源储压差（source-reservoir pressure difference），工学-石油与天然气工程-非常规油气-〔非常规油气地质勘探〕-〔非常规油气成藏〕，烃源岩层的剩余压力与储层孔隙流体剩余压力的差值。又称源储剩余压力差。石油和天然气极易流动，在压力差的驱动下可由高压区流向低压区，对于空间上彼此分离的烃源岩和储层油气成藏组合模式，二者之间的剩余压力的差异决定了油气运移方向和运聚能力的大小，为油气成藏提供动力。泥质沉积物（烃源岩）和砂质沉积物（储集岩）物理化学性质存在差异，因此，在盆地持续沉降、整体上升等阶段所发生的生烃、砂岩剥蚀、黏土矿物转化、欠压实和水热增容等一系列作用下，均可造成源储压力差。①持续沉降阶段的源储压差。相对密度较大的干酪根转化为相对密度较小的石油和天然气，可造成烃源岩的孔隙体积膨胀，在密闭的空间内，封存压力逐渐增大，形成生烃增压。砂泥岩之间存在弹塑性差异，受压实作用后，作用效果不同，产生 “非均衡压实作用”，从而使封闭作用增强，上覆负荷持续增大，在砂泥岩之间定会产生较大的压力差，即为源储压差。