鄂尔多斯盆地延长组长7致密油资源丰富,主要位于原型湖盆中心部位,湖盆中部成为致密油勘探评价的有利目标。近年来,该层位致密油勘探获得了较大突破,鄂尔多斯盆地东南部地区目前已有几个有利含油区已投入开发,探井、开发井的测井、录井、试油、试采、分析测试等基础性资料较多,是分析鄂尔多斯盆地长7致密油形成机制与油气富集规律的理想区域。本文以鄂尔多斯盆地东南部勘探程度较高且已投入开发的P地区延长组长7为解剖对象,通过致密油形成条件、形成机制与富集主控因素等研究,以期更进一步认识鄂尔多斯盆地致密油的形成过程,为致密油勘探提供指导。本次研究主要利用岩心、测井、分析测试及区域背景资料等确定沉积相类型并分析沉积相展布特征。主要通过铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、高压压汞等分析测试,来分析储层的岩石学特征、储层微观孔喉特征,进而建立成岩演化序列,通过物性反演确定储层致密化过程。利用测井、录井、试油试采及分析测试等资料分析目的层系储层四性关系,并确定有效厚度下限标准,综合解释研究区目的层油层的分布,总结致密油的空间分布特征。致密油形成机制分析主要利用流体包裹体分析测试技术来分析成藏期次,进而分析石油充注与储层致密化关系；利用声波时差反演计算古压力,结合各类毛细管阻力计算来综合分析致密油运聚的动力学过程；通过前人研究成果、研究区岩心和微观薄片等资料总结研究区长7石油运移通道类型。最后将致密油形成地质条件、形成过程及致密油分布在时间和空间上进行耦合,进而优选出致密油分布的主控因素,提炼总结出该种类型致密油的形成模式,并指出长7致密油的勘探方向。研究认为,(1)研究区长7储层岩性主要为浅灰色细粒长石砂岩或岩屑长石砂岩,砂岩主要矿物成分为长石,次为石英,再者为岩屑；填隙物含量较高,主要由泥质杂基和碳酸盐类、粘土岩类和硅质等胶结物。研究区长7储层目前处于中成岩阶段A期。储层孔隙度主要分布在3%-10%之间,平均为6.29%,渗透率主要分布在(0.03～0.70)×10-3μm2之间,平均值为0.30×10-3μm2；面孔率普遍较小,主要分布在0.5%-2.5%之间,平均1.2%；主要储集空间为剩余粒间孔,次为溶蚀孔,总体为超低渗～致密砂岩储层。杂基等塑性物质含量偏高,粒度偏细等沉积作用,另有强烈的压实作用、较强的碳酸盐、粘土岩类等胶结作用和相对较弱的溶蚀作用为储层致密化的主要受控因素。(2)侏罗纪末期大部分储层(主要是Ⅳb类、V类储层)孔隙度开始降低到12%,储层开始大面积致密化；早白垩世早期除了研究区最好的部分Ⅳ。类储层外绝大部分储层已形成了致密化；白垩世中晚期和晚白垩世早、中期Ⅳ。类储层物性略有降低,晚白垩世晚期储层物性仍有下降,储层孔隙度普遍又降低1-2%左右。当油气开始充注的早白垩世早期普遍储层已出现了致密化,在大量油气充注的早白垩世中晚期和晚白垩世晚期大部分储层处于致密化状态。研究区长7油气成藏具有先致密后成藏的特征。(3)关键成藏时期靠浮力为主要动力时,石油在Ⅳa、Ⅳb储层(V储层基本不含油)中大规模运移时克服平均孔喉毛管阻力需要的油柱高度分别约为152.8m、180.5m,而该时期地层较为平缓,砂体展布需要10.3km才能形成180.5m的油柱高度。实际资料显示研究区长7储层的单砂体一般在5-25m,最大厚度也仅有40m左右,且砂体展布远远不足10.3km。因此,仅靠浮力难以形成现今致密油藏。研究发现研究区最重要的运移动力应为源储过剩压力差,浮力的作用有限,在这些动力作用下,油气只能发生短距离的二次运移,形成距离油源较近的致密油藏。(4)研究区长7致密油富集的主要控制因素为广泛分布的优质油源岩、良好的源储配置关系、相对优质砂体和裂缝、良好的封盖条件等。研究区长7致密油形成模式总结为：广泛发育的长73优质油源岩不断的排出石油,沿长73和长72大面积源储接触面或裂缝直接进入到位于其上的长72储层中,继续沿着连续性相对高孔渗优质砂体或裂缝通道发生运移,直至进入长7’储层中,在运移通道上遇到更为致密砂体或泥岩遮挡层发生聚集,形成诸多薄油层叠置连片的准连续分布。鄂尔多斯盆地长7致密油藏的勘探应重点放在优质烃源岩、优质沉积相带等主控因素的复合叠置区域。