以鄂尔多斯盆地新安边油田长7段为研究对象,综合应用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、氮气吸附、核磁共振等实验,开展了储层微观孔喉结构表征;借助生烃增压实验分析及理论计算,剖析了研究区生烃增压演化;利用包裹体PVTsim和盆地模拟法恢复了储层古压力;在储层物性演化基础上揭示了充注阻力演化特征,并以致密油充注动阻力平衡关系为理论基础,探讨了致密油充注动力学机制,建立了致密油充注模式。结果表明,研究区长7储层以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主,主要发育残余粒间孔、溶蚀孔及黏土晶间孔,根据储集空间组合关系将长7储层划分为粒间孔-溶孔主导型、溶孔-晶间孔主导型和晶间孔主导型,三者主力孔喉半径分别介于0.04~3μm、0.01~0.8μm和0.003~0.4μm。基于高压压汞、核磁共振相结合对孔隙连通性和优劣性的划分与计算,揭示出上述三类储层优势连通孔隙平均体积分数为35%、26%和11%。生烃增压演化研究结果显示,研究区长7烃源岩自侏罗纪末期开始发育生烃超压,于早白垩世末(100Ma)达到最大生烃增压量28.4MPa,对应地层压力峰值为59.4MPa。储层古压力恢复结果表明,研究区长7致密储层自早白垩世早期(140Ma)开始发育超压,于早白垩世末期(100Ma)达到最大剩余压力17MPa,对应地层压力峰值约48MPa。结合破裂压力计算结果,明确了主充注期(132~100Ma)源储界面充注动力介于17~27MPa、储层内部充注动力介于5~17MPa。毛细管阻力计算结果表明,粒间孔-溶孔主导型、溶孔-晶间孔主导型和晶间孔主导型储层在主充注期(132~100Ma)的阻力大小分别介于0.056~10.22MPa、0.035~14.76MPa和0.099~18.35MPa。依据致密油充注动、阻力平衡关系,建立了充注孔喉下限动力学模型,揭示致密油充注动、阻力的变化决定了储层有效储集空间分布,并进一步建立了研究区长7致密油充注模式,认为致密油充注经历了常压—储层早期致密(侏罗纪末期前,220~145Ma)、超压积累—油气开始充注(早白垩世早期,145~132Ma)、超压裂缝形成—致密油主要充注(早白垩世中晚期,132~100Ma)和构造抬升泄压—致密油充注终止(早白垩世末—至今,100~0Ma)等四个阶段;受充注动力、阻力的平衡关系控制,各充注阶段致密油在不同类型储层中的充注规模存在较大差异。