Akumulacije ogljikovodikov (nafta, plin, kondenzat) se nahajajo tako v črevesju zemlje kot v vodah Arktike in Daljnega vzhoda ob robu, pa tudi v notranjosti.
Več kot polovica začetnih virov ogljikovodikov se nahaja na ozemlju mladih in starodavnih platform in (približno tretjina) v conah njihovega stika s prepognjenimi območji, kjer so povezani z območji razvoja nerazporejenega ali slabo razporejenega sedimentnega pokrova s povečano (več kot 1,0–1,5 km) močjo.
Nanosi ogljikovodikov najdemo v sedimentih od Rifeja do pliocena. Večina (približno 60–70%) začetnih skupnih virov je omejenih na mezozojska nahajališča; prispevki paleozojskega in kenozojskega kompleksa so blizu, delež predkambrija pa je še vedno zelo omejen. V vsakem naftnem in plinskem bazenu je glavni del virov običajno lokaliziran v razmeroma ozkih, običajno relativno doslednih intervalih odseka.
Pretežni del (približno 60%) virov je povezan s terigenimi kompleksi, približno tretjina - s karbonatom, majhen delež - s kremenčevo -glinenci. Med uveljavljenimi pastmi v večini regij so primarnega pomena antiklinalne; v številnih regijah igrajo pomembno vlogo grebenaste, stratigrafske in litološke (najpogosteje nadzorovane s ščipalnimi conami), pa tudi tiste, povezane s solno kupolo vlogo. Območja porazdelitve podtlaka sedimentnih kompleksov v okviru platform se štejejo za obetavna.
V evropskem delu Rusije se razlikujejo Timansko-Pečorska, Volga-Uralska, Kaspijska, Severnokavkaško-Mangyshlakova naftna in plinska provinca ter baltsko oljna regija, v kateri so koncentrirane tudi glavne zaloge ogljikovodikov v regiji. kot Moskovska in Mezenska olje.
Pokrajina nafte in plina Timan-Pechora(območje - približno 0,6 milijona km2) se nahaja na ozemlju istoimenske epibaikalne platforme, vključuje severni del Cis -Uralske prednožje; nadaljuje do polic Barentsovega morja. Klet (Baikal) leži na globinah od 1–3 do 7–12 km. Vsebnost nafte in plina je razširjena v usedlinah od ordovikija do triasa, na odseku je 8 oljnih in plinskih terigenih in karbonatnih kompleksov.
Velik del virov (od 75 do 95%) je v nahajališčih srednjega zgornjega paleozoika, približno enako v višejsko-spodnjepermskem in ordovicijsko-turnejskem kompleksu. Za vir nafte veljajo razširjeni bitumenski glinasti apnenci in skrilavci zgornjega devona (domanikiti) in spodnjega ogljika. Večina nahajališč je omejenih na brahianticlinal dvige in grebenske masive. V virih prevladujejo naftni ogljikovodiki. V porečju so odkrili številna velika naftna in plinska polja. Zaloge nafte kategorij A + B + C1 se obračunavajo na več kot 110 področjih. Vrednosti začetnih in napovedanih virov so pomembne.
Pokrajina nafte in plina Volga-Ural(površina - približno 0,7 milijona km2) - največja provinca v evropski regiji. Vključuje perikratonično regijo vzhodnoevropske platforme in Cis-Uralsko podlago (njen osrednji in južni del). Zgodnje predkambrijsko klet leži v globinah od 3–5 do več kot 10 km v koritu Cis-Ural. Skoraj vse vire najdemo v sedimentih srednjega zgornjega paleozoika. Številni teritgenski in karbonatni kompleksi v odseku devonsko-permskih sistemov so produktivni. Kot vir nafte veljajo regionalno razširjeni bitumenski glinasti apnenci in skrilavci zgornjega devona (domanikiti) in spodnjega (Tourne in Vise). Prevladujejo strukturne in grebenske pasti; obetavna stratigrafska in litološka območja izločanja. V virih prevladujejo naftni ogljikovodiki. Gostota skupnih virov je velika, največja je omejena na južnotatarske in sol-iletske oboke, znotraj katerih se nahajajo največja nahajališča: Romashkinskoe (nafta) in Orenburg (plinski kondenzat), ki vsebuje tudi velike zaloge žvepla v plinu.
Kot rezultat geoloških raziskav nafte in plina je bilo odkritih 212 polj z zalogami nafte in 19 polj z zalogami plina, kar je 46% vseh odkritih naftnih polj v Rusiji na kopnem. Zaloge nafte na teh poljih predstavljajo 25% vseh raziskanih zalog kategorij A + B + C1 v Rusiji kot celoti.
Kaspijska provinca nafte in plina(površina - približno 0,5 milijona km2). Ustreza eni najglobljih depresivnih struktur na svetu, s sedimentnim pokrovom debeline do 20 km in morda tudi več. Pomembne značilnosti odseka so regionalna porazdelitev debelih (do 3–4 km) spodnjih permskih solnih slojev, zelo zapletenih s tektoniko solne kupole, in širok razvoj v odseku podsoljenih nahajališč (iz srednjega zgornjega devona) do spodnjega perma) obsežnih kompleksov grebenov, visokih do 2–5 km. Komercialna vsebnost nafte in plina je ugotovljena v sedimentih od srednjega devona do paleogena-neogena. Večina nahajališč (približno 90%) je v podsoljenih zgornjih devonsko-karbonskih karbonatno-grebenastih in terigenih kompleksih, manj (približno 10%) v postsoljenem mezozoiku. Bitumenske glineno-karbonatne tvorbe, ki veljajo za vir nafte, so prisotne v zgornjih devonskih, spodnjih in srednjih ogljikovih in spodnjih permskih nahajališčih.
Nanosi so omejeni na antiklinalne gube in grebenske masive, delno povezane s strukturami solne kupole. Največja gostota virov je določena v oboku v Astrahanu, kjer se nahaja velikansko istoimensko polje kondenzata plina, ki vsebuje edinstvene koncentracije in rezerve vodikovega sulfida. Količine začetnih skupnih sredstev so znatne.
Kaspijska kotlina in njena okvirna platforma sta ena redkih regij evropskega dela Rusije, kjer je mogoče odkriti velika nahajališča ogljikovodikov.
Severno-kavkaško-naftna in plinska provinca Mangyshlak(površina - približno 0,4 milijona km2) vključuje epigercinsko skitsko ploščo in alpske českavkaške prednožje in se razteza v vodno območje. Sedimentni pokrov, debeline 2–3 do 8–12 km, predstavljajo kompleksi spodnjih plošč (PZ3-T) in plošč (J-N), ki se v mejnih koritih prekrivajo z oligocensko-neogensko melaso. Vsebnost nafte in plina je določena v sedimentih od permsko-triasnega do neogenskega. Razlikuje se do 7–8 peščenih in apnenčastih proizvodnih kompleksov. Kot vir nafte se štejejo glinaste karbonatne kamnine jurskih, krednih in glinastih oligocenskih neogenskih kamnin s povečano vsebnostjo bitumenov. Naftna in plinska nahajališča so nadzorovana z antiklinalnimi dvigi, deloma s grebennimi masivi, v manjši meri s stratigrafskimi in litološkimi območji. Največja polja vključujejo Starogroznenskoe (nafta), Anastasievsko-Troitskoe (plin in nafta), Severo-Stavropol (plin). Gostota začetnih virov je velika. Dodatne možnosti za to najstarejšo pokrajino nafte in plina so povezane z nekonvencionalnimi vrstami pasti in s kompletom predplatišč.
Baltsko naftonosno območje... V geološki strukturi predvidenih naftnih virov ima glavna vloga kambrijski naftni kompleks, s katerim so v tej regiji povezana vsa trenutno odkrita industrijska nahajališča nafte. Kljub znatni stopnji raziskovanja virov in izčrpavanju rezerv je ta kompleks trenutno najbolj obetaven za razvoj v Kaliningradski regiji.
V azijskem delu Rusije so največje zahodno-sibirske in lensko-tunguske naftne in plinske pokrajine, naftno-plinske province Jenisej-Anabar, Khatango-Vilyui in Lena-Vilyui.
Zahodno -sibirska provinca nafte in plina(površina - približno 2,0 milijona km2) je ena največjih naftnih in plinskih provinc na svetu, ki zavzema večino mlade epigercinske plošče in se nadaljuje znotraj polic Karskega morja. Temelji so heterogeni: na zahodu - hercinski, na severu, v središču in vzhodu - večinoma bajkalski, delno starejši, na jugu - salairski, kaledonski, hercinski. Pojavlja se na globinah 2–3 do 5–10 km ali več, regionalno se potopi v severni in severovzhodni smeri. Na dnu sedimentnega pokrova je sistem grabenov, napolnjenih z nanosi T-J1. Razlikujeta se dva kompleksa: predploča (PZ-T), debela do 5 km, in plošča (J-N), debela 7–8 km. Naftna in plinska nahajališča paleozoika, spodnje, srednje in zgornje jure, spodnje in zgornje krede. Za celoten odsek je značilna ostra prevlada teritorialnih peščeno-glinenih usedlin. Regionalni tjulnji: glineni sloji Bazhenov (J3-K1) in glinene plasti v odseku krede. Kremenasto-glinaste kamnine slojev Bazhenov (Corg do 10–12% in več), pa tudi odsek spodnje krede, se štejejo za izvorne kamnine nafte in plina. Med pastmi prevladujejo antiklinalne in litološke pasti. Glavni viri so v sedimentih neokoma in cenomana; del je povezan z drugimi delitvami jure in krede. Pokrajina ima edinstvene vire in zelo visoko povprečno gostoto.
V osmih glavnih naftnih in plinskih kompleksih je bilo odkritih veliko število pasti (približno 4000) in nahajališč (več kot 5200) ogljikovodikov. Nanosi so skoncentrirani na 695 poljih, ki gravitirajo proti osrednjemu delu zahodno -sibirske nižine in južno od Karskega morja, ne približujejo se stranim naftnih in plinskih provinc bližje kot 150 km.
Odkrita so bila številna velikanska naftna polja (Samotlorskoye in druga), plin in plinski kondenzat (Yamburgskoye, Urengoyskoye itd.). Nadaljnji obeti pokrajine so zelo visoki. Dodatne možnosti so povezane z razvojem globokih predmetov (trias in paleozoik), epibajkalske kotline Gydan-Yenisei.
Pokrajina nafte in plina Lena-Tunguska(površina - približno 2,5 milijona km2). Zavzema večino vzhodno -sibirske platforme. Klet je predrifejska, pojavlja se v globinah od 2–5 do 10–12 km. Številni kompleksi so produktivni: vendski, predvsem teritorialni; Vendsko-kambrijski glinen-sol-karbonat z grebenastimi tvorbami, rifejski teritorialno-karbonat. Večina nahajališč je omejenih na vendijsko-spodnjekambrijske komplekse; velika nahajališča se nahajajo tudi v Rifeji, s katerimi so povezani zelo pomembni obeti. Povečana vsebnost bitumenov je značilna za kremenčevo-glinasto-karbonatne kamnine vendsko-kambrijskega odseka. Nanosi so omejeni na antiklinalne pasti in grebenske masive. Po skupnih virih je pokrajina bistveno slabša od zahodno -sibirske, zlasti po študiju.
Odkritih je bilo 35 naftnih, plinskih in plinskih kondenzacijskih polj, omejenih predvsem na velike pozitivne strukture: oboke Nepa-Botuobinsky in Baykitsky (na vrhu slednjega je največje olje Yurubcheno-Tokhomsky), sedlo Katanga itd. -Permska nahajališča v severnih regijah pokrajine. Potencial nafte in plina v provinci Lena-Tunguska je velik, pokrajina pa je glavni cilj geoloških raziskav.
Kotlina Jenisej-Khatanga(površina-približno 0,35 milijona km2, naftni in plinski provinci Yenisei-Anabar in Khatango-Vilyui). Omejen je na mezozojsko prednožje, ki prekriva območje paleozojskega perikratonskega posedanja sibirske ploščadi in zloženih paleozojskih kompleksov Taimyr. Klet je heterogena, predstavljajo jo kompleksi predkambrija, spodnjega in srednjega paleozoika. Globina pojavljanja je od 3 do 8–12 km. Sedimentni odsek predstavljajo terigeno-karbonatne, verjetno slane, nanosi paleozoika, debeline do 5 km, in teritgenski mezozoik, debeline do 8 km. Olje in plin so jursko-kredne peščeno-ilovnate usedline. V sestavi ogljikovodikov prevladuje plin (več kot 90%). Kot vir nafte veljajo gline zgornje jure in spodnje krede. Pasti so pretežno antiklinalne. Odkritih je bilo 14 plinskih in plinskih kondenzacijskih polj ter eno naftno -plinsko kondenzacijsko polje. Začetni viri so koncentrirani na zahodu porečja.
Pokrajina nafte in plina Lena-Vilyui(površina - približno 0,35 milijona km2). Ustreza predverhojanski predpasnici, ki se nahaja na stičišču starodavne sibirske ploščadi z verhojanskim orogenskim pasom, ki je skoraj povsod prepet čez predsobo. Korito je naloženo na območje perikratonskega posedanja ploščadi, ki je zapleteno s prečnimi rifejsko-paleozojskimi riftogenimi strukturami, vključno s potopljenim severovzhodnim segmentom največjega avlakogena Vilyui. Temelj je arhejsko-proterozojski. Sedimentni pokrov (debeline 3–6 do 10–12 km) je sestavljen iz ploščatnih (vendsko -jurska) in molasnih (zgornja jura - spodnja kreda) usedlin. Spodnji deli odseka (Wend-Devonian) niso izpostavljeni. Izpostavljeni odsek ima v bistvu terigensko sestavo z dvema industrijsko premogovima kompleksoma: permsko in zgornjojursko-spodnjo kredo. Permski in triasni peščenjaki so produktivni. Kot vir nafte veljajo glinaste plasti s povečano vsebnostjo bitumenov v zgodnjem triasu, domnevajo pa se tudi vendijansko-kambrijske glinaste kamnine. V skupnih zalogah prevladuje plin. V antiklinalnih pasti so odkrili devet polj plina in plinskega kondenzata. Napovedni potencial je velik.
Številna možna naftna in plinska območja so povezana z vmesnimi vdolbinami različnih starostnih gub: severni in južni Minusinsk ter Kuznetsk obetavna območja nafte in plina v paleozoidih Uralsko-okhotskega pasu, Zirjansko in Momško korito v Mezozoidih Verhojansko-Kolimski pasovi in drugi manjši pasovi. Njihov naftni in plinski potencial skoraj ni bil preučen, njihov ogljikovodikovni potencial pa je na splošno nizek. Obetavna naftno-plinska regija Anadyr-Navarino (površina-približno 0,15 milijona km2) ustreza znotrajkrakim koritom v pasu panoga kenozoika. Klet predstavljajo mezozojske dislocirane in metamorfozirane vulkanogene tvorbe. Sedimentna odeja, debela do 4–5 km, morda tudi več, je sestavljena iz morskih in celinskih kamnin zgornje krede, paleogena in neogena. Produktivnost je povezana z nahajališči paleogena in miocena. Določena je industrijska vsebnost nafte in plina. Viri napovedi so omejeni.
Okhotska naftna in plinska provinca(površina - približno 1,7 milijona km2). Gre za veliko območje pretežno kenozojske sedimentacije v alpskem pasu Tihega oceana. Vključuje porečje in sosednja območja celinskega korita. Površina metamorfoziranih krednih kamnin je vzeta za vrh kleti. Največjo debelino kenozojskih terigenih plasti (do 5–8 km in več) nadzirajo korita, ki uokvirjajo dvignjeni masiv Ohotskega v osrednjem delu Ohotskega morja. Peščena obzorja miocena so produktivna. Sloji gline v nahajališčih spodnjega in srednjega miocena s povečano vsebnostjo bitumenov veljajo za vir nafte in plina ter hkrati za regionalne tjulnje. Pasti so antiklinalnega tipa, pogosto tektonsko zapletene. Na severovzhodu je bilo odkritih 60 nahajališč, vklj. 47 olja in 13 plina. Večplastne usedline (do 8-14 plasti); tukaj je gostota virov velika. Nadaljnji obeti pokrajine so povezani predvsem z koriti na polici Ohotskega morja.
Veliko rezervo ogljikovodikovih surovin v Rusiji sestavljajo police Arktičnega in Daljnega vzhoda obrobnih morij, pa tudi notranje Kaspijsko morje in. Velik del njihovega območja je ocenjen kot obetaven. Arktični pas predstavlja levji delež v skupnih virih ogljikovodikov ruskega celinskega pasu.
Najbolj obetaven je velik Barents-Kara kotlina(območje - približno 2,4 milijona km2) z ugotovljeno vsebnostjo nafte in plina (zahodne in vzhodnobarencovske naftne in plinske pokrajine, Severna Kara, severnosibirski prag so obetavne naftne in plinske regije). Ustreza celinskemu pasu na območju platforme z heterogeno arhejsko-proterozojsko kletjo. Kotlina ni bila dovolj raziskana, zlasti v vzhodnem delu (Karsko morje). Prevladujoča debelina sedimentne odeje je 5–10 km, v vdolbinah do 15–20 km. Pokrovni odsek v preučenem jugozahodnem delu pokrajine je sestavljen iz terigenih, karbonatnih in slanih plasti zgornjega paleozoika, terigenih premogonosnih triasov in jure, terigeno-karbonatnih in vulkanskih krednih in paleogenskih plasti. Glavne produktivne kamnine in obzorja so triasni in jurski peščenjaki ter zgornjedevonsko-spodnjepermske karbonatne usedline. Kot vir nafte veljajo bituminozni glineni člani in ogljikove kamnine v triasni in jurski plasti. Strukturne pasti. V ruskem in norveškem sektorju Barentsovega morja je bilo odkritih 12 polj, predvsem plina in plinskega kondenzata. Med njimi edinstven v smislu zalog Shtokmanovskoe v triasnih peščenjakih, omejen na območje bližnjega pasu Južno Barentsove depresije in Ludlovskaya mega-sedlo.
Najbolj raziskana območja arktičnega pasu so južni deli Barentsove regije in so predmet licenciranja, razpisov za dodatno geološko raziskovanje podzemlja in največja polja plinskega kondenzata teh morij, Rusanovskoe in Leningradskoe v Karskem morju in Ledovoe, so vključene v državno strateško rezervo plina v državi.
Vzhodno od zahodne in vzhodnobarencovske naftne in plinske pokrajine, obetavne regije nafte in plina Severna Kara, severnosibirski prag obetavne regije nafte in plina, znotraj arktičnih voda obstaja sistem slabo raziskanih ozemelj, združenih v štirje obetavni objekti: provinca Vzhodna Arktika, ki obeta nafto in plin, provinca Južna Čukotka, ki obeta nafto in plin, ter podvodni deli perspektivne pokrajine nafte in plina Laptev ter regija Ust-Indigirskaya, ki obeta nafto in plin. Znotraj vodnih območij Daljnega vzhoda, skupaj s podvodnimi deli naftno-plinske pokrajine Ohotsk in industrijske naftne in plinske regije Anadyr-Navarino, je razširjena, slabo raziskana pacifiška provinca nafte in plina.
Bilanca nafte v državi vključuje 2.350 polj, od tega 14 na policah. Večina trenutnih rezerv ostaja na velikih poljih. 80% trenutnih zalog nafte Zahodne Sibirije je koncentriranih na 71 poljih, pri razvoju 56 polj z zalogami A, B, C1 v višini 7,5 milijard ton. olje pade na prepustnost manj kot 0,05 μm2 (vključno s 50% trenutnih zalog Zahodne Sibirije, več kot 25% v pokrajini nafte in plina Volga-Ural, približno 32% v provinci Timan-Pechora); več kot 3,1 milijarde ton plinskih nahajališč (vključno z 22,7% zalog Zahodne Sibirije); približno 1,7 milijarde ton težkega olja z visoko viskoznostjo (> 30 tisoč mPa s)
Raziskane zaloge nafte (kategorije A + B + C1, 12% sveta) v povprečju ustvarijo trenutno raven proizvodnje v državi približno 50 let, vendar za nekatere dolgoročno izkoriščene regije, ki proizvajajo nafto, velja zmanjšali na 12-19 let z razvojno pokritostjo 97-100% vseh dokazanih rezerv. Pričakovani in predvideni naftni viri Rusije znašajo 56 milijard ton in se po tem kazalniku uvrščajo na drugo do tretje mesto na svetu.
Struktura zalog zemeljskega plina v Rusiji je bila na začetku leta 2001 ocenjena na 48,0 bilijonov m3 (vključno s 1,35 bilijona m3 raztopljenega plina). Prosti plin je evidentiran v bilanci za 787 polj. Več kot 72% plina je koncentriranih na 22 edinstvenih poljih v Rusiji, glavnih v zahodni Sibiriji: Urengoyskoye, Yamburgskoye, Zapadno-Tarkosalinskoye, Medvezhye, Komsomolskoye, Yamsoveyskoye in Orenburgskoye na Volgo-Uralu. Zagotavljajo 84% letne proizvodnje prostega plina (več kot 500 milijard m3 na leto). Razvoj začetnih rezerv teh vlog presega 50%. Velika nahajališča (30–500 milijard m3) predstavljajo 24,6% raziskanih rezerv, srednja in številna majhna nahajališča pa le približno 3% industrijskih zalog.
Razvita polja (približno 440) vsebujejo približno 46% trenutnih zalog industrijskega plina v Rusiji (21,3 bilijona m3 v kategorijah A, B, C1 in 4,2 bilijona m3 v kategoriji C2), vklj. v neposredno razvitih 32% (15,0 bilijonov m3 v kategorijah A, B, C1). Akumulirana proizvodnja prostega plina je več kot 12 bilijonov m3 (razvoj začetnih komercialnih zalog je 21%). V "starih" regijah, kot sta Stavropolsko in Krasnodarsko ozemlje, republika Komi, izčrpanost vlog doseže 80–90%.
Rusija je ena redkih držav na svetu, ki je v celoti opremljena s tekočimi, plinastimi in trdnimi viri ogljikovodikov. Neraziskani obnovljivi viri nafte so ocenjeni na nekaj deset milijard ton, plina več kot sto in pol bilijonov m3. Zato ima država priložnost ne le zadovoljiti potrebe petrokemične, metalurške in drugih industrij, ampak tudi izvoziti ogljikovodikove surovine.
Kljub vsem poskusom, da bi gospodarstvo naše države rešili vpliva ravni prodaje energije, ostaja proizvodnja nafte glavni vir dohodka ruskega proračuna. Nihanja cen tega minerala v zadnjih nekaj letih so povzročila, da je Rusija poskušala revidirati svojo gospodarsko politiko, pri čemer je morala poiskati druge možnosti za vlogo glavnega izvoza države.
Vendar se do sedaj stanje ni spremenilo - naftne surovine so še vedno donosne, zato jih ni smiselno zavrniti. Odprto pa ostaja pomembno vprašanje: koliko nafte ostane v Rusiji? Ali lahko država še dolgo ne razmišlja o izčrpavanju naftnih polj ali pa je njeno glavno naravno bogastvo usojeno kmalu izginiti? Poskusimo to razumeti podrobneje.
Danes so razmere glede proizvodnje nafte v Ruski federaciji dvoumne. Sankcije, ki so jih leta 2014 uvedle ZDA, Evropska unija in številne druge države, so zadale otipljiv udarec domačemu gospodarstvu, zaradi česar so morale povečati izvoz "črnega zlata" v tujino. Hkrati pa močno znižana cena naftnih derivatov in samih surovin od Rusije zahteva, da zmanjša obseg svoje proizvodnje. Trenutno gospodarska klima prispeva k temu, da podjetja v državi proizvajajo več nafte, saj se je danes njihova cena začela povečevati in se stabilizirala na približni ravni 50-53 ameriških dolarjev za sod.
Zahvaljujoč temu se je februarja 2017 zgodila neverjetna stvar: Ruska federacija je prehitela nenadomestljivega vodilnega proizvajalca v preteklih mesecih, Savdsko Arabijo, in se uvrstila na prvo mesto v svetu po tem kazalniku. Nekaj drugih držav, aktivnih akterjev na trgu naftne energije, ji diha v hrbet. Pet najboljših vodilnih v proizvodnji nafte v naftni industriji po podatkih Bloomberga marca 2017 izgleda takole:
V naslednjih mesecih pa je mogoče pričakovati spremembe te ocene: Irak bi zaradi nenehne vojne s terorističnimi skupinami lahko umaknil mesto Iranu, ZDA pa nameravajo povečati svojo proizvodnjo nafte in prehiteti Savdsko Arabijo in Rusijo.
Po mnenju geologov so ruske zaloge nafte precej velike. Takoj je treba opozoriti, da so vsa nahajališča mineralov, ki jih preučujemo, razdeljena v dve kategoriji:
Podatki o obsegu zalog naftnih nahajališč v Ruski federaciji so različni. Na primer, že leta 2014 so strokovnjaki zveznega ministrstva za naravne vire izračunali, da so zaloge države približno osemnajst milijard ton nafte. Upoštevali so le tista nahajališča, katerih lokacija je bila takrat že odkrita z vrtanjem. Hkrati so drugi strokovnjaki z uporabo sistema znanstvenih napovedi izračunali, da se Rusija lahko pohvali z enajst milijard ton zalog nafte. Doslej se zdi ocena zaposlenih v koncernu British Petroleum najbolj natančna. Po njihovih podatkih podzemlje Ruske federacije zdaj vsebuje nekaj manj kot trinajst milijard ton zalog nafte.
Trenutno se na ozemlju Ruske federacije aktivno razvija več kot ducat velikih naftnih polj. Najbogatejše regije za ta fosil so Sibirija, regija Kaspijskega morja in polica Arktičnega oceana. Največja naftna polja v državi vključujejo:
Geologi so pozorni, da je na ozemlju Rusije še vedno veliko tako velikih nahajališč. Poleg tega študije kažejo, da se količina naftnih virov v njih začne povečevati.
Trenutno trije glavni dejavniki ovirajo povečanje stopnje in količine ekstrahiranih oljnih surovin. Prvič, velik del državnih virov ostaja nedostopen - njegovo pridobivanje ovira pomanjkanje raziskovanja zalog na kraju samem. Drugič, pritisk sankcij prav tako ni bil preklican: zaradi omejitev nadgradnje opreme in novih pogodb se naftna industrija v državi še ne more v celoti razširiti. In končno, tretjič, problem je prisoten v trenutnih cenah nafte - povečanje rudnikov bo povzročilo še bolj občutno znižanje stroškov za sod. Kot je postalo jasno, doslej ni smisla tvegati in se povečevati.
Že omenjeni strokovnjaki družbe British Petroleum (eden najbolj avtoritativnih strokovnjakov za obravnavana vprašanja) so izdali napovedi o proizvodnji nafte v Rusiji v naslednjih nekaj letih.
Glede na dejstvo, da se Ruska federacija že nekaj mesecev poskuša pogajati s Savdijci in drugimi državami proizvajalkami nafte z Bližnjega vzhoda o zmanjšanju obsega proizvodnje črnega zlata, bi morali pričakovati padec stopnje pridobivanja "črnega zlata" zlato "iz črevesja države. Če bodo pogajanja uspešna, lahko svet pričakuje pomanjkanje naftnih virov.
V tem primeru bodo te razmere imele dve možnosti za razvoj dogodkov: ali bo družba prešla na druge vire energije, zaradi česar bo naftna industrija še bolj nazadovala (tudi v Rusiji), ali pa se bo cena tega minerala neizprosno znižala navzgor, kar bo znatno zapolnilo zakladnico držav uvoznic nafte. Kako natančno se bo razvila ta situacija, bomo izvedeli zelo kmalu.
Evropske države zahodno od Sovjetske zveze s 386 milijoni prebivalcev so zelo pomembne kot naftni trg. To območje je za ZDA drugi največji naftni trg na svetu. Nekaj več kot 1/10 celotnega olja, porabljenega v Evropi, se proizvaja lokalno, preostanek porabljene količine pa je treba uvoziti. Oskrba evropskega trga je ena najpomembnejših nalog mednarodne trgovine z nafto. Toda ta članek se bo osredotočal predvsem na proizvodnjo nafte in proizvodnjo naftnih derivatov v sami Evropi; tukaj bomo govorili o proizvodnji nafte v posameznih državah, njeni predelavi, transportu in pridobivanju stranskih proizvodov goriva.
Na splošno lahko v Evropi ločimo tri različne geološke regije. Prva so skandinavske države, ki imajo zelo razčlenjeno topografijo in so brez mladih sedimentov in sedimentnih bazenov. Druga so države severnega dela zahodne Evrope, za katere so značilne obsežne sedimentne kotline in pomemben razvoj starodavnih plasti, ki včasih sestavljajo nizke gore. Tretja je regija Sredozemskega morja in jugovzhodne Evrope, za katero so značilna visokogorska območja z mlado topografijo, obrobljena z ozkimi vdolbinami, napolnjenimi s sedimentnimi plastmi. Med gorami je več manjših vmesnih vdolbinic. Starost slojev, ki sestavljajo gore in zapolnjujejo vdolbine, je relativno mlada.
V Evropi je mogoče razlikovati osem velikih in od osem do trinajst manjših kotlin, odvisno od merila, na podlagi katerega ločimo posamezne bazene. V primerjavi z bazeni na drugih celinah so evropski bazeni majhni in ni mogoče pričakovati, da bodo proizvajali znatne količine nafte. Sedimentni bazeni so neposredno povezani s tektonsko aktivnimi regijami, ki so v Evropi po svoji strukturi bolj zapletene in se med seboj nahajajo bližje kot v drugih delih sveta.
Kljub temu, da se evropski bazeni nahajajo naključno, so dejansko povezani z regionalno strukturo, kar je razvidno iz podrobnih geoloških zemljevidov. Odnos med kotlinami in zgradbo je pogosto precej jasen, na primer v depresijah, ki mejijo na Pireneje, Apenine, Alpe in Karpate. V nekaterih drugih primerih, na primer za severnonemško in pariško kotlino, razmerje med dvigi in posedanjem bazenov ni jasno, nastanek bazenov pa ni mogoče zanesljivo pripisati določeni stopnji posedanja, ki spremlja dvige v. sosednjo cono. Kljub temu pa bazeni, katerih nastanek bi bil v nasprotju s sodobnimi geološkimi teorijami, tukaj odsotni.
Dolga leta se je štelo za ugotovljeno, da obstaja določena povezava med količino morskih sedimentnih plasti in količino nafte, ki jo vsebuje globina bazena, in sicer: večji kot je bazen, več bi ga bilo treba proizvesti. Izkazalo pa se je, da je treba upoštevati številne druge dejavnike, značilne za vsako porečje in ki lahko močno vplivajo na količino in porazdelitev nakopičenih olj.
Severnonemški bazen sega zahodno od Poljske skozi severno Nemčijo, severno Nizozemsko in se čez Rokavski preliv konča na Škotskem in v Angliji. Za ta bazen so značilne številne solne kupole. Sedimentacija se je začela v permu in se nadaljevala v celotnem triasu, juri, kredi in zgodnji terciarnosti. Skoraj celoten odsek je sestavljen iz morskih sedimentov. Pomembna nahajališča soli so povezana z Zechsteinom (zgornja perma) in ponekod z rdečo plastjo (spodnja perma). Največja debelina plasti, ki zapolnjuje porečje, je očitno več kot 5100 metrov.
V tem oddelku je več nesoglasij, povezanih predvsem s širokimi prestopki. Mlajše usedline, zlasti zgornje krede in terciarne, ki odrezujejo starejše dislocirane sloje, odlikuje najbolj izrazit transgresivni pojav. Študija solnih kupol, ki se dvigajo iz globoko ležečih plasti permske dobe, jasno kaže, da njihova rast poteka po stopnjah, od katerih prva pripada zgornji juri in spodnji kredi. Te usedline postanejo manj debele ali se stisnejo ob straneh kupole. V zgornjo kredo je sol prodrla skozi vse prekrivne plasti; periodično so se gibanja obnavljala v terciarnem času. Nemški geologi menijo, da so sodobna nahajališča soli nastala med premiki, ki segajo v terciarno obdobje.
Severnonemški bazen se razcepi na več delov; glavna, kot je Hanoverski zalivu podobna kotlina, v kateri je povezana glavna skupina naftnih polj, sega proti zahodu na Nizozemsko. Za ta del kotline je značilna prisotnost jurskih in spodnjekrednih usedlin, ki običajno izstopajo vzdolž severnega roba bazena. Zato je povsem možno, da je zaradi prisotnosti jurskih in spodnjekrednih nahajališč ta del bazena najbolj obetaven. Druga značilnost Hanoverske kotline je pas razvoja antiklinalnih gub, ki se razteza vzdolž južnega roba, kjer solnih vpadov običajno ni. V bližini meje z Nizozemsko se v tem pasu razvijajo normalni antiklinalni dvigi, s katerimi je povezanih več razmeroma velikih nahajališč.
Skupina polj Heide v Schleswig-Holsteinu, na skrajnem severu Nemčije, je del drugega dela kotline. Tu so jedra podolgovatih dvigov soli sestavljena iz rdeče plasti (spodnja perma) in ne Zechsteina (zgornja perma), kot v drugih kupolah.
Manjši deli vključujejo porečje Munster, Spodnji Ren Graben med Belgijo in Nizozemsko ter številne druge. V Nemčiji je južna meja porečja gore Harz in njihov zahodni podaljšek (nos Osnabrück), ki sega do Nizozemske.
Tako solne kupole kot običajna antiklinalna dviganja vsebujejo oljne usedline, ki pokrivajo širok stratigrafski interval od perma do zgornje krede. Najpomembnejša znana produktivna obzorja so jura in spodnja kreda. Kotlina proizvaja manj nafte, kot bi pričakovali glede na njeno velikost, debelino plasti, ki jo zapolnjujejo, in na videz ugodno naravo nahajališč.
Dunajska kotlina je dolga približno 176 km in široka 48 km. Kotlina je graben, ki se nahaja med dvema gorskima verigama na mestu sedla, ki povezuje Alpe in Karpate.
Posedanje se je zgodilo v zgornjem miocenu in pliocenu; debelina sedimentov (brakična voda do normalnega morskega) doseže od 3900 do 5100 metrov. Zdi se, da je bila izvedba porečja povezana s podobnim procesom v sosednjem madžarskem bazenu.
Napake, ki tvorijo graben, so izrazite v globini vzdolž obeh strani kotline. Naftna polja v Avstriji, na Češkem in na Slovaškem so povezana s temi napakami, pa tudi z zakopanimi dvigi dna grabena. Olje se pridobiva iz pliocenskih in miocenskih sedimentov ter iz poroznih predmiocenskih kamnin na dnu grabena, v katerega se je očitno preselilo.
V porečje je omejenih več razmeroma bogatih naftnih polj. V začetku leta 1949 so odkrili še eno nahajališče - Matzen.
Kotlina Molasse, ki je nadaljevanje zahodnega dela Karpatske kotline, meji na zunanji rob Alp in pokriva dele Češkoslovaške, Avstrije, Nemčije in Švice. Izpolnjevanje porečja, ki se je zgodilo od srednjega oligocena do zgornjega miocena, je odraz zadnje stopnje gibanja proti severu predgorja vdolbin alpskega geosinklinalnega območja. Največja debelina plasti, ki zapolnjuje porečje, je od 4,5 do 9 tisoč metrov; večina jih je sladkovodnih nahajališč.
Kotlina se je sprva razširila precej južneje, vendar so se zaradi zadnjih pomembnih sunkov, ki so se zgodili v alpskem sistemu v zgornjem miocenu in pliocenu in usmerili proti severu, sedimentni sloji premaknili na severni rob globoke depresije. Trenutno je kotlina Molasse vdolbina, katere severna stran se sprva rahlo, nato pa zelo strmo, spušča proti jugu in tvori kot celoto globoko poleglo sinklinalno strukturo, katere le severni del je ostal razmeroma nemoten: alpsko potiski se nanjo niso razširili.
V Belah (Zgornja Avstrija) je majhno plinsko polje, ki nima komercialnega pomena. Miocenske usedline so tu plinaste. Manjše znake olja najdemo v severozahodni Avstriji; v Švici ob severnem robu kotline opazimo več izhodov. Skupaj je v tem bazenu okoli 90 raziskovalnih vrtin.
Po porečje se nahaja ob zunanji strani Apeninov, sovpada z dolino Po in severnim delom Jadranskega morja ter delno pokriva Albanijo.
Obetajo se nahajališča, ki segajo od oligocena in miocena, pa tudi nad pliocenom in kvartarjem. Vsaj del nekdanje globoke miocenske depresije se je nahajal na zadnji strani sedanjega zunanjega pobočja vznožja Apeninov. Zaradi poznejših velikih potisnih napak na Apeninih, ki so se pojavile konec ali malo pred koncem miocena, je bil precejšen del sedimentnih usedlin premaknjen in dvignjen. Gravimetrične študije beležijo velik minimum, omejen na vznožje Apeninov.
Pliocenska vdolbina se nahaja pred sedanjimi zunanjimi pobočji ob vznožju Apeninov in delno zajema slednje. Njegova širina je od 24 do 48 km. Depresijo dobro odpravijo gravitacijske anomalije. Potopitev bazena se nadaljuje še danes, kar je razvidno iz prisotnosti kvartarnega sloja z debelino več kot 900 metrov, pa tudi iz depresije Jadranskega morja. Sedimentne plasti bazena so sestavljene pretežno iz bočate vode do običajne morske; Zdi se, da skupna največja debelina miocenskih in pliocenskih usedlin presega 9000 metrov.
Podnožje Apeninov, sestavljeno iz slojev od kredne do miocenske dobe, ima zelo zapleteno strukturo, predvsem zaradi številnih luskastih napak potiska. Znotraj samega bazena se miocenski sedimenti zložijo in raztrgajo s potiski; prekrivne pliocenske usedline so zmečkane v nežne gube; intenzivnost dislokacij upada v mlajših plasteh. Četrtinske usedline so ostale nedotaknjene.
Aquitaine kotlina, ki se nahaja na jugu Francije, se nahaja neposredno severno od Pirenejev. Ta depresija je nastala na zadnji stopnji gibanja vznožnih koritov. Globoko potopljen del kotline leži na jugu, mimo Pirenejev; manj potopljeni del se postopoma dviga proti severu.
Na prvih stopnjah nastanka akvatinske kotline so se srednja kreda ter zgornja kredna in eocenska plast odlagale na zložene in nekoliko erodirane jurske plasti. Zaradi premikov eocenske faze so bili sloji, ki so zapolnili kotlino, močno zdrobljeni in raztrgani. Intenzivnost dislokacij upada z oddaljenostjo od Pirenejev. V zunanjem (severnem) delu kotline je splošno postopno dvigovanje plasti proti severu. Med poznejšo miocensko transgresijo so gube izginile, večina bazena pa je prekrita z neoviranimi sedimenti.
Ti bazeni vključujejo zgornji renski graben, sicilijansko osrednje, porečje Duero-Ebro, transilvansko, tirinško, pariško, portugalsko, seviljsko, tahojsko in druge. Pri tem je avtor upošteval obliko kotline, njeno strukturo, geološko zgodovino, naravo in debelino nahajališč, velikost kotline ter rezultate raziskovanja in stopnjo razvoja nahajališč na trenutek.
Premog. Rusija ima ogromne vire premoga, raziskane rezerve predstavljajo 11% sveta in industrijske vire (3,9 bilijona ton) - največje na svetu, ki predstavljajo 30% sveta.
1) Premogovni bazen Pechora - premogovnik se nahaja na zahodnem pobočju Polarnega Urala in Pai -Khoya, v Republiki Komi in Nenetskem narodnem okrožju v Arhangelski regiji. Skupna površina porečja je približno 90 tisoč km².
2) Kuznetski premogovnik (Kuzbass) je eno največjih nahajališč premoga na svetu, ki se nahaja na jugu zahodne Sibirije, predvsem v regiji Kemerovo. Približno 56% trdega premoga v Rusiji in do 80% koksnega premoga se izkopava v tem bazenu.
3) Irkutski premogovnik - premogovnik, ki se nahaja v južnem delu regije Irkutsk v Rusiji. Površina je 42,7 tisoč km².
4) Donjeckov premogovni bazen (Donbass). V Rusiji zaseda zahodni del regije Rostov.
5) Tunguska premogovna komora je največja od premogovnih bazenov v Rusiji in zavzema del ozemlja Krasnojarskega ozemlja, Jakutije in Irkutske regije. Geografsko porečje zavzema večino vzhodne Sibirije (Tunguska sinekliza). Skupna površina je več kot 1 milijon km².
6) Porečje premoga Lensky - nahaja se v Avtonomni republiki Jakutiji in delno na Krasnojarskem ozemlju. Površina je približno 750.000 km2.
7) Rudnik premoga Minusinsk se nahaja v porečju Minusinsk (Republika Khakassia).
8) Premogovni bazen Kizelovsky (KUB, Kizelbass) se nahaja na zahodnem pobočju Srednjega Urala, znotraj Permskega ozemlja.
9) porečje Ulug -Khem - premogovnik, ki se nahaja na ozemlju republike Tyva. Površina je 2300 km².
10) Porečje Kansk -Achinsk - premogovnik, ki se nahaja na Krasnojarskem ozemlju in delno v regijah Kemerovo in Irkutsk. Rjavi premog se kopa.
Ruska federacija je tradicionalni dobavitelj premoga na svetovnem trgu.
Olje. Velik del (9/10) proizvodnje nafte je koncentriran v treh naftno-plinskih provincah: Zahodno Sibirski, Volga-Ural in Timan-Pechora. Zahodna Sibirija je glavna naftna baza Rusije, tu se proizvede 70% nafte v državi. Olje je visoke kakovosti - veliko lahkih frakcij, nizka vsebnost žvepla. Glavna polja glede zalog nafte in obsega proizvodnje nafte v regiji (Samotlorskoye, Ust-Balykskoye, Nizhnevartovskoye, Surgutskoye, Shaimskoye, Megionskoye itd.) So v zadnji fazi razvoja. Zato se zaradi zmanjšanja obsega odkritih polj zmanjšuje proizvodnja in zaloge nafte (stopnja razvoja zalog je 33%). Od novih polj, pripravljenih za razvoj, Russkoye izstopa na polotoku Yamal.
Volga-Uralska naftna baza pokriva naftna območja, ki se nahajajo med reko. Volga in Uralski greben (republike Tatarstan, Baškortostan, Udmurtija, regije - Perm, Orenburg, Samara, Saratov, Volgograd, Astrahan). Olje v regiji odlikuje visoka vsebnost žvepla, parafina in smol, kar otežuje njegovo predelavo. Stroški pridobivanja nafte so nizki, saj se pojavljajo na majhnih globinah (od 1500 do 2500 m) in jih je mogoče zlahka povrniti. Glavna naftna polja: Romashkinskoe, Almetyevskoe, Buguruslanskoe (Republika Tatarstan); Shkapovskoe, Tuimazinskoe, Ishimbaevskoe, Arlanskoe (Baškirija); Mukhanovskoe (regija Samara), Yarinskoe (regija Perm). Zaradi starosti in intenzivnosti izkoriščanja obseg proizvodnje nafte pada, stopnja razvoja zalog je visoka (več kot 50%).
Naftna baza Timan-Pechora je v fazi nastajanja. Vključuje veliko odkritih, a nerazvitih nahajališč, tudi na pasu morij, ki izpirajo evropski sever, na polici otoka. Kolguev (nahajališče Peschanoozerskoe). Delež regije v skupnem obsegu proizvodnje nafte v Rusiji se bo v prihodnosti znatno povečal. Nafta se proizvaja v dveh vrstah: lahka - na Tebukskem in drugih poljih ter težka - na Yaregskem (na območju reke Yarega v Republiki Komi), Usinskoje in na drugih poljih, kjer se proizvodnja ne izvaja na običajen način tako, ampak na moj način. (To je posledica posebnih fizikalnih lastnosti olja Yarega (njegova gostota in viskoznost) ter podnebnih razmer na območju.)
Razvoj naftnih polj poteka v težkih, ekstremnih naravnih razmerah, zato so stroški proizvodnje nafte visoki. Med dokazanimi rezervami in proizvodnjo izstopajo polja Ukhtinskoye, Usinskoye, Tebukskoye, Yaregskoye, Pashninskoye, Vozeyskoye. V teku so priprave na razvoj zelo velikega polja Yuzhno-Khylchuyuk.
Najstarejša regija za proizvodnjo nafte v Rusiji je Severni Kavkaz (regija Čečenije, Dagestana, Stavropolskega in Krasnodarskega ozemlja). Največja stopnja izčrpanosti naftnih polj je opažena tukaj (do 80%). Kakovost olja je visoka, z velikim odstotkom bencinskih frakcij. Glavna polja so Grozny, Khadyzhen, Izberbash, Achi-Su, Maikop. Vzhodna Sibirija in Daljni vzhod sta zelo obetavna v zvezi z nadaljnjo širitvijo baze virov industrije in rastjo proizvodnje nafte v Rusiji. Tu so odkrili veliko novih nahajališč v Leno-Vilyui depresiji (Vzhodna Sibirija), na Kamčatki, Čukotki, v ozemlju Khabarovsk, v Ohotskem morju, na kopnem in na morju. Sahalin.
Zemeljski plin. Proizvodnja zemeljskega plina je koncentrirana na območjih z največjimi in najbolj razvitimi polji.
Posebej izstopa regija Tyumen v zahodni Sibiriji (90% vseslovenske proizvodnje), kjer se nahajajo največja polja plina in plinskega kondenzata v državi in na svetu - Urengoyskoye, Yamburgskoye, Medvezhye, Zapolyarnoye itd. obseg proizvodnje na Uralu v regiji Orenburg na orenburškem naftnem in plinskem kondenzacijskem polju.
Glavni vir virov in glavno središče proizvodnje plina v bližnji prihodnosti tako za Gazprom kot za Rusijo kot celoto ostaja Zahodna Sibirija, in sicer regija Nadym-Pur-Taz in v prihodnosti polotok Yamal.
Prav polja polotoka Yamal so strateška surovinska baza za zadovoljevanje prihodnjih potreb države po plinu.
Ruska federacija upravičeno velja za enega vodilnih svetovnih izvoznikov nafte.
V državi se letno pridobi približno 505 milijonov ton "črnega zlata".
Do danes so razvite glede na količino dokazanih zalog naravne nafte Rusijo postavile na 7. mesto v svetu.
Glavna nahajališča so Samatlorskoye, Romashkinskoye, Priobskoye, Lyantorskoye, Fedorovskoye, Mamontovskoye
Največje naftno polje v Rusiji je na 6. mestu svetovnega seznama. Dolgo je njegova lokacija veljala za državno skrivnost.
Trenutno ti podatki niso več zaupni. Razvija se že več kot 45 let, njegova uporaba pa bo trajala do konca 21. stoletja.
V letih delovanja je bilo proizvedenih več kot 2.300.000.000 ton ogljikovodikov. Trenutno na terenu poteka delo za spodbujanje proizvodnje. Načrtujejo izgradnjo več kot 570 novih vrtin. Glavni del razvoja pripada NK Rosneft.
Spada v Volga-Uralski bazen nafte in plina. Za državo je strateško pomemben. Že nekaj desetletij zapored je služil kot nekakšen "poligon" za preizkušanje novih tehnologij pridobivanja nafte. 
Iz globin polja je bilo pridobljenih že več kot 2.200.000.000 ton nafte. Za leto 2010 je obseg raziskanih zalog 320.900.000 ton. Razvoj izvaja TATNEFT.
Večplastno polje nizke produktivnosti. Ima velik potencial, vendar njegovo izvajanje zahteva znatne finančne naložbe. Razvoj otežujejo močvirje ozemlja, poplave, bližina ribnikov. 
Polje spada v zahodno -sibirski bazen nafte in plina. Več kot 80% se nahaja v poplavnem območju reke Ob. Pridobili so že približno 1.350.000.000 ton ogljikovodikov. Razvoj izvajata družbi Rosneft in Gazprom Neft.
Velja za eno najtežjih ruskih nahajališč. Pripada zahodno -sibirski provinci nafte in plina.
Glavni upravljavec polja je OJSC Surgutneftegas.
Pripada Surgutskemu loku, jugovzhodnemu delu dviga Chernorechensky. Vključeno v razred velikanskih nahajališč. 
Je hrbtenica virov Surgutneftegaza. Od začetka delovanja je polje proizvedlo več kot 571.000.000 ton nafte.
Spada v razred velikih. Nahajališča ogljikovodikov se nahajajo na globini približno 2 - 2,5 km. 
Ležišče je zaradi svoje geološke zgradbe zapleteno. Od začetka obratovanja je bilo izčrpanih 561.000.000 ton nafte. Razvoj trenutno izvaja Rosneft.
Med transportom se razlije velika količina nafte, preberite povezavo, kakšni okoljski problemi v zvezi s tem nastajajo v Azovskem morju
Pri nas so obetavni kraji, kjer lahko pride do velikih količin proizvodnje.
Leta 2013 so odkrili polje Velikoye. Po prvih ocenah so geološke rezerve nafte v njej blizu 300.000.000 ton. Natančnih podatkov o tem, koliko je iz te količine ogljikovodikov mogoče izterjati, še ni.
Velikoye je eno največjih naftnih polj, odkritih na kopnem v zadnjih desetletjih. Dovoljenje za razvoj je pridobilo podjetje AFB. Za partnerje bo verjetno pritegnila druge operaterje.
Leta 2015 se načrtuje začetek razvoja formacije Bazhenov - to je največja v Rusiji. Pridobivanje nafte iz skrilavca je zelo težko; to zahteva vključevanje izvozne opreme. Toda načrti se lahko premaknejo zaradi sankcij, uvedenih proti Ruski federaciji.
Leta 2014 so v Karskem morju odkrili novo polje z imenom Pobeda - 100.000.000 ton.
