Тюрингский нефтегазоносный бассейн расположен на юго-западе Германской Демократической Республики (рис. 14). С севера бассейн ограничен горами Гарц (до 1000 м) и их восточным погребенным продолжением, с востока — отрогами Рудных гор, с юга — горной цепью — Тюрингский лес, высотой до 800 м. Западная граница бассейна, не имеющая отчетливого орографического выражения, проводится по полосе невысоких холмов, сложенных нижним триасом (плато Эйхвельд). В тектоническом отношении это ограничение представляет систему разломов, протягивающуюся от западного окончания Гарца на ЮЮЗ (табл. 17).
Верхнепалеозойский складчатый фунда мент, обнажающийся в обрамляющих бассейн сооружениях, в пределах бассейна опущен на глубину порядка 1,5—2 км и характеризуется довольно расчлененным рельефом. Последний обусловлен наличием разломов, разбивающих фундамент на целую систему блоков, вытянутых в субгерцинском направлении, т. е. с СЗ на ЮВ. Наряду с этим преобладающим направлением в западной части бассейна развиты разломы субмеридионального простирания.
Фундамент перекрыт осадочной толщей верхней перми и триаса. В отдельных участках на триас ложатся довольно мощные образования плейстоцена и голоцена.
Осадочные слои отличаются сравнительно простым строением. Подвижки по разломам фундамента, имеющим древнее заложение, происходили и в последующее время. Это обстоятельство привело к образованию отдельных крупных нарушений или к образованию грабенов. Эти дизъюнктивные дислокации группируются в очень узкие зоны, пересекающие весь бассейн с ЮВ на СЗ и делящие его на несколько параллельных друг другу полос.
На ЮЗ выделяется Эйхенберг-Готская зона нарушений. В центральной части протягивается Шлотаимер-Веймар-Леихтенбургская зона грабенов. На СB бассейна выделяется зона нарушений Финне. Заключенные между этими зонами нарушений полосы имеют в общем синклинальный характер. Особенно это относится к двум центральным полосам. В их пределах осадочные слои смяты в пологие антиклинальные складки второго порядка, осложненные нарушениями.
Глубокое бурение показало, что имеет место резкое несоответствие структурных планов по отложениям триаса, с одной стороны, и цехштейна, с другой.
В северо-западной части бассейна выделяется несколько грабенов (Омгебиргс-грабен, Лаине-грабен), секущие бассейн поперек с ЮЮ3 на CСB и являющиеся его западным ограничением.
В Тюрингском нефтегазоносном бассейне известно несколько антиклинальных зон нефтегазонакопления, к которым приурочено два газовых (Мюльхаузен и Лангезальц) и одно нефтяное (Фолькенрод) месторождения. Все эти месторождения, открытые между 1930 и 1935 гг., антиклинального типа. Основным нефтегазосодержащим горизонтом являются трещиноватые карбонатные породы цехштейна — Главный доломит. Газоносны и другие горизонты верхней перми. Залежи в структурных выступах массивные. На нефтяном месторождении Фолькенрода мощность продуктивных слоев колеблется от 34 до 64 м (свита фолькенрода).
Газопроявления известны также из песчаных горизонтов нижнего и среднего триаса. В составе газа преобладает азот (до 70%). Все известные месторождения Тюрингского бассейна отличаются малодебитностью и незначительными запасами нефти и газа.