1.古生界油气资源丰富
1)我国经过3次油气资源评价，全国石油资源总量1086×108t，天然气56×1012m3，其中，古生界油气资源量为350×108t油当量。这一资源量只是现阶段研究程度和油气勘探程度相对较低的情况下计算的结果。但从战略上讲它不能代表我国实际的油气资源状况。
2)从我国3次油气资源评价情况看，由于油气勘探工作不断深入，有的盆地油气资源量一次高于一次，如塔里木盆地古生界油气资源量第一次60×108t油当量，第二次70×108t油当量，第三次114×108t油当量。另外，鄂尔多斯盆地第一次资源评价量为2×1012m3，第二次为6.5×1012m3，第三次为10.8×1012m3，四川盆地等也有相似的进展，表明我国古生代油气资源很丰富。
3)塔里木盆地沙雅隆起(塔北隆起)1990年之前该隆起油气资源量为10×108t油当量，但塔河大油田发现后，油气资源量飙升到38×108～40×108t，近年勘探成果表明，草湖凹陷以西连片含油，目前在该隆起探明油气储量约为15×108t油当量。笔者预测沙雅隆起可能形成特大型(大庆式)的油气田。
综上认为，中国古生代油气资源量，可能是现在油气资源量的一倍。
2.中国古生界海相油气资源转化率低
中国古生界海相油气资源转化率目前全国转化率平均为10%左右。
3.古生界油气资源潜力巨大
自1984年塔里木沙参2井实现古生界海相油气首次重大突破后，在国内出现连锁反应，发现13个大型油气田。但这仅是刚刚起步。据目前阶段性油气资源评价为350×108t油当量。其资源转化率为10%左右，况且尚有广大地区基本未开展勘探工作，由此认为，古生界海相油气勘探是今后我国主要勘探领域之一。也是众多大油气田发现的主要领域。
近几年来，国土资源部、各石油公司及高等院校开展了全国油气战略选区并取得了一批重大的研究成果，对一些新区、新领域油气地质条件获得了创新性认识，为我国古生界油气资源评价提供了基础资料。如东北地区石炭系—二叠系，青藏地区古生界;中国南方的古生界及我国海域的中生界—古生界等等，上述地区的古生界含有较好的烃源岩，油气资源还未得到全面系统的计算。
(1)东北地区
东北地区古生界为一套裂陷－克拉盆地沉积。古生界分布广泛，没有区域性变质，烃源岩发育。通过地质调查，确定东北地区东部的磐石、西部的东西乌旗、呼伦贝尔盟和兴安盟等地区，晚古生界发育4套泾源岩系(张兴州等)。
第一套为下泥盆统。典型剖面见于乌奴耳附近，出露的下泥盆统泥鳅河组上段，为泥岩、灰岩，厚度为91.43m。
第二套为下石炭统。典型剖面见于磐石附近和西尼气附近。其中磐石附近出露的暗色岩为下石炭统鹿圈屯组，厚108.9m。西尼气附近出露的暗色岩为下石炭红水泉组，暗色泥岩－粉砂质泥岩－泥灰岩厚度大于415.4m。
第三套为中二叠统。典型剖面见于索伦附近出露的中二叠统哲斯组，灰黑色泥岩－粉砂质泥岩厚度大于600m。
第四套为上二叠统林西组。典型剖面见于索伦附近和西乌珠穆沁旗石林附近。其中，索伦附近出露的暗色岩为上二叠统林西组，暗色泥质粉砂岩－泥岩－粉砂质泥岩厚度为509.8m。西乌珠穆沁旗石林附近出露的暗色岩为上二叠统林西组，黑色碳质页岩－暗色泥岩厚度为122.6m。
以东部的磐石地区为例，下石炭统鹿圈屯组烃源岩的有机碳含量为0.6%～1.3%，有机质类型多属Ⅱ1—Ⅱ2型，有机质成熟度Ro值为0.8%～2.4%，属高成熟—过成熟阶段(少数为成熟阶段)，总体评价为较好烃源岩。
磐石地区下石炭统鹿圈屯组烃源岩与东北部分地区石炭系—二叠系暗色岩有机地球化学分析数据比较表明，磐石地区烟筒山和明城剖面的有机质丰度较高，干酪根类型均为Ⅱ1－Ⅱ2型，Tmax值主要集中在455～500℃(高成熟)，仅索伦、烟筒山和明城剖面有机质成熟度为成熟阶段。
石炭系—二叠系钻井样品的有机质丰度高于露头，钻井样品的有机质类型为Ⅲ型，露头主要为Ⅱ1型、Ⅱ2型，部分为Ⅲ型，露头样品的热演化程度比较高，而钻井样品的有机质成熟度不同地区热演化程度相差较大。
石炭系—二叠系野外露头样品与井下样品的对比表明，野外露头生油岩有机碳主要介于0.6%～1.5%，少部分大于1.5%，有机质丰度应达到中等;盆地内石炭系—二叠系的有机碳值明显高于野外露头，大多数样品达到好生油岩标准。钻井岩心和野外露头样品干酪根显微组分分析结果表明，石炭系—二叠系烃源岩有机质类型主要有Ⅱ1型、Ⅱ2型，部分为Ⅲ型。有机质成熟度研究表明，野外露头样品的Ro值在0.8%～1.4%之间;另一组样品的Ro值分布在2.2%～3.4%之间。所有样品的Tmax值大于440℃，最高达到500℃以上，说明野外露头石炭系—二叠系烃源岩的热演化程度较高。松辽盆地基底石炭系—二叠系样品镜质体反射率小于2.5%。松辽盆地基底石炭系—二叠系在不同地区热演化程度相差较大，如四深1井二叠系顶面现今Ro已经达到了4.5%，而庄深1、双深4、尚深2等井石炭系—二叠系的现今Ro值只有2.0%左右，在纵向上，不同层位的Ro值有差别，从浅到深成熟度依次增高。
另外，在本区下古生界东西部地区分布较广，为一套海相碳酸盐及碎屑结构，泥页岩和灰岩烃源岩发育值得关注。
(2)南华北地区
1)南华北地区的下古生界油显示。出露于安徽霍邱县与河南固始县交界四十里长山地带的下寒武统有丰富的油浸和运聚痕迹，镜下荧光显示明显。
在下寒武统马店组储层中可清晰地见到两种不同类型的烃类运移踪迹。一类为固体沥青，多见于层理面、裂隙和缝合线中，并以其第三、第四岩性段交界处之上的20cm砂灰岩沥青储量最为丰富，储集空间全为沥青充填，表面呈褐色，岩石坚硬，风化后似“褐铁矿”层;另一类为烃类运移后留下来的“浸染状”踪迹，烃类在岩石中运移时还原岩石中的泥质物，使岩石发黑灰色，一般中部较黑，向四周逐渐变淡，是轻质原油运移的古痕迹，这类痕迹大多出现在砾屑灰岩、砂屑灰岩及黑色页岩的周围，呈脉状、团块状和斑块状分布。
2)南华北地区下寒武统马店组泥岩具有一定的生烃潜力。该区下寒武统马店组泥岩的有机碳含量分布在0.28%～13.46%之间，平均值达到6.46%，氯仿沥青“A”含量分布范围为0.0016%～0.0059%，平均值为0.0040%，有机质类型同为Ⅰ型，Ro值高达2.0%～3.5%，已处于过成熟阶段，而且该套烃源岩展示较高有机碳含量和较低的氯仿沥青“A”，与塔里木和扬子地区的烃源岩演化史相近，但其进入生油气时期较晚，现今的演化程序也相对较低。因此，具有生烃能力。
3)目前在河南固始四十里长山隆起发现寒武斜坡相泥质烃源岩，有机碳含量为0.28%～6.02%，最高可达11.18%，平均2.66%。有机质丰度可达较好—最好烃源岩标准。
南华北地区自印支期构造运动开始，进入了具有多次沉降—隆升的复杂构造演化史阶段，相应的上古界烃源岩亦经历了沉积→埋深→抬升剥蚀改造→再埋深过程，再埋深过程中具备生烃条件。因此，南华北盆地的石炭系—二叠系烃源岩既可与下古生界中—下奥陶统碳酸盐岩古风化储层和石炭系底部的铝土质泥岩及铝土岩盖层，形成“上生下储式”的油气藏，也可在断裂的沟通下，与上覆中、新生界碎屑岩储层形成“下生上储式”的油气藏，如南12井、周参13井、周6井、周参7井、周参8井分别在石炭系—二叠系已经发生过油气生成、运移和聚集，前景很好。
(3)柴达木盆地－走廊地区
该区古生界发育齐全分布广泛，为一套裂陷－克拉通盆地型沉积体系，为海相碳酸盐岩、碎屑岩及火山岩。下古生界烃源岩主要发育在寒武系—奥陶系为泥页岩及灰岩，石炭系和二叠系为泥岩，灰岩夹页岩及煤系。上古生代石炭系—二叠系发育较好烃源岩。
1)柴达木盆地石炭系烃源岩有泥岩、灰岩，累计厚度200～600m，泥岩有机碳含量为0.8%～2.1%，沥青“A”为58×10－6～210×10－6，均处于成熟—高成熟期为主。
2)走廊地区泥岩及灰岩等累计厚度200～560m，泥岩有机碳含量为0.45%～3.1%，沥青“A”为57×10－6～358×10－6，灰岩有机碳含量为0.14%～0.75%，沥青“A”为57×10－6～49.0×10－6，有机质演化Ro的值达0.6%～2.1%。
总之，石炭系—二叠系烃源岩发育好，油气资源潜力大，但对本区寒武系—奥陶系泾源岩，以前不少人误认为是变质，未列入烃源岩之列，故工作甚少，有待加强研究。预测这套烃源岩资源潜力很大。
(4)青藏地区古生界烃源岩发育
近年来不少单位对青藏地区进行了石油地质调查，从西到东，从北到南多处发现古生界烃源岩。特别是石炭系—二叠系烃源岩分布广泛，资源潜力较大。
1)羌塘盆地。在羌塘盆地，古生界烃源岩露头少见，在以往研究中未引起重视。古生界出露地表有奥陶系及二叠系的烃源岩，以二叠系热觉茶卡组(P2r)和鲁谷组(P1l)为主，烃源岩测试样品较少，其中鲁谷组烃源岩以灰岩为主，平均厚度为80.6m，有机碳含量为0.1%～0.93%，平均为0.3%，镜质体反射率平均为1.22%，总体评价为中等—差烃源岩;热觉茶卡组烃源岩有机碳含量为0.36～2.49%，平均为1.09%，镜质体反射率为1.91%～2.45%，平均为2.09%，烃源岩为泥岩、煤、灰岩、泥岩等，在剖面上其平均厚度达113.79m，总体评价为中等—最好的烃源岩。
肖茶卡组是一套开阔台地－浅海陆棚灰岩、砂岩(页)岩沉积。烃源岩除在中央隆起缺失外，在盆地内分布广泛，厚度基本大于1500m。北羌塘拗陷东部以泥(质)岩为主，碳酸盐岩次之，北羌塘拗陷西部以碳酸盐岩为主，泥(质)岩次之，南羌塘拗陷东部以碳酸盐岩为主，泥(质)岩次之，南羌塘拗陷西部也是以碳酸盐岩为主，泥(质)岩次之。
据大量资料统计表明，灰岩有机碳含量为0.16%～0.58%，平均为0.32%;氯仿沥青“A”平均为64×10－6，原始生烃潜量(S1+S2)为1.85mg/g;有机质类型主要为Ⅱ型，其平面分布为:北羌塘拗陷东部以Ⅱ1和Ⅱ2为主，偶见Ⅰ型;北羌塘拗陷西部以Ⅰ，Ⅱ1和Ⅱ2型为主，偶见Ⅲ型;南羌塘拗陷东部以Ⅱ2型为主;南羌塘拗陷西部也是以Ⅰ，Ⅱ1和Ⅱ2型为主。
泥岩有机碳含量为0.06%～6.23%，平均为2.76%;氯仿沥青“A”平均64×10－6，生烃潜量(S1+S2)平均为2.76mg/g;镜质体放射率Ro值为0.62%～3.35%，平均为1.35%;有机质类型主要以Ⅱ1型，其平面分布为:北羌塘拗陷东部几乎均为Ⅱ1型和Ⅱ2型:北羌塘拗陷西部以Ⅲ型为主，Ⅱ1和Ⅱ2较少;南羌塘拗陷东部以Ⅱ2型为主;南羌塘拗陷西部几乎均为Ⅱ1型。
烃源岩甾烷αααC27/αααC29为0.62～0.76，其中泥(质)岩高于碳酸盐岩，Pr/Ph值、伽马蜡烷值相近;岩石热解峰温Tmax值平均为465℃;镜质体反射率Ro低于泥(质)岩，烃源岩从低成熟到过成熟阶段均有分布。烃源岩镜质体反射率Ro平面分布为:羌塘盆地中部Ro最低，盆地西南部Ro高于北部和东部。干酪根δ13C分布于－27.64～－24.3之间。总的来说，烃源岩为中等—较好烃源岩，其中泥质岩烃源岩好于碳酸盐岩烃源岩。
2)措勘盆地。石炭系—二叠系烃源岩为海相泥岩，泥灰岩及灰岩。厚度为300～580m。
3)冈念盆地。主要出露于该区东部和盆地的南北边缘，出露奥陶系—二叠系。
奥陶系:仅见上奥陶统，由下部的薄层灰岩和灰岩与页岩互层组成，厚度约为500m。
志留系:为一套稳定的碳酸盐岩夹页岩，厚度约为200m。
泥盆系:下部为达尔东组薄层状灰岩夹生物碎屑灰岩，上部为查果罗马组开阔台地相厚层状灰岩、夹鲕粒灰岩和砂屑灰岩组成，厚度约为1000m。
石炭系:下部永珠组和上部的拉嘎组组成，为一套海相泥岩及灰岩，厚度为300m。
二叠系:下部昴灰组页岩，中部下拉组碳酸盐岩，上部坚扎弄组碳质页岩及煤层组成，总厚度约为500m。
4)喜马拉雅地区。该区发育一套海相寒武系—二叠系泥岩、页岩及灰岩烃源岩，累计厚度上千米。预测有气资源潜力大。
综上所述，青藏地区古生界烃源岩发育分布广、厚度大，尤其资源丰富。
5)松潘－阿坝地区。该区自震旦纪以来沉积特征与四川盆地相似，古生代为一套裂陷－克拉通盆地型海相碎屑岩、火山岩及碳酸盐岩体系。据成都地质矿产研究所研究，古生界未发生区域性变质作用，只是在断裂带、接触带附近有明显变质作用。所以，该区自寒武系—二叠系发育一套海相烃源岩。
根据盆缘和井下岩石沉积相研究表明，若尔盖地区不同时期的沉积地层、盆地结构不同，下古生界为被动大陆边缘沉积;上古生界为碳酸盐岩台地沉积，沉积广泛;中古生界三叠系为裂陷槽－残余海(洋)盆复理石沉积，以碎屑岩夹碳酸盐建造为主。
因此，认为本区古生界存在有利生、储岩相带。其中，寒武系半深水－深水相的碳质硅质页岩，志留系陆棚相的泥质硅质岩烃源岩厚度为300～500m，平均有机碳含量分别为1.72%和1.27%，且镜质体反射率多数小于4%，具有生烃条件，同时，泥盆系、石炭系、二叠系发育有开阔台地、浅海相，沉积了台地相白云岩、颗粒灰岩、生物(碎屑)灰岩等碳酸盐岩，它们都是可能的储集岩。因此，区内具有成油气物质基础。估算若尔盖地区的天然气资源量为X13×108～X14×108m3。
曾在若尔盖周缘地区地表发现多处油气显示，经源岩对比，确定了志留系和寒武系烃源岩有过生、排烃史。红参1井的钻探，在井下发现了丰富的油气显示。在红参1井石英－方解石脉体中，发现许多烃类包裹体，证明这些烃类很可能来自于下部古生界。
综上所述，上述几个地区古生代广泛发育裂陷槽－克拉通作用，沉积厚度大，分布广泛，且没有发生区域性变质作用。发育有寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系及下志留统烃源岩，有机质丰度较好，均处于成熟—过成熟阶段，油气资源十分丰富，有待进一步研究，优选有利区(带)进行油气勘探、力争早日实现新的重大突破。
另外，我国广大海域古生界油气资源也十分丰富。