海域待探明石油资源量主要集中在渤海海域、珠江口和北部湾盆地，待探明石油地质资源量56.32×108t，待探明石油可采资源量15.59×108t（表5-3）。
海域待探明天然气资源量主要集中在东海、莺歌海、琼东南等盆地，待探明天然气地质资源量5.73×1012m3，可采资源量3.77×1012m3（表5-4）。
表5-3 我国近海主要含油盆地石油资源分布
表5-4 我国近海主要含油盆地天然气资源分布表
海域低勘探程度盆地待探明石油地质资源为11.22×108t，待探明天然气地质资源量为8653.75×108m3，还有较大潜力。从白云坳陷的勘查结果看，南海北部深水海域的油气资源潜力还需要重新认识。
加强海域低勘探程度区的基础地质和油气地质研究，优选潜力大的领域进行油气资源战略调查与选区，重点是南、北黄海盆地、东海、南海地区北部的前古近系等领域和我国南海中南部传统疆域内发育的一系列新生代盆地。
（一）南海、东海海域深水新生代盆地
南海周缘及东海发育了大量新生代沉积盆地。南海的沉积盆地主要分布在南海北部张裂边缘、西部走滑边缘和南部古南海被动陆缘-挤压边缘。自北向南，由西朝东是：莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、台西南盆地、笔架南盆地、中建南盆地、万安盆地、南薇西盆地、南薇东盆地、永暑盆地、曾母盆地、北康盆地、南沙海槽盆地、文莱-沙巴盆地、九章盆地、安渡北盆地、礼乐盆地和西北巴拉望盆地。东海主要发育东海陆架盆地和冲绳海槽盆地。
南海周缘及东海海域新生代沉积盆地一般具有下陆上海的沉积特征，形成了古近系（始新统、渐新统）湖相泥岩、海陆过渡相泥岩、炭质泥岩和煤层，中新统海陆过渡相和海相泥岩、炭质泥岩；深湖相泥岩、海陆过渡相泥岩为主要烃源岩，中新统海相烃源岩为次要烃源岩；古近系和中新统海陆过渡相以生气为主，海相泥岩以生油为主，主要分布于礼乐、西北巴拉望、文莱-沙巴等盆地；南海南部海域巨厚的海相生气源岩是该海域的一大特点。烃源岩有机质含量普遍较高，有机质成熟速度较快，处于低成熟-成熟演化阶段，部分达到高成熟阶段。
南海周缘及东海海域盆地储层主要为渐新统-中新统砂岩、中-上中新统碳酸盐岩/礁灰岩，个别盆地发育有基岩储层。砂岩储层主要为河流相、三角洲相、浊积相沉积，分布广泛，储集性能总体良好；灰岩储层主要有台地相灰岩、生物礁灰岩和礁缘塌积相碎屑灰岩，储集性能良好；基岩储层主要为裂缝性/风化洞穴的花岗岩、花岗闪长岩、变质岩等。
海域上新世-第四纪期间处于区域沉降阶段，沉积了一套富含泥质的浅海-半深海相碎屑岩，泥岩特别发育，构成大多数盆地的良好区域性盖层。
盆地内背斜型、断块型、底辟型构造圈闭发育，是海域新生代沉积盆地的主要圈闭；地层岩性圈闭、复合圈闭规模大，勘探前景广阔，特别是断块-碳酸盐岩或礁灰岩复合构造，是南海南部特大型天然气田的储集场所。
多数盆地古近系烃源岩一般在中中新世末至晚中新世时达到高成熟-过成熟阶段，进入生排烃高峰期；新近系烃源岩在中中新世末进入了成熟或局部成熟-高成熟阶段，至今仍处于生排烃阶段。圈闭主要形成在中中新世末以前，与主要烃源岩生排烃高峰期基本吻合，有利于油气聚集。
（二）南海、东海海域中生代沉积
1.南海中生代
南海北部海相中生代地层分布于珠江口盆地东部神狐—东沙—澎湖—北港隆起两侧的坳陷（凹陷）中，并经台湾海峡和台湾陆上与东海盆地的海相中生代地层相连。南海南部海相中生代地层则主要见于南沙地块的礼乐盆地、南薇盆地、北巴拉望与西巴拉望盆地，分布相当广泛。上述地区的中生代地层除钻井证实存在下白垩统和在南沙礼乐滩西部海区拖网取样采获晚三叠世-早侏罗世的海相地层外，地震剖面还显示有晚三叠世-早侏罗世地层的震相特征。南海北部的东山-浅滩凹陷中生代地层一般厚度超过4000m，潮汕坳陷厚度大于5000m，韩江凹陷厚3000～4500m。三者中生代凹陷面积约25000km2。南海南部中生代地层厚度大于2500m，4个盆地面积之和大于10×104km2。
与新生代沉积盆地为陆缘断陷型不同，中生代沉积盆地属陆缘坳陷型，单个背斜构造的面积较大，断裂较少，有利于油气聚集。根据周边陆区海相中生代地层及古动物群的大量发现及其分布，说明南海在中生代时存在较大范围的特提斯海，并经历了早期（晚三叠-早侏罗世）与中期（晚侏罗-早白垩世）两次海水侵入和后期（晚白垩世）的隆起剥蚀几个阶段。印支运动后华南与中南半岛拼接隆升，海水从拉萨地块南北侧的“南中特提斯海”与“北中特提斯海”沿中南半岛南缘及印尼向东进入南海。因此南海特提斯是主特提斯向东的延伸，它不是残留特提斯。但从古生物特征来看，晚侏罗—早白垩世的动物具有太平洋动物群的特色，说明此期的特提斯海可能和太平洋沟通。
南海中特提斯期含油气盆地具有较好的油气资源前景，南海北部的潮汕坳陷与台西南盆地比较重要，两个盆地都可划分出南北凹陷和中央隆起带，而中央隆起带是有利于油气聚集的地带。南海南部的礼乐盆地、南薇盆地，是南沙群岛海区最重要的中新生代含油气盆地，前者的东南斜坡断陷，后者的中部隆起有利于油气聚集。早白垩世地层经台西南盆地与礼乐盆地的钻探证实，台西南盆地致昌构造（CFC构造）形成台湾八大油田之一，CFC-1井获天然气0.7×106m3/d及少量凝析油，油源对比显示有来自中生界的混源油，证实中生界具有一定的生烃潜力；其生油层系主要是下白垩统的黑色页岩与泥岩。礼乐盆地在下始新统中钻遇天然气，试井结果：产气0.20×106m3/d及115～125桶凝析油。
南海北部中生代可能存在半封闭的前弧盆地、弧后盆地海湾、潟湖或滨海沼泽环境，海相地层具有中等-良好的生气潜力，特别是K1的黑色页岩和泥岩是一套较好的主力烃源岩，中生代发生过多期海进-海退旋回，发育海相到海陆过渡相碎屑岩，局部碳酸盐岩、砂泥岩互层，沉积地层发生一定程度风化剥蚀，但仍有相当规模的中生界得以保存，成为重要的储集岩类型，且有新生界的叠加，存在多套生储盖组合；盆地经历多期构造运动（J2、K2、E和N），形成多类型局部构造，尤其K2和新近纪末的碰撞抬升形成褶皱和剥蚀，形成多形态构造圈闭，如古潜山，且构造圈闭形成于J2-3（175～145Ma）的燕山运动阶段（190～110Ma），早于烃源岩的生烃高峰期（125～80Ma和20Ma至今），新生界作为中生界储层的油源和盖层，可形成古生新储、新生古储、自生自储型油气藏。
迄今为止，在南海海域已获得中生代油气藏或含油气构造，烃源岩地化指标显示为成熟-高成熟，圈闭以构造类型为主，形成砂页岩互层储盖组合体系，南海北部的中生界海相层分布面积广，油气聚集与保存条件较好，具有良好的石油地质条件，勘探潜力巨大，是今后值得重视的油气勘探新领域。
2.东海中生代
东海盆地中生代侏罗纪和白垩纪地层发育在闽江凹陷（包括澎佳屿凹陷），瓯江凹陷主要发育白垩纪地层。其中，中下侏罗统主要充填分布于闽江凹陷及其以南的澎佳屿凹陷东部。中下侏罗统存在暗色泥岩和煤两种有效烃源岩。推测在闽江凹陷南部生烃中心处有效烃源岩厚度可达500～700m；据FZ10-1-1和FZ13-2-1井揭露的暗色泥岩有机碳含量为1.17%～1.6%，沥青“A”含量为0.0862%，总烃含量为（345～500）×10-6，属于中等-较高丰度的烃源岩，煤和炭质泥岩有机质含量高；母质类型为Ⅱ、Ⅲ型。
根据FZ13-2-1井地化资料分析，以Ro＝0.55%及蒙脱石转化为伊利石和伊-蒙混层的大量出现为标志，中生界有机质成熟门限在2550m。区域上，中下侏罗统烃源岩基本上都进入了生油门限，在闽江凹陷南部的深凹部位目前已处于高熟和过熟阶段。生烃中心部位侏罗系烃源岩层上覆的白垩系和新生界厚度达3000～5000m，后期地层剥蚀相对较少，基本上具备较持续的生排烃条件。
古新统烃源层主要发育于瓯江凹陷和闽江凹陷南部，目前仅在瓯江凹陷钻遇，主要由下古新统月桂峰组湖相泥岩、中-上古新统灵峰组海相泥岩与明月峰组滨海沼泽相煤系组成。总体上，灵峰组泥岩与明月峰组煤系的有机质丰度中等—较高，干酪根类型主要为腐殖型有机质（Ⅲ1—Ⅲ2型）。生油门限埋深不同地区略有差异，一般在2000～2800m。月桂峰组、灵峰组下段已基本进入生油门限，深凹地区已处于湿气—干气阶段；明月峰组热演化程度低，仅深凹地区刚进入门限（Ro：0.55%～0.80%）。区域上，闽江凹陷（包括澎佳屿凹陷）、基隆凹陷钻井少且缺乏相应资料，根据地震资料并结合邻区钻井资料类比，闽江凹陷南部古新统沉积较厚（1000～2600m），埋深一般超过3000～3400m，推测可能成为有效烃源岩。根据地震资料推断，基隆凹陷可能存在类型好、丰度高、热演化程度总体较高的古新统烃源岩。
东海陆架盆地南部在瓯江、闽江凹陷主要储层为古新统、白垩系、基底风化壳，储集空间主要为次生孔隙和基岩裂缝。
基底变质岩、花岗岩遭受长期的风化、淋滤作用，可成为良好的储层，储集空间主要为裂缝和次生孔隙。据灵峰一井钻井揭示，基底为灰黑色斜长片麻岩，物性较好，孔隙度可达14%，而部分地区储层物性较差，孔隙度只有1%～2%。灵峰一井在基底灰黑色斜长片麻岩中试获1.45m3原油。WZ201-1井和明月峰一井等在基底花岗岩中也见有荧光显示。
侏罗系砂岩储层以低孔、低渗储层为主（FZ13-2-1井）。白垩系砂岩储层的孔隙发育不均衡，如WZ10-2-1井，白垩系砂岩储层孔隙度最高可达33%，渗透率最高可达787×10-3μm2，为高孔、高渗储层，而WZ26-1-1白垩系则为中-低孔、低渗的储层。
下古新统月桂峰组碎屑岩储层，基本为低孔、低渗，局部发育中孔、中渗储层。中古新统灵峰组欠压实带内砂岩储层，次生孔隙发育，砂岩物性较好，有中-高孔、中渗储层分布。上古新统明月峰组主要为中孔、中渗储层。始新统瓯江组砂体较发育、物性好，属高孔、高渗储层。
钻井揭示东海陆架盆地南部新生界泥岩发育，虽单层厚度偏小，以2～6m为主，但泥岩累计厚度大（约占45%），具有较好的封盖条件。其中，瓯江凹陷灵峰组上部的海相泥岩是一个区域盖层，控制了古新统油气的分布；明月峰组滨海沼泽相泥岩可能也具有区域盖层的作用。推测闽江凹陷的区域盖层主要为古新统灵峰组、始新统瓯江组的泥质岩。此外，闽江凹陷中生界白垩系泥岩可作为良好的局部盖层。
东海陆架盆地南部中新生界潜山披覆构造发育，同时也存在与断裂活动相关的断块和少量背斜构造。
经过数十年的勘探工作，在东海陆架盆地南部的瓯江凹陷发现了石门潭CO2气田和灵峰、LS36-1两个含油气构造。另有3口井（WZ13-1-1，WZ4-1-1，WZ26-1-1）在古新统中发现了油气显示。在闽江凹陷南部的FZ10-1-1井中，中生界中下侏罗统福州组见较多的油气显示，多层砂岩中有机质抽提物含量高达（1628～4088）×10-6，族组分中饱和烃含量甚高（64%～75%），表明东海中生界也存在着活跃的油气生存和运移、聚集的过程。
油气发现、油气地质条件和油气远景资源规模表明，该地区的中生界和古始新统具有较好的油气勘探前景。但近十几年勘探未取得重大突破，说明该地区地质的复杂性和高风险性，必须在国家层面上进一步补充调查和开展评价研究。
3.南黄海古生界
南黄海盆地是我国近海唯一尚未找到油气田的大型沉积盆地。到目前为止，该海域陆相中、新生代盆地面貌清楚，已在CZ6-1-1A井见到油流，在ZC1-2-1等多口井中见到油气显示；海相中、古生代盆地的调查程度极低，地质结构和构造格局还处于研究的初级阶段；滩海区则是油气勘探资料的空白带。
在区域构造上，南黄海是扬子板块在海域的延伸，下扬子的主体（陈建文等，2007）海域面积30×104km2。南黄海盆地自古生代以来，经过多次构造运动，形成了海相中、古生界和陆相中、新生界叠合型的含油气盆地。古生代至中生代早三叠世（Pz-T1）为海相克拉通盆地，地震解释和海陆对比表明其最大厚度大于10000m。白垩纪至古近纪，南黄海以伸展裂陷为主，形成了河流湖泊相沉积，最大沉积厚度达8000m。
依据南黄海地震反射的区域性标志波和地震层序特征，可以识别出3套海相标志层，即上二叠统龙潭组（含大隆组）含煤地层（碎屑岩系）及上覆的下三叠统青龙组碳酸盐岩系、志留-泥盆系碎屑岩系及上覆的石炭系至下二叠统碳酸盐岩系、震旦系陡山沱组及上覆的灯影组和寒武-奥陶系碳酸盐岩系所形成的地震反射层。这3套标志层在地震剖面上均由3～4波组的较连续中强振幅反射波组和上覆的一组弱反射波组组成，可以进行区域上追踪、对比。由于这3套地震反射标志层只有第一套已由钻井证实，而另外两套尚未由钻井揭示，其地质属性尚属推测。
根据崂山隆起上现有地震资料解释分析，其揭示的两套地震反射标志层主要为海相古生界，推测为震旦系陡山沱组及上覆的灯影组和寒武-奥陶系碳酸盐岩系和志留系碎屑岩系及上覆的石炭系至下二叠统碳酸盐岩并且以震旦系—下古生界为主。
南黄海除缺失志留系上统和泥盆系下统外，发育较完整的中、古生代海相地层。其中崂山隆起主要以泥盆系-下二叠统为主体；志留系—寒武系在多个位置的局部出现，主要见于中部偏南和西北部地区；崂山隆起上缺失上二叠统龙潭组-下三叠统青龙组，中生界零星分布。
总体上，崂山隆起可能是一个继承性隆起，构造变形较弱，具有稳定性，初步研究认为崂山隆起具有较好的生、储、盖条件，对崂山隆起的油气调查有可能取得突破，一旦突破不仅将开拓南黄海海相中、古生界油气勘探新领域，还将带动和推进整个海域前古近系新领域的油气勘探。