На большей части БКР ОГ, соответствующий этому несогласию, находится в зоне эрозии, возникшей, по-видимому, в ходе позднемелового и кайнозойского аплифтов, амплитуда которых могла превышать в отдельных участках 2 км. Область эрозии занимает здесь почти всю периферию шельфа - область ДНИ, ЗФИ, область Новой Земли и всю Северо-Карскую часть шельфа. Сохранившиеся на БШ нижнемеловые отложения, судя по структурной карте ОГ, протягиваются узкой полосой в северо-восточном направлении, примерно параллельно Новой Земле, и образуют структуру 1-го порядка, которая по своей ориентировке, размерам и морфологии соответствует выявленному ранее Баренцево- Северо-Карскому мегапрогибу (БСКМ) - I.

После вскрытия бурением скважин нефтеносных горизонтов и их обустройства оборудованием, необходимым для добычи нефти, начинается сам процесс добычи этой нефти.

Автоматизированный замер дебита куста нефтяных скважин  осуществляется на групповой измерительной установке  «Спутник» (рис. 83), которая имеет несколько модификаций.

Технология первичной сепарации нефти (рис. 89) складывается из процесса ее подогрева до заданной температуры в печи 1 с последующим разделением ее на три фракции: нефть, газ и воду.

Дальнейший среднемиоценовый этап развития характеризуется чередованием более мелких трансгрессий и регрессий вплоть до второй половины среднего сармата. Исследователи, занимавшиеся сопоставлением геохронологических схем Восточного Паратетиса и Тетиса, пришли к выводу, что поздний сармат отвечает низам тортона. Временные рамки позднего сармата указываются ориентировочно в пределах 9,5 – 11 млн. лет.