0 引言

天然气水合物是一种存在于低温、高压环境下的高结晶甲烷聚合物。海洋天然气水合物一般赋存于水深300~3 500 m的深水盆地、陆架坡折带等天然气水合物稳定域内。最近的天然气水合物调查证实，南海北部陆坡具备天然气水合物成藏远景，且资源潜力巨大^[1-7]。

琼东南盆地位于南海北部西端的海南岛东南海域，盆地西北与莺歌海盆地相接，北与海南岛隆起的斜坡相连，南为永乐隆起，东北以神狐暗沙隆起与珠江口盆地相邻，是一呈NE向展布的新生代沉积盆地(图 1)，水深范围为150~2 500 m，面积约4.5×10⁴ km²。其因巨大的天然气资源潜力，常与莺歌海盆地一起被许多地质学家统称为莺-琼大气区。陈多福等^[9]通过天然气水合物热力学稳定域计算预测：琼东南盆地生物成因天然气水合物分布于水深＞600 m的海底，稳定带最大厚度约314 m；热成因天然气水合物分布于水深＞450 m的海区，稳定带最大厚度约410 m。因此，就天然气水合物形成的气源条件和热力学基础条件而言，琼东南盆地满足天然气水合物稳定域内条件，可推测其应该是天然气水合物远景区^[10-11]。但是，最新的水合物调查研究^[12]表明，琼东南盆地发现的BSR(bottom simulating reflector)特征并不典型，在BSR不甚明显的地区，应该怎样评价天然气水合物资源或提高天然气水合物识别准确度？本文从天然气水合物形成所必须具备的气源、运移通道、有利沉积条件等几个方面探讨了琼东南盆地天然气水合物的成藏远景，弥补了在该区根据BSR判识评价天然气水合物的不足，以期为该区域天然气水合物资源综合评价提供支持。

1 天然气水合物成矿背景

新生代南海北部陆缘为拉张离散的大陆边缘，晚白垩世以后，华南陆缘在拉张应力作用下，地壳和岩石圈厚度减薄，陆缘向洋扩展，形成一系列的NE－NEE向断陷，这些断陷经历了早始新世—渐新世的断陷、中新世早—中期坳陷沉降、晚中新世以后的断块升降共3个演化阶段^[12]。琼东南盆地正是在这种演化背景下形成的被动陆缘拉张盆地，盆地呈NE向展布，总体表现为南北分带、东西分块的构造格局，自北向南可分为北部坳陷带、北部隆起、中央坳陷带及永乐隆起等隆坳相间的4部分^[8]。陈多福等^[8]通过对琼东南盆地天然气水合物温压场关系的计算表明，琼东南盆地天然气水合物稳定域主要位于中央坳陷带以及中央坳陷带与永乐隆起之间的隆坳接触带2个构造单元内，天然气水合物稳定域范围自东北至西南跨越了宝岛凹陷、松南凹陷、北礁低凸起、北礁凹陷、陵水凹陷和乐东凹陷等几个三级构造单元。

琼东南盆地油气地质研究^[13-14]表明，盆地新生代自下而上分布有几套烃源岩，分别为：始新统半深湖相泥岩；下中新统—渐新统陵水组—崖城组浅海相泥岩；中中新统—下中新统梅山组—三亚组滨海－浅深海相泥岩。据海洋石油研究^[15]表明，始新统中深湖相泥岩为富含有机质的优质烃源岩，其有机质丰度高，有机碳质量分数为1.60%~2.30%。另据地震解释及沉积相分析^[16]，始新统烃源岩主要分布于盆地裂陷早期的半地堑，除西部崖南凹陷外，琼东南盆地各凹陷中都有始新统。渐新统(包括崖城组和陵水组)广泛分布于琼东南盆地。崖城组业已证实为盆地的主力生气层, 沉积受半地堑控制。地球化学分析^[17]表明，崖城组间夹煤层及炭质泥岩，为优质的烃源岩，具有很好的生气潜力，是整个盆地钻遇地层中有机质丰度最高的层段；因此，中央坳陷带古近纪烃源岩具有良好的烃源条件。新近纪时，琼东南盆地的主要烃源岩均进入生排烃高峰期^[18]，2014年9月中海油在位于琼东南盆地中央峡谷乐东—陵水段内实施了陵水17-2井，通过试油获得日产气160×10⁴ m³、凝析油78 m³的重大突破，再一次证实陵水凹陷为富生烃凹陷，油气勘探潜力巨大^[19]。

对于形成水合物的气源而言，中央坳陷带内的生物气—低成熟过渡带气又是一个不容忽视的重要来源。生物气及生物—低成熟过渡带气源岩在琼东南盆地分布广泛，纵向分布上从第四系至黄流组，局部地区至梅山组均有分布；浅海相和半深海相泥岩有机质丰度和生烃潜力虽不太高，但均已具备和达到了作为生物气源岩的有机质丰度和生烃潜力标准^[20]。

根据以上琼东南盆地上第三系有机质丰度、成熟度等基本生烃指标，可以认为中新统、上新统莺歌海组都具一定的生烃潜力，将给琼东南盆地的天然气水合物的成藏提供充足的物质基础。

2 琼东南盆地BSR特征

从以上总结前人^[8-19]对琼东南盆地的构造特征和沉积学特征结论可知，盆地具备良好的天然气水合物成藏条件，在满足天然气水合物温压场区域内，构造活动活跃，沉积厚度大，存在优质烃源岩，且各类烃源岩现今都已进入了生气高峰期，但盆地内天然气水合物远景究竟如何？资源前景如何？基于对天然气水合物的评价，中国地质调查局广州海洋地质调查局近十年来对该盆地进行了针对天然气水合物的专项调查，采集了大量的高分辨率地震资料；以下从BSR识别出发，对琼东南盆地的天然气水合物成藏进行初步探讨。

2.1 琼东南盆地BSR特征

BSR即似海底反射，是指在地震剖面上近似平行于海底展布的反射界面。当气体供给及储集层充分的条件下，水合物稳定带的分布仅与地层的温度及压力有关，BSR代表水合物成矿带的底面，它是一个近似于平行海底的等温面，与地层产状无关，当地层产状与海底不一致时，BSR往往与地层斜交，这是识别BSR的主要特征之一^[20-21]。因此，BSR是最早也是目前使用最多、最可靠、最直观的推断天然气水合物是否赋存的地球物理标志，迄今为止全球所确认的海底天然气水合物很大部分是通过对地震剖面上BSR的识别来实现的。

地震剖面上识别BSR主要有以下几方面的依据^[22]。

2.1.1 BSR的分布与产状

水合物的存在需要一定的温度(低温)和压力(高压)，因此，在存在水合物的海底都有一个水合物存在的稳定域范围，在此范围之外，因温度太高或压力太低，或不会存在水合物或使水合物产生分解。因此，BSR是一个近似平行于海底的反射面，当地层产状与海底地形不平行时，可见到BSR明显与地层斜交的现象，这种现象在主动大陆边缘中较常见；而在被动大陆边缘中，由于构造变形微弱，BSR与地层斜交的现象并不多见，在大多数情况下，BSR与地层平行，仅在局部能见到BSR与地层斜交现象^[23]。

2.1.2 BSR的波形特征

反射波的极性实质上是由反射界面的反射系数(R)决定的，而反射系数则与界面两侧介质的波阻抗差异(ρ₁v₁—ρ₂v₂)(ρ为沉积物密度(g/cm³)；v为地震波在沉积物中传播速度(m/s)；ρv代表沉积物波阻抗值(MPa/s))有关。根据BSR的形成机理，BSR是含水合物层与下部地层(或含气层)的分界面，上部的高速层(水合物成矿带是相对高速体)与下部的相对低速层(如含游离气，则速度更低)形成一个强波阻抗面，反射系数为负值；而海底是海水和表层沉积物的分界面，上部海水层为低速层(相对海底地层而言)，下部正常沉积地层为相对高速层，反射系数为正值。因此造成了BSR与海底反射波的极性相反的现象，即反极性(reversal polarity)^[24]。

2.1.3 振幅与连续性

BSR表现为大致与海底平行的强反射波，横向上可在一定范围内追踪，但振幅强度及连续性变化较大。在BSR之上，因为地层含水合物，而含水合物地层一般都是未固结的松散沉积物，水合物晶体与地层胶结使沉积层质地均化，波阻抗差减小，一般可见到明显的成片或分散的反射振幅空白或弱反射。

2.1.4 速度特征

在BSR附近层位有时可见明显的速度倒转现象。其主要特征是BSR之上表现为速度上拉(velocity pullup)的拱形结构，而BSR之下则表现为速度下拉(velocity pulldown)的漏斗状结构。造成这种现象的主要原因是：由于块状水合物集合体造成地震波速度突然增大，在地震剖面上由于反射时间的缩短而引起同相轴的上翘；而速度下拉则是下伏游离气体所致^[25]。

在琼东南海域，由于中、浅部地层产状大多与海底平行，解释识别出来的BSR基本与层序反射界面一致或夹杂在地层反射层系中，因而，给BSR的解释和识别带来了一定的难度。在实际解释过程中，只有结合波形、速度以及其发育的部位等来综合判断。下面以在琼东南海域天然气水合物勘查中采集的两条典型剖面为例说明。

图 2为琼东南海域北礁低凸起内地震测线204部分段剖面。从图 2可见，箭头所示反射界面表现为与海底平行，强振幅、中—高连续性、与海底极性相反的特征。因此，该界面解释为BSR, 而且，BSR之上存在50 ms左右的空白带异常特征。图 3是北礁低凸起另一条地震测线188部分段剖面。从图 3可见，箭头所示BSR反射界面与海底平行，呈强振幅、高连续、与海底极性相反的特征，BSR之上存在30~50 ms的振幅空白带。通过以上两条测线的分析，可以初步确定琼东南海域有指示天然气水合物存在的地球物理标志——BSR。

对比追踪研究区内其他相邻测线，对琼东南水合物调查区地震资料进行仔细判读，可对琼东南盆地发育的BSR特征总结如下：在解释的所有BSR中，从振幅和连续性看，琼东南海域BSR的振幅和连续性变化较大，没有明显的规律性，但以强或中强振幅为主。中强振幅反映了BSR上下地层的物性(速度和密度)有较大的差异，即波阻抗差较大，其地质含义指示BSR上部沉积层中水合物的丰度较高或BSR下部含有较丰富的游离气。大部分都表现为高或中——高连续的BSR，中—高连续的BSR反映了BSR上下地层物性在横向上分布比较稳定，从分析结果看，这些连续分布的BSR也同时具有中强振幅的特征；同时，在BSR之上几乎都有明显或较明显的振幅空白带出现。因此，推断这些线段所处部位沉积物中水合物(或游离气)丰度较高，横向分布较稳定；相反在那些BSR振幅相对较弱、连续性较低的部位，可能反映沉积物中水合物(或游离气)丰度较低或横向分布不稳定等特点。从波形组合和极性特征看，发现大多数极性反转的BSR波形都表现为强振幅单峰波形，少数为成对出现的振幅波谷—波峰组合。

2.2 利用BSR特征识别天然气水合物的局限性

由上可知，琼东南海域天然气水合物资源调查识别了大量的BSR, 然而，在所有识别的BSR中，都缺少BSR识别的另一重要特征，即BSR与地层斜切特征。由前面综述可知，琼东南盆地自上新世以来，构造活动相对微弱，晚新生代沉积地层特别是第四纪地层沉积巨厚，地层产状大多数平行于海底，而由于天然气水合物赋存的稳定域限制，BSR也都有平行于海底的特征，这无疑会给BSR的准确识别增加了难度；据中国海洋石油总公司在该海域的油气调查结果^[9]可知，琼东南盆地浅表层沉积基本都是以砂岩、泥岩互层为特征，中浅层沉积存在大量与海底极性相反的地层界面(如图 2和图 3中, 在BSR之上存在多个与海底平行、而地震极性与海底相反的反射界面)，与海底极性相反在琼东南海海域只能作为识别BSR的参考性根据。因此，琼东南海域所识别的BSR带有一定的多解性，还可能有部分BSR识别得不够准确，也有可能有些BSR还没有识别出来，该海域天然气水合物资源评价还需要更多的证据。

更进一步来说，根据国外的勘探实践和研究经验，BSR与水合物的存在也并非一一对应关系，也就是说BSR并非是水合物存在的必要条件。1989年ODP(ocean drilling progran)127航次在日本东北部北海道岛滨外的俯冲带上的769A井中发现水合物，但在过井的地震剖面中没有发现明显的BSR^[26]。ODP112航次在秘鲁大陆边缘的两口钻井中也采集到了块状水合物样品，但在相应的地震剖面上未见有BSR显示^[26]。此外，DSDP(deep sea drilling program)84航次在中美海槽的4口钻井(490、498、565和570)中发现天气水合物，在这些位置也没有明显的BSR显示^[26]。ODP164航次994井也揭示了水合物的存在，但是在通过该井的地震剖面上并没有出现明显的BSR^[26]。对于这些现象，有两方面的原因值得深入思考：一是因为水合物在沉积层中的赋存状态是多种多样的，如层状、块状、不规则的充填状等，由此不难理解，只有那些具有一定规模(连续性)的呈层状分布的水合物带才最有可能形成具有一定规模的连续性的BSR；而那些呈块状或充填状分布的水合物富集区可能不会产生很明显的BSR，但很可能会在地震剖面上产生“亮点反射”(增强反射体)或空白反射带。二是如果水合物层的下部缺少游离气体，致使含水合物带与下伏地层之间波阻抗差极小，也不足以产生强振幅BSR。基于上述分析，进一步加强琼东南海域天然气水合物诸如气体运移通道、水合物有利沉积体等成藏条件研究就更显紧要和迫切。

3 气体运移条件

琼东南盆地天然气水合物成矿背景表明，盆地发展到新近纪，构造活动相对减弱，断裂不活跃，断层基本不控制沉积的发育，盆地沉积主要受热沉降和海平面变化所影响。琼东南盆地最新的天然气水合物调查研究为了从气源、气体运移通道等天然气水合物成藏条件评价天然气水合物资源，为该区天然气水合物的勘探评价提供佐证，对盆地内天然气水合物稳定带发育的断层、气烟囱等特殊构造体的分布、发育时期等进行了识别和圈定。

3.1 断裂运移通道

综前所述，琼东南盆地在晚白垩世以后形成一系列的NE——NEE断陷，这些断陷经历了早始新世——渐新世的断陷、中新世早——中期坳陷沉降、晚中新世以后的块断升降3个演化阶段。因此，盆地的沉积也经历了裂陷充填阶段和裂后充填阶段两个沉积演化过程。断裂构造主要控制裂陷阶段沉积，盆地的断层主要集中于古近纪，在中央坳陷带沉积中心，自晚渐新世至海底几乎见不到明显断层存在(图 3，T₃以上为晚中新世以来发育的地层)，古近纪断层大多属于同生断层，即断层活动的同时，沉积作用亦在进行；因此，断裂活动明显控制了琼东南盆地古近纪的沉积演化，而新近纪的沉积作用主要受控于热沉降和海平面变化。盆地始新统、渐新统崖城组和陵二段等主力烃源岩层生成的烃类气主要通过断层向上运移。从地震剖面上可看出，主生烃沉积凹陷中，推测的浅层气集中部位(剖面上表现为同相轴的突然中断，变为大片模糊带)大部分位于中—下中新统，而在这些部位下部往往可发现断至基底的断层存在(图 4)。而据油气特征研究^[15]，除中央坳陷带中部的崖南凹陷是第四纪为生排气高峰期, 其他凹陷以上新世相对为生排烃高峰期。因此，对于热成因的天然气水合物来说，在琼东南盆地，断裂发育对水合物形成的气源有着至关重要的制约作用。

琼东南盆地水合物调查区可识别出NE向的断裂构造带，根据琼东南盆地天然气水合物成藏构造要素图(图 5)，以断至基底的断层为统计，平面共组合断层39条，均为正断层，以NE、NNE向为主，个别NW向，规模较大的断层位于坳陷与隆起、坳陷与断阶带分界处，对坳陷与隆起、凹陷与凸起的构造单元分界起明显的控制作用，且大部分断层都是从基底断起，深部断层多、断距大，由深往浅断距逐步变小(图 3、图 4)。在盆地坳陷中，断层主要分布于古近系，控制着盆地断陷期的沉积模式，在断阶带和隆起部位，断层也是以古近系发育为主；新近系则主要是一些同生断层，新近纪断层基本与岩体相伴生，推测与相邻岩体活动属同一时期。

因此，琼东南盆地古近纪断裂活动频繁，沉积受断裂控制，为大型坳陷中心即沉积中心所在。这些断层虽然大部分在新近纪油气运聚期间已经停止活动, 但是它们向上还是切割了古近系的砂岩输导体系。因此，古近纪时断层活动期间形成的断裂岩侧向连通性会对后期流体沿砂质岩侧向输导体系的运移产生了显著影响^[27-28]。

3.2 底辟(气烟囱)运移通道 3.2.1 气烟囱与天然气水合物气源

据世界天然气水合物发现区的地质构造特征研究发现，底辟构造和天然气水合物的形成与聚集有密不可分的关系^[29]。海底泥火山和泥底辟是海底流体逸出的表现，当含有过饱和气体的流体从深部向上运移到海底浅部时，由于受到快速的过冷却作用而在泥火山周围形成了天然气水合物。如墨西哥湾、鄂霍茨克海、里海、黑海等已在沉积物中获得水合物，对这些地区天然气水合物的赋存情况分析表明，泥底辟或泥火山顶部附近普遍存在水合物^{[22, 27, 30]}。

气烟囱是另一种气体运移形式，既不同于断层，也不同于底辟；与断层和底辟这类客观的构造地质实体相比较，应该说气烟囱既是一种构造，也是一种效应。从静态的角度看，其形态似裂缝群；而从动态的角度分析，它随着热流体的沸腾作用，又具有幕式张合的特征。伴随着沸腾作用的发生，大量气泡向上浮涌，进而引起体系内部的对流发生，体系内的这种对流作用不仅使气体向上运聚，而且还可带动油等液相物质向上运聚。

烟囱核部为热流体(油气)向上窜流的裂缝群，因充满低密度流体，在地震剖面上表现为杂乱反射或弱反射，故也称地震烟囱。烟囱构造已引起越来越多学者的关注^[29]。之所以特殊：其一是因为其受热流体活动的控制，具动态特征；其二是它常与底辟、断裂等构造伴生，既包括垂向泄压形成的断层、底辟的伴生构造，也包括侧向疏导泄压形成的层间伴生构造^[30]。利用气烟囱可以预测超压和海底构造的稳定性^[31]。

从以上底辟与气烟囱的定义可知，底辟构造，特别是泥底辟与气烟囱之间，无论从形成机理与对水合物和油气控制作用而言都有非常相似之处。但从地震剖面还是可以区分出来的，一般而言，泥底辟形成时对围岩都有一定的地层牵引作用，即围岩产生变形；而气烟囱只是一种流体运移的现象，其显示在地震剖面上是可以不产生围岩变形的。

3.2.2 气烟囱发育特征

关于琼东南盆地气烟囱与水合物成藏关系，前人已做过一些工作, 为本次研究提供了很好的基础和启发^[30]。本次研究主要是从对天然水合物成藏作用出发来研究底辟和气烟囱，故对底辟和气烟囱没有进一步加以区分，而统称为气烟囱。

根据区域地质和中国海洋石油总公司的钻探资料^[31]证实，琼东南盆地是一个异常高压盆地。因此，推测琼东南调查区应是气烟囱发育区。本次研究在区内地震剖面上识别了大量的气烟囱，它们在地震剖面上主要表现为以下特征：

规模大小不一，一般深坳陷部位规模较大，隆起区或断阶带小凹陷内规模较小；表现形态各异，以指状、柱状为主，也有的呈酒瓶状、圆锥状等；刺穿层位不一，有的刺穿至第四纪地层，离海面非常近，但有的只不过刺穿下中新统或上中新统，推测主要因为盆地内引起底辟的构造应力强度分布不均所致(图 3)；分布于各个构造单元，以中央坳陷带为主，其次是中央坳陷带和南部断阶带接合处，可能与这些部位的新生代沉积较厚，以及同生断裂较为发育有关。

烟囱区在地震剖面中都表现为横向上反射同相轴变得模糊，与围岩之间没有明显的分界面存在，有些在其下部可见速度下拉现象，几乎在所有气烟囱上部或两侧都可发现反射振幅增强体(图 6)。在提取的瞬时频率剖面上，在气烟囱内可见较为明显的低频区，可证实气烟囱内存在流体富集(图 7)。

因此，琼东南盆地气烟囱与水合物关系十分密切，对于中深层形成的的烃类流体，由于盆地内断至中浅层的油源断裂极度缺失，烃类流体向上运移的主要通道以气烟囱为主。气烟囱是琼东南海域寻找水合物最有意义的构造类型。

4 有利沉积体

沉积环境对水合物的聚集成矿有明显的控制作用。影响和控制水合物的发育和赋存因素包括沉积环境、沉积相类型、砂泥比以及沉积体的沉积速率。海底重力流沉积中如等深流和浊流沉积，因其沉积速率高、含砂率适中、孔隙空间较大而有利于水合物的发育；砂泥比是影响水合物成藏的另一个控制因素，过高或过低均不利于水合物的发育。地层中含砂率过低、储集空间小、孔隙水少，不利于水合物的形成；反之，如果含砂率过高，封闭性随之减弱，同样不利于水合物的形成。此外，较高的沉积速率因其迅速埋藏、快速堆积而易形成欠压实区，可构成良好的流体输导体系，也有利于天然气水合物成藏^[32]。对于琼东南盆地而言，新近纪沉积物源可分两部分：对于北部坳陷带、北部隆起、中央坳陷带靠北部分，沉积物主要来自北西部海南隆起陆源碎屑物越过北部低隆起而到达深水区；而在盆地南部，除一部分来自西北部海南隆起陆源碎屑物外，也有一部分来自于西沙隆起区的剥蚀、侵蚀作用^[33]。由于新近纪盆地的快速沉降，特别是盆地西部靠近莺歌海盆地地区，红河—莺歌海断裂带来的大量第四纪沉积使盆地沉积了巨厚的第四系，形成了一系列低水位期的盆底扇、斜坡扇、海底水道和浊积扇等粗碎屑沉积；同时，将早—中中新世发育于该海域的大型古水道迅速覆盖，这些都是该海域天然气水合物成藏的有利沉积条件。

研究区内沉积相(图 8)研究表明，研究区天然气水合物稳定带的西北部发育三角洲、滑塌扇和斜坡扇沉积，中部以发育深海相和水下河道为主，而南部在大面积发育深海相基础上，开始发育了大量浊积扇和台地碳酸盐岩。从BSR的分布范围与沉积相分布图和P_s值图(砂泥岩比)相叠合来看，特征明显的BSR都分布于地形上坡度较陡的斜坡带上，这些部位也是三角洲、滑塌扇和斜坡扇非常发育的部位，它们所对应的砂泥岩比为25%~50%，沉积物粒度中等偏细。由上述分析可知，这些沉积体能为天然气水合物的形成提供充足气源。此外，在研究区南部，发育大规模的浊积扇体，这些浊积扇一般形成于高能扰动的水动力环境，具快速堆积的沉积特征，沉积速率高。而且，浊积岩层序中的异地黏土岩，其有机质要比深海黏土丰富得多，可作为生物成因气的源岩，也是天然气水合物发育有利相带。

5 有利构造分析

琼东南盆地古近纪广泛发育的NE、NEE向断裂为油气成藏富集的烃源断裂。新近纪以来，虽然整个盆地进入坳陷期，断层不控制沉积，但在构造高部位、斜坡带，由于深大坳陷内烃类流体的不断聚集，以及地层快速沉积所产生的超压作用，使深部高温、高压流体沿先期断裂的地层薄弱带向上运移，在地震剖面上表现为浅层出现大片的反射模糊区带。这种反射模糊区带不仅是流体的垂向运移通道，而且，当这种高温、高压流体向上运移至上中新统浅海相烃源岩沉积时，加速了新近纪成熟－欠成熟烃源岩的有机质烃类转化，使中－上中新统烃源岩为向上运移的高成熟烃类流体补充了大量生物气或生物－低成熟气。使得盆地深部产生的天然气通过前述的各种运移通道向斜坡带运移，并最终在天然气水合物稳定带内形成天然气水合物藏。另据沉积特征研究^[34]，琼东南盆地晚第三纪沉积属于欠压实的浅海-深海相沉积，地层岩性以砂岩、泥岩互层为主，这种连通性良好的低位浊积砂体为运移至浅层的烃类流体提供了侧向运移通道，地震剖面上大量横向出现的反射振幅增强体佐证了流体的侧向运移。

6 结论

1) 琼东南盆地发现的BSR特征并不典型，要准确评价该区域的天然气水合物，还需要综合考虑气源、运移通道等其他证据。

2) 琼东南盆地古近纪广泛发育的NE、NEE向断裂成为了油气成藏富集的烃源断裂。新近纪以来，虽然大部分油源断裂停止了活动，但在盆地内广泛发育的气烟囱构造对流体的继续向上运移提供有利的垂向、侧向通道，当底辟中的高温、高压流体进入中新统，也加速了中新统有机质的烃类转化。

3) 中新世油气运聚通道以不整合面和伸向烃源深凹陷的砂体以及能沟通下第三系烃源的部分纵向断层为主。上新世以来，盆地深水区发育的深海相海底扇，由于岩性的非均一性和侧向连通性，使其成为了浅部气侧向运移的主要通道。琼东南盆地海域具备天然气水合成藏的有利条件，特别是中央坳陷带内发育了大量气烟囱的位置及其附近海底浅层应是天然气水合物发育的重点目标区。