Запасы нефти велики и ещё далеко не исчерпаны, но с  каждым  годом  добывать  нефть  становится  труднее.  Вопрос состоит в том, как нефть извлечь из недр. Здесь несколько проблем.

• Проблема освоения новых нефтегазоносных площадей с крупными запасами, но расположенными в труднодоступных и геологически сложных районах. К числу таких месторождений относятся: Приобское (ХМАО) с запасами 2,7 млрд т, Средне-Ботуобинское (Саха) – 1,3 млрд. т, Варандейское (НАО) – 650 млн т, Юрубчено-Тахомское (Эвенкия) – 0,26 млрд.т и др. Многие из них удалены и от населенных пунктов, и от мест переработки и потребления, транспортных путей. Кроме того, эксплуатация заполярных месторождений с резко континентальным климатом вынуждает создавать мощности по подогреву вязкой нефти зимой. В итоге требуются значительные инвестиции с учётом повышенных трудностей технического и социального характера (рис. 32).
• Проблема увеличения средней глубины бурения скважин: в 1940 г. глубина была менее 1 тыс. м, в 1980 – почти 2 тыс. м, в 2009 г. – 2,9 тыс. м. С этим связано увеличение стоимости бурения, затраты на которое составляют более 50 % капиталовложений в нефтедобычу. Самая глубокая нефтяная залежь в нашей стране открыта в районе г. Грозного –5300 м.
• Проблема повышения нефтеотдачи пластов, т.к. степень извлечения нефти из недр составляет в среднем 68 %, а по ряду месторождений – 10 %.

Когда внутрипластовое давление падает, приток нефти сокращается, хотя ¾ нефти ещё остается в пласте. Чтобы поддержать внутрипластовое давление, современная нефтяная наука предлагает десятки способов оживления пласта. У нас наиболее распространены методы заводнения пласта, теплового или физико-химического воздействия, гидроразрыва пласта (в последние годы). Первый способ применяется уже многие годы и преобладает в настоящее время (в скважины закачивается вода). С помощью обводнения пласта добывается 90 % нефти в стране, но он дает эффект только на месторождениях маловязких, текучих видов нефтей. Однако в последнее время осваиваются залежи вязких, высоковязких и вовсе нетекучих нефтей (Тимано-Печорская провинция, север Западной Сибири). Выход их под действием естественного давления составляет 3-10 %. Тогда используются другие перечисленные методы, причём конкретно для каждого месторождения подбираются или внедряются комбинированные технологии (например, сначала пар, затем воздух). Новые методы более эффективны, особенно гидроразрыв пласта (поднимает дебит скважин в 18-20 раз!), но и более дорогие, увеличивающие себестоимость добычи. В то же время эти способы позволят максимально использовать ресурсы уже открытых месторождений. Так, даже на основательно истощенном богатейшем Самотлоре низкодебитный пласт выработан всего на 2,4 % .

Отсюда соотношение способов добычи (2009 г., %): насосный – 91,8, а фонтанный – 8,2.