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鄂尔多斯盆地中西部姬塬油区延长组中下组合(尤其长9)的油源及其成藏模式是近年来的热点问题。本次研究选择姬塬油区东南部铁边城区块延长组中下组合为研究对象，在钻井岩心观察、测井解释、沉积岩相和烃源岩及原油样品分析的基础上，通过泥岩有机碳丰度(TOC)测井解释和过剩压力计算，分析揭示了研究区主要目的层段的烃源岩条件和源-储压差驱动力及其油气运移驱动方向，进一步结合油-源对比分析，综合探讨了延长组中下组合的油-源关系及其供烃模式。主要取得如下成果认识：
（1）岩心观察和测井解释及其沉积岩相类型分析结果表明，铁边城区块自北向南延长组长7主要发育浅湖-半深湖亚相沉积，长8主要发育三角洲前缘亚相和局部前三角洲亚相沉积，长9主要发育三角洲前缘亚相沉积和局部前三角洲或浅湖亚相沉积。
（2）烃源岩有机地化分析、有机碳丰度(TOC)测井解释及烃源岩厚度和TOC编图分析结果表明，铁边城区块长7烃源岩岩性包括油页岩和暗色泥岩，平均厚度为21.6m，干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ1型，达到成熟阶段，TOC平均值为3.9%，是研究区最好的烃源岩；长8泥岩厚度小且不连续，TOC值低，为非-差烃源岩级别，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型，达到成熟阶段；长9暗色泥岩烃源岩平均厚度为5.4m，干酪根类型为Ⅱ2型，达到成熟阶段，TOC最大值为1.7%，平均值为0.97%，达到中等烃源岩的级别。
（3）过剩压力计算分析结果表明，研究区长7、长8、长9平均过剩压力分别为16.8MPa、12.2MPa、12.3MPa；主力烃源岩层长7与长8、长9储层之间的过剩压差分别为1.4~6.8MPa(平均4.5MPa)和1.8~7.4MPa(平均4.6MPa)，表明长7烃源岩层与长8、长9储层之间具备源-储压差驱动力条件；次要烃源岩层长9与长8储层过剩压差分布在-1.7~2.2MPa（平均0.1MPa），因而不具备长9烃源岩向长8储层供给油气的驱动力条件。
(4)油-源对比及其与烃源岩和源-储压差驱动力条件等的综合分析认为，研究区长7和长8油层组的原油来自长7烃源岩贡献；长9油层组的原油主要来自长7油页岩贡献，也存在长9暗色泥岩烃源岩的贡献。研究区长8油层组主体受控于长7主力烃源岩的“单源供烃”模式，长9油层组则显示为长7与长9烃源岩复合的“二源主次供烃”模式。
（1）岩心观察和测井解释及其沉积岩相类型分析结果表明，铁边城区块自北向南延长组长7主要发育浅湖-半深湖亚相沉积，长8主要发育三角洲前缘亚相和局部前三角洲亚相沉积，长9主要发育三角洲前缘亚相沉积和局部前三角洲或浅湖亚相沉积。
（2）烃源岩有机地化分析、有机碳丰度(TOC)测井解释及烃源岩厚度和TOC编图分析结果表明，铁边城区块长7烃源岩岩性包括油页岩和暗色泥岩，平均厚度为21.6m，干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ1型，达到成熟阶段，TOC平均值为3.9%，是研究区最好的烃源岩；长8泥岩厚度小且不连续，TOC值低，为非-差烃源岩级别，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型，达到成熟阶段；长9暗色泥岩烃源岩平均厚度为5.4m，干酪根类型为Ⅱ2型，达到成熟阶段，TOC最大值为1.7%，平均值为0.97%，达到中等烃源岩的级别。
（3）过剩压力计算分析结果表明，研究区长7、长8、长9平均过剩压力分别为16.8MPa、12.2MPa、12.3MPa；主力烃源岩层长7与长8、长9储层之间的过剩压差分别为1.4~6.8MPa(平均4.5MPa)和1.8~7.4MPa(平均4.6MPa)，表明长7烃源岩层与长8、长9储层之间具备源-储压差驱动力条件；次要烃源岩层长9与长8储层过剩压差分布在-1.7~2.2MPa（平均0.1MPa），因而不具备长9烃源岩向长8储层供给油气的驱动力条件。
(4)油-源对比及其与烃源岩和源-储压差驱动力条件等的综合分析认为，研究区长7和长8油层组的原油来自长7烃源岩贡献；长9油层组的原油主要来自长7油页岩贡献，也存在长9暗色泥岩烃源岩的贡献。研究区长8油层组主体受控于长7主力烃源岩的“单源供烃”模式，长9油层组则显示为长7与长9烃源岩复合的“二源主次供烃”模式。