Die „Maykop Formation” gilt als das wichtigste Muttergestein im ostgeorgischen Teil des Kura Beckens und wird in der Literatur dem Oligozän–Untermiozän zugeordnet. Während bereits existierende Studien zu den “Maykop Shales” den Schwerpunkt auf das Kaspische Becken und den azerbaijanischen Teil des Kura Beckens setzen, sind nur wenige Daten zur Stratigraphie des georgischen Teils vorhanden. Mit der vorliegenden Studie wird das Muttergesteinspotential der Maykop-Formation (Oligozän–Untermiozän) und des Obereozäns untersucht und eine biostratigraphische Unterteilung der Schichtfolge des Obereozäns bis Untermiozäns versucht. Das Muttergesteinspotential und die Ablagerungsbedingungen der untersuchten Einheiten konnten anhand von Bohrkleinproben aus drei Bohrungen (Norio-72, Ninotsminda-97 und Manavi-12), welche nordöstlich von Tiflis abgeteuft wurden, bestimmt werden. Um dies zu erreichen wurden Elementaranalysen mit den LECO und Eltra Methoden, Rock-Eval Pyrolyse, organische Petrologie, Biomarkeranalyse sowie Karbonatisotopie eingesetzt. Daten von kalkigem Nannoplankton wurden von S. Ćorić zur Verfügung gestellt und dienten der Alterszuordnung der Proben. Des Weiteren wurden Biomarkerdaten benutzt um Öle aus dem Ninotsminda-97 Ölfeld und der Manavi-12 Bohrung mit Muttergesteinen zu korrelieren. Ein eindimensionales thermisches Reifemodell wurde erstellt, um die erodierte Mächtigkeit der Beckensedimente, den Wärmefluss und den Beginn der Kohlenwasserstoffgenerierung abzuschätzen. Nach der überarbeiteten Stratigraphie wurde den Proben ein Alter von Eozän bis Oligozän zugewiesen. Anhand von geochemischen Parametern und Biomarkern konnte festgestellt werden, dass die Sedimente unter dysoxischen Bedingungen abgelagert wurden. Eine Mischung aus marinem und terrestrischem organischen Material bildete Typ III-II Kerogen in Proben aus dem Oligozän und Typ II-III Kerogen in den Eozänproben. Relativ niedrige Werte für Vitrinitreflexion und Tmax zeigen, dass die untersuchten Intervalle geringe Reife aufweisen. Korrelationen mittels Biomarkern weisen darauf hin, dass Öle aus Eozän- sowie Kreide-Speichergesteinen des Ninotsminda Ölfeldes und der Manavi-12 Bohrung der gleichen Ölfamilie zugeordnet werden können und von Eozänmuttergesteinen generiert wurden. Öl aus dem oligozänen Speichergestein des Ninotsminda Feldes, welches einen signifikanten Anteil an Asphaltenen beinhaltet, repräsentiert eine zweite Ölfamilie. Mithilfe von eindimensionalen thermischen Reifemodellen, für deren Erstellung Daten aus den Norio-72 und Ninotsminda-97 Bohrungen verwendet wurden, konnte die ursprüngliche Mächtigkeit des Oligozäns und des Miozäns abgeschätzt werden. Die zwei Bereiche unterscheiden sich deutlich in deren Hebung. Die erodierte Mächtigkeit bei Norio war minimal (0 to 500 m). Hingegen wurden bei Ninotsminda bis zu 2000 m mächtige Sedimente abgetragen. Aufgrund des geringen regionalen Wärmeflusses (circa 45 mW/m2) erfolgte die Kohlenwasserstoffgenese erst ab einer Versenkungstiefe von 5500 m. Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass der obere Teil des Oligozäns nach der Nomenklatur von Peters (1986) ein geringes („poor“) Kohlenwasserstoffpotential aufweist, wobei der untere Teil mittelmäßiges („fair“) Potential für Gas- und Ölgenese vorweisen kann. Gesteine aus dem Eozän hingegen zeigen sehr hohes („very good“) Potential für Gas- und Ölbildung.