鄂尔多斯盆地陇东地区长7₁亚段源储结构与石油赋存关系研究

The Difference of Source Rocks in Source-Reservoir Structure of Tight Sandstones of Chang 7₁ Submember and Its Influence on Hydrocarbon Enrichment, Longdong Area, Ordos Basin

摘要

为推进鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油勘探，依托砂地比、岩石热解、生烃热模拟试验和测井、录井数据系统划分长7₁亚段源储结构，分析不同源储结构的烃源岩差异，探究其烃源岩对致密砂岩含油性的影响.结果表明，研究区主要发育源夹储型、源储互层型和储夹源型3类源储结构.由于生油母质的差异，页岩比泥岩具有更优的生排烃能力，源夹储型具有最好的自源供烃条件，其次为源储互层型与储夹源型.源储结构中砂体的含油性主要受控于烃源岩品质与储层物性的耦合关系，优质储层与中等品质源岩交互叠置的空间配置关系使得源储互层型的含油性较高且稳定，储夹源型中优质砂体与较差源岩的耦合导致了其含油性次之，而源夹储型中的差储层限制了其含油性.

关键词

鄂尔多斯盆地 / 致密油 / 砂岩 / 源储结构 / 源岩生排烃能力 / 含油性差异 / 石油地质.

Key words

Ordos basin / tight oil / sandstone / source-reservoir structure / hydrocarbon generation and expulsion capacity of source rock / difference in oiliness / petroleum geology

0 引言

致密油是全球非常规油气勘探开发的一大热点，全球约有66个盆地富含致密油资源.自美国在阿纳达科盆地、丹佛盆地、二叠盆地地区成功开发致密油后，美国原油产量飙升，2020年12月美国致密油日产量达到700.7×10⁴桶（周庆凡，2021）.中国致密砂岩石油资源量丰富，勘探潜力巨大，随着致密油的成藏理论研究以及勘探开发实践的推进，自20世纪60至70年代以来，在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中‒下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组‒泉头组等层系均发现了大量致密油资源（贾承造等，2012；邓继新等，2015；孙龙德等，2019；罗群等，2022；邹才能等，2022）.其中鄂尔多斯盆地资源量巨大，延长组长7段的规模储量可达30×10⁸~50×10⁸ t，远景资源量约为100×10⁸ t（付金华等，2015，2021）.

鄂尔多斯盆地延长组是国内第一个成熟致密砂岩油区，2021年庆城油田长7油层组产油量达到131.6×10⁴ t（付金华等，2022）.三叠系延长组长7段属于湖相沉积体系，泥岩与页岩分布广、埋深和厚度适中、有机质丰度高，为常规油气及非常规油气提供了充足的油气来源（崔景伟，2019；霍萍萍等，2021），湖盆中广泛发育的浊积砂岩为油气提供了良好的聚集场所，被视为重要的勘探目标（姚泾利等，2013；付金华等，2015；方欣欣等，2020）.前人总结出长7段致密油富集的控制因素包括：广覆式优质烃源岩、优质砂岩储集体、构造微裂缝和稳定的保存条件（杨华等，2017）.但由于长7段古湖泊湖水周期性升降频繁，泥页岩和砂岩储层的非均质性均较强，源岩与储层之间的接触方式复杂多变（姚泾利等，2013，2019；钟高润等，2016），导致致密砂岩中油气的充注过程和富集规律有待深入细致的研究.因此，源储结构这一地质概念的引入，为细致解剖致密油充注机理提供了有效的手段.鉴于长7段砂岩和泥岩相互叠置、源储一体的特征，前人依据源储厚度关系划分了源夹储型、源储互层型与储夹源型3种源储结构类型（钟高润等，2016；何浩男等，2019；姚泾利等，2019），但源储结构划分方案中选取的参数并未定量化.致密砂岩含油性受到烃源岩生烃能力的约束（付金华等，2020），长7段致密砂岩石油高富集区与烃源岩厚度和生烃强度分布之间具有一致性（杨华等，2013）.然而，宏观上的分析评价会忽视长7₁₊₂亚段内部泥页岩对含油性的影响.前人针对致密砂岩储层特征与油气富集之间的关系也进行了相应的探讨（刘显阳等，2023）.但是，不同源储结构中烃源岩与储集层耦合控制下的含油性差异缺乏相应的系统研究.并且，源储结构中不同烃源岩类型使得“源储共生”的致密砂岩含油性特征更加复杂（范柏江等，2020；方欣欣等，2020）.

长7段致密砂岩中的油气主要来源于长7₃亚段的厚层泥页岩，但长7₁₊₂亚段中大量的浊流砂体与四周的湖相泥岩紧密接触，因此临近的泥页岩对致密砂岩中油气的聚集也具有贡献.并且，长7₁亚段砂体中构造裂缝发育程度较低（杨华等，2017），致密砂岩储层与下部长7₃亚段泥页岩存在一定距离.因此，长7₁亚段致密砂岩中油气的供给主要源于自身源储结构中的源岩，是分析源储结构中烃源岩差异对含油性控制作用的理想研究层段.本次研究依据烃源岩与储层的接触关系以及砂岩总厚度与地层厚度的比值（砂地比）对鄂尔多斯盆地陇东地区长7₁亚段的源储结构进行划分，并探究其烃源岩特征，总结不同源储结构中烃源岩的差异以及源储耦合关系对致密砂岩含油性的影响，为下一步鄂尔多斯盆地非常规油气的勘探开发提供科学依据.

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地由伊盟隆起、西缘冲断带等6个构造单元组成，是我国第二大陆相沉积盆地.陇东地区以庆城为中心，北至华池，南至宁县，西至镇原附近（图1a）.中三叠世延长组长7段为湖盆的鼎盛期，属于半深湖‒深湖的沉积环境，主要发育碎屑岩储层.研究区致密油主要发育在延长组6段-8段下部半深湖‒深湖相带的重力流、三角洲前缘末端沉积地层的致密储集层中，砂岩储层多与页岩、泥岩共存（王福伟等，2022）.

长7段为鄂尔多斯盆地延长组的主要的烃源岩层段，可分为上、中、下甜点段，其中上甜点段对应长7₁亚段，发育致密砂岩和泥页岩（图1b）.由于湖水频繁升降，长7₁亚段的烃源岩与储层在纵向上的组合类型复杂（姚泾利等，2019），源储结构的划分不明确，而不同源储结构烃源岩差异影响着储层的含油性.

2 数据与方法

2.1　泥页岩识别方法

泥岩与页岩具有不同地质特征，页岩具有高自然伽马值（GR）、高电阻率（Rt）以及低密度（DEN）与低电位（SP）的特征，泥岩的GR与DEN较高、Rt较低（付金华等，2020）.因此本文依托岩心观察结果，结合自然伽马值、密度测井值与声波时差值建立了页岩与泥岩的判别标准，当GR>180 API、DEN<2.4 g/cm³、AC>240 µs/m时识别为黑色页岩，当GR<180 API、DEN> 2.4 g/cm³、AC<240 µs/m时则识别为泥岩（图2）.

2.2　岩石热解实验与TOC测定

本次研究的烃源岩取自32口井的56个泥岩样品与12个页岩样品，其中25口井的烃源岩基础地球化学特征数据来自中国石油长庆油田公司，7口井共计25个样品在油气资源与探测国家重点实验室完成总有机碳含量（TOC）与岩石热解参数的测定，其中总有机碳含量利用碳硫分析仪（CS-230HC）完成测定，游离烃（S ₁）、热解烃（S ₂）和最高热解峰温（T _max）等参数通过烃源岩热解评价仪（Rock-Eval-Ⅱ型热解仪）测得，执行标准为GB/T 18602-2012.

2.3　生烃热模拟实验

本次研究分别对泥岩与页岩开展了开放系统的生烃热模拟实验，2个样品分别取自庄140井与西233井的长7₁亚段，取样深度分别为1 834 m与1 944.3 m.生烃热模拟实验在油气资源与探测国家重点实验室完成，以10 ℃/min、30 ℃/min和50 ℃/min的升温速率加热样品，得到泥岩和页岩样品不同演化阶段的累计生烃量.

2.4　孔隙度与渗透率

长7₁亚段致密砂岩柱塞样来自庄233、西245、庄140等8口取心井，共计52块样次.采用美国Coretest公司的氦孔隙度仪phi220测量岩样孔隙度，渗透率采用A-10133气体渗透率仪测定，实验参照石油天然气行业标准SY/T 336-2006.所有样品测试前均在105 ℃下烘干至恒重，测试前系统均用已知体积的标准块进行校正.另外，里75、正70、庄206等13口井长7₁亚段的油层物性参数来自于中石油长庆油田分公司.

3 源储结构划分与分布特征

与常规油藏不同，非常规油藏储层孔喉小且含油饱和度差异较大，油气短距离近源充注的特征使得盖层和圈闭条件的影响较低（李建忠等，2015；吕奇奇等，2020）.因此，烃源岩与储层的配置关系直接影响着油气由烃源岩向致密储层充注和聚集成藏的过程（方欣欣等，2020）.在“源储一体”的地质条件下，砂地比被证实是一个能有效分析烃源岩和储层接触关系的可靠指标，前人在吉木萨尔凹陷芦草沟组和鄂尔多斯盆地合水地区长7段致密砂岩的研究中已取得良好的效果（郑民等，2018）.据此，在测井、录井解释的基础上结合单井砂地比，将长7₁亚段划分为源夹储型、源储互层型和储夹源型3种源储结构（图3）.

源储结构不仅包含了源岩与储层之间的空间接触关系，也反映了不同的沉积环境（吕奇奇等，2020）.长7₁亚段烃源岩主要为半深湖泥岩，三种源储结构中烃源岩均以泥岩为主，局部发育页岩.并且，三种源储结构中的致密砂岩均为细粒重力流沉积，主要包括砂质碎屑流岩体和滑塌浊积岩（贾承造等，2012）.长7₁亚段沉积时期湖盆萎缩，侵蚀作用增强，大量三角洲前缘沉积的细粒碎屑物不断向湖盆深处进积，并在重力作用下在斜坡处滑塌，使得湖盆低洼地区形成大面积多期叠置的浊积扇体（郝松立等，2016；张晓辉等，2020）.因此，长7₁亚段源储结构的分布与沉积过程存在密不可分的关系.源夹储型源储结构的砂地比介于10%~40%，为典型的泥包砂结构，其源岩厚度占地层总厚度的比例（源地比）较高（图4a），储层为水下分流河道砂体，表现出砂质碎屑流的特征，包裹于湖相泥岩中，该类型主要发育在研究区西南与东北部（图4c）.源储互层型的砂地比介于40%~60%，细粒沉积物向湖盆中心进积的过程中，水动力减弱导致沉积的河道砂岩体增厚，与湖相泥岩之间转变为近似等间距叠置沉积的特征.储夹源型源储结构的砂地比达到60%以上，厚层致密砂体为细粒碎屑物从陡坡带向下滑塌形成的浊积砂体，在湖盆低洼处纵向、横向叠置，呈现出砂包泥的特征，主要在研究区中部沿东南‒西北向呈条带状分布（朱筱敏等，2013）（图4b~4c）.另外，孔隙度、油气产量与源储结构平面分布的耦合关系指示了油藏的发育与源储结构的分布密切相关，在储夹源型与源储互层型源储结构中发现大量致密砂岩油藏，而源夹储型中仅发育少量油藏（图4c~4d和图5），这进一步说明源储结构对油气富集具有一定的控制作用.以上对源储结构特征的讨论，印证了该划分方案能包含各项地质条件的信息，为后续解剖源储结构内部的差异奠定了基础.

4 源储结构烃源岩特征及差异

4.1　长7₁亚段泥岩与页岩特征

有机质是油气生成的物质基础，生烃层系中富有机质烃源岩对油气田的形成具有重要作用，因此烃源岩品质、生烃潜力与成熟度控制了其供烃能力（杨华和张文正，2005；范柏江等，2021）.因此，将长7₁亚段烃源岩分为暗色泥岩与黑色页岩进行统计，结果表明暗色泥岩TOC为0.27%~4.12%，平均TOC为1.42%（图6a）.黑色页岩TOC介于0.61%~19.97%，均值为5.96%，超过70%的样品TOC含量高于2%，表现出优质烃源岩的特征（图6a）.从单井TOC的分布来看，页岩段的TOC明显高于泥岩段（图6d）.湖盆中的有机质来源主要为低等水生生物与陆源有机质（罗曦等，2015），暗色泥岩有机质类型以Ⅱ₂型为主，黑色页岩主要为Ⅱ₁型和Ⅰ型有机质（付锁堂等，2020）（图6b）.烃源岩的埋深在研究区基本相近，长7₁亚段泥岩与页岩的R _o分别介于0.65%~1.04%和0.65%~1.01%，均处于成熟阶段（图6c）.整体来看，由于泥岩与页岩间有机质丰度和母质类型的显著差异，导致在同等热演化程度下，泥岩和页岩呈现出不同的生排烃能力.

通过生烃热模拟的结果可揭示泥岩与页岩的生排烃能力，结果表明黑色页岩和暗色泥岩均具有明显的“生烃窗”，但黑色页岩的生烃时间集中，最大累计生烃量为600 mg/g（图7a）；暗色泥岩生烃持续时间长，但累计生烃量低于黑色页岩，最大约为230 mg/g（图7b）.由于生烃量与烃源岩成熟度、TOC密切相关，因此根据Hou et al.（2020， 2022）针对鄂尔多斯盆地长7段提出的残留烃量计算公式与建立的累计生烃量图版可估算出不同TOC的烃源岩在各成熟度下的生排烃量，进而定量分析暗色泥岩与黑色页岩之间的生排烃差异，其残留烃量与排烃量计算公式如下：

\begin{array}{l}R{Q}_{\mathrm{o}\mathrm{g}}=Q_{\mathrm{t}\mathrm{g}\mathrm{o}}\times R{P}_{\mathrm{o}}=\left(f_{\mathrm{1}}\times {\mathrm{e}}^{c_{\mathrm{2}}\times R_{\mathrm{o}}}\times R_{\mathrm{o}}^{c_{\mathrm{3}}}\right)\times \\ TOC+f_{\mathrm{2}}\times {\mathrm{e}}^{c_{\mathrm{2}}\times R_{\mathrm{o}}}\times R_{\mathrm{o}}^{c_{\mathrm{3}}}\end{array}，（1）

Q _eo=Q_{\mathrm{t}\mathrm{g}\mathrm{o}} - R Q_{\mathrm{o}\mathrm{g}}，（2）

其中，Q _tgo为总生油量或最大生油量，mg/g；RP _o为残余生油潜力，%；Q _eo为总排烃量，mg/g；R _o为镜质组反射率，%；RQ _og为残余生油量，mg/g；TOC为页岩总有机碳含量，%；c ₂、c ₃、f ₁、f ₂为常数，分别为 -5.23、1.87、419.02、-169.81；e是自然对数的底.

计算结果显示烃源岩的生烃量及排烃量均随着模拟温度（成熟度）的升高逐渐增加，在低熟阶段（R _o<0.68%）时，黑色页岩总生排烃量低于暗色泥岩，但在成熟阶段（R _o>0.68%），黑色页岩的总生烃量及排烃量明显高于暗色泥岩，此阶段页岩的累计生排烃量约为泥岩的2~3倍（图7c、7e）.这说明暗色泥岩与黑色页岩的生烃高峰不一致，并且产烃率相差较大，其原因是生烃母质的差异导致页岩的反应活化能高于泥岩，页岩的生油母质以低等水生生物为主，具有更强的生烃能力.从生排烃量与源岩TOC的关系来看，泥岩与页岩的累计生排烃量与TOC均具有明显的正相关关系，泥岩整体生排烃量低于黑色页岩，表明暗色泥岩中的有机质多为陆生植物贡献的碳质，生油能力较弱，而页岩中的大部分有机质能在成熟阶段反应转化为烃类物质（图7d、7f）.在对成藏的贡献作用上，长7段单位质量黑色页岩的排烃能力大致是单位质量暗色泥岩排烃能力的1.8倍（高永亮等，2019）.暗色泥岩与黑色页岩生排烃能力的差异根本上是由源岩的沉积环境所决定的，因此在长7₁亚段各类源储结构中的烃源岩类型会直接影响内部致密油的富集程度.

4.2　源储结构的烃源岩差异

不同源储结构发育于不同的沉积相带中，其伴生的烃源岩岩性、厚度和品质会存在差异.因此，在明确了暗色泥岩与黑色页岩特征差异的基础上，笔者进一步解剖了源储结构内部烃源岩的发育特征和差异.首先，源储结构之间烃源岩总厚度和单层厚度差异最显著（图8a~8b）.源夹储型由于发育在半深湖‒深湖相中，其烃源岩总厚度介于9.9~ 27.2 m，均值为15.2 m（表1），具有较高的烃源岩总厚度和单层厚度；其次为源储互层型，该类型位于湖相泥岩与砂体的过渡带，其内部烃源岩厚度向湖盆中心减薄（图8a~8b和图4a）；储夹源型具有较低的源岩总厚度与单层厚度（表1和图8a~8b）.鉴于暗色泥岩与黑色页岩在生烃能力上的差异，通过统计各源储结构类型中的泥地比（泥岩总厚度/源储结构地层总厚度）和页地比（页岩总厚度/源储结构地层总厚度）来侧面反映各类型结构的生排烃能力，结果显示源储结构的泥地比和页地比从高到低排序为：源夹储型、源储互层型、储夹源型（表1），表明源夹储型的烃源岩在自源短距离充注过程中能提供更多的烃类，而储夹源型的烃源岩对临近砂体的供烃能力相对较弱.同样地，各类源储结构的烃源岩评价参数（TOC、S ₁ +S ₂和HI）也表现出相同的变化关系，即源夹储型>源储互层型>储夹源型（图8c~8e，表1）.这说明源储结构中烃源岩的厚度、泥页岩发育比例和源岩品质的发育规律是一致的，即源夹储型源储结构具有较厚的优质烃源岩，而储夹源型的烃源岩质量较差，且厚度较薄.因此，不同源储结构中的烃源岩会影响致密砂岩的含油性，但内部的致密油富集程度还需要考虑致密砂岩物性与临近源岩生排烃能力的耦合关系.

5 致密砂岩源储结构与含油性的关系

5.1　不同源储结构的含油性

本次研究中采用油气充注强度（I _oI）（姚泾利等，2019）、含油饱和度（S _o）和油层数/砂层数来表征不同源储组合中致密砂岩油气富集程度，油气充注强度（I _oI）的计算公式如下：

I_{\mathrm{o}\mathrm{I}} = ( k \times H_{\mathrm{o}} ) / H_{\mathrm{t}},（3）

其中，k为油气显示系数，基于测井解释级别进行取值，油层、含油水层、差油层和干层的系数k分别为1、0.5、0.3和0.2；H _o为油层总厚度，m；H _t为砂层总厚度，m.

采用砂岩试油结论和含油性表征参数对研究区的含油性进行定量表征，结果表明：不同源储结构之间的含油性存在差异.源夹储型平均充注强度为0.29，平均含油饱度S _o为24.9%，含油砂体层数占比均值为85%，其油层数占比为13%，差油层数占比为44%，干层数占比32%；源储互层型平均充注强度为0.31，含油饱度S _o均值为42.59%，含油砂体层数占总砂体层数的74%，其试油结果显示油层、差油层和干层数分别占21%、42%和26%；储夹源型源储组合平均充注强度为0.36，平均含油饱度S _o为35.23%，含油砂体占比为52%，其油层数占比23%，差油层与干层分别占21%和48%（图9）.

5.2　源储耦合控制下的含油性差异

三类源储结构的含油性特征表明，储夹源型的充注强度略高于其余两类源储结构类型，但差异较小，试油结果中油层数的占比也证明了储夹源型的充注强度相对较高.源储互层型整体上具有较高的含油饱和度，而源夹储型的含油饱和度较低，但油层数占比较高.该现象是由于厚层优质烃源岩为临近的致密砂体提供了充足的烃类来源，但随着源地比的降低，烃源岩的品质也随之降低，使得源岩生成排出的烃类有限，无法满足邻近逐渐变厚的砂体，导致源夹储型到储夹源型的含油砂层数占总砂体数的比率降低.

致密砂岩中油气富集在储层孔隙中，储层的优劣对致密油的含油性具有影响.不同源储结构的实测物性表明，储夹源型源储结构中的孔隙最为发育，孔隙度为4.2%~11.7%，均值为9.4%，孔隙度大于6%的样本占90%，渗透率分布于0.02~0.53 mD，平均值为0.16 mD.储源互层型的储层物性次之，孔隙度大于6%的占比为80%，其平均孔隙和渗透率分别为8.6%和0.12 mD.源夹储型的砂岩储层实测孔隙度介于4.0%~8.6%，仅有约60%的样品孔隙度大于6%，并且其渗透率均值为0.09 mD，储层物性明显次于其余两类.该结果与前人对该地区不同源储结构中砂体物性的分析结论一致，即储夹源型的储层物性最优，源储互层型次之，源夹储型较差（王福伟等，2022）.通常致密砂岩良好的储层物性能为油气提供充足的储集空间，但从源储结构砂体物性与含油性的耦合关系来看，在多个单井的储夹源型中存在优质储层对应低充注强度、低含油饱和度和低含油砂体占比的特征，例如西245、宁11、正70等（图10），这说明源储结构的含油性不仅受到储层物性的控制，还需要考虑内部烃源岩的生排烃能力.

因此，选取砂岩含油饱和度（S _o）、砂岩孔隙度（φ）和烃源岩有机质丰度（TOC）三个参数，定量确定影响致密砂岩含油性的下限值，结果表明源储互层型源储结构的砂岩储层孔隙度和渗透率满足致密油“甜点”地质条件（王福伟等，2022）（图10a~10b），内部烃源岩生排烃能力中等（表1）.在烃源岩TOC较低时，S _o随着φ增大而增大的变化速率慢，说明在烃类供给不足的情况下，仅有少部分孔隙中聚集了石油，孔隙空间的增大反而可能降低整体的S _o.当烃源岩品质较好时，S _o随着φ的增加表现出快速升高的特征.在φ>6%和TOC>1%时，该源储结构中具有较高且稳定的含油性，平均含油饱和度大于40%（图9，图10d和图11a），并且，烃源岩与储层近似等厚互层的叠置关系可提高致密油的充注聚集效率（图12）.储夹源型的S _o变化规律与源储互层型一致，砂岩孔隙度大部分大于6%（图10a和图11c），是潜在的致密油富集“甜点”，但其结构内部烃源岩的生排烃能力较弱，源岩单层厚度薄（图8），导致储夹源型的含油性差异较大，含油饱和度介于13%~53%，当φ>6%和TOC>0.5%时，该类源储结构的含油性表现出明显的增高（图11c），说明源岩的烃类供给能力对含油性的影响较大.源夹储型中的源岩具有较强生排烃能力（表1），但砂岩储层的孔隙度普遍低于致密砂岩油层“甜点”物性条件（孔隙度>6%）（图10a），使得源夹储型的平均含油饱和度约为25%，含油性相对较低（图10和图12）.仅当TOC>2.5%，φ>5%时，源夹储型源储结构的致密砂岩S _o大于25%（图10d和图11b），可使致密储层中连通性较好的部分孔喉富集油气.

因此，对于自源充注、近源成藏的致密砂岩，不同源储结构中烃源岩与储层的配置关系控制了含油性的差异，其根本上是由不同沉积环境中烃源岩和储层的发育模式控制，而源储结构是一个能包含沉积环境、储层和烃源岩特征的有效地质单元.总的来说，源储互层型砂岩储层孔隙度大于6%，烃源岩生排烃能力中等，使其具有稳定且较高的含油性.储夹源型中优质储层与较差烃源岩相匹配，导致其含油性低于源储互层型，但当TOC>0.5%和φ>6%时，储夹源型的含油性快速增高.尽管源夹储型烃源岩生排烃能力强，但较低的储层质量使得其内部的油气富集程度较低.

6 结论

（1）研究区主要发育源夹储型、源储互层型和储夹源型3种源储结构，其中源夹储型主要发育在研究区西南与东北部，以半深湖‒深湖相为主；源储互层型表现为烃源岩与砂体等间距叠置沉积的特征，分布于浊积砂体与半深 湖‒深湖相泥岩之间；储夹源型呈现出砂包泥的特征，在研究区中部沿东南‒西北向呈条带状分布.在储夹源与源储互层型源储结构中发现大量致密砂岩油藏，仅在部分源夹储型中发育油藏.

（2）沉积环境和生油母质的差异导致黑色页岩的生烃率和排烃率明显高于暗色泥岩.源储结构中泥页岩的差异使得高源地比的源夹储型源储结构具有最优的自源供烃条件，而源储互层型次之，储夹源型相对较差.

（3）源储结构中烃源岩品质与储层物性的匹配关系控制了其内部致密油的差异富集.其中，优质储层与中等品质源岩交互叠置的空间配置关系使得源储互层型的含油性较高且稳定.储夹源型中供烃能力较差的烃源岩导致优质储层的含油性次之，在TOC>0.5%和φ>6%时内部的含油性显著升高.源夹储型含油性较低的直接原因是内部较差的储层无法提供有效的储集空间.

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