松辽盆地是世界上已发现的油气资源最为丰富的非海相沉积盆地之一。近年来,在松辽盆地白垩系青山口组高台子油层和泉头组扶余油层中已发现了超亿吨级的致密油规模储量区,具有丰富的油气资源和良好的勘探前景。本次研究以松辽盆地齐家地区高台子致密油层作为研究对象,通过对致密油特征与来源、致密储层特征及其对储层渗流能力的影响、致密储层含油非均质性的主控因素以及致密油成藏过程与成藏有效性等方面的研究,以期更深入地了解高台子致密油的成藏机理与富集规律,从而进一步为致密油的勘探提供指导。齐家地区高台子致密油层发育青一段和青二、三段两套成熟烃源岩,厚度大、分布广、有机质丰度高,母质来源主要为湖相藻类体以及细菌、浮游植物和陆源高等植物的混合物。青一段烃源岩的成熟度比青二、三段烃源岩更高,以此作为油源对比的重要依据。通过对不同井的青一段、青二、三段烃源岩样品和高台子油砂抽提物的生物标志化合物指纹特征和参数进行对比,发现齐家地区高台子致密储层中的石油来源于青一段和青二、三段烃源岩的共同作用。高台子致密储层岩性以粉砂岩类为主,其次为细砂岩,整体物性较差。基于高压压汞和氮气吸附联用的方法,构建了高台子致密储层的全孔径分布曲线。结合高台子储层的岩石组分、矿物含量、物性特征、孔隙类型以及孔喉分布特征的差异,将高台子储层的孔喉结构划分为大孔中喉单峰型（I类）、中孔细喉双峰型（II类）和小孔微喉型混合型（III类）三种类型,构建了相应的孔喉结构模型,并讨论了不同孔喉类型致密储层的成因差异。致密储层的渗流能力与平均孔喉半径呈现非常好的正相关关系。为了探究不同孔喉级别对致密砂岩储层渗流能力的影响,提出了新的孔喉级别分类方案:微孔（<10 nm）、过渡孔（10～100 nm）、介孔（100 nm～0.625μm）和宏孔（>0.625μm）。研究表明,高台子致密储层的渗流能力高度依赖于介孔和宏孔的绝对含量,即大于0.1μm的孔喉空间,其孔隙类型主要为溶蚀孔隙和剩余粒间孔隙;而微孔和过渡孔的成因类型主要是粘土矿物晶间孔和粘土矿物集合体之间的粒间孔,对储层的渗流能力贡献较小。高台子储层的含油性差异自砂体尺度到薄片尺度均较为明显,其含油非均质性受多个因素共同控制。烃源岩生烃强度和生烃增压的高值区与致密油富集区相吻合,为致密油的成藏提供了足够的物质来源和动力来源。当生烃增压大于30 MPa时,石油可以大量充注进入致密储层。储层的孔喉结构对于高台子储层的流体性质和含油强度均有着重要的控制作用。油水同层、水层、致密油层和干层的物性和孔喉半径依次降低,排替压力依次升高。随着孔喉半径的增大,致密储层的含油强度不断增加,孔喉半径在0.1～1μm之间的储集空间是致密油主要的赋存空间。润湿性对致密储层含油性有一定的影响,尤其是对于孔喉结构较差的储层,润湿性对于致密油成藏有一定的促进作用。高台子致密油从嫩江组末期开始成藏,明水组末期达到高峰,整体上没有明显的分期特征,是一个相对漫长且连续的过程。三类储层的孔隙度演化史表明,高台子油层在主要成藏期时,I类储层物性较好,浮力大于毛管阻力,形成致密油区的常规油层甜点体。II、III类储层由于强烈的压实作用和早期碳酸盐胶结作用,在成藏期时已经进入了相对致密的阶段,石油难以仅依靠浮力成藏,而是在源储剩余压差的作用下克服毛管阻力成藏。相比而言,II类储层在成藏期时孔隙度和孔喉半径均大于III类储层,毛管阻力小于III类储层。因此,在相同动力条件下II类储层孔隙含油率较高,可以形成良好的致密油层;而III类储层孔隙含油率很低,形成差油层或干层。在以上研究的基础上,结合高台子致密储层成藏有效性的主控因素,总结了高台子储层“双源供烃、差异成藏”的成藏模式。