国内外很多克拉通盆地内的大型古隆起上都发现了大油气田，古隆起是大油气田勘探的有利领域。古隆起对油气藏形成、富集的控制作用已被很多学者所关注。笔者从古隆起形成演化的恢复及古隆起石油地质特征等方面对琼东南盆地北礁古隆起开展了综合研究，初步建立了北礁古隆起控油气作用的基本模式，并总结了该古隆起可能的油气藏分布特征，以期能够指导北礁古隆起油气勘探实践^[1]。

1 北礁古隆起构造演化 1.1 北礁古隆起区域地质特征

北礁古隆起位于琼东南盆地中央坳陷与南部断坳之间，是一个面积约7 900 km²的大型古隆起(图 1)。北礁古隆起主要勘探目的层位为新生界碳酸盐岩和前新生界(岩性复杂)层系。该区新生界发育较全，古近系沉积相对薄，隆起高部位缺失，新近系沉积披覆在隆起上，厚度明显大于古近系(表 1)。

1.2 北礁古隆起构造演化过程

利用平衡剖面技术恢复了A-A’剖面构造演化过程(图 2)。由图 2可见，北礁古隆起经历了裂陷期、热沉降期和新构造期等3个阶段。始新世、渐新世裂陷期，北礁古隆起南北两侧的边界断层持续活动，逐步形成北礁古隆起及周边隆凹相间的格局，凸起相对隆起发生剥蚀，缺失始新统；局部地区沉积了海陆过渡相崖城组和海相陵水组等2套地层。早、中中新世热沉降期沉积了三亚组和梅山组地层，由于沉降幅度小，沉积地层厚度相对裂陷期和新构造期较薄。中新世以后，北礁古隆起逐渐归于沉寂，随盆地整体沉降^[2]。

2 北礁古隆起石油地质特征 2.1 烃源岩条件

北礁古隆起存在两套主力烃源岩。第一套烃源岩是渐新统海陆过渡相泥岩，第二套烃源岩是始新统湖相泥岩。这两套烃源岩主要分布在乐东凹陷和华光礁凹陷内部，分布广泛，厚度大，有机质丰度高，热演化程度高。乐东凹陷内，始新统烃源岩排烃高峰期为23 Ma，受南海构造运动的影响，还存在9 Ma的次要排烃期，崖城组烃源岩主要排烃峰值期为8 Ma，现今处于生气阶段；华光礁凹陷排烃高峰略晚于乐东凹陷，其中，始新统存在两个排烃峰值期分别为22 Ma和7 Ma，崖城组排烃高峰为4 Ma至现今^[3]。

2.2 储盖组合条件

北礁古隆起自前新生界至新近系共发育2套储盖组合：第一套是中新统(梅山+黄流)—黄流组(莺歌海组)储盖组合，分布于古隆起顶部及斜坡部位。储层为中新统梅山组生物礁灰岩，盖层为黄流组的浅海泥灰岩和致密钙质砂岩，莺歌海组为区域盖层，属于下生上储式储盖组合。第二套是前新生界基岩风化壳—中新统储盖组合，分布于古隆起顶部。储层为前新生界基岩风化壳，长期暴露地表，经受风化剥蚀作用形成，盖层为梅山组和黄流组泥灰岩，属新生古储式储盖组合^[4]。

2.3 油气运聚条件

北礁古隆起的油气运移方向总体具有由凹陷向隆起运移的趋势，源自凹陷的油气沿古近系的多期不整合面侧向运移，在古隆起上发育的基岩风化壳圈闭、基岩裂缝圈闭、地层圈闭等多种类型的圈闭中聚集。同时，由于古隆起上深大断裂极其发育，油气沿这些沟通了烃源岩的断裂向上垂向运移，在背斜圈闭、断背斜圈闭、礁滩体圈闭中聚集成藏。

2.4 保存条件

北礁古隆起是一个早期活动强、后期活动弱的长期继承性发育的古隆起。古近系沉积时期，构造活动强烈，断裂发育，并与烃源岩大量排烃期重合，有利于油气成藏；渐新世末一中新世末，构造活动微弱，圈闭定型，有利于油气藏保存。

3 北礁古隆起控油气作用原理与基本模式 3.1 多种类型圈闭

北礁古隆起的形成演化控制了构造带的形成演化，进而控制了圈闭的形成演化，导致了圈闭类型的分带性，各层系的不同类型圈闭叠置分布的特征也十分明显。

北礁古隆起主要发育由潜山+地层+岩性+断背斜+背斜等构成的潜山披覆复合构造圈闭。古潜山面为剥蚀面，把潜山披覆构造分割成两部分组成，剥蚀面以下是老岩层组成的古潜山的核部构造，剥蚀面之上是新地层组成的超覆或披覆构造。根据钻井揭示，琼东南盆地古潜山构造的核部一般由前第三系的变质岩、花岗岩组成，披覆构造的地层一般为中新统。受南海南部神狐运动、珠琼运动和南海运动的影响，前新生界基底长期暴露地表遭受风化剥蚀，形成风化壳，直到晚渐新世或早中新世之后，才开始潜入水下，接受晚渐新世一中新世及以后地层的沉积，形成地层超覆和潜山披覆构造。区块内古潜山及其上的披覆构造主要受到断层的控制，披覆构造主要表现为半背斜和断背斜圈闭类型，形成时间较晚，大多定型于中新世末期。圈闭面积较大，一般大于50 km²，埋深一般小于4 000 m。

3.2 多种类型输导体系

输导体系对油气成藏具有重要意义。输导体系由砂体输导层(碎屑岩层)、断裂、不整合面、岩溶孔洞缝介质(碳酸盐岩)以及这些输导要素的组合构成。不同岩性类型油气藏的输导体系组合形式有所差别。北礁古隆起地区沿缓坡带发育三角洲，陡坡带发育的水下扇分布在近岸带或近岸凸起区，下部即为煤系源岩。因此，北礁古隆起三角洲或水下扇往往形成流体的低势区，其骨架砂是良好的天然气等流体的输导体，加之朝斜坡或陡坡凸起方向又是断裂、不整合及其之上砂岩发育区，运聚方向整体表现出“相控”天然气优势运聚的特点。

3.3 最有利运聚指向区

油气的运移受流体势的控制，在浮力作用下油气总体由高势区向低势区运移。这种优势取向性表现为油气总是沿最有利的构造路径向隆起高部位运移。古隆起具有低势特点，周边源岩排出的油气在浮力作用下向古隆起运移，在这一过程中，遇到合适的圈闭后就会聚集成藏。长期以来，北礁古隆起周围分别被中央坳陷与南部断坳所包围，一直是油气运移的最有利指向区。

3.4 古隆起控制油气藏分布模式

通过综合分析，归纳出北礁古隆起控制油气藏分布的两类6种模式。第一类发育于新生界的地层内，相对于下伏的前新生界潜山而言属于“山外”型油气藏分布模式(图 3)，可进一步细分为披覆背斜类油气藏、断背斜类油气藏、生物礁滩类油气藏、地层类油气藏4种类型；第二类发育于前新生界的地层内，属于“山内”型油气藏分布模式(图 4)，可进一步细分为基岩风化壳型油气藏、裂缝型油气藏2种类型。

在北礁古隆起的山外顶部可形成披覆背斜类油气藏和断背斜类油气藏，顶部和周边可形成生物礁滩油气藏，斜坡上可形成地层超覆油气藏；在北礁古隆起山内顶部形成基岩风化壳型油气藏；顶部及斜坡的内幕可形成裂缝型油气藏。

4 结论

(1) 北礁古隆起位于琼东南盆地中央坳陷与南部断坳之间，经历了裂陷期、热沉降期和新构造期3期构造演化，具有长期继承陛发育的特点。

(2) 北礁古隆起发育多种类型圈闭，具有多种输导体系，是浮力作用下油气运聚的有利指向区。

(3) 北礁古隆起可形成两类控藏模式。第一类是指古隆起顶部新生界内可能形成的油气藏，称之为“山外”型油气藏模式；第二类是指前新生界内可能形成的油气藏，称之为“山内”型油气藏模式。