彭阳地区处于鄂尔多斯盆地西缘,横跨西缘逆冲断带和天环坳陷2个二级构造单元。延安组沉积在平面上发育辫状河三角洲平原相,垂向上表现为河道砂体与沼泽泥岩间互叠置。彭阳地区延安组油气来源于三叠系延长组,延长组整体致密,物性差,是较为典型的岩性油气藏。延安组油层砂体发育且物性良好,但其油藏规模局限,与由于储层上部缺乏封闭能力强的盖层从而导致石油向上逸散有关。因此良好的储盖组合对于寻找油气富集有利区带有很重要的影响。本文着重从储盖组合角度探讨其对油气富集的影响。本论文依托大量的地质资料和已完成项目资料,结合测井解释资料,横向上划分了沉积微相,在平面上确定了储盖位置,纵向识别了储盖发育层系,计算了盖层泥岩厚度及泥地比。此外,利用先进的测试分析方法结合岩芯分析资料,建立了储、盖层孔隙度、排替压力测井解释模型,计算了储、盖层的孔隙度、排替压力差值参数。选取储存系数、泥岩厚度,泥地比、孔隙度和排替压力差值五个参数对研究区的储盖组合进行了综合评价及等级划分,进而探讨储盖组合对石油富集的影响。主要取得了以下认识:（1）延6～延9分流河道为储集层主要发育区域,分流间洼地为良好的区域盖层。盖层泥岩厚度平均达到20～23m,泥地比平均达到54～64%。（2）根据已有的实测数据,结合测井资料建立测井解释模型,计算砂岩孔隙度平均13%～15%,盖层孔隙度平均在11.87%～13%;储层砂岩渗透率平均在16×10-3μm~2～249.6×10-3μm~2,泥质岩渗透率平均为5.5×10-3μm~2～139.3×10-3μm~2;砂岩排替压力平均在0.09 MPa～0.18MPa,盖层泥岩排替压力平均在0.16 MPa～0.32MPa之间。（3）延7储、盖层平均孔隙度差值为2.7%,延8储、盖层平均孔隙度差值为2.4%,延9储、盖层平均孔隙度差值为1.8%;延7储、盖层平均排替压力差值为0.18MPa,延8储、盖层平均排替压力差值为0.38MPa,延9储、盖层平均排替压力差值为0.2MPa。（4）彭阳地区延7、延8段以二类、三类储盖组合为主,一类次之;延9以三类储盖组合为主,一类储盖组合面积较小。研究区高产井多数分布在一类和二类储盖组合处,在三类储盖组合处零星分布。根据上述研究成果,最终筛选Z188、Y244、Z178三个井区为建产有利区带,M13、Y74、Y114三个井区为预测有利区。