Zur Evaluierung des Beitrags verschiedener potentieller Muttergesteine zu den zahlreichen Öllagerstätten im nordwestlichen und zentralen DDB wurde eine Korrelation von Ölen/Kondensaten und Muttergesteinsproben anhand von Biomarkern und der Kohlenstoffisotopie einzelner Komponenten oder Komponentengruppen durchgeführt. Dabei wurde festgestellt, dass organisch-reiche Schichten aus dem Oberen Visé (inklusive „Rudov Facies“) das Hauptmuttergestein darstellen. Ein beträchtlicher Anteil speziell im zentralen DDB kann ölbildenden serpukhovischen Tonschiefern zugerechnet werden, wobei generell im Serpukhovium zwei verschiedene Faziesbereiche unterschieden wurden und die Verbreitung der ölbildenden Fazies bislang unklar ist. Aus ihrer Bedeutung als Muttergestein für konventionelle Lagerstätten im DDB ist ein mögliches Potential organisch-reicher Tonsteine aus dem Oberen Visé für die Produktion von Schieferöl/-gas abzuleiten. Daher wurde deren Eignung anhand international üblicher Kriterien wie (i) effektive Mächtigkeit, (ii) thermische Reife, (iii) Mineralogie und (iv) Kohlenwasserstoff-Bildungspotential evaluiert. Die durchschnittlichen TOC-Gehalte der Rudov Fazies (Horizont V-23) im Bereich der Srebnen Bucht im nordwestlichen DDB sind sehr hoch (>4 %), außerdem werden hier die größten Mächtigkeiten (bis 100 m) erreicht. Am nördlichen und nordwestlichen Rand der Srebnen Bucht liegen deutlich geringere TOC-Gehalte vor (2-4 %), außerdem verringert sich die Mächtigkeit auf 20-40 m (maximal 60 m). Entlang des nordöstlichen Beckenrands kann aufgrund von durchschnittlichen TOC-Gehalten von 4-4.5 km) erreicht, während der Grenzwert für Schiefergasproduktion (1.2 %Rr) im nordwestlichen DDB praktisch nicht erreicht wird. Die Pyrolysedaten sprechen weiters nicht für das Vorhandensein von Typ IIS Kerogen, daher kann von einer frühzeitigen Kohlenwasserstoffgenese nicht ausgegangen werden. Der für Schieferöl/-gasproduktion angestrebte Wert von 60 Gew.% spröden Mineralphasen (Quarz, Feldspat, Karbonate, Pyrit, Apatit, etc.) wird nur teilweise von Proben aus der beckenwärtigen Fazies erreicht, während Proben aus randlichen Bereichen kaum über 50 Gew.% kumulierten Anteil an spröden Phasen aufweisen. Anhand der vorliegenden Ergebnisse muss eine Eignung der Rudov Fazies für wirtschaftliche Schieferöl/-gasproduktion nach momentanen Gesichtspunkten in Zweifel gezogen werden, obwohl ein beträchtliches inhärentes Kohlenwasserstoffpotential festgestellt wurde. Die anhand von Ergebnissen aus (FIB/BIB-)REM („focused ion beam/broad ion beam“-Rasterelektronenmikroskopie) Untersuchungen durchgeführte Evaluierung der Porenraumentwicklung ergab, dass primäre Mazerale (z.B. Vitrinit) in unreifen bis überreifen Proben keine interne Porosität aufweisen. In Kontrast dazu bilden sich Poren in sekundär gebildetem Festbitumen, hauptsächlich ab einer thermischen Reife >1.35 %Rr (Gasfenster). Diese Poren kommen in hochreifen Proben (>2 %Rr) häufig vor, wurden jedoch in Proben aus der ölbildenden Beckenfazies auch schon im Ölfenster (0.65-0.8 %Rr) nachgewiesen, was einen beträchtlichen „Kerogeneffekt“ nahelegt.