致密油(页岩油)是指赋存于页岩系统中致密砂岩、致密碳酸盐岩等相对高储渗体中的油气，过去因勘探开发技术的限制而开采困难，所以关注不多，现在则随着技术的进步而越来越受到重视，是21世纪油气勘探的重要接替领域^[1,2,3].致密油根据宏观沉积环境可分为海相和陆相两种，其中国外以海相为主，典型包括美国的Bakken，Eagle Ford等^[4,5,6]；而中国则以陆相为特色，典型包括渤海湾盆地沙河街组^[7]、准噶尔盆地芦草沟组^[8]以及鄂尔多斯盆地延长组^[9]等.大量研究表明，无论是海相还是陆相致密油，其富集均具有显著的非均质性.所谓非均质性，是指其无论是在米级还是在毫米⁃微米级的旋回尺度上，砂⁃泥互层特点都很显著^[10].然而，泥岩是否都具备生烃潜力，又在什么样的条件下能够聚集于砂岩储层中，并不是很清楚，这限制了对致密油成因与富集规律的认识.并且相较而言，陆相因沉积环境多变而非均质性更为显著，因而研究困难，是该领域研究的热点与难点^[3].

准噶尔盆地东南缘吉木萨尔凹陷是目前中国最大的致密油勘探开发区，目的层位为中二叠统芦草沟组^[11].芦草沟组在沉积过程中古环境复杂多变，导致其岩性的复杂和纵向上的多变，使得油层薄(0.04~4.52 m)且极不均匀^[12]，因此针对芦草沟组致密油成因与聚集特征一直是当下研究的一个热点和难点问题.前人研究发现，芦草沟组烃源岩为一套泥岩、碳酸盐岩和细粒碎屑岩的混合沉积，发育上、下两个甜点段，其中“上甜点段”以碳酸盐岩类沉积为主，微相类型为滨浅湖滩坝，而“下甜点段”则以细粒碎屑岩沉积为主，微相类型为三角洲前缘远砂坝和席状砂^[13].芦草沟组致密油聚集特征总体是自生自储、近源聚集^[11].然而从整个沉积序列上看，芦草沟组致密油系统砂⁃泥互层非常复杂，可能并不能仅仅用近源聚集/自生自储这一个特征进行概括，如以“上甜点段”为例，有些生标特征在烃源岩和储层之间展现出了差异，如C₂₄四环萜烷、伽马蜡烷等^[14] ，反映不能完全解释为近源聚集.因此可见，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油的成因与聚集特征研究还需进一步研究，这是致密油非均质性研究的一个典型代表.

有鉴于此，为加强对致密油成藏非均质性的理解，本文力图以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组为例，主要采用地球化学研究方法，开展一个实例研究，首先分析致密油系统中烃源岩的生烃潜力，再进行油源对比，最后结合地质背景建立成藏模式，揭示非均质性.研究认识同时也能为区域下步致密油勘探提供参考信息，因而可望具有重要的基础理论与实践应用研究意义.

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷位于盆地东部隆起的西南部，周缘以断裂为界，包括北部的吉木萨尔断裂、南部的三台断裂、西部的老庄湾断裂和西地断裂，向东逐渐过渡为奇台凸起(图1)^[10,15,16].吉木萨尔凹陷是一个在下石炭统褶皱基底上沉积形成的西深东浅、西断东超的箕状凹陷，凹陷内构造平缓，地形单一(图2)，南北宽约30 km，东西长约60 km，总面积约为1278 km²(图1).它经历了多期构造事件，包括海西期(中泥盆世⁃晚二叠世乐平期,386~258 Ma)、印支期(乐平期至三叠纪,258~205 Ma)、燕山期(侏罗纪至白垩纪,205~65 Ma)和喜马拉雅期(渐新世至更新世,24.6~0.78 Ma).

二叠纪北天山火山运动导致吉木萨尔凹陷连续沉降与沉积，形成了中二叠统芦草沟组泥岩、砂岩和碳酸盐岩的夹层/互层状沉积，是重要的烃源岩系，也是本次研究的目的层^[16,17].后在燕山和喜马拉雅造山运动过程中发生了强烈的改造作用，使得凹陷东部抬升明显，西部发育西倾的逆冲断裂，南北向展布^[18].总体而言，研究区地层整体保存完整，从石炭系至侏罗系都有发育^[19].

中二叠统芦草沟组目的层现今埋深2500~4255 m，表现为西深东浅的特征(图2)，属于一套咸化湖⁃盐湖相混合沉积，从而岩性复杂多变，可见砂岩、粉砂岩、泥岩、碳酸盐岩等^[13].如图 3，芦草沟组地层总体由上、下两个由粗到细的沉积旋回组成^[20]，并可根据岩性⁃电性特征进一步自下而上划分为P₂l₁²,P₂l₁¹,P₂l₂²和P₂l₂¹四个层段（图3）.根据岩石的物性，前人将上下两部分储集性能相对较高、产油较好的层段定为“上甜点段”(P₂l₂²)和“下甜点段”(P₂l₁²)^[10].比较而言，“下甜点段”相对储层厚且集中，“上甜点段”相对储层薄且分散.此外，在上、下甜点段中间(P₂l₁¹⁃P₂l₂²)还存在着一段泥岩，厚度在97~182 m之间，定义为“中间泥岩段”.

总体而言，以上介绍的两套甜点段厚度大(超过200 m)、分布广(725 km²)^[10,13]，其中发现的原油均属稠油性质，50 ℃粘度在45.6~434.9 mPa·s.

本次研究共选取研究区典型芦草沟组全取心吉174井的98件岩心样品进行了分析，其中上甜点体35个，中部泥岩段上段25个，中部泥岩段下段16个，下甜点体22个，具体分析方法包括总有机碳(TOC)、岩石热解(Rock⁃Eval)、同位素以及生物标志化合物，用于分析生烃潜力.同时还选取12个原油样品展开生物标志化合物分析，进行油源对比，其中，三个样品选自芦草沟组下甜点体，六个样品选自芦草沟组上甜点体，三个样品选自上覆梧桐沟组.

总有机碳分析在Elementar vario MARCO CHNS元素分析仪上进行，分析前将所有新鲜样品研磨至100目左右，将研磨后的粉末用1 mol·L^-1稀盐酸处理24 h以去除无机碳，再用蒸馏水清洗离心、烘干以去除多余的HCl.

岩石热解分析在Rock⁃Eval VI型仪器中完成，分析方法参照岩石热解分析国家标准GB/T18602⁃2012.选取新鲜样品研磨至100目以下，将样品置于He中以300 ℃恒温加热3 min，得到表示游离烃的S₁值(mg HC·g^-1 Rock)；将热解炉温度以25 ℃·min^-1的速率从300 ℃升温到600 ℃，得到表示裂解烃的S₂值(mg HC·g^-1 Rock)，S₂峰值最大时的加热温度即为T_max.最后以公式计算得氢指数HI=S₂/TOC×100.

碳同位素(δ¹³C)使用MAT 253同位素测试仪器进行测定，精度小于0.1‰.同位素比值以标准VPDB为标准.

对原油/岩石抽提物的饱和烃组分进行气相色谱(GC)和色谱⁃质谱(GC⁃MS)分析.GC分析在HP⁃6890 GC气相色谱仪上完成，色谱柱型号为HP⁃5弹性石英毛细管柱(30 m×0.32 mm)，固定相涂膜厚度0.25 μm，载气为N₂；分析时柱箱起始温度为80 ℃，恒温5 min，然后以4 ℃·min^-1的速率升温至290 ℃.GC⁃MS分析在Agilent 5973N色质仪上完成，载气为He，分析时柱箱起始温度60 ℃，恒温5 min，然后以8 ℃·min^-1的速率升温至120 ℃，再继续以2 ℃·min^-1的速率升温至290 ℃，然后恒温30 min.

吉174井全井段烃源岩样品总有机碳(TOC)分析结果如图4A，变化范围为0.27%~13.90%，平均值为3.64%，变化范围较大.从不同的层段上看，有机碳含量上甜点体最好，其次依次为下甜点体和中部泥岩段⁃上段，中部泥岩段⁃下段有机碳含量最低（表1）.

所有样品可溶解烃S₁和热解烃S₂范围分别为0.01~11.70 mg HC·g^-1 Rock和0.14~176.00 mg HC·g^-1 Rock，平均值分别为0.85 mg HC·g^-1 Rock和17.46 mg HC·g^-1 Rock，具体各层段的数据见表1.生烃潜力(PG=S₁+S₂)范围0.15~176.65 mg HC·g^-1 Rock，平均值为18.32mg HC·g^-1 Rock(图4B)；在纵向的变化规律与上述TOC含量的变化趋势类似，上甜点体生烃潜力最强，其次依次为下甜点体，中部泥岩段⁃上段、中部泥岩段⁃下段相对最低（表1）.

最高热解温度(T_max)范围如图4C所示，区间436~455 ℃，平均值为447.31 ℃，整体处于成熟阶段.其中，中部泥岩段上段样品的最高热解温度最高，其次依次为上甜点体、中部泥岩段下段和下甜点体（表1）.

氢指数(HI)如图4D所示，范围35.90~1417.07 mg HC·g^-1 TOC，平均值为334.32 mg HC·g^-1 TOC.其中上甜点体氢指数最高，其次依次是中部泥岩段上段、下甜点体和中部泥岩段下段（表1）.

如表2，在12件原油研究样品中，下甜点体和梧桐沟组原油具有相对较高的原油密度和较低的含蜡量，而饱和烃含量不及上甜点体原油.相比而言，上甜点体原油密度相对偏低，含蜡量很高，饱和烃含量在族组分中占主导地位.这反映了成藏的非均质性.

镜质体反射率(VR_o)分析结果如图4E，范围为0.78%~0.95%，平均值为0.87%，总体随深度增加而增加，展现出较好的规律性（表1）.

岩石样品抽提物的稳定碳同位素（δ¹³C）测定结果如图4F，分布在-34.04‰~ -29.28‰，平均值-31.55‰.其中，中部泥岩段上段稳定碳同位素最轻，其次依次为上甜点体、中部泥岩段下段和下甜点体（表1）.

98个芦草沟组烃源岩样品中检测到了丰富的分子标志化合物，包括正构烷烃、类异戊二烯烷烃、萜烷类和甾烷类等.

姥鲛烷(Pr)与植烷(Ph)的比值(Pr/Ph)分布在0.74~2.09，平均值1.20，整体上该比值大致随深度的增加而逐渐降低.

姥鲛烷和植烷与相邻的正构烷烃比值Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈的比值范围分别为0.11~2.28和0.07~3.84，平均值分别为1.16和1.33.类异戊二烯烃与其相邻的正构烷烃相比无明显弱势，其中，上甜点体、中部泥岩段下段和下甜点体，整体呈现随深度增加而增加的趋势.中部泥岩段上段则出现了波动.

芦草沟组所有样品中均检测到了三环萜烷类化合物.其中三环萜烷类碳数范围C₁₉~C₂₆，且一般以C₂₀为主峰，C₂₀，C₂₁，C₂₃三环萜烷分布表现主要为C₂₀>C₂₁>C₂₃(图5).此外，所有样品中均检测到了丰富的五环三萜烷类（藿烷类）化合物，碳数范围为C₃₀~C₃₅，C₃₀藿烷为绝对主峰.所有样品中均检测出了丰富的伽马蜡烷，伽马蜡烷与C₃₀藿烷的比值范围0.05~0.32，平均值为0.18，整体随深度增加而增加.C₂₄四环萜烷也在所有样品中普遍存在，相对丰度较高，其中C₂₄Tet/C₂₆TT的比值范围0.67~12.07，平均值2.36，中部泥岩段上段的该比值最大，下甜点段的最小，上甜点体和中部泥岩段下段则比较接近，与深度变化无明显相关性.

所有研究样品中都检测到丰富的甾烷类化合物.重排甾烷与规则甾烷的比值范围0.03~0.09，规则甾烷具有相对优势，其中下甜点体和中部泥岩段下段，相比上甜点体和中部泥岩段上段具有更明显的规则甾烷相对优势.规则甾烷C₂₇~C₂₉主要表现为C₂₉>C₂₈>C₂₇的特征(图5).

C₂₉甾烷两个反映热成熟演化程度的异构体参数C₂₉ ααα20S/(20S+20R)和C₂₉ αββ/(αββ+ααα)^[21]分别为0.30~0.45和0.16~0.35，随深度的增加而增加.

高丰度的有机质是烃源岩生烃的必要条件，常用的地球化学判识参数主要包括总有机碳含量(TOC)和岩石热解生烃潜力(PG=S₁+S₂).

如图4A，在所有98个样品中，有57个样品的TOC大于2%，15个样品的TOC大于1.0%，因此有73%的样品达到了好⁃很好的烃源岩评判标准.同时上下甜点体的总有机碳含量要相对高于中部泥岩段（两段）的总有机碳含量，表明甜点体的有机质丰度在致密油段中表现更为优异.

图4B为生烃潜力参数(PG=S₁+S₂)在纵向上的变化，可以看出PG与TOC有相似的规律，66%(65个)样品的PG值大于3 mg HC·g^-1 Rock，属于好的烃源岩^[21].因此通过生烃潜力参数可以判断吉174井芦草沟组整体属于较好的烃源岩.纵向上看，依旧是上下两个甜点体的生烃潜力更强，中部泥岩段的上下两段生烃潜力则相对低些，与上述依据TOC判断的结论一致.

综上所述，就有机质丰度而言，吉木萨尔凹陷芦草沟组的烃源岩质量总体属于好⁃极好，少部分烃源岩属于中等质量，同时甜点体更加优于中部泥岩段.

评价烃源岩除了有机质丰度以外，有机质类型也是评价的重要指标，因为烃源岩的好坏在很大程度取决于烃源岩的有机质来源^[22,23,24].本次研究中，根据所有样品的HI值，可以看出大部分样品点落在II型有机质的区域内；同时有少量样品点分布在I型和III型有机质区域内，因此根据氢指数，判断芦草沟组的有机质类型以II型为主，伴随少量的I型和III型母质.

图6A展示了芦草沟组不同深度段的无环类异戊二烯烷烃特征，从Pr/nC₁₇与Ph/nC₁₈的相关关系图中可以看出，下甜点体和中部泥岩段下段为咸水湖相有机质输入类型，且沉积环境更偏还原，而处于相对浅处的中部泥岩段（上下两段）则表现为混合有机质输入.值得注意的是，上甜点段虽然有机质输入类型的波动区间较大，但其没有较为明显的咸水湖相有机质，而是以混合型有机质占主导.因此可见，芦草沟组随沉积演化，环境逐渐从还原偏向弱氧化，有机质输入类型也由开始的（下甜点体）咸水湖相有机质转化中间的（中部泥岩段整段）混合型有机质输入，再到最后阶段（上甜点体）逐渐转回咸水湖相有机质输入，构成一个完整的旋回.从图6B则可以看出，氧化还原环境与深度体现出较强的相关性，表现为由深至浅，从还原→还原⁃弱氧化→氧化的系列演化.同时，从伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/C₃₀藿烷）的分布区间看，水体盐度总体表现为微咸水⁃咸水，与深度没有较强的相关性，因此认为在芦草沟组的整体沉积过程中，水体盐度的变化不大，虽存在波动，但与深度没有直接的对应关系.

此外，三环萜烷类生物标志化合物的分布也可指示有机质的来源.如图7A，所有研究样品普遍具有较低的C₂₂/C₂₁三环萜烷和C₂₄ /C₂₃三环萜烷比值，数据点都分布在湖相页岩区域，指示芦草沟组湖相页岩的沉积环境，符合地质背景.同时从图7B中也可以看出，较高的C₂₆/C₂₅三环萜烷比值也指示了湖相沉积的输入特征.

图7C为通过不同碳数三环萜烷的比值来确定沉积水体环境及其母质输入类型^[25,26,27]，结果表明，盐度与深度之间不存在较明显的相关性，因此认为芦草沟组沉积过程中的水体盐度总体表现为微咸水⁃咸水环境.相比而言，C₂₀/C₂₁三环萜烷比值与深度具有较好的相关性，总体表现为随深度增加，陆源物质的输入先增加再减少.换言之，上下甜点体烃源岩均以水生藻类输入为主，并且上甜点体烃源岩伴随部分陆源有机质输入，而中部泥岩段(上下两段)的波动范围较大，指示古环境的多变，但中部泥岩段总体还是表现出陆源物质的占比较大，符合前文对无环类异戊二烯烷烃的讨论结果.

为了更为直观地表现芦草沟组不同层段有机质输入类型的差异，使用C₂₄Tet/C₂₆TT和C₂₀/C₂₁TT的相关关系来进行表征，如图7D，下甜点体烃源岩样品的有机质以水生藻类来源为主，而上甜点体和中部泥岩段下段部分样品也主体表现为水生藻类物质的输入.相反，中部泥岩段上段的有机质输入类型则主要是陆源高等植物.至上甜点体，又表现为水生藻类输入占主体，伴随部分陆源高等植物输入.

甾烷类的分布也可用于指示有机质来源^[28,29]，如图8A，下甜点体和中部泥岩段下段的样品表现为湖相输入的特征，而中部泥岩段上段与上甜点体除了表现出湖相烃源岩特征外，还有部分数据点落在陆源有机质输入区^[30,31]，与上述讨论认识一致.

综合上述，芦草沟组烃源岩干酪根以II型为主，有少部分属于I型和III型，有机质输入随时间演化在垂向上有差异.具体而言，下甜点体和中部泥岩段下段烃源岩的有机质输入主要为水生藻类物质输入，中部泥岩段上段表现为陆源高等植物输入，而上甜点体主体为水生藻类物质的输入，夹杂了部分样品为陆源高等植物的输入，即中部泥岩段上段的陆源有机质输入占比最高.

有机质的热演化程度(成熟度)是评价烃源岩生烃潜力的另一重要指标，常用的参数有镜质体反射率(VR_o)、最高热解峰温(T_max)以及一些生物标志化合物参数^[22].

本次研究的98个样品的镜质体反射率(VR_o)范围0.78%~0.95%(图4E)，指示成熟演化阶段，与埋深线性关系良好.相比而言，T_max（图4C）与甾烷异构体成熟度参数（图8B）均显示有部分样品尚处于低成熟演化阶段，反映芦草沟组经历过低成熟生油演化，并以页岩油方式赋存，使得实测的T_max数据偏低（图4C），也在岩石抽提物中检出了这部分低成熟演化的烃类（图8B）.

综合上述，依据对典型钻井吉174井样品的分析，发现吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩是有机质丰度好到很好的烃源岩，其中上下甜点体的有机质丰度最好，其次是中部泥岩段上段，最后为中部泥岩段下段.芦草沟组烃源岩有机质类型以II型干酪根为主，部分为I型或III型，热演化程度主体处于成熟阶段，部分样品抽提物表现出低成熟的特征，反映了地层埋藏演化过程中的多期生排烃作用，并以页岩油方式赋存.有机质母源输入主要为水生藻类，上甜点体和中部泥岩上段还伴有陆源有机质的输入.因此，除上下甜点体的烃源岩外，中部泥岩段也是优质烃源岩.

采用同位素和生物标志物地球化学方法进行油源对比，用于确定芦草沟组不同层段烃源岩所生烃类的成藏贡献，并将芦草沟组依据目前的勘探情况进一步从空间上细分为“中心沉积区”和“东南凹陷区”(图1B).

图9A为烃源岩姥植比(Pr/Ph)与稳定同位素（δ¹³C）的相关关系，可以看到下甜点体的原油与烃源岩抽提物的样品数据分布相近，为较重的碳同位素值和较低的姥植比^[32,33].上甜点体烃源岩姥植比和碳同位素特征值与上覆梧桐沟组以及“中心沉积区”的原油性质相近，中部泥岩段下段的样品也表现出类似的特征，推测它们在此过程中经历过较为强烈的烃类混合.相比而言，中部泥岩段上段烃源岩样品的分布区域更广，与其他三个层段相比，其碳同位素偏轻，与“东南凹陷区”的原油表现出更相近的特征.但是由于它们之间依旧存在较多的重合，因此需要更多的生标参数进行判断.

将碳同位素换为反映沉积环境的伽马蜡烷指数^[23,34,35]，如图9B，可以看出，下甜点体烃源岩与下甜点体原油之间依旧对应着十分良好的相关性，上甜点体烃源岩生标特征与“中心沉积区”和上覆梧桐沟组的原油有较好的相关性.而中部泥岩段下段的烃源岩样品与梧桐沟组原油的相关性减弱，但与“中心沉积区”上甜点体的原油依旧存在较好的相关性，故推测部分上甜点体烃源岩可能为上覆梧桐沟组储层形成了油源贡献，而中部泥岩段下段烃源岩与上甜点体烃源岩所生原油在上甜点体储层中进行了充分的混合.中部泥岩段上段烃源岩特征与其余三组烃源岩层存在较大差异，而与“东南凹陷区”原油具有较好的相关性.

对所有原油和烃源岩的三环萜烷典型参数进行了比对，如图9C，发现下甜点体烃源岩样品依旧与下甜点体烃类样品的三环萜烷特征相近，上甜点体烃源岩样品也与“中心沉积区”上甜点体以及上覆梧桐沟组的原油有较好的相关性，同时也与下甜点体原油样品有交叉.同样，中部泥岩段下段烃源岩也表现出与上甜点体烃源岩相似的特征.而中部泥岩段上段烃源岩则更多的与“东南凹陷区”的原油具有相似的特征，与上述生标讨论所得出的结果一致.

C₂₇~C₂₉ ααα20R甾烷的相对含量也可以较好地划分和分析油源关系，如图9D，下甜点体烃源岩样品具有较高的C₂₉/C₂₈和C₂₈/C₂₇甾烷比值，与下甜点体原油样品具有较好的相关性.而中部泥岩段上段烃源岩样品的C₂₉/C₂₈和C₂₈/C₂₇甾烷比值则相对较小，与“东南凹陷区”原油的性质相似.相反，上甜点体和中部泥岩段下段的烃源岩样品的C₂₉/C₂₈甾烷比值介于下甜点体与中部泥岩段上段烃源岩之间，而二者的C₂₈/C₂₇甾烷的比值存在较大的差异.中部泥岩段下段烃源岩样品的该比值与下甜点体烃源岩样品相近，而上甜点体烃源岩样品的该比值与中部泥岩段上段烃源岩的该比值相近.上甜点体烃源岩样品的甾烷特征与“中心沉积区”和上覆梧桐沟组的原油的该特征相近，而中部泥岩段下段的该特征与“中心沉积区”的原油特征相似，与上述结论一致.

根据上述分析讨论，可以发现吉木萨尔凹陷芦草沟组下甜点体的原油与下甜点体烃源岩具有较强的相关性，因此推测下甜点体的聚集模式为传统的自生自储，近源成藏，如图10所示.

相比而言，“中心沉积区”上甜点体原油的生标特征与上甜点体及中部泥岩段下段的烃源岩具有较好的相关性.首先，本次研究所选井位吉174井位于“中心沉积区”，其上甜点体原油与上甜点体烃源岩存在较强的相关性，可以解释为传统意义的自生自储、近源成藏模式.其次，吉174井周缘发育有贯穿中部泥岩段的断层/裂缝，从而给中部泥岩段下段烃源岩所生原油提供了运移通道，使其运移至上甜点体的相对优质储层内，使得“中心沉积区”上甜点体的原油与中部泥岩段下段烃源岩存在较强的相关性.而中部泥岩段上段烃源岩特征与“东南凹陷区”上甜点体原油生标特征相似，反映“东南凹陷区”内的中部泥岩段上段烃源岩所生成原油就近纵向运移至其井位上甜点段储层内.此外，芦草沟组上甜点体烃源岩还为上覆梧桐沟组油藏提供了原油，形成了梧桐沟组的常规油藏.因此，芦草沟组的致密油成藏实际上是一个复杂的页岩油⁃致密油⁃常规油系统.

需要注意的是，上甜点体内部致密油还可能存在小范围的横向运移，运移通道为上甜点体优质储层.如图3，吉木萨尔凹陷研究区芦草沟组的岩性在纵向变化较大，但小范围横向对比，则具有一定程度的均质性（图2），因此小范围优质储层内存在运移通道，故上甜点存在小范围横向运移.横向运移作用相比纵向运移，虽然影响范围有限，但因连通性较好，所以时间尺度可能更久.

综合上述研究结果，可以发现本次研究的吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油系统并非传统意义上的“致密油”近源成藏，因为其砂泥互层非常发育，且伴随着断层/裂缝的发育，从而为烃类运移提供了通道.结合与全球致密油系统的研究成果对比，可以认为陆相致密油在其聚集过程中存在特殊性.

以北美著名的上泥盆统Bakken组和上白垩统Eagle Ford组典型海相致密油系统为例，沉积过程中古环境相对平稳，使得Bakken组和Eagle Ford组分别发育了“源+储+源”和“储+源+储”的典型“三明治”模式^[36,37].同时，从总有机碳含量的标准来看，烃源岩部分的TOC极高(Bakken 15%,Eagle Ford 8%)，但甜点体部分TOC较低(1%~2%)，使得其源储关系十分明确^[36,37,38].此外，海相沉积相对安静的古环境使得致密油系统中的岩性变化不明显，单层厚度较大(6~10 m)，进而使得成藏模式相对简单.

相比之下，陆相致密油系统则具有极强的非均质性，其主要原因在于沉积环境（湖平面）的变化频率与强度相较海相环境要大得多，从而导致了陆相致密油系统中的岩性变化很大.例如鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段，岩性变化很大，且源储交替发育，使得源储关系的研究非常复杂^[39].相比而言，本文所研究的芦草沟组非均质性也很强，单层厚度在0.05~4.52 m，岩性变化也更为复杂.因此，在对陆相致密油系统的研究过程中，不能只考虑自生自储近源聚集这一种典型致密油成藏模式，需要结合地质背景和系统的地球化学方法开展精细的探究，需要从页岩油⁃致密油⁃常规油整个油气成藏序列来进行考虑.

（1）准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组整段烃源岩发育，并且以上下甜点体更为优质，有机质丰度高，类型以II型干酪根为主，部分为I型和III型，成熟度总体处于成熟演化阶段，具有良好的生油能力.

（2）芦草沟组致密油成藏非均质性显著，从下到上依次为近源聚集、纵向运移、近源聚集以及纵向运移.

（3）陆相致密油成藏非均质性普遍，原因在于沉积环境的变化比海相沉积环境要程度大、频率快，因此在对陆相富有机质层系的研究中，不能仅关注致密油，而需要从页岩油⁃致密油⁃常规油整个全油气系统的角度去考虑.