前述饱和烃馏分的生物标志物组成研究表明，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃总体上是在海相碳酸盐岩环境中生成的，主要来源于菌藻类低等生源的贡献。陕81井溶解烃是在较陕12、陕78、陕34、陕37四井相对氧化的环境中形成的，并混入有一定量的陆源有机质的贡献。
从溶解烃、原油和源岩中芳烃部分系列化合物特征（表4-6）对比可见，鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马家沟组溶解烃特征大致介于下古生界源岩和上古生界煤系源岩之间，具有一定的混源特征。
表4-6 鄂尔多斯盆地中部气田溶解烃和源岩中芳烃部分系列化合物含量及有关参数对比
注：烃源岩和凝析油资料来源于杨俊杰等（1996）。
陕12、陕78井溶解烃是在盐度较高、还原的海相碳酸盐岩环境中形成的，主体表现出下古生界源岩的贡献。陕81井溶解烃是在相对淡化的偏氧化环境中形成的，并有一定量的陆源有机质的输入，明显有下古生界源岩和上古生界源岩的混合贡献。陕34井、陕37井介于它们之间，但仍以下古生界源岩的贡献为主。从陕81井，经陕34井、陕37井，及至陕78井、陕12井，鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马家沟组溶解烃中菌藻类低等生源的贡献（即下古生界源岩的贡献）明显增加。
一般而言，原油的碳同位素组成主要受控于原油的成因类型。鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃样的全烃碳同位素δ13C值为－26.6‰～－24.8‰，与下古生界烃源岩和上古生界煤系源岩及其产出油碳同位素δ13C值相当（表4-7），这在一定程度上反映了鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃有来自下古生界烃源岩和上古生界煤系源岩混合贡献的可能。比较而言，陕12、陕78井溶解烃的δ13C值相对较重，分别为－24.9‰、－24.8‰；陕81井、陕37井的δ13C值相对较轻，分别为－26.6‰、－26.1‰；陕34井的δ13C值介于它们之间，为－25.4‰。看来，从东北（陕81井）到南部（陕12井），鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马家沟组溶解烃的碳同位素δ13C值有变重的趋势，这种变化可能主要是烃类运移分馏作用的结果。
表4-7 鄂尔多斯盆地溶解烃烃源对比指标数据表
注：＊为分布范围/平均值（样品数）。盆地东部和西缘的凝析油、烃源岩资料据杨俊杰等（1996）。
总之，通过对溶解烃生物标志物的系统分析表明，鄂尔多斯盆地中部气田马家沟组溶解烃系高成熟一过成熟阶段的烃产物，总体上是在海相碳酸盐岩环境中生成的，菌藻类低等水生生物为其主要生源。尽管它们可能具有一定的混源特征，但明显以下古生界源岩的贡献为主。陕81井溶解烃是在较陕12、陕78、陕34、陕37四井相对氧化的环境中形成的，并有上古生界源岩贡献的混入。就样品分布而言，从北（陕81井）到南（陕12井），鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马家沟组溶解烃中菌藻类低等生源的贡献（即下古生界源岩的贡献）明显增加。