随着常规资源潜力的下降，以致密油、致密气为代表的难采储量在中国剩余未动用储量中的占比逐年提高，致密油气的高效勘探和开发也成为维持老油田持续稳产的关键^[1]。中国致密油主要发育于鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地和准噶尔盆地等稳定、宽缓的坳陷湖盆^[2]，大面积的致密储层与下伏优质烃源岩紧密接触、或与优质烃源岩互层式接触，形成“上生下储”或“自生自储”的成藏组合，油气经短距离运移即可在致密砂岩中聚集^[3-4]。白垩系泉头组四段（泉四段）扶余油层是松辽盆地主要的致密油层，被上覆青山口组一段（青一段）优质烃源岩包裹，为典型的“源下型”致密油^[5-6]，储层物性差、油气充注阻力大，明显区别于三叠系延长组7段和古近系沙河街组等典型致密油。松辽盆地已发现的致密油主要集中在长垣东部和三肇凹陷^[7]，长垣以西地区虽然烃源岩厚度大、供烃条件更优越，4次资源评价长垣以西致密油资源量高达11.84×10¹² t，但勘探却迟迟未获突破，仅发现0.16×10¹² t的探明储量，剩余潜力较大，是油田下步规模增储的重点领域^[8]。

葡萄花油田位于古龙凹陷西部的正向构造，在源内、近源和远源区发育岩性、断层-岩性及断背斜等多类型圈闭，是长垣以西地区重要的致密油富集区，长期以来油气勘探和开发集中在上白垩统姚家组萨尔图、葡萄花油层，以往对泉四段研究集中在致密储层成因^[9]、成藏特征和勘探潜力^[10]、储层评价^[11]，且这些研究以小范围区块为主，对葡萄花油田泉四段致密油成藏条件和整体富集规律缺乏系统研究。近年来，随着上部浅层常规油气资源潜力下降，位于青一段烃源岩下部的泉四段致密油引起广泛重视^[12-13]，尤其是P314，P333和P38等多口井在泉四段试油均获高产，证实长垣以西致密油较大的资源潜力。虽然该区泉四段砂体分布广、油层钻遇率高，但储层致密、非均质性强，各井区间含油面积、试油产能程度差异大，如深凹区的P58，A9和A10井均获高产，但相邻的A9-4和A294-48等井试油均为干井，位于构造高部位的P481，P36井试油仅获低产，这些风险井的失利表明葡萄花油田致密油成因复杂，油气在大面积聚集的同时局部富集，油、水井相间分布。开发实践也表明，葡萄花油田致密油藏类型多样、不同类型油藏丰度差异大，油气富集不仅受烃源岩、异常高压和储层物性等因素影响，断层、分流河道及有利圈闭配置关系也对致密油分布具有重要影响。因此，在明确成藏条件、油藏特征的基础上，建立不同地区差异化的致密油成藏模式，成为提高葡萄花油田致密油勘探效率的关键。

通过对葡萄花油田白垩系泉四段致密油层的烃源岩、储层特征、输导通道和异常高压等有利成藏条件进行精细刻画，明确致密油藏类型和分布，建立各构造单元差异化成藏模式，以期为该区致密油勘探目标优选提供地质依据。

葡萄花油田位于松辽盆地大庆长垣南部（图 1a），北接太平屯背斜，南至敖南鼻状构造，东西两侧分别为松辽盆地北部最主要的沉积、沉降中心三肇凹陷和古龙凹陷。研究区为一个西陡东缓、向南倾没的断鼻构造，可分为葡南鼻凸、头台鼻凸和茂兴向斜等3个次级构造；上白垩统自下而上划分为泉头组三段（泉三段）、泉头组四段（泉四段）、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组与明水组。泉四段沉积时期，松辽盆地气候干旱、地形平坦，发育多个大型浅水三角洲，葡萄花油田位于葡西、高西浅水三角洲西部，以三角洲前缘沉积为主（图 1b），其中葡西鼻凸、头台鼻凸以发育水下分流河道、水下决口扇和分流河道间微相为主，树枝状、扫帚状水下分流河道单期砂体厚度为2~5 m，平面上多期河道彼此交切成渔网状、栅格状，叠置厚度为4~12 m的连续状砂体是致密油主要储集体类型，自西南向茂兴向斜渐变为滨浅湖灰色、深灰色泥岩。泉四段扶余油层为厚层状灰白色、灰色细砂岩、粉砂岩夹薄层灰色泥岩、粉砂质泥岩，自上而下分为FⅠ，FⅡ和FⅢ等3个油层组，与上覆青一段灰黑色页岩组成“上生下储”的成藏组合，是该区主要的致密油含油层位，油气集中在上部FⅠ和FⅡ油层组。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系泉四段沉积相图（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Sedimentary facies of the 4th member of Quantou Formation in Putaohua Oilfield(a)and comprehensive stratigraphic column of Cretaceous(b), northern Songliao Basin

葡萄花油田泉四段致密油主要来自古龙凹陷青一段的半深湖—深湖相烃源岩，该套烃源岩埋藏深度为1 800~2 200 m，厚度为45~85 m，179块样品测试结果表明，其有机质丰度高，TOC值为1.06%~8.93%，深凹区TOC值更是普遍大于3.00%，平均为3.28%，氯仿沥青“A”为0.12%~1.45%，平均为0.42%，属于好—很好烃源；R_o一般大于1.20%，处于大量生油的成熟阶段，高成熟的优质烃源岩生烃强度为（400~800）×10⁴ t/km²，其中凹陷西南部生烃强度大于700×10⁴ t/km²，最高可达963×10⁴ t/km²。葡萄花油田上覆青一段烃源岩埋藏深度为1 200~1 600 m，R_o为0.6%~1.0%，处于低成熟—成熟阶段，生烃强度普遍小于100×10⁴ t/km²（图 2）。葡萄花油田紧邻古龙凹陷南部生烃中心，青一段高成熟烃源岩生成的油气沿断层、砂体等输导通道，自古龙凹陷向位于东部高部位的葡萄花油田运移，不仅为泉四段致密油提供了充足的油源，也从宏观上控制了致密油的分布^[14]，已发现的油藏均紧邻生烃中心，呈环带状分布。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系青一段烃源岩成熟度（a）、生烃强度（b）与致密油藏分布 Fig. 2 Maturity(a)and hydrocarbon generating intensity(b) of source rock and their relationship with tight oil distribution in the 1st member of Cretaceous Qingshankou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

泉四段沉积时期，多期次的水下分流河道交汇、叠置，在葡萄花油田形成大面积的连续砂体，为致密油的富集、成藏提供了充足的储集空间^[15]。泉四段砂体厚度为4~12 m，东部葡南鼻凸和头台鼻凸以水下分流河道为主，砂体连续、厚度普遍大于10 m；西部茂兴向斜砂体分布零散，厚度为4~6 m，局部河口砂坝和决口扇砂体厚度为5~8 m。泉四段致密油储层物性差、非均质性强，孔隙度主要为5.15%~14.65%，平均为8.86%，渗透率为0.05~ 2.85 mD，普遍小于1.00 mD，平均为0.78 mD。含油性受物性控制明显，含油和油浸样品孔隙度普遍大于14.00%，渗透率普遍大于1.00 mD；当孔隙度小于10.00%，渗透率小于0.10 mD时，储层致密、油气充注阻力增大，油气难以进入，基本无含油显示^[16-17]。

平面上，油藏受孔隙度大于10%的有利储层控制明显。葡南鼻凸埋藏浅、储层物性最好，孔隙度为10%~18%，有利储层连续，油藏呈大面积、连续分布，且试油产能与储层物性呈正相关关系，孔隙度大于12%的井，如P333，P311和P31井试油产能普遍大于8.00 t/d，最大可达19.24 t/d（图 3）。头台鼻凸埋藏深度较大、物性次之，孔隙度为8%~12%，有利储层面积较小，油气分布零散，大部分油井孔隙度大于10%，仅P363井—P361井砂体连续、物性好，含油面积较连续。茂兴向斜埋藏深度较大、物性差，有利储层不发育，孔隙度普遍小于8%，仅少数钻遇优质储层的井产能较高，如P58，A9和A10井。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系泉四段孔隙度与含油面积关系 Fig. 3 Relationship between porosity and oil bearing area of the 4th member of Cretaceous Quantou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

研究区泉四段与古龙凹陷青一段烃源岩组成“上生下储型”成藏组合，断层是青一段油气运移至下伏泉四段致密砂岩的主要通道^[18]。根据形成时间和断穿层位，将葡萄花油田断层分为坳陷早期断层（Ⅰ类）、稳定坳陷期断层（Ⅱ类）和挤压反转期断层（Ⅲ类）3种类型（图 4a）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 松辽盆地北部葡萄花油田上白垩统断层类型（a）、断层生长速率（b）与地层伸展率（c） Fig. 4 Fault types(a), fault growth rate(b)and stratum extension rate(c)of Upper Cretaceous in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

9个地震平衡剖面统计结果表明，泉头组沉积末期，松辽盆地进入整体沉降的坳陷盆地发育阶段，地层伸展率为0.27%~0.32%，强烈的构造活动形成坳陷早期断层（Ⅰ类），自泉头组向上断穿至青一段，此时断层生长指数为3.5~3.9 m/Ma（图 4b）。青山口组沉积时期，地层伸展率达到1.34%~1.49%，在青一段内部形成稳定坳陷期断层（Ⅱ类），断层生长指数也达到5.5~6.2 m/Ma，该区断层数量多、密度大，自青一段向下延伸至泉四段、泉三段，是该区主要的油源断层。嫩江组沉积时期，坳陷盆地结束并进入反转阶段，地层伸展率为-0.36%~-0.42%（图 4c），形成的挤压反转期断层（Ⅲ类）局限于嫩江组、姚家组，该类断层活动较弱，生长指数为0.7~0.9 m/Ma；该时期，受盆地挤压反转作用影响，Ⅰ类断层在嫩江组、四方台组沉积时期再次开启，略早于明水组沉积末期的主成藏期，青一段内部的Ⅱ类断层也开启，致使青一段油气向下倒灌，二者共同组成致密油重要的运移通道^[19-20]。

茂兴向斜青一段烃源岩直接覆盖在泉四段储层上，油气可通过开启的Ⅰ类、Ⅱ类断层向下运移。然而，头台鼻凸、葡南鼻凸的泉四段致密砂岩远离烃源岩，二者未直接接触，仅依靠断层油气难以大规模侧向运移。因此，连通的水下分流河道砂体成为致密油侧向运移的主要通道（图 5a）。平面上，已发现的76个致密油藏中，有64个位于油源断层附近，其含油面积占全部含油面积的87.5%（图 5b）。头台鼻凸、葡南鼻凸等远离生烃凹陷的高部位，油气必须经远距离侧向运移才能在高部位聚集，因此，由断层+河道组成的L型输导通道，成为控制致密油形成和分布的重要因素。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系断层（a）、L型输导体（b）与致密油的关系 Fig. 5 Relationship of tight oil with faults(a)and L-type migration channels(b)of the 4th member of Cretaceous Quantou Formation in northern Songliao Basin

原油沿断层倒灌进入泉四段致密砂岩后，在浮力的作用下沿延伸入湖的水下分流河道砂体，向上倾方向侧向运移，在近源的正向构造、斜坡区等油气运、聚低势区聚集，如P46，P54，P461，P484与P361等高产油井均位于断层+河道组成的L型输导通道附近，而P79，P313，P484和P402等井虽然靠近断层，但远离水下分流河道砂体，L型输导通道不发育，其试油结果均为干井（图 5b），进一步表明，断层+河道匹配形成的L型高效运移通道，是影响研究区致密油成藏的重要因素。

研究区泉四段致密油包裹体类型丰富，与烃类伴生的盐水包裹体呈带状集中在石英、长石愈合裂隙，或呈群状分布在石英次生加大边中。含烃包裹体荧光颜色作为油气成熟度的直接显示标志，也是油气成藏期次划分的重要依据^[21]。微束荧光测试表明，泉四段包裹体可分为黄白、黄色、黄褐色为主的黄色调和蓝白色、蓝绿色为主的蓝色调2种类型。黄白、黄色和黄褐色荧光主峰为501~506 nm（图 6a—6c），蓝白色、蓝绿色荧光主峰为441~445 nm（图 6d—6f），部分样品同时存在黄绿色和蓝白色2种荧光，黄白色荧光主峰为506 nm，蓝白色荧光主峰为441 nm（图 6g—6i），表明泉四段至少经历了2次原油充注。与含烃流体包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为95~148 ℃，整体无明显间断，呈双峰型分布特征，峰值温度分别为100~120 ℃和135~145 ℃，也表明泉四段经历了2次充注过程^[22]。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系泉四段含烃流体包裹体荧光特征 （a）含烃盐水包裹体发黄白色荧光，P431井，1 732 m；（b）含烃盐水包裹体发黄绿色荧光，P431井，1 732 m；（c）荧光波长，P431井，1 732 m；（d）含烃盐水包裹体发蓝白色荧光，P48井，1 842 m；（e）含烃盐水包裹体发蓝色荧光，P48井，1 846 m；（f）荧光波长，P48井，1 846 m；（g）含烃盐水包裹体发黄绿色和蓝白色荧光，P312井，1 765 m；（h）黄绿色荧光波长，P312井，1 765 m；（i）蓝白色荧光波长，P312井，1 765 m。 Fig. 6 Fluorescence characteristic of hydrocarbon containing fluid inclusion of the 4th member of Cretaceous Quantou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

通过Y88井埋藏史-热演化史模拟结果（图 7）表明，青一段烃源岩沉积后被快速埋藏，在姚家组沉积末期埋藏深度大于1 200 m，地层温度约90 ℃，达到低成熟阶段；嫩江组沉积末期埋藏深度约1 800 m，地层温度大于110 ℃，达到成熟阶段开始生烃，此后由于地层小幅度抬升，生烃过程中止；明水组沉积时期，随着盆地强烈下陷，青一段埋藏深度迅速增大并大于2 000 m，达到生烃高峰，但随盆地挤压反转、地层抬升，青一段烃源岩也在四方台组沉积末期终止生烃。整体而言，青一段生烃过程自嫩江组沉积末期一直持续到明水组、四方台组，存在嫩江组末（73~70 Ma）第1期和明水组（65~62 Ma）第2期2个充注高峰，为2期成藏，其中明水组沉积时期是泉四段致密油的主成藏期。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 松辽盆地北部葡萄花油田Y88井白垩系青山口组一段埋藏热演化史-热史 Fig. 7 Burial thermal evolution-thermal history of the 1st member of Cretaceous Qingshankou Formation in well Y88 of Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

研究区泉四段为典型的“源下型”致密油，由古龙凹陷青一段烃源岩生烃增压形成的超压是油气克服自身浮力、致密储层毛细管力向下“倒灌”的主要动力^[23-24]。研究区P48井和P434井单井埋藏史和热史模拟表明，嫩江组沉积时期青一段烃源岩达到生烃门限并开始生烃，在青一段内部形成12.65~14.82 MPa的超压，略早于油气大规模充注，但该时期超压随盆地抬升而迅速卸载（图 8a）；明水组沉积末期烃源岩大规模成熟，形成19.6~23.5 MPa的超压，是青一段油气向下倒灌进入泉四段储层和致密油充注成藏的重要动力^[25]。应用PVT simulation技术估算包裹体最小捕获压力表明，古压力与古温度呈良好的正相关关系，嫩江组沉积末期第1期油气充注，地层压力为16.50~20.60 MPa（图 8b），对应的压力系数为1.08~1.23，地层超压较小；明水组沉积时期第2期油气充注，地层压力为2 0.80~25.30 MPa，大部分样品压力系数大于1.20，为1.25~1.52，最高达1.58（图 8c），表明该时期存在超压流体活动，这为油气向外大规模排烃创造了有利条件。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系青山口组一段压力特征 Fig. 8 Pressure characteristics of the 1st member of Cretaceous Qingshankou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

物性测试表明，泉四段储层排驱压力一般小于5.00 MPa，由青一段生烃增压形成了19.60~23.50 MPa的超压，在克服了2.40~2.70 MPa的浮力、3.70~8.20 MPa的运移阻力和0.30~0.50 MPa的静水柱压力后，油气下排深度可达100~500 m，为大面积致密油的形成创造了有利条件。测井和地层实测压力表明，葡萄花油田青一段地层压力差异较大，为17.00~24.00 MPa，而其西部古龙凹陷偏离正常压力，超压发育，向东随埋藏深度减小、压力迅速降低。平面上，泉四段致密油含油面积与超压分布存在明显的对应关系，致密油分布区地层压力偏高，为18.00~22.00 MPa，油藏围绕北部P61井、P79井低压区呈环带状展布（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系青山口组一段地层压力与致密油分布 Fig. 9 Stratum pressure and tight oil distribution of the 1st member of Cretaceous Qingshankou Formationin in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

葡萄花油田发育断层圈闭、断层-岩性圈闭、上倾尖灭岩性圈闭和透镜体岩性圈闭等4种，根据圈闭和储层条件，将致密油分为4种类型。区内断层极发育，将分流河道砂体切割成断阶、断块和地垒，并在上倾方向遮挡形成断层圈闭，由于紧邻油源断层且封闭性较好，该区断层圈闭的含油性普遍较好，平面上断层圈闭含油面积受断层及其组合关系控制，如P311井、P46井，是主要的致密油藏类型（图 10a）。断层-岩性油藏是油气沿断层向下进入砂体后，上倾方向因岩性突变或物性封闭形成的，油藏规模受断层、岩性双重控制（图 10b），不同断层-岩性油藏间产能差异大。茂兴向斜向葡南鼻凸、头台鼻凸坡过渡时，沿地层上倾方向因砂体尖灭或渗透性变差形成的上倾尖灭油藏也是该区重要的油藏类型（图 10c），油藏展布受砂体与不同级别的构造间配置关系影响，常见多个韵律层组成的复合砂体上倾尖灭线与斜坡带构造等高线相交，形成大型上倾尖灭岩性油藏，如P36井、A276井。透镜体型油藏是透镜体状、不规则状砂体被四周不渗透泥岩或低渗透砂岩围限形成，受较好物性砂体控制、油藏规模较小，如P58井、A901井（图 10d）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系泉四段致密油藏类型（剖面位置见图 1a） Fig. 10 Types of tight oil reservoir in the 4th member of Cretaceous Quantou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

平面上不同构造单元油藏分布差异明显，茂兴向斜常见砂岩透镜体岩性油藏和小型断层油藏，含油面积零散，受砂岩透镜体和断层圈闭面积控制。头台鼻凸发育多个各类上倾尖灭岩性圈闭和断层- 岩性圈闭，含油性较好，临近油源断裂的断层圈闭和断层-岩性圈闭普遍含油，远离断层的圈闭则以干层为主。葡西鼻凸是该区致密油主要富集区，油层呈连片状集中在高部位的断层圈闭、断层-岩性圈闭中，含油性最好。

受高成熟烃源岩、输导通道、有利储层和超压等有利成藏条件及其差异性分布的影响，葡萄花油田各构造单元内致密油类型、特征各不相同，致密油呈差异性富集，具有“生烃中心、L型输导、异常高压、有利储层”等4元耦合控藏特征。在成藏条件和油藏分布研究基础上，建立茂兴向斜“上生下储、源内超压驱动、油气倒灌、局部‘甜点’富集”、葡南鼻凸“源-储紧邻、断砂接力L型输导、高部位聚集”和头台鼻凸“源-储分离、断-河匹配侧向运聚、有利储层富集”等3种成藏模式。

茂兴向斜的成藏模式以P58井最为典型，上覆青一段有机质丰度高，R_o为1.0%~1.2%，处于大量排烃的成熟阶段，油源条件较好；区域主要发育滨浅湖沉积，碎屑物质经长距离搬运后入湖，形成沿湖岸线呈环状分布的滨浅湖滩坝和席状砂，砂体厚度和规模均较小，平面上呈团块状，是区内主要储集体，但储层粒度小、泥质含量高，在强烈的压实作用下普遍致密、油气充注阻力大。茂兴向斜紧邻生烃中心，主成藏期烃源岩生烃增压后地层压力高达23.38~26.18 MPa，为油气沿开启的Ⅰ类、Ⅱ类断层向下“原地倒灌”提供了动力保障，油气优先在向斜内具有较好物性的透镜体型岩性圈闭和断层圈闭聚集，形成透镜体岩性油藏和小型断层油藏，油藏分布受超压、油源断层和储层物性联合控制（图 11a）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系泉四段致密油成藏模式（剖面位置见图 9） Fig. 11 Hydrocarbon accumulation modes of tight oil of the 4th member of Cretaceous Quantou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

葡南鼻凸成藏模式以P48井、P481井最为典型。该区紧邻古龙生烃中心、运移距离较短、油源条件较好，且三角洲前缘水下分流河道发育，水下分流河道延伸至茂兴向斜、侧向连通性好，河道砂体被Ⅰ类断层切割，组成L型输导体是致密油重要的运移通道，油气在超压和浮力作用下沿陡倾断层与河道砂体，向高部位的有利储层运移（图 11b），在靠近L型立体通道的断层、断层-岩性圈闭聚集，形成断层油藏、断层-岩性油藏。致密油分布受油源断层、河道砂体和构造高点控制，含油面积连续、油藏规模大。

头台鼻凸成藏模式以A158井、P361井为主。头台鼻凸远离生排烃中心，运移距离远、油源条件较差，加之该区埋藏深度大、物性差，水下分流河道向前尖灭，形成上倾尖灭岩性圈闭，但砂体厚度小、连续性差，储集条件较差。油气自茂兴向斜排出后，沿断层+河道组成的立体通道向东南部的古构造高点侧向运移，随运移距离增加，超压的影响迅速衰减，油气只能在紧邻油源断层、有利储层发育的上倾尖灭岩性圈闭和断层-岩性圈闭聚集，形成上倾尖灭岩性油藏和断层-岩性油藏。该区致密油的富集受油源断层和有利砂体联合控制，含油面积较小。

在储层预测的基础上，结合试油和油气显示情况，将葡萄花油田划分为Ⅰ类、Ⅱ类2种有利区，Ⅰ类有利区孔隙度大于10.00%、L型输导通道发育、压力系数大于1.2；Ⅱ类有利区孔隙度为5%~10%、L型输导通道发育、压力系数为0.9~1.2。茂兴向斜以Ⅱ类有利区为主，位于油源断层附近的“甜点”储层是有利勘探目标，如P58，A901井区；葡南鼻凸以Ⅰ类有利区为主（图 12），也是研究区最有利勘探区，位于运移路径上的断层圈闭、断层-岩性圈闭是致密油勘探有利目标，如P333，P54等井区；头台鼻凸以Ⅱ类有利区为主，如P363井、P361井，而当河道砂体只有与断层匹配，形成L型输导通道时，能形成断层-岩性油藏，为Ⅰ类有利区，如南部高部位P364和P362井区。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 松辽盆地北部葡萄花油田白垩系泉四段致密油有利勘探区 Fig. 12 Favorable exploration area of tight oil of the 4th member of Cretaceous Quantou Formation in Putaohua Oilfield, northern Songliao Basin

（1）松辽盆地北部葡萄花油田泉四段致密油经历了嫩江组末（73~70 Ma）和明水组（65~62 Ma）2期成藏，青一段烃源岩、有利储层、L型输导体和超压等有利成藏条件控制了泉四段致密油的富集，其中古龙凹陷高成熟青一段烃源岩为致密油提供了良好的物质基础，断层+河道有机配合形成L型输导体，控制了油气的宏观分布，超压是致密油倒灌和充注成藏的主要动力。

（2）研究区泉四段发育砂岩透镜体岩性油藏、上倾尖灭岩性油藏和断层-岩性油藏、断层油藏等4种致密油藏，茂兴向斜以砂岩透镜体型和小型断层油藏为主，含油面积零散；头台鼻凸上倾尖灭岩性油藏和断层-岩性油藏最发育，含油性较好；葡西鼻凸以断层油藏、断层-岩性油藏为主，含油面积连续、含油性最好。

（3）研究区泉四段致密油成藏受生烃中心、有利储层、L型输导体和超压等成藏条件耦合控制，茂兴向斜为“上生下储、源内超压驱动、油气倒灌、局部‘甜点’富集”成藏模式，葡南鼻凸为“源-储紧邻、断-砂接力L型输导、高部位聚集”成藏模式，头台鼻凸为“源-储分离、断-河匹配侧向运聚、有利储层富集”成藏模式，葡南鼻凸是致密油有利勘探区。