Скупчення вуглеводнів (нафта, газ, конденсат) знаходяться як в надрах суші, так і в межах акваторій арктичних і далекосхідних окраїнних, а також внутрішніх морів Росії.
Понад половину початкових ресурсів вуглеводнів розташовані на території молодих і стародавніх платформ і (близько третини) в зонах їх зчленування зі складчастими областями, де вони пов'язані з областями розвитку не був сконцентрований або слабо дислокованого осадового чохла підвищеної (більш 1,0-1,5 км) потужності.
Поклади вуглеводнів встановлено у відкладеннях від рифея до пліоцену. Велика частина (приблизно 60-70%) початкових сумарних ресурсів приурочена до мезозойських відкладів; вклади палеозойских і кайнозойських комплексів близькі, а частка докембрійських - поки досить обмежена. У кожному нафтогазоносній басейні основна частина ресурсів зазвичай локалізується в порівняно вузьких, як правило, щодо витриманих, інтервалах розрізу.
Переважна частина (приблизно 60%) ресурсів пов'язана з теригенними комплексами, близько третини - з карбонатними, невелика частка - з кремнисто-глинистими. Серед встановлених пасток в більшості регіонів основне значення мають антиклінальні, в ряді регіонів істотну роль грають рифогенними, стратиграфические і литологические (найчастіше контрольовані зонами виклинювання), а також пов'язані з солянокупольних тектоникой. В якості перспективних розглядаються зони поднадвігового поширення осадових комплексів в обрамленні платформ.
У європейській частині Росії виділяються: Тимано-Печорська, Волго-Уральська, Прикаспійська, Північно-Кавказько-Мангишлакського нафтогазоносні провінції і Балтійська нафтоносна область, в яких зосереджені основні запаси вуглеводнів регіону, а також Московська і Мезенская перспективні нафтоносні області.
Прикаспійська нафтогазоносна провінція (площа - приблизно 0,5 млн км2). Відповідає одній з найбільш глибоких депресійних структур світу, з потужністю осадового чохла до 20 км і можливо більше. Важливі особливості розрізу - регіональне поширення потужної (до 3-4 км) ніжнепермскіе товщі солей, сильно ускладненою солянокупольних тектоникой, і широкий розвиток в розрізі подсолевих відкладень (від середньо-верхнедевонских до нижнепермских) масштабних рифогених комплексів, висотою до 2-5 км. Промислова нафтогазоносність встановлена у відкладеннях від середньодевонські до палеоген-неогенових. Велика частина покладів (приблизно 90%) міститься в подсолевих верхнедевонских-кам'яновугільних карбонатно-рифогених і теригенних комплексах, менша (приблизно 10%) в надсольових мезозойських. Бітумінозні глинисто-карбонатні утворення, що розглядаються в якості нефтематерінскіх, присутні в верхнедевонских, нижне- і среднекаменноугольних і нижнепермских відкладеннях.
Родовища приурочені до антиклінальними складкам і рифових масивів, частково пов'язані з солянокупольних структурами. Максимальна щільність ресурсів встановлена на Астраханському зводі, де знаходиться однойменний гігантське газоконденсатне родовище, що містить унікальні концентрації і запаси сірководню. Обсяги початкових сумарних ресурсів значні.
Прикаспійська западина і її платформенне обрамлення є одним з небагатьох регіонів європейської частини Росії, де можуть бути відкриті великі поклади вуглеводнів.
Північно-Кавказько-Мангишлакського нафтогазоносна провінція (площа - приблизно 0,4 млн км2) включає епігерцинськие Скіфську плиту і альпійські Предкавказские крайові прогини і поширюється в межі акваторії Каспійського моря. Осадовий чохол, потужністю від 2-3 до 8-12 км, представлений нижнім доплітним (PZ3-T) і плитних (J-N) комплексами, перекритими в межах крайових прогинів олигоцен-неогенової молассой. Нафтогазоносність встановлена у відкладеннях від Пермь-тріасу до неогену. Виділяється до 7-8 піщаних і вапнякових продуктивних комплексів. Як нефтематерінскіх розглядаються володіють підвищеною бітумінозних глинисто-карбонатні породи юри, крейди і глинисті олігоцену-неогену. Поклади нафти і газу контролюються антиклінальними підняттями, частково рифовими масивами, в меншій мірі зонами стратиграфического і літологічного виклинювання. До найбільших родовищ відносяться Старогрозненском (нафтове), Анастасіївському-Троїцьке (газонафтове), Північно-Ставропольське (газове). Щільність початкових ресурсів висока. Додаткові перспективи цієї найстарішої нафтогазоносної провінції пов'язані з нетрадиційними типами пасток і з доплітним комплексом.
Балтійська нафтоносна область. У геологічній структурі прогнозних ресурсів нафти основна роль відводиться кембрійського нафтоносному комплексу, з яким в даному регіоні пов'язані всі відкриті в даний час промислові поклади нафти. Незважаючи на значний ступінь разведанности ресурсів і виробленості запасів, цей комплекс на даний момент є в Калінінградській області найбільш перспективним для освоєння.
В азіатській частині Росії найбільш великими є Західно-Сибірська і Лено-Тунгуська нафтогазоносні провінції, Енисейско-Анабарского, Хатанге-Вилюйская і Лено-Вилюйская газонефтеносние провінції.
Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція (площа - приблизно 2,0 млн км2) одна з найбільших нафтогазоносних провінцій світу, що займає більшу частину молодої епігерцинськой плити і триває в межах шельфу Карського моря. Фундамент гетерогенний: на заході - герцинский, на півночі, в центрі та на сході - в основному, байкальська частково давніший, на півдні - Салаирский, каледонский, герцинский. Залягає на глибинах від 2-3 до 5-10 км і більше, регіонально занурюється в північному та північно-східному напрямках. У підставі осадового чохла розташовується система грабенів, виконаних відкладеннями T-J1. Виділяються два комплексу: доплітний (PZ-T), потужністю до 5 км, і плитний (J-N), потужністю 7-8 км. Нефтегазоносни відкладення палеозою, нижній, середній і верхньої юри, нижньої і верхньої крейди. Для всього розрізу характерне різке переважання теригенних піщано-глинистих відкладень. Регіональні покришки: баженовского глиниста товща (J3-K1) і шари глин в розрізі крейди. Як нефтегазоматерінскіх розглядаються кремнисто-глинисті породи баженовской товщі (Сорг до 10-12% і більше), а також розрізу нижньої крейди. Серед пасток переважають антиклінальні і литологические. Основні ресурси укладені у відкладеннях неокома і сеномана; деяка частина пов'язана з іншими підрозділами юри і крейди. Для провінції характерні унікальні ресурси і дуже висока їх середня щільність.
В основних восьми нафтогазоносних комплексах відкрито велику кількість пасток (близько 4000) і покладів (більше 5200) вуглеводнів. Поклади сконцентровані в 695 родовищах, які тяжіють до центральної частини Західно-Сибірської рівнини і південь Карського моря, не наближаючись до бортів нафтогазоносних провінцій ближче ніж на 150 км.
Відкрито ряд гігантських нафтових (Самотлорское і ін.), Газових і газоконденсатних (Ямбургское, Уренгойське і ін.) Родовищ. Подальші перспективи провінції дуже високі. Додаткові перспективи зв'язуються з освоєнням глибинних об'єктів (тріасу і палеозою), Гидан-Єнісейського епібайкальськие басейну.
Лено-Тунгуська нафтогазоносна провінція (площа - приблизно 2,5 млн км2). Займає більшу частину Східно-Сибірської платформи. Фундамент доріфейських, залягає на глибинах від 2-5 до 10-12 км. Продуктивний ряд комплексів: вендські переважно теригенний; венд-кембрійський глинисто-соляно-карбонатний з ріфогеннимі утвореннями, Ріфейскій теригенно-карбонатний. Більшість родовищ укладено в венд-нижнекембрийских комплексах; великі поклади встановлені також в рифейских, з яким зв'язуються вельми значні перспективи. Підвищена бітумінозних характерна для кремнисто-глинисто-карбонатних порід венд-кембрійського розрізу. Родовища приурочені до антиклінальними пасток і рифових масивів. За загальним ресурсів провінція істотно поступається Західно-Сибірської, особливо по вивченості.
Відкрито 35 родовищ нафти, газу і газоконденсату, приурочених переважно до великих позитивним структурам: Непско-Ботуобинской і Байкітскому склепіння (на вершині останнього знаходиться найбільше Юрубчено-Тохомское родовище нафти), Катангского сідловині і ін. Крім рифейских-кембрійських, до перспективних відносяться також ордовикско-пермські відкладення в північних областях провінції. Нафтогазовий потенціал Лено-Тунгуської нафтогазоносної провінції високий, і провінція є основним об'єктом геолого-розвідувальних робіт.
Енисейско-Хатангський басейн (площа - приблизно 0,35 млн км 2, Енисейско-Анабарского і Хатанге-Вилюйская газонефтеносние провінції). Приурочений до мезозойського крайовому прогину, який перекриває область палеозойського перікратонного опускання Сибірської платформи і складчасті палеозойські комплекси Таймиру. Фундамент гетерогенний, представлений комплексами докембрію, нижнього і середнього палеозою. Глибини залягання від 3 до 8-12 км. Осадовий розріз представлений теригенно-карбонатними, ймовірно соленосними, відкладеннями палеозою, потужністю до 5 км, і теригенними мезозою, потужністю до 8 км. Нафтогазоносними є юрські і крейдяні піщано-глинисті відкладення. У складі вуглеводнів переважає газ (понад 90%). Як нефтематерінскіх розглядаються глини верхньої юри і нижньої крейди. Пастки переважно антиклінальні. Відкрито 14 газових і газоконденсатних родовищ і одне нафтогазоконденсатне родовище. Початкові ресурси зосереджені на заході басейну.
Лено-Вилюйская газонефтеносная провінція (площа - приблизно 0,35 млн км 2). Відповідає Предверхоянского крайовому прогину, розташованому в зоні зчленування древньої Сибірської платформи з Верхоянським орогенним поясом, майже повсюдно насунутим на крайовий прогин. Прогин накладено на область перікратонного опускання платформи, ускладнену поперечними рифейских-палеозойскими рифтогенних структурами, в тому числі зануреним північно-східним ланкою найбільшого Вилюйского авлакогена. Фундамент архейско-протерозойський. Осадовий чохол (потужністю від 3-6 до 10-12 км) складний платформеними (венд-юра) і молассовимі (верхня юра-нижня крейда) відкладеннями. Нижні частини розрізу (венд-девон) не розкрити. Розкритий розріз має істотно теригенний склад з двома промислово-вугленосними комплексами: пермським і верхньоюрського-нижньокрейдяним. Продуктивні пермські і тріасові пісковики. Як нефтематерінскіх розглядаються глинисті шари з підвищеною бітумінозних раннього тріасу і передбачаються нижележащие глинисті породи венда-кембрия. У загальних запасах переважає газ. Відкрито 9 газових і газоконденсатних родовищ в антиклінальних пастках. Прогнозний потенціал високий.
Ряд можливо нафтогазоносних територій пов'язаний з міжгірними западинами різновікових складчастих областей: Північно і Південно-Минусинский і Кузнецький перспективні нафтогазоносні райони в палеозоідах Урало-Охотського поясу, Зирянський і Момський прогини в мезозоїдах Верхоянская-колимського пояса, Анадирським-Наваринская перспективна нафтогазоносна область в альпід Тихоокеанського пояса та інші дрібніші. Їх нафтогазоносність практично не вивчена, вуглеводневий потенціал в цілому низький. Анадирським-Наваринская перспективна нафтогазоносна область (площа - приблизно 0,15 млн км 2) відповідає внутріскладчатим прогину в межах Тихоокеанського кайнозойского пояса. Фундамент представлений мезозойскими дислокованими і метаморфизованними вулканогенними утвореннями. Осадовий чохол, потужністю до 4-5 км, щонайбільше, складний морськими і континентальними породами верхньої крейди, палеогену і неогену. Продуктивність пов'язана з відкладеннями палеогену і міоцену. Встановлено промислова нафтогазоносність. Прогнозні ресурси обмежені.
Охотська нафтогазоносна провінція (площа - приблизно 1,7 млн км2). Являє собою велику область переважно кайнозойського осадконакопичення в межах альпійського Тихоокеанського пояса. Включає западину Охотського моря і прилеглі континентальні області прогинання. За покрівлю фундаменту приймається поверхню метаморфизованних порід крейдового віку. Найбільші потужності кайнозойської теригенно товщі (до 5-8 км і більше) контролюються прогибами, що обрамляють піднятий Охотський масив в центральній частині Охотського моря. Продуктивні піщані горизонти міоцену. Глинисті товщі у відкладеннях нижнього і середнього міоцену, що володіють підвищеною бітумінозних, розглядаються в якості нефтегазоматерінскіх і одночасно як регіональні флюідоупорамі. Пастки антиклінальні типу, часто тектонічно ускладнені. На північному сході Сахаліну відкрито 60 родовищ, у т.ч. 47 нафтових і 13 газових. Родовища многопластовие (до 8-14 пластів); тут щільність ресурсів висока. Подальші перспективи провінції пов'язані переважно з прогинами на шельфах Охотського моря.
Великий резерв вуглеводневої сировини Росії складають шельфи арктичних і далекосхідних окраїнних морів, а також внутрішні Каспійське і Балтійське моря. Значна частина їх площі оцінюється як перспективна. На частку арктичного шельфу припадає левова частка загальних ресурсів вуглеводнів континентального шельфу Росії.
До числа найбільш перспективних відноситься великий Баренцове-Карський басейн (площа - приблизно 2,4 млн км2) зі встановленою нефтегазоносностью (Західно- та Східно-Баренцевского нафтогазоносні провінції, Північно-Карська, Північно-Сибірського порога перспективні нафтогазоносні області). Він відповідає континентального шельфу в межах платформної області з гетерогенним архейско-протерозойським фундаментом. Басейн досліджений недостатньо, особливо в східній частині (Карське море). Переважна потужність осадового чохла 5-10 км, в депресіях до 15-20 км. Розріз чохла в вивченої південно-західній частині провінції складний теригенними, карбонатними і соляними товщами верхнього палеозою, теригенними вугленосними тріасу і юри, теригенно-карбонатними і вулканогенними крейди і палеогену. Основні продуктивні породи і горизонти - пісковики тріасу і юри і верхнедевонских-ніжнепермскіе карбонатні відкладення. Як нефтематерінскіх розглядаються бітумінозні глинисті пачки і углисті породи в тріасових і юрських товщах. Пастки структурного типу. У російському та норвезькому секторах Баренцева моря відкрито 12, в основному газових і газоконденсатних, родовищ. Серед них унікальне по запасах Штокманівське в пісковиках тріасу, приурочене до прибортової зоні Південно-Баренцевского западини і Лудловський мегаседловіне.
Найбільш вивчені райони арктичного шельфу - південні частини Баренцева і Карського морів є об'єктами ліцензування, конкурсів на геологічне довивчення надр, а найбільші газоконденсатні родовища цих морів Русанівське і Ленінградське в Карському морі і Льодове в Баренцевому морі включені до Державного стратегічний газовий резерв країни.
На схід від Західно- та Східно-Баренцевского нафтогазоносних провінцій, Північно-Карської перспективної нафтогазоносної області, Північно-Сибірського порога перспективної нафтогазоносної області, в межах арктичних акваторій розташовується система слабо вивчених територій, об'єднаних в чотири перспективних об'єкту: Східно-Арктична перспективна нафтогазоносна провінція, Південно-Чукотська перспективна нафтогазоносна провінція, а також субаквальні частини Лаптевской перспективної нафтогазоносної провінції і Усть-Індігирськая ой перспективної газонефтеносной області. В межах далекосхідних акваторій, поряд з субаквальних частинами Охотской нафтогазоносної провінції і Анадирським-Наваринской промислової нафтогазоносної області, виділяється протяжна слабо вивчена Прітіхоокеанськая нафтогазоносна провінція.