蕴含丰富油气资源的致密油藏近年来已成为石油勘探与开发的热点和重点。受沉积环境多变的影响,宏观尺度上致密油藏源储关系多样,多表现为“源储近邻”、“源储共生”等,微观尺度上致密油储层的孔喉结构也具有较大的差异性和非均质性,因此致密油藏的储层品质及甜点区的评价参数与常规油藏大不相同。鄂尔多斯盆地三叠系延长组蕴含着丰富的致密油资源,长7油层组发育典型的“源储共生”型致密油藏,目前关于此类型致密油藏甜点区评价的研究相对较少,仍处于探索阶段,缺乏明确的评价参数和标准。本次研究以区域勘探背景调研和岩心观察为基础,综合应用铸体薄片、阴极发光实验、扫描电镜、粒度分析、全岩及粘土矿物X衍射、常规压汞、恒速压汞、核磁共振实验、三维CT扫描及油水相渗等一系列实验测试手段,对研究区长7油层组致密砂岩储层特征、成岩作用、储层微观结构、渗流特征及过剩压力进行系统研究,并在此基础上开展致密油藏甜点评价,旨在探索和深化“源储共生”型致密油藏甜品评价的新方法。研究区长7油层组发育三角洲前缘亚相和前三角洲亚相沉积,砂体呈北东-南西向朵状延伸,多期叠置发育,水下分流河道和河口砂坝砂体物性好,是主要的储集砂体,平均孔隙度7.9%,平均渗透率0.37 m D,属于典型的特低孔-致密砂岩储层。储层岩性以细粒长石砂岩为主,含少量的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,岩屑主要为变质岩岩屑。胶结物主要包括粘土矿物、碳酸盐矿物、石英次生加大边;粘土矿物中绿泥石含量最高,其次为高岭石和伊利石;碳酸盐类主要以方解石为主,多呈连晶状充填在孔隙中。储层主要孔隙类型为溶蚀粒间孔和粒内溶孔,残余粒间孔、晶间孔、微裂隙较少。研究区内共发育5种成岩相带,绿泥石薄膜-长石溶蚀相主体发育在水下分流主河道内,孔隙类型以溶蚀粒间孔、粒内溶孔为主;长石溶蚀-粘土矿物弱胶结相在研究区发育最广泛,主体分布在三角洲前缘水下分流主河道内,孔隙类型主要是粒内溶孔和溶蚀粒间孔;粘土矿物强胶结相沿着河道砂体边部带状分布;方解石胶结致密相断续、零星发育在水下分流河道内;泥质压实相主要发育在水下分流间湾、河道侧翼等沉积环境中。研究区储层平均喉道半径和主流喉道半径均与渗透率具有较高的正相关性,储层可动流体饱和度受最大孔喉半径、最大喉道半径和孔喉配置关系影响明显,可动流体分布与最大喉道半径及分选系数具有较高的正相关性,说明储层渗流能力主要受控于喉道的发育及良好的孔喉配置,是储层内部喉道网络的综合反映。根据储层微观结构及其渗流特征响应,研究区储层可以分为4类,Ⅰ类为低排驱压力-细孔细喉道-高可动流体-弱油水干扰型储层,成岩相类型为绿泥石薄膜-长石溶蚀相,发育溶蚀粒间孔和粒内溶孔,孔喉配置关系较好;Ⅱ类为中排驱压力-细微孔细喉道-中等可动流体-较弱油水干扰型储层,成岩相为长石溶蚀-粘土矿物弱胶结相,孔隙类型主要是粒内溶孔和溶蚀粒间孔;Ⅲ类为中高排驱压力-微细孔微细喉-低可动流体-较强油水干扰型储层,成岩相类型为粘土矿物强胶结相,孔隙类型主要是粒内溶孔、晶间孔;Ⅳ类为高排驱压力-微孔微喉-低可动流体-强油水干扰储层,成岩相类型主要为方解石胶结致密相、泥质压实相,储层微观结构复杂,渗流能力最差。研究区长7油层组普遍发育过剩压力,主要由泥岩欠压实作用所引起,过剩压力基本大于4 MPa,平均为9.2 MPa,局部区域可达14.3 MPa;源储间过剩压差是石油运移的主要动力,当源储压差大于储层毛管阻力3.96 MPa时,生成的石油便可以突破源储界面并优先进入压力较小的储层。在优质烃源岩发育的背景下,储能系数和有效源储压差是致密油藏甜点评价的重要标准,优质储集层和有效源储压差共同控制了致密油甜点的分布。