meißelparameter wurde ebenfalls untersucht. Einflüsse dieser Parameter sind relativ gering und werden zum Teil von den unterschiedlichen Gasgehalten, den lithostratigraphischen Gegebenheiten überlagert. Da absolute Gasgehalte oft ungenau sind, wurde zusätzlich die Mud Gas Zusammensetzung (Anteil von C1/C2/C3/C(4+5) in ΣC) berechnet. Im Gegensatz zu den Mud Gas Logs, die absolute Gaswerte anzeigen, ist die Gaszusammensetzung verstärkt von Änderungen im Porenfluid abhängig. Gaszusammensetzungen von neun Bohrungen (inklusive Sidetracks) innerhalb und außerhalb eines Ölfelds im Molasse Becken zeigen eine mögliche Korrelation zwischen den Porenfluiden in den Reservoirgesteinen des Eozäns und den Logs C2/ΣC und C3/ ΣC in den überlagernden Gesteinen des Unteren Oligozäns. C3/C2 Verhältnisse über 1 werden oft über Öl-führenden Reservoiren beobachtet. Unsicherheiten bleiben vor allem bei C3+ Komponenten bestehen, da der Extraktionskoeffizient der installierten Gasfalle Schwankungen unterliegt und Ungenauigkeiten bei der Probenahme auftreten. Im Ölfeld nehmen die absoluten Gasdaten unterhalb der Grenze Zupfing und Eggerding Formation zu. Im Bereich der Schöneck Formation treten erhöhte Anteile von C1 in der Gaszusammensetzung auf. Crossplots der Gasdaten mit petrophysikalischen Parametern (Porosität, Tongehalt, Wassersättigung) wurden erstellt. Diese zeigen weder eine Korrelation zwischen dem Gasgehalt und den petrophysikalischen Parameter verschiedener lithostratigraphischer Einheiten, noch mit Zonen unterschiedlicher Porenfluide. Vergleiche von Gasdaten aus "dichten" und porösen Bereichen zeigen ebenfalls keinen signifikanten Unterschied. Vergleiche der Gaszusammensetzung der Bohrungen im Wiener Becken und im Molasse Becken zeigten gravierende Unterschiede. Im Wiener Becken kommen C3+ Gase in geringeren Mengen als C2 vor oder fehlen völlig. Bohrungen im Bereich der verschuppten Molasse zeigen unterhalb der Zupfing Formation teils C3+ Komponenten in größeren Ausmaßen als C2 Komponenten. Nördlich gelegene Bohrungen zeigen in den Reservoirhorizonten zumindest geringe Spuren von höheren Kohlenwasserstoffen (z.B. C5). Das größte Potential, die Qualität zukünftiger Gasdaten zu verbessern, liegt in der Gewährleistung der korrekten Position der Gasfalle. Verbleibende Fragen über zusätzliche Einflüsse des Bohrvorgangs auf Mud Gas sind durch Rücksprache mit dem Bohrpersonal direkt an der Bohrung zu klären. Anhand der Korrelation von Nachsetztiefen und Connection Gas sollte es möglich sein, die Genauigkeit der Tiefenkorrektur zu überprüfen. Connection Gas könnte eventuell als Indikator für Zonen mit erhöhtem Formationsdruck und permeablen Horizonten Verwendung finden.