近年来中国古生界海相油气地质研究和勘探取得较大进展，新发现大中型油气田40多个，其中大型油气田16个。截至2005年全国海相油气资源359×108t油当量，其中原油135×108t，天然气22.4×1012m3，目前油气资源探明程度仅为8%～10%。海相层系分布面积大，油气资源丰富，油气勘探程度低，勘探成果表明，随着理论认识的升华、科学技术的进步，新发现的海相碳酸盐岩层系油气田越来越多，越来越大，显示我国古生代海相碳酸盐岩油气前景巨大。
1.不少地区发现古生界烃源层
最新研究表明，元古宙—古生代生物类型多样，海洋微生物产量约是现代的40%～50%，具有发育良好的烃源岩的物质基础;早古生代发育于深海热液喷口有关的化合(厌氧或黑暗)生物群落，构成了海相油气资源的一个重要基础。
目前新发现的海相烃源岩地区呈现越来越多的趋势。
东北地区:大兴安岭东部、吉林九台杨家沟、敦化、伊春、永吉、延吉、鸡东、双阳、辽阳灯塔县等地均发现石炭系—二叠系烃源岩，主要为暗色泥岩、页岩、泥灰岩、石灰岩等，可见厚度100～360m。
华北地区:发现元古宇、古生界寒武系—奥陶系及石炭系—二叠系烃源岩。经胜利油田等初步研究估算油气资源量为28×108t油当量。
青藏地区:在羌塘盆地等发现石炭系、志留系、奥陶系等较好烃源岩;在松潘－阿坝地区发现古生界等多套优质烃源岩。
柴达木－走廊地区:发现石炭系—二叠系烃源岩厚度大、分布广。
塔里木盆地:志留系沥青砂岩厚度大、分布广，经过中国石化石油勘探开发研究院研究及模拟实验认为可作为新的烃源岩，为塔里木盆地增加数十亿吨油气资源量。
2.碳酸盐岩有效烃源岩下限
近年来中国石化石油勘探开发研究院对海相碳酸盐岩二次生烃问题作了反复研究，特别对塔里木盆地奥陶系灰岩进行了热模拟实验。研究结果认为:在二次生烃时，可产生液态烃高峰;经过一次生烃的样品，二次生烃时，在不高于一次生烃经历的古温度就有烃类生成，表现了二次生烃作用起步更快的特征;经历二次生烃的烃源岩，其两次累计的生烃量比连续生烃的量大。
加水热压模拟实验说明，在生油高峰或模拟温度350℃时，灰岩排烃下限TOC值为0.12%左右，吸附烃量为0.3216mg/g，排烃量约为1.2324mg/g;泥岩排烃下限TOC值为0.33%，吸附烃量约为灰岩吸附烃量的5倍。热解模拟实验表明，灰岩排烃下限TOC值为0.124%，吸附烃量为0.8468mg/g;泥岩排烃下限TOC值约为0.08%，吸附烃量为2.6177mg/g，泥岩吸附烃量要远大于石灰岩吸附烃量。
从冀北坳陷的中元古界蓟县系等海相烃源岩样品热解分析也可以大致推算出灰岩的排烃下限TOC值约为0.08%，吸附烃量约为0.35mg/g。排烃下限值与吸附烃量、干酪根类型及有机质成熟度有关。
海相碳酸盐的烃吸附量一般在0.35mg/g左右，变化在0.20～0.85mg/g之间;泥页岩烃吸附量一般在1.25mg/g左右，变化在0.46～2.62mg/g之间。高成熟度—过成熟度海相碳酸盐排烃下限TOC值为0.08%左右，成熟海相富烃碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.03%左右。1992年塔里木奥陶系灰岩排烃下限TOC为0.2%，得到进一步验证(康玉柱等)。
3.古岩溶储集体
经过近几年对古生界海相碳酸盐岩岩溶储集体的勘探和研究，明确了5种储集体类型及5种储集体空间类型。
(1)古岩溶储集体和储集空间类型
古风化壳:碳酸盐岩经过较长时间的暴露风化淋滤作用，形成十分发育的古岩溶。通过对塔里木盆地塔河大油田的研究，自上而下可分为3个带，如图1.2所示。
生物礁滩:近年来在塔里木盆地、四川盆地等古生代台地斜坡均发现了较发育的生物礁滩相，有塔里木盆地柯坪隆起的苏巴什，巴楚隆起的一间房、永安坝，塔河－轮南地区沙雅隆起、卡塔克隆起Ⅰ号断裂坡折带，库鲁克塔格、乌里克塔格地区，阿尔金隆起的环形山及四川盆地川东北和川中地区。这些生物礁滩在淡水淋滤作用下更易形成良好的空隙储集空间、富集油气。如塔里木中部塔中Ⅰ号构造带中下奥陶统生物礁滩，已探明亿吨级大油气田的四川盆地东北部普光大气田等均属此类。
鲕粒滩、颗粒灰岩:这一类型在塔里木地块、华北地块及扬子地块海相碳酸盐岩中均有发育，是孔洞缝发育的储集体，它是川东普光大气田的重要储集类型。
白云岩:白云石化作用使碳酸盐岩产生众多裂缝和孔隙，在白云石化过程中石灰岩被交代而成白云岩，自然形成了孔隙。据研究，当白云石的含量达80%时，孔隙度可增加到20%～30%。
岩石裂缝:碳酸盐岩、泥页岩裂缝发育成为储集类型之一。
图1.2 塔河油田S17井岩溶剖面柱状图
储集体空间类型也多样，包括孔洞型、裂缝型、孔洞－裂缝型、孔隙－裂缝型、缝洞型等。
(2)古岩溶储集体形成的主要因素
①古风化壳的作用，包括古气候、古水流、古地貌等;②构造断裂作用，断裂促进古岩溶发育，断裂越发育地区古岩溶越发育;③有机酸作用;④深部热液作用;⑤白云石化作用;⑥取决于岩石成分。不用的岩石溶蚀作用不同，如同等条件下石灰岩不如白云岩易溶蚀。
4.油气成藏特征及成藏模式
(1)成藏特征
根据油气成藏史研究，结合区域构造演化史、生烃史等，对塔里木盆地塔河大油田奥陶系油气藏成藏期进行了研究，结果认为有4个成藏期。
加里东中晚期—华力西早期:满加尔坳陷寒武系—中奥陶统烃源岩已进入生油阶段，大量油气排出并向阿克库勒凸起运移，在本区下奥陶统中形成相当规模的油气聚集。泥盆纪末的华力西早期运动，使本区志留系—泥盆系及上奥陶统大部被剥蚀，中、下奥陶统也受到部分剥蚀，油气藏遭受暴露而被破坏。在缝合线及裂缝中含烃类的水溶液包裹体便是该期油气藏残留的痕迹。
华力西晚期:满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入生油高峰，所生成的大量油气沿不整合面、断裂及裂缝向阿克库勒凸起运移，并在本区中下奥陶统岩溶缝洞系统中聚集成藏。由于中、下奥陶统之上有较厚的石炭系—二叠系盖层而形成良好封堵。因而，该期是塔河油田奥陶系油气藏最主要的成藏期。二叠纪末的华力西运动晚期，石炭系—二叠系普遍受到剥蚀，但本区仍保留有500～600m的下石炭统，使华力西晚期形成的油气藏得以保存。只是由于本区之北的阿克库木断裂构造带西段华力西晚期运动强烈，石炭系—二叠系被剥蚀殆尽，下奥陶统裸露地表，使该区奥陶系油藏严重破坏。由于受大气淡水的强烈影响，塔河4区及塔河6区油藏受到严重的氧化水洗、生物降解(在其原油中普遍检测到25－降藿烷系列)，油藏受到轻度破坏，油质变差，成为低凝固点、高黏度的重质稠油。
燕山期—喜马拉雅早中期:寒武系—中奥陶统烃源岩主体已进入高成熟度至过成熟度阶段，以生气为主，在沙雅隆起区成熟度相对较低，可生成一定数量的原油。高成熟的油气仍沿不整合面及断裂运移，充注到已在华力西晚期形成的油气藏中。
喜马拉雅晚期:寒武系—中奥陶统烃源岩均已进入高成熟度—过成熟度阶段，所形成的气沿不整合及断裂、裂缝运移，充注到先期形成的油气藏中。
另外，有不少研究机构对四川盆地天然气也做了大量研究，认为四川盆地天然气有3个成藏期:华力西期、印支－燕山期和喜马拉雅期。
(2)成藏模式
以比较典型的塔里木盆地塔河大油田为例进行深入研究，主要有4种成藏模式，即早期聚集型(塔里木盆地塔河油田艾丁4油田稠油)、早期裂解再聚型(塔里木盆地和田河气田、孔雀河英南2气藏)、多期聚集型(塔河油田3－4区)、晚期聚集型(塔里木盆地巴什托哈德油田)。
另外，四川盆地的天然气气藏也有2～3个成藏模式。
综上所述，我国古生界海相油气资源潜力巨大，是我国油气勘探的重要领域。