在优质源岩控藏理论和“储层甜点”找油思想的指导下,以优质源岩和优质储层的评价标准为基础,依托于生烃热模拟实验、恒速压汞实验、致密储层突破压力实验和油气充注实验等,开展典型致密砂岩油藏解剖,系统总结了松南中央坳陷区泉四段致密油的分布规律,剖析了不同类型致密砂岩油成藏的主控因素,建立坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏成藏模式。通过地球化学资料和生烃热模拟实验,由源岩排烃角度入手,从有机质丰度、类型和成熟度等不同方面,建立源岩评价标准。研究表明,松南中央坳陷区青一段源岩可分为“优质源岩”、“有效源岩和“无效源岩”三类,其中,TOC>2%、Ro>0.9%的暗色泥岩为优质源岩,排烃量达到150200×104吨/Km2,主要发育在长岭凹陷北部,红岗阶地东部斜坡区和华子井阶地、扶新隆起带西部斜坡区的青一段下段;而0.8%<TOC<2.0%、0.8%<Ro<0.9%的暗色泥岩为有效源岩,排烃量为50100×104吨/Km2,主要发育在长岭凹陷中部和红岗阶地;TOC<0.8%,Ro<0.8%的暗色泥岩为无效源岩,基本不具备生、排烃特征。并进一步指出,在距今80Ma年的嫩江组沉积时期,青一段泥岩埋深达到1000m,此时,有机质进入成熟阶段开始大量生烃;当埋深增加到2000m时进入生烃高峰,且伴有干酪根生气;当埋深达到2000m2500m范围内时,源岩累计最大生烃量不再增加,此时对应成熟阶段晚期。综合利用储层物性资料、铸体薄片资料、常规压汞资料、恒速压汞资料和扫描电镜资料,由孔喉结构角度出发开展致密砂岩储层评价,其中,I类致密储层10%<Φ≤12%,0.1mD<K≤1mD,喉道半径处于0.350.8μm,排驱压力处于0.31.5MPa范围,孔喉半径峰值处于0.160.63μm;II类致密储层7%<Φ≤10%,0.05mD<K≤0.1mD,喉道半径处于0.320.35μm,排驱压力处于1.52.5MPa范围,孔喉半径峰值处于0.0250.16μm;而在Φ<7%,K<0.05mD的III类储层中,油气充注的难度明显增大,多为无效储层。基于致密储层突破压力实验和油气充注实验,明确青一段超压是油气运移的动力,而喉道半径才是制约石油能否充注致密储层成藏的关键。通过总结工区内泉四段致密砂岩油藏分布规律,剖析其与源岩品质、超压特征、储层质量以及疏导体系的关系,认为成藏主控因素可以总结为:“优质源岩分布范围控制致密油藏展布格局;异常高压发育特征控制致密油藏范围及油气下排深度;优质储层控制致密油富集程度;源储沟通控制下部砂组含油性”共4个方面,并在此基础上提炼出坳陷湖盆上生下储式致密砂岩存在“凹陷区源内直排倒灌成藏”和“斜坡区源边反转断层遮挡成藏”两种成藏模式。