通过对外合作和自营勘探开发的大量实践，在十大配套技术的基础上，初步形成了中国海上油气勘探、开发、生产的四大能力。
一、复杂地质条件下寻找大、中型构造油气田的能力
中国海域石油地质条件与近海陆地有直接的、密切的联系，盆地的含油气性质也由陆地影响到海区。当然，我国东部各沉积盆地含油气的复杂性，也直接影响到海域。
中国海域在早期主要盆地油气资源评价、“七五”富生油凹陷研究和“八五”区域地质勘探综合研究的基础上，我们具备了在复杂地质条件下——不同时代、不同类型（改造型、叠合型）、多旋回沉积、多生储盖组合、多期构造演化、复杂盆地背景、多断层切割、多断块构造条件——寻找大、中型构造油气田的能力。这些油气田的寻找主要依靠盆地地质条件类比、盆地演化史定量分析和多种地球物理资料处理、解释软件的支持，排除了各种地质因素干扰，还地下构造的真实本来面貌。如在莺歌海盆地中央构造带研究中，通过地震资料的叠前深度偏移处理，消除了低密度物质造成构造顶部下陷的假象，从而发现了天然气储量数百亿立方米的东方1-1大型天然气田、乐东15-1中型天然气田，提高了海上自营勘探能力和勘探成功率。
二、自营开发海上油气田的能力
我国海上到1995年已投入开发的18个油气田中，有4个是自营勘探开发的。通过实践和与外国石油公司合作，加上近几年技术开发和组织攻关活动，解决了一系列开发技术难点，海洋石油人逐渐掌握了海上油气田评价、开采技术，提高了自营开发、生产海上油气田的能力和水平。1990～1995年，自营油田动用地质储量占海上总动用储量的百分比，从2.87%上升到26.2%，年产油量所占比重从5%上升到25%，可见自营开发油气田的能力在逐年迅速增长。
对于新油气田，重点抓按时投产工作，以提高生产能力。特别在管理上，重视三大控制：进度、质量、费用，使新油气田投产工作做到高速、优质和有序地开展。如锦州20-2凝析气田自1979年开始钻探、1984～1988年滚动勘探评价到1989年完成总体开发方案设计，总共历时10年，先后钻预探井5口、评价井7口，取心长281m，油田范围内进行了38井次DST测试，11项1540样次分析化验和11个PVT样品分析工作，大量、丰富的基础资料使对地质情况有了清晰的认识：锦州20-2凝析气藏是一个受断层控制的被覆构造，顶部凹凸不平，形成南、中、北三个独立的高点；储层发育，岩性类型多，油气层分属4套地层、5种岩性，储油物性变化大；具有异常高压、具底油和底水的块状凝析气藏；受构造和岩性控制，是一个开发难度比较大的气田。1989年完成总体开发方案设计，1990年开始实施，根据下游工程年产30×104t合成氨对上游年产3.5×108m3天然气的要求，共建4座生产平台14口生产井，海上生产的油气，通过48.6km海底管线送往陆地终端和气体处理厂。气田投产至今压力下降平稳、供气稳定，保证了下游生产用气。1992年投产后，由于ODP方案得当，生产后弹性产率从1.7倍上升到17倍。有几口井出现了黑油，现正采取措施控制锥进和排黑油试验。
再如位于北部湾海域的涠洲11-4油田，于1978年自营钻探湾5井首次发现工业油流。构造类型为披覆背斜，主要储层为上第三系角尾组二段和下洋组，油层物性好，油质中偏重，属于受构造和岩性控制的底水油藏。由于探井少，在编制总体开发方案时有两个问题没有认识清楚：一是油水界面低渗致密层的致密程度及分布范围能否阻挡或延缓底水的上升；二是水体和天然能量的大小。因此，在钻开发井过程中，加强了随钻油藏描述技术的实施，从而加深了对油藏的认识，调整部分开发井位和方式。在储层研究中，充分利用地震道积分剖面，对油水界面低渗致密层的进一步研究，认为在开发区范围内，该层普遍存在，将对缓解底水的锥进起到重要作用。因此，对部分生产井的射孔方案作了调整，射开程度由原来的30%上升到50%～70%，使单井产能得到提高。短期试采证明底水能量足以满足开发的需要，于是，将原方案设计的5口注水井调为生产井，增加了油田产能，节省了费用。1996年油田年产油84× 104t，累计产油233×104t，到2000年油田生产近8年，累计采油627×104t，采出程度27.73%，油田含水66.17%，获得了巨大的经济效益。
又如绥中36-1油田是个大型油田，在实施生产试验区完井作业工作中，克服了油层厚（单井总厚逾300m，平均单层厚105m）、井斜（最大64°）、渗透率差别大（同层变化在100～6000MD之间）等难点，完成生产井任务后，发现地质模式与方案结论一致；油层分布稳定，连续性好；储量增加（从4918×104t增加到5754×104t）；单井产能高于设计值（设计为80t/d，实际为100t/d）；能量旺盛，可以晚注水。我们通过生产试验区为油田整体开发提供了科学的依据和技术准备。绥中36-1油田的高效开发是多项先进技术配套集成的结果，2001年油田二期工程6个平台、185口井全部探测，全油田总井数249口，年产油350×104t，累计采油1330×104t。
对于老油气田，我们注意适时调整ODP方案，补充完善开发技术政策，采取合理开采工艺，加强生产管理，精心组织停产和检修工作。
最复杂的油田如曹妃甸1-6油田，为残丘状潜山构造油藏，产层为太古宙结晶花岗岩，具有双重介质、高渗、高产、底水、块状、古潜山特点。通过延长测试后，于1995年5月以两口生产井方式投产，初期日产1000t，但是仅仅8天时间，含水上升到24.5%，原油日产从926t急剧下降到563t，尽管采取了堵水、补孔等措施，但地下情况太复杂，致使单井日产低于操作费最低限产产量137t而被迫停产。尽管如此，我们也从中学到了许多有用的知识和经验教训。
三、承包海上技术作业服务的国际竞争能力
中国海油所属各专业技术公司（钻井、物探、测井、船舶、平台、工程、设计、技术服务等），通过技术引进和技术开发，已形成配套的技术服务能力，可以参加国际市场的竞争。
如在石油技术方面，“八五”期间共完成16项技术攻关课题，使其技术有了很大的进步，现在已能配套完成海上钻井作业的各种技术服务工作。
又如在物探方面，“八五”期间共完成46项科技技术改造项目工作，其中有23项已达到国际水平或国内先进水平。5年来该公司由于重视科研工作，积极地促进科技成果转化为生产力，在立项的23个项目中，创产值1.3亿元人民币，创汇620万美元；获得利润710万元人民币，80万美元；节约资金967万元人民币，144万美元。
四、开拓海外油气资源的发展能力
中国的油气资源并不丰富，面对国民经济发展对能源日益增加的需求，开拓发展海外油气资源可以为国家增加后备储量，也是中国海油发展战略之一，是利用国外资金和资源发展、壮大海洋石油事业的有效途径。
通过十多年的对外合作，我们已熟悉相关国际惯例和经营方式，具备一定的对外合作经验；有素质较高的管理、科研、设计、建造和施工队伍；与国际公司和金融界有良好的合作关系和信誉；有海上勘探、开发、生产作业比较齐全、先进的装备；有必要的资金和国内外融资能力。
在具备这些条件的基础上，我们在地域上选择与我国有良好关系的丰富产油区——亚太地区；在矿产选择上，以油为主；在方法步骤上，以油田开发或改造项目起步；坚持经济效益第一的原则。在众多项目信息中，经过相互比较、详细分析和广泛筛选，于1994年成功购买了印度尼西亚马六甲区块32.58%的股份。该区块为一已经开发30多年的海陆连片的老油田群，仍有一定剩余储量和新区勘探扩大储量的潜力。只需注入一定资金、加强管理、改进开采技术，油田仍然可以生产若干年，并且预计在几年之内即可收回投资，获得纯粹的利润油收益。
此举动打开了开拓海外市场的大门，也向未来建设跨国公司迈出了坚实的一步。