我国海相油气资源主要分布在塔里木盆地和四川盆地和滇黔桂地区等，与国外海相地层和国内陆相地层相比，我国海相油气资源具有如下地质特点：
1）国外海相沉积盆地主要为中新生代地层，我国海相碳酸盐岩层系主要是古生代地层，时代老、埋藏深。塔里木盆地和四川盆地的海相油气井大部分为超深井（井深大于6000m）。
2）我国古生代海相沉积盆地经历多期构造运动的改造，原有多类型的沉积盆地经隆升、剥蚀，遭受了强烈的改造，并在后期的盆地叠加作用下，发生重组与再造，造成储集类型多样。同时，后期成岩演化作用对碳酸盐岩储集体的改造强烈，造成海相碳酸盐岩储层非均质性强，储集空间类型多样，孔、洞、缝及其复合体发育，且经常伴随高温高压特性。
3）由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H2S、CO2等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。
（1）塔里木盆地
塔里木盆地具有深井、超深井钻井的共性难点。
1）地质构造、地层压力体系复杂，造成地层压力预测检测精度差、合理井身结构设计困难，也带来合理钻井液密度设计、井壁稳定、防漏防窜防卡等一系列困难。
2）深部盐岩层、复合盐膏层发育，面临着盐膏层钻井的一系列技术难点，如井身结构优化设计、套管强度设计、盐膏层钻井液技术、固井技术等。
3）巨厚泥页岩发育带来井壁稳定问题，如泥页岩坍塌掉块、垮塌，泥页岩蠕变缩径等。
4）深部高压低渗地层钻井面临着地层压力预测和油气层保护的世界性难题。
5）风化壳发育，碳酸盐岩储层钻井易发生裂缝溶洞性漏失。
6）部分地区存在H2S、CO2，存在钻井安全、高压防气窜问题。
（2）川东北地区
川东北地区海相、海陆交互相和陆相沉积总厚度逾万米，该地区地层以高陡构造为主要特点，地层破碎严重，形成多个大强度褶皱带。深部的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫，川东上部侏罗系地层岩性以泥岩、页岩为主，夹薄层砂岩，泥岩、页岩泥质含量高，下部灰岩地层压力高，富含腐蚀性气体，钻井过程中喷、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H2S）等复杂情况相对集中，主要表现有以下几个方面。
1）高陡构造、大倾角地层防斜打快技术难题。川东地区60%～80%构造属高陡构造，地下断层多，地层倾角一般为30°～65°（最大85°），自然造斜率较强（自然造斜率大于1°/100m）。
2）地层岩性坚硬、研磨性强，机械钻速低。该地区的地层岩石可钻性级别普遍较高，其中牙轮钻头地层可钻性级值在5级以上的约占80%以上，PDC钻头地层可钻性级值在4级以上的约占80%以上，导致机械钻速很低。
3）陆相地层易垮塌、全井漏失层段多，影响钻井速度。川东地区上部地层多为砂泥岩，砂泥岩中夹薄层页岩，钻进中容易发生水化膨胀，上部地层倾角普遍大，井眼容易发生力学不稳定。另一个特点是断层、裂缝、溶洞发育，井漏频繁，恶性漏失多，处理周期长，经济损失大。据统计，川东北地区80%以上的海相油气井在钻井过程中发生了井漏，其中严重井漏占20%～30%，恶性井漏占10%～20%。金鸡1井，全井漏失钻井液75000m3，处理井漏事故的时间超过6个月。
4）地层压力预测精度低且压力系统复杂。川东地区的大段井眼，存在多压力系统，通常要用提高钻井液密度的办法来抑制井壁坍塌，密度一般在1.40g/cm3以上，最高达2.40g/cm3。这样又增大了发生漏失的危险，造成钻井安全窗口狭窄，喷漏同层。目前，海相碳酸盐岩的地层压力预测仍是世界性难题，还没有形成有效的定量描述理论和方法，导致油气井设计（井身结构、钻井液密度等）缺乏针对性，钻井风险大。毛开1井，设计钻井液密度为1.35g/cm3，而实际达到2.2g/cm3；河坝1井，设计钻井液密度为1.65g/cm3，而实际高达2.35g/cm3。
5）埋藏深、高温高压，富含H2S和CO2。川东北地区目的层埋藏深一般为5000～6500m。由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H2S、CO2等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。普光气田H2S平均含量达14.96%，分压达6.89～10.46MPa；CO2含量达8.2%，分压达4.36～5.1MPa。毛坝4井，钻柱在短时间内发生氢脆破坏，导致全井钻具报废；2003年四川罗家16井，发生了震惊全国的“12.23”井喷事故，由于泄漏含H2S的天然气，对周围生命、财产和环境造成了极大破坏。
（3）滇黔桂地区
滇黔桂地区海相地层分布广泛，深井主要集中在贵州赤水、册亨和云南楚雄盆地三地区。井深多为4000～6000m，但所钻井较少，勘探程度低。其主要地质特点：
1）自浅至深发育多套含气层系。根据赤水地区天然气勘探的实践，共计15个层段发现有天然气显示。主力产气层为三叠系嘉陵江组，三叠系雷口坡、飞仙关组和二叠系上统（乐平统）、下统（阳新统）也不同程度产气。秧坝凹陷根据实钻和地表显示，重点产油气层位为二叠系下统茅口组，石炭系上统和泥盆系中统罗富组。楚雄盆地产油气层为三叠系舍资组、干海子组和普家村组等。
2）油气藏类型呈现多样化。目前，在这三个地区发现的油气藏类型有孔隙型、裂缝型、裂缝-孔隙型等，圈闭类型有背斜、断鼻、潜伏高、背斜+断层遮挡、砂岩透镜体等多种类型。
3）各探区地层孔隙压力不一，有的出现异常高压和异常低压等现象。楚雄盆地在井深1000～1400m范围内属异常低压带；之后属正常增压带，在1.00～1.60范围内。赤水凹陷在井深1800～2300m，即须家河组至嘉陵江组四段顶部压力系数为1.00～1.50，属升压过渡段；而以后则属于异常波动段，压力系数一般为1.10～2.10左右，但在官渡构造和旺南构造的阳新统，压力系数却高达2.85。
钻井施工难点：①赤水区块钻井所遇到的漏、喷、塌、卡、硬的问题非常突出，据15口井的不完全统计，井漏46次，井喷19井次，卡钻15井次。②楚雄盆地钻井施工难点主要为地层坚硬、井漏、井塌、井斜等复杂情况。③南盘江盆地钻井施工难点主要为二叠系栖霞组、石炭系、大塘组等复杂地层破碎、垮塌等。
滇黔桂地区海相地质、地理条件十分复杂，油气勘探程度较低，钻井难度高，单井投入大，建井周期长等。主要钻井技术难点是深井、高压井的井控技术，大裂缝和溶洞恶性漏失的封隔技术，海相硬地层的大斜度，大位移定向井和水平井钻井技术，高密度钻井液钻井提高钻井速度技术等。