181 Cuttings- und 3 Kernproben von drei Bohrungen (Yury Shimanov-A, Samotino (Melrose) 1, Bogdanov North) offshore Bulgarien wurden untersucht um das Kohlenwasserstoffpotential von känozoischen Gesteinen im westlichen Schwarzen Meer zu bestimmen und um vertikale und laterale Veränderungen im Kohlenwasserstoffpotential fest zu stellen. Die Interpretation der Ergebnisse berücksichtigt auch publizierte und unpublizierte Daten von vier zusätzlichen Bohrungen. Seismische Daten zeigen eine massive Erosionsrinne Im Schwarzen Meer vor der Küste Bulgariens, die sich in die unterlagernde oligozäne Ruslar Formation und die eozäne Avren Formation einschneidet. Gemäß der seismischen Interpretation und der Datierung von karbonatischem Nannoplankton, schnitt sich die Erosionsrinne im frühen bis mittleren Miozän ein. Die miozäne Füllung der Erosionsrinne wird als Samotino Gruppe bezeichnet. Sie grenzt sich aufgrund ihrer Ablagerung in der Erosionsrinne von anderen miozänen Einheiten ab. Das untersuchte eozäne bis miozäne Intervall ist thermisch unreif und beinhaltet mehrere Lagen von potentiellen Erdölmuttergesteinen. Gemäß der Nomenklatur von Peters (1986) treten gute bis sehr gute Erdölmuttergesteine für Öl und Gas in der Ruslar Foramtion, der Samotino Gruppe und in miozänen Formationen außerhalb der Erosionsrinne auf. Layer II der Samotino Gruppe ist das beste Erdölmuttergesteinsintervall für Öl. Dieses diatomeenreiche Intervall wurde in der miozänen Erosionsrinne in einem brackischen, anoxischen Milieu abgelagert. Eine geringe Gammastrahlung und eine geringe Dichte sind charakteristisch für die Logs in diesem Intervall. Die seismische Fazies zeigt chaotische, diffuse Reflektoren. Erdölmuttergesteine für Öl treten auch im unteroligozänen Teil der Ruslar Formation auf. Der liegende Teil der Ruslar Formation setzt sich aus Tonen und überlagernden Mergeln, abgelagert in anoxischen bis dysoxischen Bedingungen mit variierender Salinität und freiem H2S in der Wassersäule, zusammen. Die Ruslar Formation ist lateral weit ausgedehnt, wobei jedoch die Erosion im Miozän berücksichtigt werden muss. Spezifische Biomarker Daten (Häufigkeit von Steranen, Auftreten von Thiophenen, Auftreten von Diatomeen-Biomarkern) werden eine Unterscheidung von Ölen aus der Ruslar Formation und der Samotino Gruppe ermöglichen. Die Ablagerungsbedingungen der Erdölmuttergesteine wurde durch anoxische bis dysoxische Bedingungen, variierende Salinitäten, dem Wechsel von autochtonem (Algen, Diatomeen) und allochtonem (Landpflanzen) organischen Material und der Beckenkonfiguration (Erosionrinnenbildung, Auftrieb von Tiefenwasser) gesteuert.